熊邦泰,向兴金,，李蔚平，王 荐，张 彬

(1.长江大学石油工程学院，湖北 荆州 434023；2.荆州市汉科新技术研究所，湖北 荆州 434000；3.中原油田国际公司，河南 濮阳 457001)

随着油气勘探开发的不断深入，低压地层欠平衡钻井技术得到越来越多的应用，这为及时准确地发现新的油气藏、新的区块提供了可能。NP23-P2001井构造位置位于南堡油田2号构造潜山老堡南1断块山构造较高部位。主要目的层段奥陶系(O)为碳酸盐岩储层，裂缝发育，具有孔隙-裂缝双重介质，非均质性强。其岩性顶部灰白色泥质灰岩，下部深灰色、褐灰色块状灰岩。水包油钻井液体系主要用于解决一些低孔低渗、缝洞发育易井漏、地层压力系数低的储层保护问题和深井欠平衡技术难题。为了满足低压潜山欠平衡钻井的要求和最大限度地保护油气储层，研制出了抗高温水包油钻井液体系，现场应用表明该钻井液体系不仅满足钻井施工要求，而且满足储层保护要求。

1 抗高温水包油钻井液配方研制

根据冀东油田分公司提供的有关地质和工程方面的数据，针对南堡油田埋藏深、裂缝发育、非均质性强、潜山储层温度高以及易漏失的问题，研制抗高温水包油钻井液配方。

1.1 乳化剂的优选

水包油钻井液是一种热力学不稳定体系，影响其稳定性的最主要因素是乳化剂[1]。乳化剂是决定形成何种类型乳状液的最重要因素，其主要作用是降低油水界面张力，在内相液滴周围形成吸附膜，防止液滴聚结合并，油水分层。界面膜强度越高，乳状液越稳定。一般不采用单一的表面活性剂作为乳化剂，因为复合乳化剂能够在油水界面形成强度很高的复合界面膜[1，2]，不易破裂，更有利于乳状液的稳定。作为一种低密度欠平衡水基钻井流体，水包油钻井液既保持了水基钻井液的特点，又具备了油基钻井液的特点，适合于欠平衡钻井作业[3]。

1.1.1 乳化剂初选

配制油水比为3∶7的乳状液，首先在水中加入乳化剂，高搅加入5#白油，高搅20 min后，静置观察实验现象，结果见表1。

表1 乳化剂的初选

从表1可知，后4种复合乳化剂作为水包油乳化剂的乳化能力较好。选择后4种复合乳化剂进一步优选。

1.1.2 乳化剂的抗高温性能

将1%TW80+1%AES+1%ABS、1%TW80+1%AES+1%A-20、3%HWZR和1.5%HWZR+1.5%HWFR所配制的乳状液(油水比3∶7)在180 ℃高温下老化16 h，高搅后静置观察，结果见表2。

表2 乳化剂抗高温性能

由表2可知，1.5%HWZR(主乳化剂)+1.5%HWFR(辅乳化剂)的抗温效果最好。

1.2 增粘剂的优选

实验配方为：油水比3∶7+0.3%NaOH+1.5%HWZR+1.5%HWFR+增粘剂，对HV-PAC、HV-CMC、80A51、HVF等4种增粘剂进行抗温优选，结果见表3。

表3 增粘剂的优选

由表3可知，HVF在高温下具有较好的稳定性，动切力变化较小，选择0.5% HVF作为体系的增粘剂。

1.3 降滤失剂的优选

实验配方为：油水比3∶7+0.3%NaOH+1.5%HWZR+1.5%HWFR+0.5%HVF+降滤失剂，对LV-PAC、DFD-140、MAN101、HWFL等4种降滤失剂进行优选，结果见表4。

表4 降滤失剂的优选

由表4可知，HWFL在高温下具有较好的降滤失效果，能较好地与体系配伍，因此，选择3%HWFL作为体系的降滤失剂。

通过优选实验，确定了水包油体系基础配方为：淡水(海水)∶5#白油=(7～8)∶(3～2)+0.3%NaOH+1.5%～3%主乳化剂HWZR+1.5%～3%辅乳化剂HWFR+1%～2%增粘剂HVF+0.5%～1%流型调节剂HVS+1.5%～3%降滤失剂HWFL+0.5%除氧剂HGD+0.2%杀菌剂HCB。后两种物质视情况加入。

2 抗高温水包油钻井液体系室内评价

2.1 抗高温性

按照上述优化配方[淡水(海水)∶5#白油=7∶3+0.2%NaOH+2%主乳化剂HWZR+1.5%辅乳化剂HWFR+2%增粘剂HVF+1%流型调节剂HVS+2%降滤失剂HWFL]，配制油水比为3∶7的水包油钻井液，测定其性能，结果见表5。

表5 抗高温水包油钻井液体系性能评价

由表5可知，在180 ℃滚动老化后体系的流变性变化和滤失量很小，高温高压滤失量也较低，说明水包油钻井液体系具有较好的抗温能力。

2.2 抑制性

用页岩膨胀仪和岩屑热滚回收的实验方法[4]，分别对海水和水包油钻井液的抑制性进行了评价，结果见表6。

表6 水包油钻井液体系的抑制性评价/%

由表6可知，水包油钻井液的滚动回收率高达91.5%，而膨胀率仅为8.3%，具有较好的防泥页岩坍塌的能力和良好的抑制性。

2.3 润滑性

用泥饼粘附系数仪分别对水包油钻井液和两种常用的聚胺有机正电胶钻井液、氯化钾聚合物钻井液的润滑性能进行了对比评价，测出水包油钻井液、有机正电胶钻井液、氯化钾聚合物钻井液的粘滞系数分别为0.0875、0.0960、0.1125。表明水包油钻井液具有良好的润滑性能。

2.4 储层保护性能

室内采取以下实验方法对水包油钻井液的储层保护性能进行评价：模拟地层水饱和天然岩芯，煤油正向测初始K0，然后在高温高压动态失水仪上用水包油钻井液反向污染岩芯，再煤油正向测K1，计算岩心渗透率恢复值Krd[5]。结果见表7。

表7 水包油钻井液的储层保护性能评价

由表7可知，100×10-3μm2和600×10-3μm2两类岩心的渗透率恢复值均在85%以上，表明水包油钻井液具有良好的储层保护性能。

3 抗高温水包油钻井液的现场应用

3.1 优点

抗高温水包油钻井液在南堡油田NP23-P2001水平井获得了成功应用。该井日产液300方，为目前该地区产液量最高的井。抗高温水包油钻井液体系现场应用过程中，表现出以下优点：

(1)水包油钻井液体系材料种类较少，性能稳定，配制及维护方便；

(2)水包油钻井液体系可通过油水比的调节，来改变钻井液的密度，实现欠平衡钻井的需要；

(3)NP23-P2001井为欠平衡水平井，水包油钻井液良好的动塑比和动切力使得该井段的携岩问题得到很好解决，且该钻井液体系无土相、密度较低，满足潜山储层开发的欠平衡钻井技术的要求，具有较好的储层保护性能，该井的高产说明了油层保护的效果很好；

(4)水包油钻井液体系为全液相体系，能大大降低水平井的摩阻，且体系具有较高的动塑比和较强的携砂能力，对于MWD等仪器的信号录取不造成影响，并能更好地对井眼轨迹进行控制；

(5)本井尽量采用微欠的方式进行潜山段的欠平衡作业，为了确保井底处于欠压状态，钻井液密度控制在0.95～0.98 g·cm-3之间，环空钻井液当量密度控制在1.00～1.03 g·cm-3范围，井底动态欠压值1.2～2.3 MPa，泥浆泵排量20 L·s-1左右，立管压力14～16 MPa。该水包油钻井液体系有利于实现欠平衡钻井，提高对储层的认识程度，满足“渤海湾南堡凹陷勘探开发示范工程项目”试验要求，加之结合应用《数据采集与随钻评价系统》，对储层进行评价，提高了高温井下随钻的精确定向，为欠平衡钻井精确施工提供了依据。

3.2 应用建议

通过NP23-P2001井的实际使用，结合水包油钻井液的特性，对水包油钻井液的现场应用建议如下：

(1)水包油钻井液体系属于低密度低固相钻井液体系，因此使用该体系作业时，现场应配备相应的固控设备，加强固相控制。

(2)水包油钻井液体系本身具有较好的动塑比和携砂能力，但钻井过程中岩屑的上返不仅仅只与泥浆性能相关，井身结构、钻井液排量等参数也影响到岩屑的返出情况。

(3)水包油钻井液可回收利用，在开发同类井(NP23-P2002井)的时候，约有70%的水包油钻井液回收处理、重复利用，节约了大量资源和成本。因此，在使用过程中尽可能减少对水包油钻井液的污染及浪费，从而降低回收处理成本。

4 结论

为满足深井欠平衡钻井技术要求，研制了抗高温水包油钻井液体系，并进行了现场应用。该体系具有良好的流变性，防塌能力强，密度在0.95～0.98 g·cm-3之间，抗温能力达到180 ℃。现场应用表明，该钻井液体系具有较好的抗高温性能，对油气层的损害小，有利于安全快速钻井和发现、保护油气层，性能稳定，易于调节，对录井、测井无影响，能够满足深井欠平衡钻井和地质要求。抗高温水包油钻井液可重复利用，较好的回收处理能大大降低钻井成本，具有良好的经济效益。

[1] 钱殿存，王晴，王海涛，等.水包油钻井液体系的研制与应用[J].钻井液与完井液，2001，18(4)：3-6.

[2] 左凤江，庄立新，杨洪，等.低密度水包原油钻井液的应用[J].钻井液与完井液，1996，13(5)：35-37.

[3] 马勇，崔茂荣．水包油钻井液国内研究应用进展[J]．断块油气田，2006,13(1)：4-6.

[4] 耿晓光.抗高温水包油钻井液研究与应用[D].哈尔滨：黑龙江大学，2001.

[5] SY/T6540-2002，钻井液完井液损害油层室内评价方法[S].