东海油气田油基钻井液体系评价及现场措施优化.pdf

文章编号：1008-2336（2023）02-0068-06东海油气田油基钻井液体系评价及现场措施优化徐佳1，李乾2，雷磊1，杜帅2（1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海200335；2.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，上海200120）摘要：针对东海地区使用水基钻井液作业过程中出现的井眼清洁难度高、井下复杂情况多发、储层保护难度大等问题，引入了MO-DRILL 油基钻井液。室内对适合于东海地区特点的油基钻井液体系进行了优化并进行了相应的评价。室内评价及现场应用效果表明，油基钻井液具有良好的流变性能、抑制性能和储层保护性能，在东海应用效果较好。同时针对应用过程中存在的井眼清洁、易井漏等部分问题，提出了优化油基钻井液流变参数、增强封堵、防止漏失和优化工程参数等相关措施，使其进一步满足东海油气田安全高效开发的需要。关键词：油基钻井液；流变性；井壁稳定性；井眼清洁；井下复杂情况中图分类号：TE254文献标识码：ADOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2023.02.068EvaluationofOil-basedDrillingFluidSystemandOptimizationofFieldMeasuresinEastChinaSeaOilandGasFieldsXUJia1,LIQian2,LEILei1,DUShuai2（1.Shanghai Branch,CNOOC(China)Ltd.,Shanghai 200335,China;2.SINOPEC Shanghai Offshore Oil&Gas Company,Shanghai 200120,China）Abstract:MO-DRILLoil-baseddrillingfluidwasintroducedtosolvetheproblemsofhighdifficultyinholecleaning,frequentdownholecomplicationsanddifficultreservoirprotectionduringtheoperationofwater-baseddrillingfluidinEastChinaSea.Theoil-baseddrillingfluidsystemsuitableforthecharacteristicsofEastChinaSeaisoptimizedandevaluatedindoors.Laboratoryevaluationandfieldapplicationresultsshowthattheoil-baseddrillingfluidhasgoodrheologicalproperties,inhibitionpropertiesandreservoirprotectionproperties,andhasgoodapplicationeffectinEastChinaSea.Atthesametime,inviewoftheproblemsofholecleaningandlostcirculationintheapplicationprocess,relevantmeasuressuchasoptimizingtherheologicalparametersofoil-baseddrillingfluid,enhancingplugging,preventingleakageandoptimizingengineeringparametersareproposedtofurthermeettheneedsofsafeandefficientdevelopmentofoilandgasfieldsinEastChinaSea.Keywords:oil-baseddrillingfluid;rheologicalproperties;wellborestability;boreholecleaning;downholecomplications东海地区地质环境复杂，油气埋藏深，主力气层在 35004500m1-2，且非均质性强，属于非常规低孔渗储层3；井底温压较高，最高电测温度达到 180以上4-5，测试最高压力系数达到 1.658；且断层较发育，平湖组的平上段、平中段和平下段等地层煤层普遍发育，对钻井液的井壁稳定性能、储层保护性能、抗高温性能等提出了较高要求。近年来，东海西湖凹陷勘探开发重点逐步转向平湖组以下构造-岩性复合圈闭，发现了 N-19 等断块群，这部分油气藏大多采用定向井和大位移井进行开发。“十三五”以来，东海实施了多口大位移井作业，最大水平位移超过 5000m，水垂比超过 1.5，部分大位移井实施过程中复杂情况频发，钻井周期长，传统的水基钻井液很难满足现场作业的需求。因此引入 MO-DRILL 油基钻井液，依靠油基钻井液与水基钻井液相比的诸多优势，可有效改善上述问题。但东海应用的油基钻井液缺乏系统性评价。本文分析了东海地区钻井液面临的问题，对适合于东海地区的油基钻井液配方进行了优化并进行了相应的评价。同时结合油基钻井液的应用效果，提出了油基钻井液优化方案，为东收稿日期：2022-11-17；改回日期：2023-02-02第一作者简介：徐佳，男，1985 年生，本科，工程师，2008 年毕业于成都理工大学能源学院资源勘查工程专业，现从事海上油气勘探开发钻完井工程技术管理工作。E-mail：。第 43 卷第 2 期Vol.43No.22023年6月OFFSHOREOILJun.2023海地区后续油、水基钻井液的选择和高效使用提供了依据。1适合东海地区的油基钻井液配方及性能评价针对东海地区高温高压、煤层发育、非均质性强的特点，室内研究对 MO-DRILL 油基钻井液进行了处理剂的优选以及配方优化6，使其具有较好的流变性、抗高温、抗污染能力和储层保护性能，满足东海地区大位移井、超深井的钻井需要。适合于东海地区的油基钻井液配方如下：3#白油+3%主乳化剂+1%辅乳化剂+4%有机土+2%碱度调节剂+2%4%成膜封堵剂+2.5%疏水胶体封堵剂+1%润湿反转剂+0.5%流型调节剂+3%降滤失剂+1.2%高温流变稳定剂+重晶石，油水比为8020（30%CaCl2水溶液）。1.1油基钻井液性能评价（1）油基钻井液的基本性能评价表 1 给出了适合于东海地区的油基钻井液的基本性能。表1MO-DRILL 油基钻井液的基本性能Table1BasicpropertiesofMO-DRILLoil-baseddrillingfluid实验组实验条件塑性黏度/(mPas)动切力/Pa6转/3转静切力/(Pa/Pa)滤失量/mL高温高压滤失量/mL破乳电压/V1热滚前2711.510/9510热滚后3013.011/104/90.83.26392热滚前18109/84/6562热滚后18109/84/62.66123热滚前2111.512/116/8790热滚后2612.513/116/84.2823注：热滚条件为120/16h从以上实验结果中可以看出，油基钻井液具有良好的流变性，较高的动、静切力，有利于大位移井、水平井的井眼清洁，同时体系具有较高的破乳电压及较低的高温高压滤失量。（2）油基钻井液抗高温性能评价东海地区具有高温高压的特点，因此室内研究对油基钻井液的抗温性能进行了评价，评价结果见表 2。表2MO-DRILL 油基钻井液的抗高温实验Table2HightemperatureresistanceexperimentofMO-DRILLoil-baseddrillingfluid温度/表观黏度/(mPas)塑性黏度/(mPas)动切力/Pa高温高压滤失量/mL动塑比5010057431.30.75657338351.50.92806234281.30.821204323201.20.8715734.51816.51.50.911763217151.80.88从实验结果中可以看出，油基钻井液具有良好的抗高温性能，随着温度的升高，油基钻井液黏切有所下降，但满足现场施工的要求，高温高压滤失量始终低于 2mL，动塑比始终大于 0.7，表明该钻井液的抗高温性能良好。（3）油基钻井液抗污染能力评价室内对油基钻井液的抗钻屑及海水污染能力进行了评价，实验结果见表 3。从实验结果中可以看出，油基钻井液具有良好的抗钻屑及海水污染能力的性能，污染前后性能变化很小，可有效减少现场钻井液性能维护时间，提高作业效率。表3油基钻井液体系抗污染性能Table3Anti-pollutionperformanceofoil-baseddrillingfluidsystem种类加量/%表观黏度/(mPas)塑性黏度/(mPas)动切力/Pa静切力/(Pa/Pa)动塑比破乳电压/V高温高压滤失量/mL钻屑03222105.5/130.457571.253624127/20.50.506701.0104735128/220.355081.0海水03222102.5/130.457571.2531.5229.55.5/130.436571.210342995/120.366271.8注：热滚条件为150/16h（4）油基钻井液抑制性能评价室内对油基钻井液的抑制能力进行了评价，实验的温度和时间条件是 150、16h，实验材料是 610 目钻屑，实验结果表明油基钻井液体系具有优良的抑制泥页岩分散的能力，钻屑一次滚动回收率达到90%以上，有利于保持井壁稳定。（5）油基钻井液的储层保护性能评价东海地区储层以低孔低渗、特低孔低渗地层为主，第 43 卷第 2 期徐佳，等.东海油气田油基钻井液体系评价及现场措施优化 69 且以气层为主，钻井过程中，钻井液中的滤液侵入地层会造成气锁等伤害7。因此室内对油基钻井液的储层保护能力进行了评价，实验结果见表 4。从实验结果中可以看出，对不同渗透率的岩心，油基钻井液均具有良好的储层保护能力，其渗透率恢复率均在 90%以上。表4储层保护实验结果Table4Experimentalresultsofreservoirprotection岩心号气测渗透率/(103m2)浸泡前渗透率/(103m2)浸泡后渗透率/(103m2)浸泡后渗透率/浸泡前渗透率/%1#18.464.5154.12091.252#135.5237.55335.09293.442适合于东海地区的油基钻井液现场应用效果适合于东海地区的油基钻井液在现场进行了应用，应用结果表明，该体系具有良好的井壁稳定性，缩短了钻井时间，提高了钻井时效，同时表现出良好的储层保护能力。（1）井壁稳定性图 1 给出了水基钻井液与油基钻井液现场作业中井壁稳定性的对比。现场应用结果表明，油基钻井液与水基钻井液体系相比，井径情况明显改善，扩径、缩径现象减少，说明油基钻井液有更好的稳定井壁能力。05101520井径/in(a)W-1 井水基钻井液井径(b)W-4 井油基钻井液井径05101520井径/in2 0002 5003 0003 5004 0004 500CALBIT2 0002 4002 8003 2003 6004 0004 4004 800井深/m井深/mCALBIT图1W-1 和 W-4 井的井径扩大情况Fig.1ThediameterenlargementofWellW-1andWellW-4统计 K 区块使用油基钻井液的开发井的起下钻效率和起下钻速度（图 2、图 3）。使用油基钻井液井的起下钻效率高，划眼时间少，平均顺利起钻效率为97.87%，顺利下钻效率为 99.38%；起下钻速度快，平均起钻速度为 350m/h，平均下钻速度为 370m/h。表明使用油基钻井液井的井壁稳定情况良好。起钻下钻平均值平均值100%80%60%40%20%0%起钻起下钻效率倒划眼划眼下钻图2K 区块 9 口使用油基钻井液的井起下钻效率Fig.2Drillingefficiencyof9wellsusingoil-baseddrillingfluidinKblock现场应用结果表明，K 区块使用油基钻井液后，未出现频繁遇阻、划眼困难等情况，平均遇阻次数减少 94.8%，平均阻卡时间减少 74.7%，东海地区平均钻井周期减少 12d。（2）性能稳定性油基钻井液现场应用存在有害固相、长时间浸泡、高温、新老混浆等不利因素，在上述不利条件的影响下能否保持良好流变性是钻井液应用效果的重要评价指标。图 4 及图 5 给出了现场油基钻井液性能。由图 4、图 5 可知，油基钻井液全井段的漏斗黏度不超过 70s，终切不超过 12Pa，塑性黏度不超过30mPas，动塑比 0.30.6，表明钻井液在应用过程中性能稳定，较低的黏度可有效降低环空压耗，合理终切和动塑比可以防止激动压力并有效悬浮岩屑。但 70 2023年6月起钻速度钻速/(mh1)500450400350300250200150100500下钻速度平均速度起钻平均下钻平均起钻倒划眼划眼下钻图3K 区块 9 口使用油基钻井液的井起下钻速度Fig.3Drillingspeedof9wellsusingoil-baseddrillingfluidinKblock漏斗黏度/s405060708090黏度/(mPas)010203040502 2002 7003 2003 700井深/m4 2004 7002 2002 7003 2003 700井深/m4 2004 700W-3W-4W-5K-7L-3W-3W-4W-5K-7L-3图4部分井漏斗黏度/塑性黏度与井深关系图Fig.4Plotoftherelationshipbetweenpartialfunnelviscosity/plasticviscosityandwelldepthW-3W-4W-5K-7L-3终切力/Pa动塑比0.20246810122 2002 0002 5003 0003 5004 0005 0000.34 5002 7003 2003 700井深/m井深/m4 2004 7000.30.40.50.60.7W-3W-4W-5K-7L-3图5终切力/动塑比与井深关系图Fig.5Relationshipbetweenfinalshearforce/dynamicplasticratioandwelldepth第 43 卷第 2 期徐佳，等.东海油气田油基钻井液体系评价及现场措施优化 71 现场动塑比低于实验数据，说明有害固相、高温等因素对油基钻井液的流变性存在不利影响。（3）储层保护性能现场应用结果表明，油基钻井液的滤失量极低，且滤液以油为外相，孔隙不会因黏土矿物水化而造成孔隙结构的变化8。由于油基钻井液中加入了粒径匹配的碳酸钙及纳微米等封堵材料进行封堵，高温高压滤失量始终保持在 2mL 左右，滤失量低，储层保护效果好。完井一次性试气成功，产量超过配产。3东海地区油基钻井液存在问题及措施优化适合于东海地区的油基钻井液应用取得了良好的效果，但在应用过程中仍然存在问题，针对于此，本文结合现场应用中出现的问题提出了相应的优化措施。3.1油基钻井液存在问题（1）井壁失稳：油基钻井液在东海应用过程中同样出现了井壁稳定问题。如 W-4 井下 9-5/8套管至3743m 遇阻，期间频繁憋泵，振动筛返出大量细碎岩屑。分析是老浆比例高，导致钻井液密度升高，造成应力垮塌。此外，该区块在此深度地层均存在不同程度的下套管遇阻问题。（2）井眼清洁困难：随着东海大位移井增多，大位移长裸眼井段易形成钻屑床，造成起下钻遇阻等问题。如东海 Z-1 井井深约 6866m，水平垂直比达到 1.70，稳斜 4134m，最长裸眼段 3614m，钻井过程中频繁憋压蹩扭矩，起钻困难。经分析，套管鞋处有岩屑沉积，裸眼段中形成岩屑床。（3）易发生井漏：东海地层有煤层、断层发育的特点，龙井组、花港组地层裂缝发育，岩层脆性大，钻井过程中易发生漏失；大位移井在钻井过程中 ECD（当量循环密度）较大，易出现井漏风险。由于油基钻井液使用成本高，所以钻井液的漏失控制极为重要。（4）钻井液高温失效：东海地层温度最高达179，油基钻井液中的部分处理剂会失效，造成钻井液性能变差。如 K-5 井在钻井过程中，漏斗黏度由 65s 最高上涨至 140s，动切力由 11Pa 下降至 1Pa，判断是由于高温钻井液中提切剂吸附性变弱，导致钻井液流变性恶化。3.2油基钻井液优化措施针对于以上油基钻井液现场出现的问题，给出了油基钻井液现场优化措施如下。（1）低黏高切优化井眼清洁效果钻井液做紊流流动时，岩屑不会发生转动和滑落，可被顺利携带至地面9-11。但紊流携岩对井壁冲刷严重，不易形成泥饼，会引发井壁失稳。层流携岩时井筒中心钻井液流速快，边缘流速慢，会造成钻屑向井筒边缘翻转、滑落。平板层流流核内部钻井液流速几乎相同，因此钻屑不会转动滑落，从而提高携岩效率。综合两方面因素，结合东海地区地层特点及现场钻井经验，环空返速在 0.91.0m/s 时可以满足携岩要求，动塑比保持在0.360.48之间，既能保证有效携岩，又不会造成泵压过高、ECD 过高等问题。因此建议油基钻井液流变参数：漏斗黏度 5570s，动切力 1012Pa，静切力 56Pa。表 5 给出了现场优化措施前后 Z-1 井的起下钻情况，通过起下钻前后对比可以看出，优化措施后，Z-1 井的井眼清洁状况得到明显改善。表5Z-1 井起下钻情况对比Table5ComparisonoftrippinginWellZ-1井眼井段/m起下钻概况动切力/Pa动塑比3转12-1/44450井口频繁憋压蹩扭1010.50.327812-1/44971井口频繁憋压蹩扭99.50.296712-1/452891000短起至1000m，起钻顺利1212.50.38101112-1/45470井口起钻至井口，顺利，16h120.3910（2）增强钻井液乳化稳定性乳化稳定性关系到油基钻井液性能是否稳定12，因此在进行高温、高压、大位移井等高难度钻井时需要加强乳化稳定性控制13，现场测量钻井液的破乳电压能够反映乳化稳定性强弱，东海 B-1S 井在 B-1 井作业基础上稳定钻井液破乳电压大于 600V，钻井液性能参数更加稳定，钻井过程顺利，起下钻遇阻情况减少。在之前的钻井作业中，东海地区直井或定向井探井的油基钻井液破乳电压大于 400V 即可满足钻井需要，但对于难度更高的大位移井和水平井等，应提升破乳电压至 6001000V，才能保证钻井液在高温、固相入侵、长时间浸泡裸眼段等不利条件下保持稳定性能。此外，在配置油基钻井液时就要保持高破乳电压，以避免上部井段发生井壁稳定性问题。（3）增强钻井液封堵性能东海地区易发生井漏，油基钻井液需进一步增强封堵性能。尤其是针对煤层应力敏感地层，加强匹配地层特点的封堵，提高地层承压能力，同时重点加强渗透性地层和微裂缝的封堵。向油基钻井液中加入的新型堵漏剂 BLOCKSEAL 可有效强化井眼、加强封 72 2023年6月堵、提高地层承压能力，防止发生漏失、卡钻等事故。（4）工程措施优化使用油基钻井液的大位移井，在井壁稳定的前提下，尽量采用大排量（排量4000L/min）、高转速（转速大于 120r/min）进行钻进，以保证井眼清洁，防止岩屑床堆积。在钻进过程中增加短起下和循环次数，延长循环时间，待返出干净后再进行操作。起钻前，为防止上部钻井液的流动速度减缓导致携岩能力较差，扫稀稠塞进一步加强井眼清洁。增强固相控制力度，去除钻井液中的有害固相，使用进口细筛布进行固控处理，考虑再增加一台离心机。4结论及建议（1）室内实验表明 MO-DRILL 油基钻井液具有良好的抗温、抗压性能、抗污染能力、润滑性、封堵性和储层保护性能。实际应用中井壁稳定性、井眼清洁能力和储层保护能力较好，应用井的井径情况、复杂情况和钻井周期方面均优于水基钻井液体系。（2）在钻井过程中建议油基钻井液漏斗黏度维持在5570s，动切力为1012Pa，静切力为56Pa，动塑比控制在 0.360.46(Pa/(mPas)，破乳电压提升至 6001000V，工程措施方面采用严格控制排量、短起下、加强固控等措施。（3）应继续加强油基钻井液的配方优化，进一步增强油基钻井液封堵性能、抗高温性能，严控工程措施，尽量避免井壁失稳、井漏等复杂情况发生。在钻井过程中进一步加强现场监督，明确监督职责，开钻即调整好钻井液性能。参考文献：张海山,宫吉泽.东海深部致密储层主要钻井技术及其应用J.探矿工程(岩土钻掘工程)，2019，46（1）：39-44.1张海山.东海深井高温高压低孔渗储层钻井技术研究与应用J.海洋石油，2014，34（2）：88-92.2李喆,王乐闻,马成君,等.东海盆地西湖凹陷Q构造储层成岩作用研究J.油气藏评价与开发，2016，6（5）：5-10.3蔡斌,张海山,李艳飞,等.东海抗高温新型低自由水钻井液体系研究及应用J.石油化工应用，2018，37（12）：35-39.4朱胜,张海山,徐佳,等.东海低孔渗地层的钻井液体系优化与应用J.海洋石油，2021，41（1）：65-72.5陈文龙,陈波,付顺龙.东海MO-DRILL油基钻井液的室内研究及应用J.石化技术，2018，25（11）：326-327.6凡帆,刘伟,贾俊.长北区块无土相防水锁低伤害钻井液技术J.石油钻探技术，2019，47（5）：34-39.7姜超.油包水型乳状液高温稳定性研究D.济南:山东大学,2021.8牛乐祥,马凡刚.大斜度大位移定向井井眼净化技术J.中国石油和化工标准与质量，2013，34（1）：52.9王克林.大斜度井段偏心环空钻井液紊流携岩规律研究D.大庆:东北石油大学,2015.10熊邦泰.油基钻井液乳状液稳定性机理研究D.荆州:长江大学,2012.11付顺龙,侯珊珊,吴宇,等.低油水比乳状液稳定性影响因素分析J.油田化学，2021，38（2）：191-195,215.12刘胜.大位移井井眼清洁技术在PH-ZG1井的应用J.长江大学学报(自然版)，2018，15（7）：58-61.13第 43 卷第 2 期徐佳，等.东海油气田油基钻井液体系评价及现场措施优化 73