适合海上油田的耐温抗盐型水基钻井液体系研究

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　　摘      要：为满足海上油田高温储层段钻井施工对钻井液性能的要求，室内通过对抗温型增黏剂、抑制剂和封堵剂的优选及评价，研究出了一套适合海上油田的耐温抗盐型水基钻井液体系，并对钻井液体系的综合性能进行了评价。实验结果表明，该钻井液体系在密度范围为1.3～1.7 g/cm3内时均具有良好的流变性能和降滤失性能;当老化温度为180 ℃时，体系仍能保持良好的黏度和切力值，濾失量小于10 mL，具有良好的抗温性能;在钻井液体系中加入5%的NaCl后，体系的黏度和切力稍有下降，滤失量稍有增大，具有良好的抗盐性能;体系中加入10%的钻屑后，体系的各项参数变化幅度整体较小，具有良好的抗钻屑污染能力。储层岩心使用钻井液体系污染后渗透率恢复值在60%以上，切除污染端面后渗透率恢复值可以达到90%以上，具有良好的储层保护效果。
　　关  键  词：海上油田;水基钻井液;抗温性;抗盐性;储层保护
　　中图分类号：TE 52       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）02-0472-04
　　Abstract： In order to meet the requirements of drilling fluid performance in high temperature reservoir section of offshore oilfields， a set of water-based drilling fluid system suitable for offshore oilfield was developed by optimizing and evaluating temperature-resistant tackifier， inhibitor and plugging agent， and the comprehensive performance of the drilling fluid system was evaluated. The experimental results showed that the drilling fluid system had good rheological properties and filtration loss reduction performance in the density range of 1.3～1.7 g/cm3; when the aging temperature was 180 ℃， the system still maintained good viscosity and shear value， the filtration rate was less than 10 mL， and had good temperature resistance; when 5% NaCl was added to the drilling fluid system， the viscosity and shear force of the system decreased slightly， and the filtration loss increased slightly. When 10% drilling cutting was added into the system， the parameters of the system changed slightly， and the system had good anti-drilling cuttings pollution ability. The permeability recovery value of reservoir cores contaminated by drilling fluid system was over 60%， and that of contaminated end surface was over 90%， so the system had good reservoir protection effect.
　　Key words：  offshore oilfield; water-based drilling fluid; temperature resistance; salt resistance; reservoir protection
　　海上M油田位于南海北部湾盆地的东部，主要储层段埋深在4 500～4 700 m之间，储层温度较高，最高可达180 ℃左右[1，2]。另外，该油田储层段黏土矿物含量较高，最高可达10%左右，且以伊/蒙混层和蒙脱石为主，易发生黏土水化膨胀现象[3-5]。并且该油田储层段还含有部分盐膏层[6]。在该油田前期几口井的钻井过程中都发生了不同程度的井下复杂情况，主要表现为掉块、憋钻、遇阻以及井壁失稳等现象，部分井还出现了井径扩大的现象[7-9]。分析原因主要是由于钻井液在高温条件下降解从而降低了携岩能力，钻井液滤液侵入储层深部，引发黏土矿物吸水膨胀、分散及运移等颗粒堵塞现象，以及钻井液中侵入过多无机盐导致钻井液流变性能变化等[10-13]。因此，急需研究性能更加优良的钻井液体系来满足该油田钻井作业施工的需求。
　　本文在分析了该油田钻井过程中出现井下复杂事故原因的基础上，为提高钻井液体系的抗温性能，优选研制了抗温型增黏剂DTVS-3;为提高钻井液体系的抑制性能，优选研制了复合抑制剂YS-1;为提高钻井液体系的封堵性能，优选研制了高效封堵剂FHD-3;并结合其他处理剂的使用，研究出了一套适合海上油田的耐温抗盐型水基钻井液体系，并在室内对其综合性能进行了评价，以期为类似油田的高效合理开发提供技术支持和保障。 　　1  主要处理剂优选及钻井液配方
　　1.1  抗温型增黏剂优选
　　室内评价了不同类型增黏剂在高温下的增黏效果，增黏剂加量均为1.5%，滚动老化实验条件为180 ℃×16 h，基浆配方为：2.0%海水土浆+0.25% Na2CO3 + 0.3% NaOH+0.3% LV-PAC +1.5%不同类型增黏剂，实验结果见表1。
　　由表1结果可知，在相同的加量实验条件下，不同类型增黏剂滚动老化前黏度和切力相差不大，但滚动老化后不同类型的增黏剂的黏度和切力变化较大，其中增黏剂DTVS-3的增黏效果最好，高温老化前后黏度和切力几乎没有变化。因此，选择DTVS-3作为体系的抗温型增黏剂。
　　1.2  抑制剂优选
　　由于海上某油田地层黏土矿物含量较高，在钻井过程中易出现黏土水化膨胀、掉块、卡钻等复杂事故，因此，需要在钻井液体系中加入性能优良的抑制剂，提高体系的抑制性能。室内使用现场钻屑评价了不同抑制剂的抑制效果，钻屑粉碎后过100目筛，称取一定质量后压制成高度相同的岩心片，使用高温高压线性膨胀仪评价其在不同抑制剂溶液中的膨胀率，实验条件为90 ℃×3.5 MPa×12 h，抑制剂加量均为2.0%，实验结果见图1。
　　由图1结果可知，不同类型的抑制剂对现场钻屑均具有一定的防膨效果，其中复合抑制剂YS-1的防膨效果最好，当其加量为2.0%时，对现场钻屑的防膨率可以达到90%以上，抑制性能优于其他类型的抑制剂。因此，选择YS-1作为体系的抑制剂。
　　1.3  封堵剂优选
　　在提高钻井液体系抑制性能的同时，还需要防止钻井液侵入地层造成的储层损害，这就需要提高钻井液体系的封堵性能。室内使用常温常压砂床滤失仪评价了不同类型封堵剂的封堵效果，实验条件为25 ℃×0.7 MPa×30 min，实验配方为：2.0%海水土浆+0.25%Na2CO3+0.3%NaOH+0.3%LV-PAC+1.5%增黏剂DTVS-3+2.0%复合抑制剂YS-1+4.0%不同类型封堵剂，实验结果见图2。
　　由图2结果可知，基浆中加入不同类型的封堵剂后，常温常压砂床侵入深度均明显减小，其中封堵剂FHD-3的效果最好，侵入深度只有1.9 cm，起到了良好的封堵效果。因此，选择FHD-3作为钻井液体系的封堵剂。
　　1.4  钻井液体系配方确定
　　通过以上主要处理剂的优选及评价结果，并结合其他处理剂，研究出了一套适合海上油田的耐温抗盐型水基钻井液体系，其具体配方为：2.0%海水土浆+0.25%Na2CO3+0.3%NaOH+0.3%LV-PAC+1.5%增黏剂DTVS-3+2.0%复合抑制剂YS-1+4.0%封堵剂FHD-3+3.0%降滤失剂FHT-1+2.0%LUBE+重晶石加重至不同比重。
　　2  钻井液体系综合性能评价
　　2.1  不同密度钻井液体系基本性能
　　使用重晶石将钻井液体系加重至不同比重，然后测定不同密度钻井液体系老化前后的基本性能。老化条件为120 ℃×16 h，高温高壓滤失量实验条件为120 ℃×3.5 MPa，实验结果见表2。
　　由表2结果可知，在不同密度实验条件下，老化前后钻井液体系的黏度和切力变化均不大，并且API滤失量和HTHP滤失量均较小，说明体系具有良好的流变性能和降滤失效果，能够满足现场施工的要求。
　　2.2  抗温性能
　　结合目标区块油田储层特点，由于储层段的温度较高，因此，需要钻井液体系具有良好的抗温性能。室内对钻井液体系在不同温度老化后的基本性能进行了评价，钻井液的比重为1.5 g/cm3，实验结果见表3。
　　由表3结果可知，随着钻井液体系老化温度的升高，黏度和切力稍有下降，但降低幅度较小;而HTHP滤失量随着老化温度的增大稍有升高，经过180 ℃老化后，高温高压滤失量仍小于10 mL，说明体系具有良好的抗温性能，能够满足目标油田储层段钻井施工的需要。
　　2.3  抗盐性能
　　在海上油田钻井过程中，钻井液体系中不可避免地会混入部分海水以及无机盐等物质，这就要求钻井液体系必须具有良好的抗盐性能。因此，室内对钻井液体系的抗盐性能进行了评价，在钻井液体系中加入不同质量浓度的NaCl，然后测定钻井液体系老化前后的性能变化情况，钻井液的比重为1.5 g/cm3，老化条件为180 ℃×16 h，实验结果见表4。
　　由表4结果可知，随着钻井液体系中NaCl加量的不断增大，体系的黏度和切力有所下降，高温高压滤失量有所增大，但所有参数的变化幅度均较小，可以满足现场施工时对钻井液体系性能的要求。
　　2.4  抗钻屑污染性能
　　将目标区块储层段钻屑洗油烘干后粉碎，过100目筛，然后将其加入钻井液体系中，评价钻井液体系老化前后的性能变化情况，钻井液的比重为1.5 g/cm3，老化条件为180 ℃×16 h，实验结果见表5。
　　由表5结果可知，钻井液体系中加入不同质量分数的钻屑粉末后，体系的黏度和切力有所增大，高温高压滤失量也有所升高，但各项参数的变化幅度整体较小，说明研究的钻井液体系具有良好的抗钻屑污染能力。
　　2.5  储层保护性能
　　在海上油田钻井过程中，钻至储层段时需要钻井液体系具有良好的储层保护性能，以避免造成储层损害。室内使用目标区块储层段天然岩心对钻井液体系的储层保护性能进行了评价，实验用钻井液的比重为1.5 g/cm3，驱替实验用流体为标准盐水，实验结果见表6。
　　由表6结果可知，使用钻井液体系污染后，目标区块储层段天然岩心的渗透率有所下降，渗透率恢复值在60%以上，切除掉岩心污染端面后，渗透率恢复值迅速升高，可以达到90%以上，这是由于钻井液体系在储层端面会形成一定厚度的泥饼，但钻井液中的固相颗粒并不会侵入到储层深部，不会对储层造成严重的损害，说明钻井液体系具有良好的储层保护性能。 　　3  结 论
　　（1）通过大量室内实验评价，最终研究出一套适合海上油田的耐温抗盐型水基钻井液体系，其具体配方为：2.0%海水土浆+0.25%Na2CO3+0.3% NaOH +0.3%LV-PAC+1.5%增黏剂DTVS-3+2.0% 复合抑制剂YS-1+4.0%封堵剂FHD-3+3.0% 降滤失剂FHT-1+2.0%LUBE+重晶石加重。
　　（2）体系性能评价结果表明，不同密度钻井液体系均具有良好的流变性能和降滤失效果，体系还具有良好的抗温性能、抗盐性能、抗钻屑污染性能以及储层保护性能，能够满足海上油田高温储层段的钻井需要。
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