胜利油田无固相抗高温钻井液体系的研究与应用
李公让 武学芹 薛玉志 刘宝峰 李海斌 张敬辉
（胜利石油管理局钻井工艺研究院油化所）
摘要 针对埋藏较深的潜山油藏、碳酸盐岩储层的地层温度较高，固相颗粒是其主要的损害因素的特点，研制了一种用于无固相钻井液体系、抗温能力超过150℃的高温增粘剂TV-Ⅰ，并以此为主剂研制了淡水、复合盐水、海水等无固相钻井液体系，分别在胜利油田四个不同区块的13口井上进行了现场应用。现场应用结果表明：在井深超过4000米，井底温度在150℃以上，最高达170℃的情况下，该体系很好地解决了以往无固相钻井液高温状态下由于聚合物的降解而造成的降粘问题，提高了无固相体系的高温稳定性和携岩能力，保证了钻井施工安全顺利，具有良好的技术经济效益。
关键词：钻井液 无固相 抗高温
前言
对于潜山油藏、碳酸盐岩储层，固相颗粒是其主要的损害因素，该类储层一般埋藏较深，地层温度较高（一般在150℃左右），有些甚至超过200℃；随着勘探和开发难度的加大，低压、高温地层越来越多，研究发现，在钻井过程中保护该类储藏最好的钻井液为无固相钻井液体系；在无固相钻井液体系中，聚合物是其中的主体，所以抗高温聚合物的选择是该体系的技术关键。
目前，应用于钻井液体系的聚合物主要有两类：一类为天然聚合物（生物聚合物、纤维素类、淀粉类），使用温度均低于110℃；另一类为以聚丙烯酰胺为主体的高聚物，以其配制的无固相钻井液体系的使用温度低于120℃。对于我国现有的大多数油田已处于中后期开发，低压、高温地层越来越多，所以对钻井液体系所用聚合物的抗温性能提出了更高的要求，希望配制无固相钻井液用聚合物在150℃以上能够保持稳定的性能。因此，开发一种抗高温聚合物，对于深部油层、裂缝性油层的勘探开发和油气层保护，实现胜利油田的长期稳产高产，提高整体经济效益具有十分重要的意义。
虽然国内外对无固相钻井液的研究与应用自从二十世纪八十年代就已经开始了，而且在某些地层和井段的应用也已经取得了良好的效果，但是应用范围只
（本项目是胜利石油管理局重点科技项目，项目编号04-05-2003-03（局）
能局限于温度较低、较浅的井段，只有国外的一种以聚乙烯吡咯烷酮（PVP）为增粘剂的无固相油基钻井液的使用温度达到或略高于120℃，仍不能满足深井钻井的要求。为此，我们在对国内外技术资料调研和对国内外钻井液用聚合物抗温性能评价的基础上，进行聚合物分子结构设计，以研制出抗温能力超过150℃的抗高温聚合物增粘剂TV-Ⅰ，以及以此为主剂的无固相抗高温钻井液，相继在CG206等13口井上进行了现场试验，现场试验井的实际井深都在4000米以上，井底温度大都超过了150℃，在采用以TV-Ⅰ为增粘剂的无固相钻井液进行钻进时没有因为粘切力的降低造成无法携岩而产生井下事故，各井均顺利完井。
无固相抗高温聚合物TV-Ⅰ的研制
一、 研制机理
为了确定抗高温聚合物的分子结构，首先对国内外钻井液用处理剂的抗温性进行了评价和剖析，结果表明无固相钻井液中抗温效果好的分子结构分别是以丙烯酰胺为主链、含有磺酸基团或具有环状结构。
从调研的文献资料表明，设计合理有效的抗温、抗盐聚合物的分子结构应从以下几方面考虑：（1）提高聚合物分子热稳定性的单体——引入大侧基或刚性侧基团可使聚合物具有较高的热稳定性；（2）含有耐盐基团的单体——在分子中引入对盐不敏感的磺酸基可使高分子化合物的耐盐性明显提高；（3）含有疏水基团的单体——在聚合物中引入疏水基团，通过疏水基团的疏水缔合作用改善聚合物耐温抗盐性能也是一条有效途径。
根据实验结果分析和文献资料的介绍，最后确定合成路线为：以AMPS与丙烯酰胺共聚引入磺酸基团，同时引入含苯环结构的疏水基合成水溶性疏水缔合物，提高丙烯酰胺聚合物的抗高温性及抗盐性。
二、 TV-Ⅰ的合成
室温下通过苯胺的酰基化合成疏水单体；然后在40℃、通氮气的条件下，依次加入表面活性剂、疏水单体、AMPS以及引发剂等，搅拌条件下反应3小时，得胶块状产物，产物经剪切、烘干、粉碎，即得抗高温聚合物TV-Ⅰ。
无固相抗高温聚合物性能评价
取1.5%的聚合物水溶液进行高温滚动试验，结果列于表1。
表1温度对聚合物性能的影响
温度 表观粘度（加量为1.5%）
淡水 4%盐水 海水
室温 46.0 52.0 58.5
150℃ 48.5 47.0 53.0
180℃ 30.0 33.5 35
200℃ 18.5 21.0 21.0
试验结果表明聚合物水溶液具有良好的抗温能力，在200℃时结构破坏较为严重，但是在180℃时效果还比较理想。这是由于温度升高一方面使疏水基和水分子的热运动加剧，疏水基周围的水合层发生变化，破坏疏水基团周围的“冰山”结构；另一方面，疏水缔合作用是一个吸热的熵驱动过程，升高温度有利于分子间的缔合，使粘度上升。因此在一定温度范围内增加温度有利于疏水缔合，因而粘度上升，但温度的继续增加使第一方面的作用加强，所以溶液的粘度总体上呈下降趋势。
无固相抗高温钻井液配方设计
首先考察TV-Ⅰ与常用处理剂(CMC、PAC、SJ-1、聚合醇以及复合盐、甲酸盐等)的配伍性，结果是合成的聚合物与上述处理剂的配伍性好，没有出现沉淀或絮状物。在此基础上通过正交实验设计了淡水、4%盐水和海水三种不同体系的钻井液配方。
（1）经过正交实验所优化的海水无固相钻井液配方:海水+1.5%TV-Ⅰ+3%聚合醇+0.5%纯碱+1%SR-1，其常规性能见表2。
表2 海水钻井液配方性能评价
性能指标 室温 150℃/8h 180℃/8h
AV（mPa.s） 42 42.5 35
PV(mPa.s) 14.5 15 12.5
YP(Pa) 9 9 6.5
Gel(Pa/Pa) 5/12.5 4/11 2/8
（2）经过正交试验确定了以下盐水无固相钻井液配方：5%复合盐+1.5%TV-Ⅰ +1%SJ-1 +1%PAC +3%聚合醇，其常规性能见表3。
表3盐水钻井液配方性能评价
性能指标 室温 150℃/8h 180℃/8h
AV（mPa.s） 46 39 33
PV(mPa.s) 16 13 11.5
YP(Pa) 8 7 6
Gel(Pa/Pa) 5/12 3/8 1/5
（3）经过正交试验确定了以下淡水无固相钻井液配方：1.5%TV-Ⅰ +1%SJ-1 +3%聚合醇，其常规性能见表4。
表4淡水钻井液配方性能评价
性能指标 室温 150℃/8h 180℃/8h
AV（mPa.s） 54 43 38
PV(mPa.s) 21 16 13
YP(Pa) 12 9 7
Gel(Pa/Pa) 8/15 5/10 2/6
现 场 应 用
无固相抗高温钻井液体系先后在胜利油田CB30区块、富台油田、渤南油田渤深6块以及王家岗油田等13口井进行了现场应用（见表5），取得了良好的效果。
表5 试验完成井一览表
井号 完钻井深（m） 井底地层温度（℃） 备注
车古206 4795 160 顺利完钻
CB30A-1 4303.88 170 井漏，强行钻进，顺利完钻
CB30B-1 3518 170 顺利完钻
车571-7 4450 158 顺利完钻
车571-8 4316 156 顺利完钻
车571-9 4350 156 顺利完钻
渤深6-1 4444 150 顺利完钻
渤深6-6 4620.06 150 顺利完钻
渤深6-4 5056 180 顺利完钻
王古1 4192 162 配合欠平衡充氮气钻井技术
王古2 4020 160 无漏失
王古1-1 4350 165 顺利完钻
王古100 4208 170 发现H2S，提高密度后顺利完钻
下面简要介绍无固相抗高温聚合物在CB30A-1、渤深6-1和王古1三口井上的应用情况及开发效果。
1．无固相钻井液抗高温聚合物在CB30A-1井的应用
CB30区块由于长期风化剥蚀及构造运动的作用，使得潜山内幕断层发育，地层保留不全，横向变化大。钻井中易发生井喷、井漏等复杂现象。根据地层测试资料，油层压力系数为0.99~1.12， 属正常压力系统，温度梯度3.7℃/100m，属偏高温系统。试油资料表明，该裂缝性储层原油的气/油比较高，储层温度较高（可达170℃）。使用普通的水基泥浆，泥浆中的固相（膨润土、加重材料以及钻屑等）在压差的作用下，会在滤饼形成前侵入油层的内部，堵塞孔隙、裂缝等，使渗透率下降。
综合分析，决定采用无固相抗高温钻井液。通过对多个钻井液配方的常规性能、抗温性能以及保护油层的综合评价，最终确定无固相钻井液的室验室配方为：海水+10%有机盐+3%聚合醇+0.5%TV-Ⅰ+0.5%JT-888+0.5% SJ-1+3%SMP-II +0.5%KMJ-1。
CB30A-1井是在CB30A井组钻探的1口定向井，完钻井深4303 .88m，最大井斜27 .120，井底最大水平位移650m。该井四开使用无固相抗高温钻井液，满足了复杂情况下钻井液应有的抗高温、润滑、稳定作用。在发生井漏情况下，强行钻进并顺利完钻。
CB30A-1现场应用表明：电测显示该区块地层温度梯度为3.8℃/100m，在井底温度170℃左右，抗高温无固相钻井液能发挥出较好的抗高温稳定性，钻井液粘度保持在45s以上，塑性粘度在20mPa•s左右，屈服值为4Pa，钻井液失水控制8 mL以下。该性能保证了钻井液具有良好的流变性，起下钻情况下，井眼畅通无阻，满足了复杂情况下对钻井液的要求。
该井完钻后于2003年2月进行了试油，古生界3819.28-4303.88m井段，10mm油嘴，油压8.5Mpa,折算日产液240t，日产油236.8t,日产气9800m3，含水1.3％；8mm油嘴，油压10.5Mpa,折算日产液189t，日产油186.5t,日产气7400m3，含水1.3％。
2．无固相抗高温钻井液在渤深6-1井的应用
渤深6潜山油藏属于孔隙-裂缝性油藏，根据渤深6井的测压资科，压力系数为1.18。 地层温度较高，150℃。通过试验确定用无固相抗高温盐水钻井液体系，具体配方如下：33%复合盐+1.5%增粘剂TV-Ⅰ+2%SJ-1+1%PAC+2%聚合醇。
渤深6-1井于2003年6月16日四开，当密度由1.13g/cm3降至1.05g/cm3，井深在4300米时出现井涌，并伴有10分钟左右的井喷，火柱达15米高，油气显示明显。关闭封井器后，使用1.28g/cm3的复合盐水压井。恢复循环后，用1.18g/cm3的复合盐水钻井液替出压井液进行钻进，逐渐降低钻井液密度，密度降至1.08g/cm3，钻进过程中不时伴有少量井涌，钻至井深4444米完钻，完钻时钻井液密度1.08g/cm3。2003年7月底，该井开始投入生产，自喷原油600多吨/天，气6万方/天。而使用有粘土相的水基钻井液，同样采用先进的欠平衡钻井技术钻井的相邻井渤601井，每天靠泵抽油，只得到每天抽油100方的产量。充分显示出无固相抗高温复合盐水钻井液的油气层保护效果。
3．无固相抗高温聚合物钻井液在王古1井应用
王古1井是胜利油田在王家岗油田为探测深部奥陶系灰岩地层含油气情况部署的一口重点探井。该井自2003年6月16日打导管开始，至8月15日三开下入φ177.80mm的技术套管结束，完钻井深4192米，井底温度162℃。该井在3423米时，使用无固相复合盐水钻井液进行钻进，密度为1.08 g/cm3。在3438～3440米试油显示全烃0.06~37.9%，甲烷0.06~14.38%，该井在钻至井深3444.5m后，中途测试日产油467m3，天然气3504m3。为了更有效地保护和发现油气层，解决该井因地层压力系数低（1.01）、井底温度高、井漏严重，导致岩屑录井及钻井施工无法进行的难题，决定采用无固相抗高温钻井液体系配合欠平衡充氮气钻井新技术。新技术的成功应用，有效地降低了钻井液的循环当量密度，既满足了岩屑等地质资料的录取工作，又较好地解决了长达770多米漏失井段的严重漏失问题，真正体现了“压而不死，活而不喷”，有效地保护了油气层。
结 束 语
通过不同区块不同体系十三口井的现场应用表明：
1、无固相抗高温钻井液配伍性良好，适用于海水、复合盐水以及淡水无固相钻井液体系，能够满足不同区块不同地质特征钻井的需求。
2、解决了无固相钻井液抗高温的问题；具有热稳定性好，抗温抗盐能力强（高达180℃），能够满足胜利油区深井钻井的要求，在裂缝性潜山油藏能够有效控制低密度钻井液固相含量，有利于固相清除，提高钻井液稳定性，减少钻井液处理频率，其抗温抗盐能力显著优于传统无固相聚合物钻井液体系。
3、在钻进中钻井液性能维护简单，使用方便，保护油气层效果好。统计结果表明，在钻深井过程中，无固相抗高温钻井液与传统的聚合物钻井液相比，钻井液成本平均降低13.5%，显示出较好的技术经济效益和社会经济效益。
参考文献
1． 胥思平，薛立国.坨-胜-永断裂带高密度深井钻井液技术.钻井液与完井液，2003(04)
2． 于进海，石莉莉，王立泉等.硅氟钻井液的研究与应用. 钻井液与完井液，2003(04)
3．SPE39284 Open Hole Completions： Drilling Fluid Selection-Solids Free Fluid
第一作者简介：李公让（1970-），男，高工，1992年毕业于华东理工大学有机化工专业，2000年获石油大学（华东）油气井工程工学硕士学位，现在胜利石油管理局钻井工艺研究院油田化学研究所从事钻井液研究工作。
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