邢希金 ，马 岩 ，何 松 ，耿亚楠

（1.中海石油（中国）有限公司北京研究中心，北京 100028；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028）

1 海上钻井液的特殊性

无论是陆地油田还是海上油田，通过钻井来打通油气通道是目前唯一的技术手段。海上钻井与陆地钻井虽然纵向上仅差一层海水之别，但在钻井技术上存在较多差异。我国石油勘探开发以水基钻井液为主，其中就水基钻井液而言，陆地油田经常使用的钻井液体系不一定都完全适合在海上使用。海洋石油勘探开发中因海水资源丰富，钻井液广泛使用海水配浆，海水较陆地淡水而言矿化度高，以渤海为例海水矿化度约为33 500 mg/L，钙的含量约 400 mg/L（见表1），采用海水所建立的钻井液体系属于盐水体系，其对钻井液添加剂的抗盐和抗钙性能有一定要求，陆地油田广泛使用的膨润土在海水中不能完全水化，需要先用淡水预水化后方能使用。此外，所处的环境条件也对钻井液体系有特殊要求，海上钻井水基钻井液在满足国家环保标准的条件下可以直接排放，受海洋环境条件污染物扩散影响程度，目前海上所用的水基钻井液添加剂均需要满足海洋环保要求，特别是对海洋动植物无生物毒性，而陆地环境则需要面对陆生动植物、土壤及地下水等的污染难题。综合上述分析，与陆地油田不同，海洋钻井液的特殊性主要表现在高矿化度海水配浆与海洋环境保护约束上。

2 渤海在用钻井液现状

渤海油田经过多年开发，形成了目前较成熟的钻井液技术系列。明化镇组、馆陶组浅部地层广泛采用PLUS/KCl聚合物钻井液体系，PLUS为部分水解的聚丙烯酰胺[1]，其在钻井液中的作用是包被钻屑，配合无机盐KCl的抑制作用达到减少泥岩水化分散作用[2]。东营组中部地层采用阳离子PEC钻井液体系，该体系的核心处理剂为阳离子聚合物，利用阳离子聚合物中和地层中黏土矿物负电荷作用，抑制黏土矿物的水化分散，从而形成“软抑制”效应[3]，控制泥岩的水化造浆。胡进军等[4]评价阳离子钻井液体系其抗钙性能可达2 000 mg/L。沙河街组深层定向井广泛采用性能更稳定的聚合醇PEM钻井液体系，聚合醇具有“浊点”效应，即在一定温度下液相态聚合醇可以从钻井液中析出，形成类似于油相的分子膜，阻止滤液向地层孔隙渗透，实验稳定井壁的作用。徐景生等[5]评价渤中25-1钻井液时将抗温性能设定为100℃，抗NaCl达到5%，抗CaCl2达到1.2%，耿铁[6]在渤中13-1油田将抗温性能提高到120℃～150℃。

受海上作业平台空间限制，海上油气井追求少井高产，多采用水平井开发。海上针对水平井开发了弱凝胶无黏土相PRD和EZflow钻开液体系，两套体系均为弱凝胶宜不含膨润土[7]，特定聚合物与水形成弱凝胶能够减少钻井液中液相侵入，而去除膨润土最大限度地减少了钻井液中固相对储层侵入。两者的区别在于完钻后是否需要去除弱凝胶泥饼，完全依靠聚合物凝胶封堵的PRD钻开液是需要氧化剂或酸来破胶的，而EZflow钻开液配方中增加了级配的碳酸钙封堵剂，可以直接返排，免于破胶作业。

渤海地区钻井液成本存在较大差异，环渤海陆地油田钻井液米成本多低于300元，而渤海油田的钻井液成本远高于陆地油田。除上述分析的海洋钻井液的特殊性以外，另有两个制约因素造成了海陆钻井液成本差异。其主要制约因素之一是海陆钻井液的设计思路不同，由于海上钻井船费率高，导致海上钻井综合日费高，因此海上钻井液的设计思路为以提高综合作业效率为导向，尽可能减少非生产时间，无形中增加钻井液的性能要求与成本；而陆地油田多以总包为主，钻井租金远低于海上油田，相对综合日费敏感性低，使用适合性能钻井液既满足作业要求又降低了成本。另一个制约因素是大宗料的采办模式，陆地油田钻井液的大宗料主要由甲方采办，而海上油田多由服务方采办，同一种材料可能存在一定幅度的价格差异。但单纯从技术角度，借鉴陆地油田的经验，海洋钻井液存在较大的降低成本的空间，由于海上高度重视储层保护，降低水平段钻开液成本可能影响产量，本文实验探索了渤海非水平段低成本钻井液技术。

表1 典型渤海海水成分

3 渤海低成本钻井液实验

渤海及周边油田所钻遇地层自上而下均为明化镇、馆陶、东营及沙河街。各油田地层层位埋深不同，但沉积相与岩性大体相同，明化镇以冲积平原曲流河相为主，主体岩性为泥岩；馆陶组为辫状河沉积，特征岩性为含砾砂岩；东营组为河流三角洲相，岩性为典型的砂泥岩互层；沙河街组为扇三角洲相，岩性为砂泥岩互层。渤海油田与环渤海陆地油田地层情况从埋深、沉积相及岩性上大体相当，因此钻井遇到的复杂情况有一定相通性，除海洋环保要求外，钻井液体系及所用的泥浆材料海上完全可以借鉴陆地油田。

3.1 低成本钻井液思路

由前文分析已知，渤海钻井液追求全面高性能和持久的稳定性，导致成本偏高，叶周明等[8]研究认为仅采用膨润土浆/稠塞在渤海可以钻至垂深1 000 m地层，这表明降低钻井液成本是可能的。因此，可以从以下方面降低要求：渤海地层温度普遍较低，大部分地层温度低于80℃，对处理剂的抗温性能要求较低，钻井液体系可以选择非耐高温处理剂，从而降低钻井液的费用；渤海油田已钻井显示无高压盐水层，地层水矿化介于5 000 mg/L～27 000 mg/L，相当于0.5%～2.7%NaCl溶液，对钻井盐侵的风险较低，钻井液体系可以适当降低钻井液的抗盐性能，从而降低钻井液处理剂对抗盐性能的要求；渤海油田地层较新，已钻井均未发现有膏岩层，钙侵风险较低，地层水中的钙含量低于配浆海水中的钙含量，因此地层水侵入不会增加钙浓度，钻井液可以选择低抗钙处理剂适当降低钻井液抗钙染污性能，从而降低对钻井液助剂的要求，节约处理剂成本。

基于上述思路，通过单剂筛选，采用低成本的有机胺类抑制剂抑制黏土，建立了适用于渤海中部地层的低成本钻井液体系，其配方为3%海水土浆＋0.3%PAM＋0.5%PANS＋0.5%CMS＋2%SMP-1＋0.5%有机胺＋0.5%石墨粉。

3.2 低成本体系性能评价

低成本钻井液和渤海在用钻井液的流变性和失水性能（见表2），对比发现，低成本钻井液常规性能与在用钻井液性能指标相当，满足在海上钻井作业过程中携带钻屑、清洁井眼的要求。

渤海地层在钻井过程中钻遇的复杂情况主要是软泥岩问题，这要求体系具有一定的抑制性，防止泥岩水化分散，破坏泥浆性能，通常要求滚动回收率在85%以上。参考SY/T 5613-2000泥页岩理化性能实验方法对低成本钻井液进行滚动回收率测试，实验岩屑取自渤海油田，并与清水回收率进行了对比，低成本钻井液的滚动回收率为89.23%，体系抑制性强（见表3）。

配制密度为1.15 g/cm3渤海低成本钻井液，用滚子加热炉在不同温度下老化16 h后测试其常规性能，实验结果（见表4）。实验结果表明在60℃～90℃温度范围内，钻井液热滚老化后流变性、失水造壁性能均较稳定，渤海油田地层温度通常在80℃以内，因此，低成本钻井液的抗温性可以满足渤海油田中浅层钻井作业需求。

表2 低成本钻井液与在用钻井液常规性能

表3 低成本钻井液抑制性能

表4 渤海低成本钻井液抗温性能评价

表5 渤海低成本钻井液抗盐/钙实验评价

为考察低成本钻井液的抗盐、抗钙污染能力，开展了NaCl和CaCl2污染实验，热滚条件为80℃，实验结果（见表5）。实验结果表明，NaCl加量至5%时，流变性能良好，API降滤失量较小，说明该体系抗NaCl性能良好。当CaCl2含量为0.3%时流变参数变化小，API失水与高温高压失水处于正常范围，当CaCl2含量达0.5%时，黏度略有下降，高温高压滤失量高达54 mL，表明低成本体系的抗CaCl2污染性能较弱，可以在钙含量低于0.3%环境下使用。考虑渤海油田地层无盐膏层，低成本钻井液可以在渤海油田使用。

3.3 成本对比

对低成本钻井液进行成本与服务价核算，并对比低成本钻井液与在用钻井液成本倍比关系，所建立的低成本钻井液在单方成本上为聚合物钻井液的43%，为阳离子钻井液的25%，为聚合醇钻井液的20%，成本下降明显（见图1）。

图1 钻井液成本对比

以渤海某油田为例进行成本测算，共13口开发井，全部为水平井，平均井深3 233 m。该油田已钻井显示平原组地层基本没有复杂情况发生，明化镇组下段钻井过程中无井漏，复杂情况相对较少，钻井相对顺利，适合使用低成本钻井液。对比低成本钻井液与阳离子钻井液总体成本，低成本钻井液可节约钻井液成本50%以上。

4 结语

与陆地油田钻井液不同，海上油田钻井液使用海水配制，其特殊性在于盐水体系，环境保护要求高。受海上作业日费影响，渤海在用钻井液性能高于实际需求，无形中增加了中浅部地层钻井液的成本。从渤海油田实际需求出发，对于中浅部地层降低钻井液对抗温、抗盐、抗钙标准，建立了渤海低成本钻井液配方，性能评价表明，所构建的低成本钻井液体系在流变、失水、抑制性上均满足工程要求，可以在渤海使用。经成本倍率估算，使用渤海低成本钻井液代替现有成熟钻井液可以降低钻井液成本至少50%以上，该技术有利于推动渤海油田的经济开发。

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