马英文 刘小刚

中海石油（中国）有限公司天津分公司

渤中19-6油田是目前中海油重点勘探开发的高温深井油气田，储层岩性以片麻岩为主，靠近大断裂处可见断层角砾岩。储层纵向分带性明显，储集空间以裂缝为主。地温梯度为3.3～3.4 ℃/100 m，井底预测温度超过180 ℃。储层裂缝发育，孔隙度为2.7%～12.8%，平均5.3%，渗透率为0.01～11.8 mD，平均0.733 mD。

用于渤中19-6深层裂缝性储层的钻井液体系性能面临3大考验：一是地层温度高，处理剂易发生高温破坏，体系流变性易失稳；二是裂缝性储层漏失风险大，钻井液易侵入地层，堵塞油气运移通道；三是低孔低渗特点，易造成水锁损害。针对上述挑战，利用抗高温流型调节剂、抗高温护胶剂、聚胺抑制剂及甲酸钾加重剂等材料，研发了一套抗温无固相储层保护钻井液体系。

1 关键处理剂的优选

1.1 无固相加重剂

常规深井钻井液体系采用重晶石、铁粉等固相加重材料进行加重，一旦发生井漏，对储层产生不可逆污染，所以针对裂缝性储层漏失风险高的特点，适合采用无固相钻井液体系，减小对储层的污染程度。抗高温无固相钻井液体系通常以盐类作为加重剂，盐类在水中溶解度有限，存在加重极限。高温条件下能够保持稳定的溶解度是关键，通过对比不同种类盐的加重极限，优选适合高温条件下无固相环保钻井液体系的加重剂，对比结果如表1所示。

表1 不同加重剂加重极限密度对比Table 1 Comparison of limit weighting density between different weighting agents

从表1可看出,甲酸钾和甲酸钠的极限加重密度较高，由于甲酸钾在水溶液中可以电离出钾离子，钾离子有助于黏土稳定，抑制水化膨胀，对保持井壁稳定具有促进作用，所以优选甲酸钾作为加重剂。

1.2 抗高温护胶剂

钻井液是复杂的胶体分散体系，包含聚合物、表面活性剂等有机物及不同盐类。抗高温护胶剂能有效吸附于黏土表面，高温条件下，在黏土颗粒表面形成水化膜并改变黏土表面ξ电位，促进钻井液中黏土颗粒在胶体体系中的稳定性。研发出新型抗高温护胶剂HT-A，并与渤海常用护胶剂PF-PAC（聚阴离子纤维素）、PF-XC-H（黄原胶）的抗温性能对比，从表2可以看出，自制抗高温护胶剂抗温能力高达200 ℃，而常规的护胶剂抗温极限均不超过120 ℃。

表2 护胶剂抗温性能对比Table 2 Comparison of temperature resisting property between different colloid protecting additives

1.3 抗高温流型调节剂

高温高压井需要流型调节剂来调控钻井液流变性，提高钻井液沉降稳定性和携岩能力。通过长链磺酸、疏水单体、纤维和交联剂共聚反应研制的新型抗高温流型调节剂HT-B与目前渤海常用的流型调节剂PF-VIF（淀粉类提黏降滤失剂）、PF-XC-H（黄原胶）、PF-VIS（提黏剂）、PF-JHVIS（抗温提黏剂）的抗温性能对比如表3所示，可以看出，自制的抗高流型调节剂抗温高达200 ℃，而常规的护胶剂抗温极限均不超过140 ℃。

表3 不同流型调节剂抗温性能对比Table 3 Comparison of temperature resisting property between different pattern adjusting agents

2 性能评价

根据以上优选结果，形成抗高温无固相储层保护体系：海水+0.2%烧碱+0.3%纯碱+1.5%HT-A+1.5%HT-B+1%UHIB（聚胺）+HCOOK（甲酸钾）。

2.1 抗温性

按照基础配方配制密度1.25 g/cm3浆液，分别测定180 ℃、190 ℃、200 ℃下体系基础性能，结果见表4，可以看出：与老化前钻井液各项基础指标对比，体系在测定温度下高温老化16 h后，YP值稳定在10～11 Pa，FLAPI稳定在4.2～4.4 mL，性能变化较小，表明该体系具有较好的抗高温稳定性能。

2.2 热稳定性

为了评价其热稳定性能，测试了1.25 g/cm3的钻井液在180 ℃下热滚24 h、48 h和72 h后流变性能，结果见表5，可以看出，该体系在180 ℃下，能够较稳定地保持48 h，超过72 h后，出现部分破胶，黏度略有降低。一方面，钻井过程中可通过补充抗温材料以保持体系的稳定性；另一方面，当作业结束后，钻井液在井底静止时会随时间延长而逐渐自动破胶，裸眼完井可不进行人为破胶，储层保护效果好。

表4 体系在不同温度下老化性能对比Table 4 Aging performance comparison of the drilling fluid system under different temperatures

表5 高温老化实验结果Table 5 Result of high-temperature aging test

2.3 抑制性

室内通过对潜山层位钻屑在体系中的分散性和膨胀性评价了体系的抑制性。采用岩屑热滚回收率和页岩膨胀率作为评价指标，结果见表6，岩屑滚动回收率为92.5%，页岩膨胀率仅为7.3%，说明钻井液能够较好地抑制潜山岩屑和井壁水化分散、膨胀，有利于稳定井壁和保护储层。

表6 抑制性评价结果Table 6 Result of inhibition evaluation

2.4 油层保护效果

2.4.1 界面张力 由于BZ19-6油田中生界油藏属低孔低渗油藏，为防止水锁效应，引入聚胺UHIB降低钻井液的油水界面张力。30 ℃条件下，室内对比了添加聚胺UHIB前后体系老化后的滤液与煤油的界面张力，未添加时为26.84 mN/m，添加后界面张力仅为2.61 mN/m，对储层的伤害保持在较低水平。

2.4.2 渗透率恢复值 选取BZ19-6-1井7号潜山岩样（3 993.03 m），通过动态污染实验评价了抗高温无固相钻井液渗透率恢复值，实验结果见表7，可以看出，岩心污染后渗透率恢复值高达88.33%，切片后渗透率恢复值达93.33%，体系对低孔低渗型储层具有很好的油气层保护效果。

表7 渗透率恢复值实验结果Table 7 Result of permeability recovery test

3 现场应用

渤中19-6区块是渤海油田中深层重点勘探区块，也是未来渤海油田增储上产的接替油田。该区块油藏埋藏深，平均埋深超过4 500 m，储层温度高，1井测试时的储层温度超过170 ℃，裂缝发育，钻井过程中易漏，井壁易失稳坍塌，倒划眼阻卡非常严重，作业时间长，时效低，储层保护难度大。通过在该区块采用抗高温无固相钻井液体系，有效攻克了该区块钻井及储层保护作业难题。该体系在渤中19-6油田群应用8口井，平均井深4 598 m，最深井5 508 m。其中，渤中19-6-1首口预探井钻进期间返出未见泥页岩掉块，平均倒划眼速度143 m/h，多次起下钻顺利，钻井液生产时效高达92.28%；渤中19-6-10井完钻井深4 915 m，提前整个钻井周期7.1 d完成，提效18.7%；渤中19-6-7井钻进垂深5 508 m，创渤海油田最深井记录，井底温度达190 ℃，井深和井底温度均创渤海湾之最。该体系在该区块的成功应用，创造了渤海湾井深最深、垂深最深、井温最高、潜山井段最长等多项纪录，推动了该区块的勘探评价进程。表8是该体系在现场应用的典型性能。

表8 抗高温无固相钻井液现场钻井液性能Table 8 In-situ performance of high-temperature clay free drilling fluid

根据BZ19-6-2Sa井测试结果，对求产3个工作制度对应的表皮因数和产量进行回归（图1），机械表皮小于0，井底无污染，充分证明该体系具有较好的储层保护性能，为后期开发井实施提供有力支持。

图1 渤中19-6-2Sa井表皮因数与产量关系曲线

4 结论

（1）通过研发出的抗高温护胶剂和流型调节剂，构建出了一套新型的抗高温无固相钻井液体系，该体系抗温200 ℃，高温稳定时间72 h，且随着时间的延长在高温作用下具有自动破胶性能，一段时间后能高温降解，从而自动解除近井壁地带堵塞。

（2）该体系采用聚胺和甲酸钾作为抑制剂和加重材料，无其他有害固相，具有的双重抑制特性使体系抑制性强，滤液与煤油的界面张力低，与裂缝性储层配伍好，储层岩心渗透率恢复值高。

（3）该体系在渤中19-6油田群成功应用，测试结果显示井底机械表皮因数小于0，井底无污染，充分证明体系储层保护效果较好，为渤海油田中深部地层的勘探开发提供了良好的技术保障。