油基钻井液介绍及应用

一、油基钻井液发展概述

1、定义及类型

➢ 油基钻井液是指以油作为连续相的钻井液。

➢ 两种油基钻井液——全油基钻井液和油包水乳化钻井液。在全油基钻井

液中，水是无用的组分，其含水量不应超过10%；而在油包水钻井液中，水作为必要组分均匀地分散在柴油中，其含水量一般为10~60%。

2、油基钻井液的优缺点

➢ 与水基钻井液相比较，油基钻井液具有能抗高温、抗盐钙侵、有利于井

壁稳定、润滑性好和对油气层损害程度较小等多种优点。

➢ 目前已成为钻高难度的高温深井、大斜度定向井、水平井和各种复杂地

层的重要手段，并且还可广泛地用作解卡液、射孔完井液、修井液和取心液等。

➢ 油基钻井液的配制成本比水基钻井液高得多，使用时往往会对井场附近

的生态环境造成严重影响。

➢ 为了提高钻速，从20世纪70年代中期开始，较广泛地使用了低胶质油

包水乳化钻井液。

➢ 为保护环境，适应海洋钻探的需要，从80年代初开始，又逐步推广使用

了以矿物油作为基油的低毒油包水乳化钻井液。

3、油基钻井液的发展阶段

类型 原油作为钻井液 全油基钻井液 油包水乳化钻井液 低胶质油包水乳化组分 开始使用时间 1920年前后 特点 有利于防塌、防卡和保护油气层，但流变性不易控制，易着火，使用范围仅限于100℃以内浅井 具有油基钻井液的各种优点，可抗200~250℃高温，但配制成本高，较易 着火，钻速较低 通过水相活度控制有利于井壁稳定，与全油基钻井液相比不易着火，配制成本有所降低，抗温可达200~230℃ 可明显提高钻速，降低钻井总成本。但由于放宽滤失量，对某些松散易塌地层原油 柴油、沥青、乳化剂及少量水(10%以内) 柴油、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水(10~60%) 柴油、乳化剂、润湿剂、少量亲油胶体、乳化水1939年 1950年前后 1975年 钻井液 低毒油包水乳化钻井液 (15%左右) 矿物油、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水1980年 (10~60%) 不适合，对储层的损害较大 具有油基钻井液的各种优点，同时可有效地防止对环境的污染，特别适用于 海洋钻井 二、油基钻井液的组成

1、基油(BaseOil) 油包水乳化钻井液是以水滴为分散相，油为连续相，并添加适量的乳化剂、润湿剂、亲油胶体和加重剂等所形成的稳定的乳状液体系。

• 在油包水乳化钻井液中用作连续相的油称为基油，目前普遍使用的基油为柴油(我国常使用零号柴油)和各种低毒矿物油。 • 为确保安全，其闪点和燃点应分别在82℃和93℃以上。

• 由于柴油中所含的芳烃对钻井设备的橡胶部件有较强的腐蚀作用，因此芳烃含量不宜过高，一般要求柴油的苯胺点在60℃以上。苯胺点是指等体积的油和苯胺相互溶解时的最低温度。苯胺点越高，表明油中烷烃含量越高，芳烃含量越低。

• 为了有利于对流变性的控制和调整，其粘度不宜过高。

各种基油的物理性质

性质 外观 密度(kg/m3) 闪点(℃) 苯胺点(℃) 倾点(℃) 终沸点(℃) 芳烃含量 (wt%) 粘度(mPa.s) (40℃测定) Mentor26 无色液体 838 93 71 26 306 16.4 Mentor28 无色液体 845 120 79 15 321 19.0 Escaid110 无色液体 790 79 76 54 242 0.9 LVT 无色液体 800 71 66 73 262 10~13 BP8313 无色液体 785 72 78 40 255 2.0 2号柴油 棕黄色液体 840 82 59 45 329 30~50 2.7 4.2 1.6 1.8 1.7 >1，000，000 2.7 LC50值 >1，000，>1，000，000 >1，000，000 >1，000，000 (ppmWSF) 000 80，000 注：Mentor26、Mentor28、Escaid110、LVT和BP8313均为常用矿物油的代号。 2、水相(WaterPhase)： • 淡水、盐水或海水均可用作油基钻井液的水相。但通常使用含一定量CaCl2

或NaCl的盐水，其主要目的在于控制水相的活度，以防止或减弱泥页岩地层的水化膨胀，保证井壁稳定。

• 油包水乳化钻井液的水相含量通常用油水比来表示。一般情况下，水相含量为15~40%，最高可达60%，且不低于10%。

• 在一定的含水量范围内，随着水所占比例的增加，油基钻井液的粘度、切力逐渐增大。因此，人们常用它作为油基钻井液流变参数的一种方法，同时增大含水量可减少基油用量，降低配制成本。

• 但是，随着含水量增大，维持油基钻井液乳化稳定性的难度也随之增加，必须添加更多的乳化剂才能使其保持稳定。对于高密度油基钻井液，水相含量应尽可能小些。

• 在实际钻井过程中，一部分地层水会不可避免地进入钻井液，即油水比呈自然下降趋势，因此为了保持钻井液性能稳定，必要时应适当补充基油的量。

• 对于全油基钻井液，水是应加以清除的污染物，但一般3~5%的水是可以容纳的，不必一定要清除，因为靠增加基油来减少水量会使钻井液成本显著增加。 3、乳化剂(Emulsifier) 为了形成稳定的油包水乳化钻井液，必须正确地选择和使用乳化剂。一般认为乳化剂的作用机理是：

• 在油/水界面形成具有一定强度的吸附膜； • 降低油水界面张力； • 增加外相粘度；

以上三方面均可阻止分散相液滴聚并变大，从而使乳状液保持稳定。其中又以吸附膜的强度最为重要，被认为是乳状液能否保持稳定的决定性因素。

在油包水乳化钻井液中，常用的乳化剂有以下类型： ➢ 高级脂肪酸的二价金属皂，如硬脂酸钙； ➢ 烷基磺酸钙； ➢ 烷基苯磺酸钙；

➢ 斯盘-80(或span-80)，主要成分为山梨糖醇酐单油酸脂；

➢ 此外，国内用于油包水乳化钻井液的乳化剂还有：环烷酸钙、石油磺酸铁、油酸、环烷酸酰胺和腐植酸酰胺等。国外在该类钻井液中使用的乳化剂多用代号表示，如Oilfaze、Vertoil、EZ-Mul、DFL和Invermul等都是常用的乳化剂。

值得注意的是，在以上乳化剂中，属于阴离子表面活性剂的都是有机酸的多价金属盐(钙盐、镁盐和铁盐等，以钙盐居多)，而不选择单价的钠盐或钾盐。

由于皂分子具有两亲结构，即烃链是亲油的，而离子型基团―COO¯是亲水的，因此当皂类存在于油、水混合物中时，其分子会在油水界面自动浓集并定向排列，将其亲水端伸入水中，亲油端伸入油中，从而导致界面张力显著降低，有利于乳状液的形成。 • 楔形稳定理论

一元金属皂的分子中只有一个烃链，这类分子在油水界面上的定向排列趋向于形成一个凹形油面，因而有利于形成o/w型乳状液；而二元金属皂的分子中含有两个烃链，它们在界面上的排列趋向于形成一个凸形油面，有利于形成w/o型乳状液。这种由乳化剂分子的空间构型决定乳状液类型的原理在胶体化学中被称作定向楔形理论。其含义是，将乳化剂分子比喻成两头大小不同的楔子，如果要求它们排列紧密和稳定，那末截面小的一头总是指向分散相，截面大的一头则留在分散介质。

4、润湿剂

• 大多数天然矿物是亲水的。当重晶石粉和钻屑等亲水的固体颗粒进入w/o型钻井液时，它们趋向于与水聚集，引起高粘度和沉降，从而破坏乳状液

的稳定性。

• 为了避免以上情况的发生，有必要在油相中添加润湿控制剂，简称润湿剂。润湿剂也是具有两亲结构的表面活性剂，分子中亲水的一端与固体表面有很强的亲合力。当这些分子聚集在油和固体的界面并将亲油端指向油相时，原来亲水的固体表面便转变为亲油，这一过程常被称作润湿反转(WettabilityReversal)。

• 润湿剂的加入使刚进入钻井液的重晶石和钻屑颗粒表面迅速转变为油湿，从而保证它们能较好地悬浮在油相中。

• 虽然用作乳化剂的表面活性剂也能够在一定程度上起润湿剂的作用，但其效果有限。较好的润湿剂有季胺盐(如十二烷基三甲基溴化铵)、卵磷脂和石油磺酸盐等。国外常用的润湿剂有DV-33、DWA和EZ-Mul等，其中DWA和EZ-Mul可同时兼作乳化剂。

润湿反转原理

5、亲油胶体：

习惯上将有机土、氧化沥青以及亲油的褐煤粉、二氧化锰等分散在油包水乳化钻井液油相中的固体处理剂统称为亲油胶体，其主要作用是用作增粘剂和降滤失剂。其中使用最普遍的是有机土，其次是氧化沥青。有了这两种处理剂，可以使油基钻井液的性能可以象水基钻井液那样很方便地随时进行必要的调整。

有机土是由亲水的膨润土与季胺盐类阳离子表面活性剂发生相互作用后制成的亲油粘土。所选择的季胺盐必须有很强的润湿反转作用，目前常用的有：

➢ 十二烷基三甲基溴化铵

➢ 十二烷基二甲基苄基溴化铵

有机土很容易分散在油中起提粘和悬浮重晶石的作用，通常在100ml油包水乳化钻井液中加入3g有机土便可悬浮200g左右的重晶石粉。有机土还可在一定程度上增强油包水乳状液的稳定性，起固体乳化剂的作用。国外常用的有机土有Baroid公司生产的Geltone和M-I公司生产的VG-69等，其一般用量为5.7~17.1kg/m3。

氧化沥青是一种将普通石油沥青经加热吹气氧化处理后与一定比例的石灰混合而成的粉剂产品，常用作油包水乳化钻井液的悬浮剂、增粘剂和降滤失剂，亦能抗高温和提高体系的稳定性。它主要由沥青质和胶质组成，是最早使用的油基钻井液处理剂之一。在早期使用的油基钻井液中，氧化沥青的用量较大，用此法可将油基钻井液的API滤失量降低为零，高温高压滤失量也可控制在5ml以下。但是，它的最大缺点是对提高机械钻速不利，因此在目前常用的油基钻井液配方中，已对其使用。 6、石灰

石灰是油基钻井液中的必要组分，其主要作用有以下方面：

• 提供的Ca2+有利于二元金属皂的生成，从而保证所添加的乳化剂可充分发挥其效能。

• 维持油基钻井液的pH值在8.5~10范围内以利于防止钻具腐蚀。 • 可有效地防止地层中CO2和H2S等酸性气体对钻井液的污染，其反应式如下：

Ca(OH)2+H2S=CaS↓+2H2O Ca(OH)2+CO2=CaCO3↓+2H2O

• 在油基钻井液中，未溶Ca(OH)2的量一般应保持在0.43~0.72kg/m3(1.5~2.5磅/桶)范围内；或者将钻井液的甲基橙碱度控制在0.5~1.0cm3，当遇到CO2或H2S污染时应提至2.0cm3。 7、加重材料：

• 重晶石粉在水基和油基钻井液中，都是最重要的加重材料。对于油基钻井液，加重前应注意调整好各项性能，油水比不宜过低，并适当地多加入一些润湿剂和乳化剂，使重晶石加入后，能及时地将其颗粒从亲水转变为亲

油，从而能够较好地分散和悬浮在钻井液中。

• 对于密度小于1.68g/cm3(14ppg)的油基钻井液，也可用碳酸钙作为加重材料。虽然其密度只有2.7g/cm3，比重晶石低得多，但它的优点是比重晶石更容易被油所润湿，而且具有酸溶性，可兼作保护油气层的暂堵剂。

油包水乳化钻井液推荐配方及性能参数

配方 材料名称 有机土 主乳化剂：环烷酸钙 或油酸 或石油磺酸铁 或环烷酸酰胺 辅助乳化剂：Span-80 或ABS 或烷基苯磺酸钙 石灰 CaCl2 油水比 氧化沥青 加重剂 加量(kg/m3) 20~30 20左右 20左右 100左右 40左右 20~70 20左右 70左右 50~100 70~150 85~70/15~30 视需要而定 视需要而定 项目 密度(g/cm3) 漏斗粘度(s) 表观粘度(mPa﹒s) 塑性粘度(mPa﹒s) 动切力(Pa) 静切力(初/终，Pa) 破乳电压(V) API滤失量(ml) HTHP滤失量(ml) pH值 含砂量(%) 泥饼摩阻系数 水滴细度(35mm所占%) 性能 指标 0.90~2.00 30~100 20~120 15~100 2~24 0.5~2/0.8~5 500~1000 0~5 4~10 10~11.5 ＜0.5 ＜0.15 95以上 NLBaroid和M-I泥浆公司矿物油钻井液和柴油钻井液的典型组成

钻井液序号 组分 2号柴油(ml) Mentor26矿物油(ml) 水(ml) 乳化剂Invermul(g) 乳化与滤失控制剂Duratone(g) 有机土Geltone(g) 有机土Bentone(g) 乳化与润湿剂EZ-Mul(g) 岩屑Rev-dust(g) 石灰(g) 氯化钙(g) 重晶石(g) 乳化剂DFL(g) 乳化与润湿剂DWA(g) 有机土VG-69(g) 1 115.9 / 20.0 6.8 9.1 2.7 / 4.5 9.1 9.1 9.2 85.8 / / / 2 / 115.9 20.0 6.8 9.1 / 4.5 4.5 9.1 9.1 9.2 85.8 / / / 3 231.5 / 63.2 / / / / / / 2.0 22.3 167.3 2.0 2.0 6.45 4 / 231.5 63.2 / / / / / / 2.0 22.3 167.3 2.0 2.0 6.45 5 194.7 / 25.3 / / / / / / 2.0 8.93 504 2.0 2.0 3.0 6 / 194.7 25.3 / / / / / / 2.0 8.93 504 2.0 2.0 3.0 华北油田油基钻井液配方及性能参数

配方 性能 材料名称 有机土 氧化沥青 石油磺酸铁 Span-80 腐植酸酰胺 石灰 NaCl CaCl2 KCl 零号柴油/水 重晶石 加量(kg/m3) 30 0~30 100 70 30 90 160 150 50 70/30 视需要而定 项目 密度(g/cm3) 漏斗粘度(s) 表观粘度(mPa﹒s) 塑性粘度(mPa﹒s) 动切力(Pa) 静切力(初/终，Pa) API滤失量(ml) HTHP滤失量(ml) 泥饼厚度，mm pH值 破乳电压(V，50℃) 指标 0.9~2.18 80~100 90~120 80~100 2.5~4 2~3.5/3~5 0~2 0.2~0.5 4~6 11.2~11.5 470~550 大庆油田油基钻井液配方及性能参数

配方 材料名称 Span-80 环烷酸酰胺 油酸 有机土 磺化沥青 氧化沥青 石灰 NaCl溶液(浓度50%) CaCl2溶液(浓度50%) 加量(%) 3 2 2 4 2.5 2.5 8 1 10 项目 密度(g/cm3) 漏斗粘度(s) 塑性粘度(mPa﹒s) 动切力(Pa) 静切力(初/终，Pa) API滤失量(ml) HTHP滤失量(ml) 破乳电压(V) pH值 性能 指标 0.94~0.97 45~72 22~31 6.5~10 2~4/5~9 0 ≤2 2000 9~9.5 美国M-I泥浆公司推荐的配浆程序 ➢ 洗净并准备好两个混合罐。

➢ 用泵将配浆用基油打入1号罐内，按预先计算的量加入所需的主乳化剂、辅

助乳化剂和润湿剂。然后进行充分搅拌，直至所有油溶性组分全部溶解。 ➢ 按所需的水量将水加入2号罐内，并让其溶解所需CaCl2量的70%。 ➢ 在泥浆等专门设备强有力的搅拌下，将CaCl2盐水缓慢加入油相。最好是

在3.45MPa(500磅/英寸2)以上的泵压下，通过1.27cm(0.5英寸)的泥浆喷嘴对泥浆进行搅拌。若泵压达不到3.45MPa，则应选用更小喷嘴，并降低加水速度。

➢ 在继续搅拌下加入适量的亲油胶体和石灰。当乳状液形成后，应全面测定其

性能，如流变参数、pH值、破乳电压和HTHP滤失量等。

➢ 如性能合乎要求，可加入重晶石以达到所要求的钻井液密度。加重晶石的速

度要适当(以每小时加入200~300袋为宜)。如重晶石被水润湿，会使钻井液中出现粒状固体，这时应减缓加入速度，并适当增加润湿剂的用量。 ➢ 当体系达到所需的密度后，加入剩余的粉状CaCl2，最后再进行充分搅拌。

预测高温高压下油基钻井液密度的数学模型

 (T,P)ofowfwsfscfc 1foo1fww1oiwi式中：

ρ(T，P)—高温高压下油基钻井液的密度，g/cm3；

ρo，ρw，ρs和ρc—分别为常温常压下基油、水相、固相和处理剂的密度，g/cm3； fo，fw，fs和fc—分别为常温常压下上述组分的体积分数； ρoi，ρwi—分别为高温高压下基油和水相的密度，g/cm3。

水基和油基钻井液的密度变化量与温度、压力的关系

油基钻井液的流变性

200泥浆3，23.9C泥浆4，23.9C160泥浆3，121.1C泥浆4，121.1C泥浆3，204.4C120泥浆4，204.4C表观粘度，mPa.s80400020406080100120140160压力，MPa图1 第2组油基泥浆的表观粘度曲线 预测高温高压下油基钻井液表观粘度的数学模型

(AV)T，P=(AV)0exp[A(1.8T–43.0)+Bp]

T——温度，℃； P——压力，Pa；

(AV)T，P——温度为T和压力为p条件下的表观粘度，mPas；

(AV)0——温度为23.9℃(常温)、表压为0(常压)条件下的表观粘度，mPas； A——温度常数，(℃)–1； B——压力常数，(Pa)–1。

各种油基钻井液和基油的特性常数

组别 油浆序号 1 1 2 3 4 5 6 类型 柴油泥浆 矿物油泥浆 柴油泥浆 矿物油泥浆 柴油泥浆 矿物油泥浆 2号柴油 Mentor26矿物油 密度g/cm3 A(℃)–1 1.32 1.32 1.32 1.32 2.04 2.04 0.84 0.83 B(Pa)–1 (AV)0mPas 55.05 78.23 45.91 41.06 81.39 68.04 4.19 3.60 R 0.9945 0.9887 0.97 0.9932 0.90 0.9829 0.9813 0.9830 -0.007 1.10×10-8 -0.00708 9.28×10-9 -0.00625 1.13×10-8 -0.00600 9.22×10-9 -0.00682 1.24×10-8 -0.00612 1.17×10-8 -0.00843 1.30×10-8 -0.00825 1.26×10-8 2 3 基油 油基钻井液的乳化稳定性

• 衡量乳状液稳定性的定量指标主要是破乳电压，测量油基钻井液破乳电压的实验称为电稳定性(ES)实验。

• 使乳状液破乳所需的最低电压称为破乳电压，其值越高则钻井液越稳定。按一般要求，油包水乳化钻井液的破乳电压不得低于400V。实际上，许多性能良好的钻井液，其破乳电压都在2000V以上。

活度平衡的油包水乳化钻井液

• 油包水乳化钻井液的活度平衡概念是20世纪70年代初由Chenevert等人首先提出的。

• 所谓活度平衡，是指通过适当增加水相中无机盐(通常使用CaCl2和NaCl)的浓度，使钻井液和地层中水的活度保持相等，从而达到阻止油浆中的水向地层运移的目的。

• 采用该项技术可有效地避免在页岩地层钻进时出现的各种复杂问题，使井壁保持稳定。

• 目前使用的绝大多数油基钻井液水相中，无机盐含量都较高，即普遍地考虑了活度平衡问题。

公式推导

w=w0Pw+RT lnP0w 式中——Pw0表示在给定温度下纯水的蒸汽压； Pw表示在给定温度下盐水的蒸汽压；

μw表示盐溶液上方水蒸汽的化学位； μw0表示纯水上方水蒸汽的化学位。

半透膜与水的运移

• 由于盐水溶液中单位体积的水分子数比纯水少，因此在相同温度条件下Pw＜Pw0。由式(7-6)可知，μw＜μw0。这表明当有半透膜将纯水与盐水隔开时，一部分纯水会自动地透过膜移向盐水，使盐溶液稀释，并增大其上方的蒸汽压，直至膜两边溶液的化学位达到相等。

• 油基钻井液中乳化水滴与油相之间的界面膜起着半透膜的作用。当钻井液水相中的盐度高于地层水的盐度时，页岩中的水自发地移向钻井液，使页岩去水化；反之，如果地层水比钻井液水相具有更高的盐度，钻井液中的水将移向地层，这种作用通常称为钻井液对页岩地层的渗透水化。

渗透压计算式

水的这种自发运移趋势可用渗透压Π(OsmoticPressure)定量表示。渗透压是指为阻止水从低盐度溶液(高蒸汽压)通过半透膜移向高盐度溶液(低蒸汽压)所需要施加的压力。

PwRTln0VwPw 式中，Vw为水的摩尔体积。

盐度差引起的水运移

活度的定义

• 由于以上公式是由理想物系推导出来的，为了使上述关系对实际溶液仍然有效，Lewis提出用另一函数——逸度(Fugacity)来代替压力，并将盐溶液与纯水的逸度比fw/fw0定义为水的活度aw。

• 对于一般情况，则将fi/fi0称为组分i的活度，记作ai。 • 溶液或页岩中水的化学位与纯水化学位之间的关系可表示为：

ww0RT lnfww0RT lnaw 0fw上式表明，在一定温度下，只有当钻井液和页岩地层中水的活度相等时它们的化学位才相等。因此，正如Chenevert所指出，水的活度相等是油基钻井液和地层之间不发生水运移的必要条件。

控制活度的意义

活度控制的意义就在于，通过调节油基钻井液水相中无机盐的浓度，使其产生的渗透压大于或等于页岩吸附压，从而防止钻井液中的水向岩层运移。

通常用于活度控制的无机盐为CaCl2和NaCl。其浓度与溶液中水的活度的关系可用图表表示。

只要确定出所钻页岩地层中水的活度，便可由图中查出钻井液水相应保持的盐浓度。

活度的测量方法

Chenevert提出用电湿度(Electrohygrometer)法测量水的活度。

该仪器既可测量页岩样品中水的活度，又可直接测量油基钻井液中水的活度。

测量时，将湿度计的探头置于式样上方的平衡蒸汽中。探头的电阻对水蒸汽的量十分敏感。在恒温条件下Pw与aw直接相关，这样在某一湿度下就有与之相对应的aw值。

电湿度计常使用某种已知活度的饱和盐水进行校正，可供选择的无机盐及其饱和溶液的aw值列于下表中。

常温下各种无机盐饱和溶液的活度 无机盐 ZnCl2 CaCl2 MgCl2 Ca(NO3)2 NaCl aw 0.10 0.30 0.33 0.51 0.75 (NH4)2SO4 H2O 两种水溶液中活度与盐浓度的关系

0.80 1.00

油基钻井液水相中盐浓度的确定

当页岩中水的活度确定以后，便可在油基钻井液的水相中加入一定数量的CaCl2或NaCl，使其活度与页岩中水的活度相等。

例：为配制活度平衡的油包水乳化钻井液，需将适量的CaCl2加至油基钻井液的水相中。已知页岩的活度为0.8，试求CaCl2在水相中的浓度(kg/m3水)。如果油基钻井液中水的体积分数为0.3，则每立方米钻井液中需加入多少CaCl2？

解：由图8-7，当CaCl2的重量百分浓度约为22%时，水的活度aw(应与页岩中水的活度保持相等)=0.8。设CaCl2在油基钻井液水相中的浓度为x，则

[x/(1000+x)]=0.22 x=282.1(kg/m3水)

因钻井液水相的体积分数为0.3，故每立方米钻井液所需的CaCl2为：

(282.1)(0.3)=84.6(kg/m3) 油基钻井液水相中盐浓度的确定

• 根据经验，对于所钻遇的大多数水敏性页岩地层，将钻井液的aw控制在0.52~0.53，即CaCl2浓度在30~35%范围内是适宜的。

• 一些泥浆工程师有意识地控制钻井液的aw比预测值稍低些，以使页岩地层适度去水化。还有的在遇到一口井同时存在几个具有不同活度页岩层的情况时，采取加入足量无机盐以平衡aw最低的页岩层的办法，造成一部分水从页岩转移到钻井液中。此时，应防止进入钻井液的水量过多。如果进水过多，一方面会影响钻井液的油水比和性能，另一方面会导致页岩过快收缩，容易引起井壁剥落掉块，反而不利于维持井壁稳定。

• 随温度升高，页岩的aw值将略有降低，而油基钻井液的aw值略有增加。但由于影响很小，对温度因素一般可不予考虑。

油基钻井液中CaCl2合理加量的确定

油基钻井液中NaCl合理加量的确定

活度平衡油包水乳化钻井液的应用效果

• 钻井实践表明，使用活度平衡的油包水乳化钻井液，是对付强水敏性复杂地层(包括软的和硬的页岩层)最为行之有效的方法。

• 就防塌效果来说，目前使用的任何其它类型的钻井液都无法与之相比。原因很简单，因为唯有这种钻井液能完全阻止外来液体侵入地层，因而也只有它能完全抑制住页岩中蒙脱石、伊蒙混层等粘土矿物的水化膨胀与分散。

活度平衡油包水乳化钻井液的应用效果

高温高密度油基钻井液

中国海洋石油南海西部公司与石油大学等单位共同承担的国家863项目。 主要技术指标：

密度>2.30g/cm3 抗温220C以上

HTHP滤失量(200C)<10ml HTHP滤失量(220C)<20ml 破乳电压：7501500v

全油钻井液

• 由于油包水乳化钻井液存在着剪切稀释性能较差、需备用大量乳化剂、易产生润湿反转和乳化堵塞对油气层造成损害等问题，近年来美国Intl泥浆公司研制

出无水的全油钻井液。

• 该体系具有类似于水基聚合物钻井液的流变性，有较高的动塑比，剪切稀释性好，因而提高了钻速，减少了井漏，改善了井眼清洗状况及悬浮性。 • 配制全油钻井液时应注意以下几点：(a)基油应选用芳香烃含量较低的柴油，最好是无毒矿物油；(b)需选用亲油的有机聚合物或胶质类处理剂作为降滤失剂；(c)使用有机土提高动切力，必要时添加亲油的反絮凝剂降低粘切。

• 该公司已使用这类钻井液钻井60多口，密度调整范围为0.83~2.04g/cm3，钻进深度已达6309m，井底最高温度已达213C，，尤其适于在大斜度定向井中应用。

“钻井液完井液学术研讨会”

新型油基钻井液体系研制及其在海洋勘探开发中的应用

中海油田服务有限公司 湖北汉科新技术股份有限公司

2003年8月

一、概述

 对于高温深井、水敏性泥页岩井段、大斜度定向井、水平井的钻探工程中，现有水基钻井液技术已不能很好的满足钻井工程的需要。

 与水基钻井液相比，油基钻井液的强的抑制性，抗侵污能力、润滑效果以及储层保护特性就显得尤为明显。

 多年来，在海洋钻井中使用油基钻井液主要是选择国外泥浆公司的产品，但存在着成本高的问题。在此基础上，中海油田服务有限公司及湖北汉科新技术股份有限公司共同研究，建立了一套适用于不同温度、不同压力下使用的油基钻井液体系并开发了相应的配套处理剂。

 开发出的相应产品包括——主乳化剂(PF-MOEMUL)、辅乳化剂(PF-MOCOAT)、高温稳定剂(PF-MOESA)、高温降滤失剂(PF-MOFAC)、降滤失剂(PF-MOTEX)、润湿反转剂(PF-MOWET)以及相应的提切剂(PF-HSV4)和稀释剂(PF-MOTHIN)。

二、油基钻井液室内研究

 油基钻井液是一种以油为外相，水为内相，并添加适量的乳化剂、润湿剂、亲油胶体和加重剂等所形成的稳定乳状液体系。通过调节油水比以及其他处理剂来满足不同地层的性能要求。

 室内研究采用低毒矿物油为基础油，用20%CaCl2水溶液为水内相，平衡水相活度，加入一定的乳化剂，在高速剪切作用下，形成稳定乳状液。再通过加入亲油性胶体有机土，调节油基钻井液的粘切力、增加油基钻井液的悬浮性，添加降滤失剂等方法使体系达到所需性能要求。 2.1油基钻井液基本配方

通过考察油水比、乳化剂、润湿剂、降滤失剂以及有机土加量等因素对钻井液体系的性能影响，最终确定了油基钻井液的基本配方如下：

80%5#白油+20%CaCl2水溶液+5%主乳化剂(PF-MOEMUL)+5%辅乳化剂(PF-MOCOAT)+1%润湿剂(PF-MOWET)+2.5%降滤失剂(PF-MOTEX)+2.5%有机土(PF-MOGEL)+1.25%碱度调节剂＋铁矿粉 2.2.油基钻井液性能评价

表1-1油基钻井液抗电解质(NaCl)污染能力

NaCl加量 0 3 5 8 10 滚前 滚后 滚前 滚后 滚前 滚后 滚前 滚后 滚前 滚后 AV mPa·s PV mPa·s YP Pa Φ6/Φ3 FLAPI ml 破乳电压 V 57 61.5 55.5 62.5 59 65 58 58 63.5 52 57 51 59.5 54 61 54 61 53 60

5 4.5 4.5 4.5 5 4 3.5 3 5 3.5 6/5 4/3 4/3 3/2 5/4 3/2 5/4 3/2 5/3 3/2 0.3 0.5 0.4 0.5 0.3 1200 1100 950 800 700 2.2.油基钻井液性能评价

表1-2油基钻井液抗钻屑污染能力

老化温度，℃

AV PV mPa·s mPa·s YP Pa

Φ6/Φ3

FLAPI ml － 0.5 0.3 0.3 0.1

破乳电压 V － 1200 1200 1200 1150

80 滚前 57.0 52.0 5.0 6/5

滚后 59.0 55.0 4.0 4/3

100 滚后 61.5 57.0 4.5 4/3 120 滚后 .0 56.0 8.0 5/4 140 滚后 66.0 58.0 8.0 7/5

注：老化条件： 16hr 测试温度：30℃

2.2.油基钻井液性能评价

表1-3中温油基钻井液抗温能力

钻屑加量 0

滚前 滚后

3.0%

滚前 滚后

5.0%

滚前 滚后

8.0%

滚前 滚后

10.0%

滚前 滚后

AV 57.0 61.5 54.5 60.0 56.5 62.0 55.5 62.0 54.5 60.5

PV 52.0 57.0 49.0 57.0 52.0 58.5 50.0 59.0 49.0 57.0

YP 5.0 4.5 5.5 3.0 4.5 3.5 5.5 3.0 5.5 3.5

Φ6/Φ3 6/5 4/3 5/4 3/2 5/3 3/2 5/3 4/3 5/3 3/2

FLAPI 0.3 0.3 0.5 0.5 0.3

破乳电压

1200 1150 1100 1000 1000

注：老化条件：100℃×16hr 测试温度：30℃

2.2.油基钻井液性能评价

对于高温高密度油基钻井液，室内对钻井液基本配方进行了改进，主要在配方中引用了高温稳定剂以及高温降滤失剂，并适当调整了配方，其配方如下： 90％5#白油：10％CaCl2水溶液+4%有机土++5%主乳化剂(PF-MOEMUL)+5%辅乳化剂(PF-MOCOAT)+3.0%高温降滤失剂(PF-MOFAC)+5%降滤失剂(PF-MOTEX)+3.0%润湿剂(PF-MOWET)+1.0%高温稳定剂(PF-MOESA)+2.5%碱度调节剂+加重剂 2.2.油基钻井液性能评价

表1-4高温高密度油基钻井液抗温能力

热滚温度℃ 密度 AV PV YP Pa 23.5 36.5 17.5 28

Ф3 格 16 27 11 10

ES Volts 2000 2000 1000 1150

API.FL HTHPFml 0.6 0.6 0.4 0.2

L 4.2 5.2 5.2 11.2

g/cmmPa.s mPa.s

170 200 220 240

1.87 2.25 2.28 2.35

99.5 122.5 127.5 139

76 86 110 125

2.2.油基钻井液性能评价

表1-5不同钻井液的泥饼粘附系数及E-P扭矩值(ρ=1.20g/cm3)

体 系 Mf EP扭矩

Plus/KCl 0.114 21～22

小阳离子 PEM钻井0.152 14～15

0.051 8～9

油基钻井

0 3～5

2.2.油基钻井液性能评价

表1-6PF-HSV4对油基钻井液性能影响(ρ=1.20g/cm3)

PF-HSV4 加量，%

滚前 0

滚后 滚前 2

滚后

46.0 39.0 7.0 7/6 AV mPa·s

PV mPa·s

YP Pa

Φ6/Φ3

0.5 FLAPI ml

破乳

LSRV

电压（V） （0.3r/min）

44.5 44.0 0.5 4/3

1350 9000

52.0 41.0 11.0 12/10

58.0 43.0 15.0 16/14 0.5

1080 74000

注:滚后数据是在100℃下热滚16小时后测定 2.2.油基钻井液性能评价

表1-7稀释剂加量不同时钻井液的流变性

PF-MOTHIN加量 空白 0.5% 1.0% 2.0%

滚前 52 48 42 40

AV

滚后 58 51 46 41

滚前 41 38 34 35

PV

滚后 43 39 36 35

滚前 11 10 8 5

YP

滚后 15 12 10 6

φ6/φ3 滚前 12/9/8 5/4 2/1

滚后 16/10/8/6 3/2

2.2.油基钻井液性能评价

表1-8钻井液动态损害实验数据

岩心号

层位

动态损害条件

切片1.0cm Kd/Ko(%)

围压 (Mpa)

压差（MPa3.5

速梯 (1/S) 200

损害时间 125

41 涠二4.0 93.6

42 涠三4.0 3.5 200 125 91.2

注：模拟条件为压差3.5MPa；温度80℃；速梯200S—；污染时间125分钟。 2.2.油基钻井液性能评价

表1-9大块岩样的静态浸泡分散试验(页岩稳定性)

实验介质

油基钻井液

PEM钻井液

两性离子钻

Plus/KCl钻

回收率（％） 97.2 70.5 51.4 9.8

表1-10硬脆性泥页岩在不同钻井液滤液中的高温高压膨胀率

钻井液滤液 高温高压膨胀

油基钻井0.7

PEM钻井1.5

两性离子钻井

2.1

Plus/KCl钻井

2.5

三、油基钻井液现场应用

 2002年开始替代国外油基钻井液在BD、LS、WZ现场作业中使用。并取得了如BD19－2－2井、LS4-2-1井等高温高压深井、WZ12-1N－B5井以及三口侧钻井WZ12－1-A16b、WZ12-1A18、WZ12-1A12B井现场应用的成功。

 BD19－2－2井完钻井深5300米，井底温度为213ºC，井底液柱压力为85MPa，完钻钻井液密度为1.66g/cm3。LS4-2-1井实际完钻井深为4934米，井底温度为2130C，完钻时钻井液密度为1.96g/cm3。WZ12-1N油田完钻井深为3500~3800米左右，井底温度120~130ºC。

 2003年油基泥浆已经在渤海和南海油田大面积推广使用，其中南海油田采用油基钻井液正在施工的一共14口井，渤海采用油基钻井液施工的井共8口。其中6口井为水平井，两口为大斜度井。 三、BD19-2-2井油基钻井液现场应用

 BD19－2－2井位于海南省陵水县东85公里，其构造位置位于莺琼盆地松涛凸起东北部倾末端，坐标位置为东经:111º09‘28.231“北纬:18º21’05.572”。

 BD19-2-2是一口高温高压深直井，设计井深为5253米，实际完钻井深为5300米，电测井底温度为213ºC，完钻时钻井液密度为1.66g/cm3。  针对莺琼盆地钻探实际情况，宝岛19－2－2井后期(4100~5300米)采用油基泥浆钻进，并通过大量室内试验研究得出了具有长时间的高温高压稳定性、良好的流变性和触变性的油基钻井液。该井是在南海地区高温高压井中第一次使用国产化处理剂的油基钻井液体系。 三、BD19-2-2井油基泥浆现场应用 表3－1宝岛19－2－2井钻井液设计配方

处理剂 白油 主乳化剂 辅助乳化剂 高温稳定剂 有机土 高温降滤失剂 降滤失剂 润湿反转剂 20%氯化钙盐水 碱度调节剂

代号 PF-MOEMUL PF-MOCOAT PF-MOESA PF-MOGEL PF-MOFAC PF-MOTEX PF-MOWET CaCl2

加量 1m/m 55.56L/m 55.56L/m 18.52L/m 29.63kg/m 37.037kg/m 74.074kg/m 62.96kg/m 111.11L/m 33.33kg/m

333333333

3

3

三、BD19-2-2井油基泥浆现场应用 图3－1:井深与流变性关系

10080mPa.s & Pa6040200pvYp初切终切三、BD19-2-2井油基泥浆现场应用 (一)电稳定性

 破乳电压的大小通常跟油水比、电解质的浓度、水润湿固体、处理剂、剪切状况、温度等有关。

 该井钻进至4100~4500米，由于地层水侵入，油水比由开始的83:17下降至75:25，电稳定性略有下降。

 全井观察其电稳定性的趋势，如果电稳定性有下降的趋势，即加入乳化剂、润湿剂等处理。

 随着温度的升高，电稳定性增强。说明，在高温高压下，处理剂没有发生

400041004200430044004500460047004800490050005100m52005300

降解，具有良好的热稳定性。 三、BD19-2-2井油基泥浆现场应用 图3－2：井深与破乳电压关系图

25002000150010005000v4000410042004300440045004600470048004900500051005200m5300

三、BD19-2-2井油基泥浆现场应用 (二)高温高压滤失量

 一般油基钻井液高温高压失水均控制在3~4ml，并且滤液都是油。  该井由于4100~4500米有水侵，出现暂时高温高压失水量大于4ml，且滤液中含有水。经过调整油水比，加入乳化剂和降失水剂处理后，滤失量控制小于4ml，并且滤液都是油。

 高温高压失水的泥饼为1.0~1.5mm，薄而结实。 三、BD19-2-2井油基泥浆现场应用 (三)井壁稳定性及沉降稳定性

 该井段作业时间为110天，井下安全，未发生任何复杂情况，即使在使用初期油基钻井液发生水侵的时候，也没有出现井壁坍塌的现象。  该井段起下钻30多趟，没有出现遇阻情况。每次下钻到底，无发现有沉砂；

 每次电测，电测工具都能探到底。完井电测2天后，起下钻畅通无阻，无沉砂。

三、BD19-2-2井油基泥浆现场应用

表3-2BD19－2－2井81/2’’井段的典型钻井液性能

井深 （m4750 4800 4850 4900 4950 5000 5040 5080 5130 5200 5250 5300 比重 1.66 1.65 1.66 1.62 1.63 1. 1. 1.66 1.66 1.67 1.67 1.66 FV （s） 85 78 77 66 81 67 67 67 76 84 86 74 油水比 Es （v） 740 885 880 1068 1334 1140 >2000 >2000 >2000 >2000 >2000 >2000 PV （mPa.s） 87 76 68 80 71 63 59 69 75 72 56 YP （ Pa） 10.5 8 7 5.5 12 9 5.5 8.5 9 8.5 7.5 7.5 GEL （Pa/Pa） 5/9 4/7 3.5/6 3.5/6.5 3.5/7 3/5 3/5.5 3/6 3/7 3.5/7 4/7 3/6 碱度POM 2.2 2.1 2.3 2.8 2. 2.1 2.5 2.4 2.1 2.1 2.0 2.1 HTHP FL/mm 2.8/1.2 2.4/1.2 2.6/1.2 3.0/1.2 2.8/1.2 3.2/1.2 3.2/1.2 3/1.2 3/1.2 3/1.2 3.5/1.2 3.2/1.2 80/20 82/18 84.5/15.5 88/12 /11 90/10 90.4/9.6 90.5/9.5 91/9 90.5/9.5 90.3/9.7 91/9

三、WZ12-1-A16b井油基泥浆现场应用

 WZ12-1-A16b井位于广西北海市西南方77km处的南海北部湾海区，是一口开窗侧钻井，该井自2002年9月28日开钻，2002年10月24日钻至完钻井深，其设计井深为3050米，设计垂深为2477米，实际完钻井深为3053米，实际垂深为2490米。井斜角为37.80。

 该井使用海水进行开窗研磨套管作业，然后用高粘般土稠泥浆清理携带铁屑，在钻81/2’’井眼时使用油基泥浆体系。

 该井段作业时间为26天，钻井液始终保持良好的流变性能，井下安全，无复杂情况及遇阻情况发生，说明该钻井液体系在该井使用过程中具有良好的井壁稳定性和沉降稳定性。

三、WZ12-1-A16b井油基泥浆现场应用 油基钻井液体系配方： 5#

白

油

+30kg/m3

有

机

土

)+30kg/m3PF-MOEMUL(

主

乳

化

剂)+35kg/m3PF-MOCOAT(辅乳化剂)+60kg/m3PF-MOWET(润湿反转剂)+60kg/m3PF-MOTEX(降滤失剂)+111.11kg/m3碱度调节剂+20kg/m3PF－HSV4(提切剂)＋重晶石(1.55g/cm3) 三、WZ12-1-A16b井油基泥浆现场应用 表3-3WZ12－1－A16b井典型钻井液性能

井深 (m) 1694 1820 2040 2230 2370 2490 2590 26 2775 2881 2969 3053 3053

密度 (g/m1.54 1.55 1.57 1.61 1.66 1.6 1.62 1.57 1.56 1.56 1.56 1.56 1.57

粘度 (s) 54.0 65.0 67.0 74.0 75.0 75.0 77.0 81.0 85.0 79.0 81.0 87.0 78.0

PV (mPa.36.0 25.0 28.0 31.0 36.0 33.0 35.0 36.0 35.0 36.0 36.0 38.0 33.0

YP (Pa7.0 6.0 8.0 10.0 10.0 8.5 10.5 8.5 9.0 10.0 10.5 11.5 10.0

静切力 (10′5/7.5 5/8.5 5.5/10 6/11.5 6/12 6.5/14 7/14 6/12.5 6.5/13 7/14 7/14 7/15 6/13.5

泥饼 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0

HTPOHP M 5.5.5.6 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.6 4.6 4.4 4.4

1.0.1.1 1.1 1.0 1.0 1.0 1.9 1.9 1.6 1.5 1.4 1.2

ES(V) 960 947 1050 1150 1250 1670 1500 1680 1700 1800 1760 1760 1650

O/W

/11 85/15 82/18 82/18 84/16 87/13 87/13 87.5/12.5 87.5/12.5 88/12 88/12 /11 /11

四、结论

 新型油基钻井液体系具有良好的流变性能和高温稳定性；体系的破乳电压一般均在500伏以上；

 2、该油基钻井液体系具有良好的剪切稀释性强，高剪切稀释强，低剪切速率数值高，有利于悬浮和携砂。

 3、该钻井液的高温高压滤失量低，泥饼质量好；具有强的抑制性，有利于井壁的稳定及井眼的畅通。保证钻井施工的正常进行。

 4、该钻井液体系抗污染能力强；电解质及钻屑的污染对油基钻井液体系性能影响不大，并且性能易于调整。

 5、油基钻井液在现场应用中，其井径规则，钻具扭矩小，钻速快，钻井液携砂能力强，润滑性好，井壁稳定。且施工工艺简单，现场维护容易，无需频繁的处理；其使用效果与国外油基钻井液相当。

 6、油基钻井液具有优良的储层保护特性。结合屏蔽暂堵技术和酸完井液技术，可以使得油基钻井液的储层保护效果更优。

塔里木的油基泥浆实验数据

（1） 高密度油基钻井液配方及性能研究

经过大量实验研究，优选出了以下三套性能较优良的高密度油基钻井液配方：

1 95% 0#柴油+3%结构剂+3%降滤失剂+3%主乳化剂(A)+1.5%辅乳化○

剂(B)+2%石灰+5%自来水+重晶石粉

2 ○ 96% 0#柴油+2%胶体结构剂+1%主乳化剂+1%辅助乳化剂

+1%SP-80+1%增粘剂+1%润湿剂+1.5%降滤失剂+3%石灰+4%（20%）氯化钙水溶液+重晶石粉

3 ○ 95% 0#柴油+4%有机土+3%TU-3+2%TU-2+2%生石灰+5%自来水+重晶石粉

表1、高密度油基钻井液性能

配方 ρ AV 钻 井 液 性 能 PV YP G10″/G10′ API FL/h g/cm3 （mPa·s） （mPa·s） （Pa） （Pa/Pa） （ml/mm） 1 ○2 ○3 ○2.11 2.10 2.10 51.0 66.0 62.0 43.0 58.0 45.0

8.0 8.0 7.0 9.0/13.5 8.0/10.0 7.0/11.0 0 0 0 （2）高密度油基钻井液抗污染性实验

a、水污染实验

在密度2.11g/cm3的油基钻井液中加入不同量的水进行污染,高搅20min,测其性能,实验结果见表3

表2、高密度油基钻井液抗水污染实验

配方号 1 2 水污染量 （%） *20 5 10 *20 AV (mPa·s) 108.5 74.5 84.0 97.0 PV (mPa·s) 77.0 .0 73.0 83.0 YP (Pa) 31.5 10.5 11.0 14.0 G10s/G10min (Pa) 19.0/22.5 10.0/12.5 13.0/14.0 16.0/15.0 注：*表示含NaCl量为4%的盐水

b、岩屑和石膏污染实验

在密度2.11g/cm3的油基钻井液中分别加入一定量的岩屑和石膏进行污染,高搅15min,测其性能,实验结果见表4

表3、高密度油基钻井液抗岩屑和石膏污染实验

配方号 污染物量 （%） 0 1 3 *5 2 3 *5 AV (mPa·s) 59.5 58.5 46.5 .0 65.5 PV (mPa·s) 49.0 47.0 39.0 55.0 55.0 YP (Pa) 10.5 11.5 7.5 9.0 10.5 G10s/G10min (Pa) 6.5/9.5 6.5/10.0 6.5/9.5 6.0/8.0 7.0/8.0 注：*(5%污染物)为岩屑。

污染实验表明，这两种配方均有一定的抗水、石膏和岩屑污染能力。从实验结果看，水对高密度油基钻井液性能影响较大，在现场施工时应引起足够重视。

（3）室内配方高温高压流变性研究

从室内常温流变性性能来看，三组配方均能满足钻井施工的需要，在钻井过程中哪组性能能够在高温高压条件下保持其优越的流变性，是钻井工作比较关注的焦点，因此必须对其高温流变性进行实验研究。室内使用Fann70型高温高压流变仪分别测定了不同温度和压力下三组配方的流变特性，优选出现场适合的配方。

1压力对高密度油基钻井液流变性的影响 □

1压力对AV的影响 ○

2压力对PV的影响 ○

2温度对高密度油基钻井液流变性的影响 □

1温度对AV的影响 ○

2温度对PV的影响 ○

从以上实验数据可以看出：在温度较低条件下，压力越高AV、PV随着压力的增高而增高；温度升高后（120℃）AV、PA不在随压力的变化而变化。在压力一定的情况下AV、PV随温度的升高而

降低。但丛高温、高压流变性AV、PV、YP三者角度出发，由于1号样品有较好的动切力，可以提高钻井液的悬浮特性，因此室内推荐选用1号配方作为比较成熟的高密度油基钻井液配方。