北部灣盆地全油基鉆井液技術(shù)研究與應(yīng)用

陳浩東， 李 龍， 鄭浩鵬， 徐一龍， 鄧 誠， 余定澤

(1.中海石油〈中國〉有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057； 2.中海油田服務(wù)股份有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057； 3.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，廣東 湛江 524057)

1 概述

南海西部北部灣盆地劃分為三個次一級構(gòu)造單元，其中北部拗陷的潿西南凹陷是勘探程度最高、發(fā)現(xiàn)油氣田最多的凹陷。該凹陷地層發(fā)育垮塌層段，是事故的多發(fā)井段。由于水基鉆井液體系在該區(qū)域使用中井眼事故頻發(fā)，使用油基鉆井液體系，使得該地區(qū)井下事故率大幅降低，然而隨著邊際油田的不斷開發(fā)，鉆井作業(yè)難度越來越大，傳統(tǒng)油基鉆井液出現(xiàn)新的問題。(1)潿二段井壁失穩(wěn)嚴重；(2)井壁沖洗不干凈導(dǎo)致起下鉆困難；(3)固井質(zhì)量差；(4)儲層保護難度大等。通過改進油基鉆井液配方和工藝，形成新型全油基鉆井液體系并成功應(yīng)用于多口井。

2 室內(nèi)研究

全油基鉆井液體系主要由有機土、潤濕劑、乳化劑、封堵劑和提粘劑等組成。選用白油作為基油，通過研究各組分加量對體系性能的影響確定各組分的加量，從而確定鉆井液體系的基本配方：基油+0.8%FSMUL+1.0%FSCOAT+1.5%潤濕劑+2%有機土+2.5%CaCl2鹽水。

2.1 乳化劑對性能影響

室內(nèi)結(jié)合前期油基鉆井液的使用情況，通過大量的評選實驗，對比復(fù)合乳化劑的乳化效果?？疾烊榛瘎?fù)合后在油水比為95∶5的乳狀液中的破乳電壓，以此實驗方法來優(yōu)選主乳化劑和輔乳化劑的比例。結(jié)果見表1。

表1 復(fù)合乳化劑評價效果

由表1可以看出，F(xiàn)SEMUL與FSCOAT復(fù)配比1∶1.25時，乳狀液破乳電壓(EVS)可達1200 V左右，能夠在油水界面上形成高強度的復(fù)合膜，并且能夠讓乳狀液保持良好的穩(wěn)定性。

2.2 提粘切實驗

全油基鉆井液提粘切較困難，室內(nèi)通過實驗評價不同提切劑(表2)的提切效果，結(jié)果見表3。在高油水比的條件下，通過使用PF-MOGEL、PF-MOVIS能提高鉆井液的粘切。通過室內(nèi)實驗，全油基鉆井液切力提高至9.5 Pa，通過排量達到較好流態(tài)。

表2全油基鉆井液配方

%

編號基液FSEMULFSCOAT清潔劑PF-MOGELPF-MOALKPF-MOLSFPF-MORLFPF-MOVIS11000.811.5234221000.811.5434231000.811.52342141000.811.543421

表3 全油基鉆井液提粘切結(jié)果

2.3 壓力衰竭地層油基鉆井液防漏技術(shù)

北部灣部分油田進入二期開發(fā)，斷層多，井筒壓力復(fù)雜，易發(fā)生井漏。通過室內(nèi)實驗，加入70～150 kg/m3PF-MOLSF，50～75 kg/m3PF-MORLF。有效地提高鉆井液的承壓能力，形成油基鉆井液防漏技術(shù)。

3 性能評價

3.1 基本性能評價

在120 ℃老化16 h，65 ℃測試的實驗條件下，對不同密度的新型全油基鉆井液進行各項性能的測定工作。具體實驗數(shù)據(jù)如表4所示。

由表4的具體實驗數(shù)據(jù)可以看出，全油基鉆井液體系具有較好的流變性，可以提高排量，改善井壁沖洗效果，并獲得高破乳電壓，增強鉆井液穩(wěn)定性。

圖1和圖2為全油基鉆井液的乳化穩(wěn)定性顯微鏡照片，從圖中可以看出，油基鉆井液中沒有游離水，經(jīng)過高溫后，乳液滴粒徑變化較小，大約只有高溫前的1/2。

表4 不同密度全油基鉆井液性能測定結(jié)果

圖1 高溫前乳液滴圖(200倍鏡)

3.2 潤滑性評價

對比表5中3種鉆井液體系的泥餅粘附系數(shù)和E-P極壓值的結(jié)果，可以看出全油基鉆井液體系的潤滑性能良好，明顯強于其它2種鉆井液體系。

3.3 抗鉆屑污染能力

圖2 高溫后乳液滴圖(500倍鏡)

鉆井液體系泥餅粘附系數(shù)EP極壓值全油基鉆井液04～7油包水鉆井液09～10柴油基鉆井液0.06514～16

通過120 ℃老化16 h，高溫高壓濾失量的測試條件為120 ℃，3 MPa條件下驗證，全油基鉆井液的抗鉆屑污染能力上限為15%。如鉆屑加量繼續(xù)增加，體系的流變性將會逐漸變差。但鉆屑加量低于15%時，該油基鉆井液體系性能均穩(wěn)定，抗鉆屑污染能力很強(如表6所示)。

表6 全油基鉆井液抗鉆屑污染能力

3.4 儲層保護評價

選取3塊人造巖心進行測試，將巖心抽成真空，飽和標(biāo)準(zhǔn)鹽水，在室溫下測定鉆井液污染前后的煤油滲透率，在300 r/min、100 ℃、3.0 MPa條件下進行動態(tài)污染實驗，實驗結(jié)果如表7所示。

表7 全油基鉆井液儲層保護能力評價

從表7可以看出，3塊巖心被全油基鉆井液損害后，其滲透率恢復(fù)值均在90%以上，返排壓力為0.5 MPa，說明該油基鉆井液能有效的保護儲層。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

4.1 施工情況

結(jié)合北部灣海域油田鉆井施工難點及研究成果，形成油基鉆井液體系：基液+0.8%FSEMUL+1%FSCOAT+1.5%清潔劑+2%PF-MOGEL+3%PF-MOALK+5%PF-MOLSF+3%PF-MORLF。該全油基鉆井液體系在WZ6-9-A12、A14H、A20H；WZ12-2-B10、B21H等48口井的現(xiàn)場中投入應(yīng)用，易垮塌地層均采用?311.1 mm井段，目的為封固潿洲組二段灰色泥巖易跨塌泥巖段，主要鉆遇潿洲一段、潿二段、潿三段和流一段上層，全井段施工作業(yè)安全順利。

表8為潿洲6-9/6-10油田前期開發(fā)井與近期新增11口調(diào)整井鉆進數(shù)據(jù)，可以看出：與傳統(tǒng)強封堵油基鉆井液相比，采用新型全油基鉆井液鉆進時鉆壓、泵壓更低，而平均機械鉆速更高，同時由于流變性的改善，成井質(zhì)量更好，所有井均實現(xiàn)直接起下鉆，起鉆速度較前期開發(fā)井快29%。

表8 潿洲6-9/6-10油田前期開發(fā)井與新增11口調(diào)整井鉆進數(shù)據(jù)對比

同時由于全油基鉆井液剪切稀釋性良好，有效沖洗井壁，通過現(xiàn)場實踐，所有井段實現(xiàn)固井質(zhì)量優(yōu)良，確保層間有效封固。鉆井過程中發(fā)現(xiàn)24套儲層，在壓力系數(shù)降低至0.6～0.8情況下，新增11口井利用該全油基體系，表皮系數(shù)平均為1.3，較前期降低了170%，產(chǎn)量超過配產(chǎn)20%。

4.2 性能情況

表9為WZ6-9-A14H井鉆井過程中鉆井液性能，可以看出鉆井液具有較好的流變性、潤滑性、電穩(wěn)定性及沉降穩(wěn)定性。

新型全油基鉆井液在現(xiàn)場便于維護，發(fā)揮剪切稀釋性方面的優(yōu)勢，釋放了油基鉆井液排量，實現(xiàn)環(huán)空當(dāng)量密度的有效控制，其值高于密度0.03～0.05 g/cm3。從鉆井過程中鉆井液性能可以看出，該鉆井液具有良好的流變性。通過流變性的改善提高全油基鉆井液優(yōu)勢。

表9 WZ6-9-A14H井鉆井過程中鉆井液性能

5 結(jié)論

(1)通過室內(nèi)配伍實驗，分析各組分加量對全油基鉆井液體系性能的影響，優(yōu)選鉆井液體系配方，形成了一套新型的全油基鉆井液體系，該體系與傳統(tǒng)強封堵油基鉆井液相比具有更強的承壓能力，抑制性強，能有效抑制泥頁巖水化。

(2)新型全油基鉆井液流變性好，具有良好的懸浮能力、剪切稀釋性和攜帶固相能力，彌補了傳統(tǒng)強封堵油基鉆井液流變性偏高的缺陷，能有效提高機械鉆速，提高起下鉆速度，起到綜合提速作用。

(3)通過優(yōu)化配方，優(yōu)化了全油基鉆井液的流變性，提高其封堵性，實現(xiàn)復(fù)雜壓力系數(shù)地層鉆進。

(4)使用新型全油基鉆井液較好地保護儲層，壓力恢復(fù)值高。