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第 37 卷 第 5 期 2015 年 9 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2. CNPC Zhanjiang Branch Company, Zhanjiang 524057, China） Abstract Yingqiong Basin in the South China Sea is characterized by high temperature gradient, high ation pressure, narrow safe density window, so such problems often occur in the condition of high temperature and high pressure as difficulty in control of drilling fluid rheology, lost circulation, electric logging blocked and reservoir pollution. Based on the characteristics of the ations of this Block and through large amount of indoor research, the potassium ate as inhibitor was introduced based on polysulfide system, and the sulfonated material and temperature resistant polymer were selected, which, while improving inhibition, effectively reduced the activity of the system and, through the optimization of weighting materials, improves the rheology of drilling fluid. At the same time, the drilling fluid has low HTHP water loss. A system with density of 2.4 g/cm3 can resist a temperature of up to 200 ℃.Field application results show that the drilling fluid system has good temperature resistance and rheological property, low HTHP water loss and good quality of mud cake. Electric log results show that this drilling fluid system has good reservoir protection effect. Key words Yingqiong Basin; high temperature and high pressure; water-based drilling fluids; potassium ate; reservoir protection 基金项目中国海洋石油总公司十二五重大专项“东方 13-1 气田高温高压钻完井关键技术研究” （编号E-Y213G001.03） 。 作者简介程玉生， 1980 年生。毕业于中国石油大学（华东） 石油与天然气工程专业， 现从事钻井液与完井液的技术研究与应用工作， 工 程师。电话0759-3911585。E-mailchengysh。 中国南海莺琼盆地是世界三大高温高压聚集地 区之一 , 温度梯度 3.94.79 ℃ /100 m, 地层压力当 量密度最高达 2.38 g/cm3， 安全密度窗口小于 0.1 g/ cm3。在中国南海已钻的高温高压井中最高温度达 249 ℃， 最大钻井液密度 2.38 g/cm3， 在莺琼盆地已 钻的多口高温高压井当中， 钻井液在高温下很容易 失去其性能， 高压下井壁失稳诱发的卡钻和井漏等 复杂事故［1］， 给钻井作业带来了很大的困难。同时， 在高温高压条件下， 电测和储层保护问题也显得异 常突出。在过去所钻的高温高压井中， 温度小于 180 ℃时通常以水基钻井液为主， 温度大于 180 ℃时通 常使用油基钻井液。 石油钻采工艺 2015 年 9 月（第 37 卷） 第 5 期38 为了进一步探明南海莺琼盆地的油气状况， 提 高高温高压井的钻井效率， 中海油服在原高温高压 水基钻井液的基础上进行了进一步的优化， 引入了 甲酸钾作为抑制剂， 优选了磺化及抗温聚合物材料， 优选高品质重晶石（密度 4.4 g/cm3） 作为加重材料， 构建了新型的高温高压水基钻井液体系， 抗温达 200 ℃， 密度可达 2.40 g/cm3。室内实验结果表明， 该钻 井液体系具有良好的流变性， 低的高温高压失水， 薄 而致密的泥饼。现场应用结果表明， 该钻井液体系 具有良好的抗温性和流变性， 高温高压失水低， 泥饼 质量好， 具有良好的储层保护效果。 1 室内研究 高温高密度钻井液体系稳定的性能、 良好的流 变性和抗温性是钻井取得成功的关键因素。从钻井 液体系的构建、 抑制防塌能力、 封堵性能、 抗污染能 力以及储层保护等方面进行了综合评价。 1.1 钻井液体系的构建 钻井液体系主要由抗温聚合物、 磺化材料、 盐、 稀释剂和加重剂等组成， 要求具有良好的高温流变 性、 较强的抑制黏土水化分散的能力， 良好的悬浮稳 定能力以及润滑性。储层保护方面要求尽可能减少 滤液的侵入， 能够满足电测取全取准资料的要求。 基浆配方1.5 膨润土浆 0.30.5 聚阴 离子纤维素 PF-PAC LV 34 磺化沥青 Soltex 34 磺化酚醛树脂 PF-SMP HT35 磺化褐 煤 PF-SPNH HT 0.52 抗高温聚合物 Dristemp 12 稀释剂 Drillthin 密度为 4.4 g/cm3优质重晶 石加重。不同密度基浆的基本性能见表 1。 表 1 基浆基本性能 ρ/ g cm-3 AV/ mPa s PV/ mPa s YP/ Pa Gel/ Pa/Pa pH FLHTHP/ mL 2.0494362/69.57.8 2.254468.52/89.58.0 2.4585012.52/129.59.2 注实验条件 200 ℃、 16 h。 1.1.1 抑制剂的筛选 通过吸附等温法测得饱和盐 溶液水的活度值可以看出， 饱和 HCOOK 溶液的活 度最低［2］（见表 2） 。 在室内采用页岩膨胀实验和钻屑回收率实验， 优选和评价抑制性能［3］。在基浆中加入等量的 HCOOK 与 KCl， 测得浆样 8 h 线性膨胀率见表 3， 可 以看出， 选择 HCOOK 作为抑制剂能够降低水的活 度而且具有良好的抑制效果。 1.1.2 润滑剂的选择 在基浆中加入不同的润滑剂 后， 测定钻井液的润滑系数（表 4） ， 几种润滑剂均可 满足高温高压井对润滑性的要求， 在钻井过程中配 合使用效果更好。 表 4 钻井液润滑性实验 配 方润滑系数 基浆0.1948 基浆 1PF-LUBE0.1577 基浆 1PF-RHG0.1566 基浆 1PF-GRA0.1506 1.2 钻井液性能评价 1.2.1 抑制性 取莺歌海区块地层钻屑通过清水和 高温高密度钻井液进行滚动回收率的实验， 从表 5 实验结果可以看出， 对于所取储层岩屑， 该钻井液体 系具有较高的滚动回收率， 显示出该钻井液体系具 有良好的抑制性。 表 5 抑制性评价实验 钻井液体系滚动回收率 /老化条件 清水15.8200 ℃、 16 h 高温高密度钻井液94.4200 ℃、 16 h 1.2.2 封堵性 砂床漏失实验采用两端开口的高温 高压失水仪进行， 装入 6080 目的 200 g 细砂， 在 3.4 MPa 的条件下测定漏失， 实验结果为 0 mL；做完 30 表 2 饱和盐溶液水的活度值 序号溶液平均吸水量 /活度 1饱和 HCOOK4.4080.149 2饱和 HCOONa9.5610.486 3饱和有机盐 Weigh36.7590.290 4饱和有机盐 Weigh28.5660.414 5饱和 YJS-18.4480.406 6饱和 YJS-24.6850.164 7饱和 NaCl13.5690.771 8饱和 KCl16.2760.929 9饱和 CaCl27.8020.360 表 3 抑制性评价实验 配方线性膨胀率 /滚动回收率 / 基浆24.3970.6 基浆 10HCOOK15.0494.4 基浆 10KCl16.8788.9 注实验条件 200 ℃、 16 h。 39程玉生等莺琼盆地高温高压井水基钻井液技术 min 高温高压滤失后， 倒出浆体， 保留泥饼， 在泥饼上 面加入至刻度的清水， 在 3.4 MPa 条件下测定漏失， 共计漏出清水仅 0.8 mL。 1.2.3 抗泥岩钻屑污染能力 选取莺歌海区块现场 的钻屑烘干后对高温高压钻井液进行污染实验， 实 验结果见表 6。可以看出， 该体系具有良好的抗岩屑 侵的能力， 加入 8 的岩屑粉后， 仍具有良好的流变 性， 满足钻井工程的需要。 表 6 抗岩屑污染实验 项目 ρ/ g cm-3 AV/ mPa s PV/ mPa s YP/ Pa φ6φ3 FLHTHP / mL 未污染2.034.5322.52 1.58 8 钻屑污染2.0363152 1.59.2 1.2.4 储层保护性能 取莺歌海区块储层岩心进行 渗透率恢复值实验， 从表 7 可以看出， 渗透率恢复值 在 85 以上， 表明高温高密度钻井液具有较好的储 层保护效果。 表 7 储层保护评价实验 岩心号k1/mDk2/mD渗透率恢复值 / 81.4881.30287.5 124.3763.87788.6 通过室内实验可以看出， 在密度 2.02.4 g/cm3、 温度 200 ℃的情况下， 该配方性能较为稳定。结合 现场实际， 进行了相应的钻屑污染、 抑制性、 储层保 护、 封堵性及清水砂床漏失等相关实验， 实验结果良 好， 通过后期实验加入功能性材料后， 保证了体系的 封堵性和渗透性， 各项性能达到要求， 满足现场作业 的需要。 2 现场应用 莺琼盆地高温高压井的难点一般在 212.7 mm 井段， 主要难点包括（1） 井底地层压力大， 要求的钻 井液密度高， 高密度钻井液在高温情况下的流变性 难以控制［4-5］；（2） 钻井液需具备良好的抑制性， 维护 泥岩的井壁稳定， 保证安全钻进；（3） 钻井液需具备良 好的抗污染能力， 在高温高密度条件下， 要求宽的固 相容量限， 以及良好的抗钻屑污染的能力；（4） 钻井液 需具备低的 HTHP 滤失量及好的泥饼质量， 减少滤 液侵入， 做好储层保护。 2.1 小型试验 本井段的开钻钻井液采用回收部分上井段的 旧浆与新浆混合 , 控制混配后钻井液的 MBT 小 于 15 kg/m3。通过小型试验确定旧浆与新浆的 混配比例。上井段旧浆中主要处理剂的浓度为 0.30.5PF-PAC LV34Soltex23PF- SMP HT23PF-SPNH HT；新浆主要处理剂浓 度 为45PF-SMP HT45PF-SPNH HT3 4SOLTEX0.20.5Dristemp10HCOOK。 旧浆与新浆按 1∶1 的比例混合， 然后使用优质重晶 石（密度 4.4 g/cm3）加重至 1.85 g/cm3， 测量性能见 表 8。 表 8 小型试验钻井液性能 ρ/ g cm-3 AV/ mPa s PV/ mPa s YP/ Pa Gel/ Pa/Pa pH FLHTHP / mL 1.85373071/4.5108.8 根据小型试验结果， 旧浆和新浆比例按1∶1 2∶1 配制开钻钻井液。正常钻进期间补充浆的维护配方 为10 m3井浆 20 m3胶液＋优质重晶石（ 密度 4.4 g/cm3）加重至比井浆高 0.050.1 g/cm3。胶液配方 淡水 0.6 烧碱 45PF-SMP HT510PF- SPNH HT610SOLTEX 110PF-QWY（超 细碳酸钙）10PF-HCOOK（按需要考虑改善泥饼 质量， 降低高温高压失水） 。 2.2 维护措施 （1）随着密度的增高， 逐步提高抗温聚合物 Dristemp 和 Drillthin 的加量 , 提高钻井液的抗温性。 （2） 目的层段， 通过加入石灰和烧碱保持钻井液 适度的碱度， pH 不低于 10。 （3）钻进过程中， 按 400600 L/h 的速度补充烧 碱水， 保持钻井液被消耗掉的自由水［6］。 （4） 维持 HCOOK 的浓度 10， 维持钻井液的抑 制性， 在高温体系中， 能降低抗温聚合物的热稳定要 求， 缓解聚合物的高温降解作用［7］。 （5） 通过加入 PF-SMP HT 、 PF-SPNH HT 和 Soltex 等材料， 维护钻井液低的高温高压失水。 （6） 目的层前加入 13PF-QWY （超细碳酸钙） 和 13PF-STRH（随钻承压增强剂） 来进一步提 高钻井液的封堵和承压能力， 同时降低滤失， 减少滤 液的侵入。 （7） 维持 12 的润滑剂 PF-LUBE 和 RHG 来 加强裸眼段的润滑性， 后期加入 1PF-GRA 来改善 钻具与套管的防磨性。钻井液性能见表 9。 2.3 电测效果 在电测项目多、 钻井液静止时间长的情况下， 电 测作业顺利。目前应用的最高温度达 193 ℃， 测压 取样见样时间短， 井壁取心效果良好， 收获率高， 岩 心表面无泥包现象。 石油钻采工艺 2015 年 9 月（第 37 卷） 第 5 期40 3 结论 （1） 通过优化抗温处理剂和改进加重材料以后， 目前高温高压水基钻井液性能得到了较大程度的改 善。室内实验结果显示在密度 2.4 g/cm3、 温度 200 ℃的条件下各项性能指标良好， 在同等密度和温度 的高温高压水基钻井液中性能较为优良。 （2） 现场应用显示， 该高温高压水基钻井液体系 的流变性易于控制， 在密度 1.852.25 g/cm3的加重 过程中整体流变性能和各项指标稳定；在井下温度 190 ℃左右时各项性能稳定， 无性能突变和重晶石沉 降的情况发生。 （3） 该高温高压钻井液体系目前在莺琼盆地高温 高压井中应用效果良好， 但本地区更深的地层具有 更高的温度和压力系数， 以及更窄的安全密度窗口， 计划继续通过加重材料的改性研究和体系的优化来 提高密度和温度使用上限， 以期在更高温度和压力 的井中得以应用。 参考文献 ［1］ 赵文， 谢克姜 . 南海海域高温高压钻井液技术［J］. 石 油钻采工艺， 2007， 29 （6） 87-89. ［2］ 李方， 蒲小林， 罗兴树， 等 . 几种有机盐溶液活度及抑制 性实验研究［J］. 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