地层水入侵对油基钻井液性能的影响与调控技术研究-辽宁化工2022年06期

摘      要：通过对不同量的地层水对油基钻井液侵入后的性能测试，分析对油基钻井液性能的影响程度。通过对关键处理剂乳化剂和有机土加量的改变，调整钻井液体系性能，满足现场钻井需要。实验结果表明：水相的侵入量达到20%，对钻井液的性能影响破坏极大，体系迅速增稠，沉降稳定性降低，同时破乳电压降至400 V以下。通过增加乳化剂的加量，提高油基钻井液体系的稳定性，也可以略微改善流变性能。通过减少有机土的加量，减小钻井液的稠度。

关  键  词：油基钻井液;水相;乳化剂;有机土

中图分类号：TE254⁺6     文献标识码： A     文章编号： 1004-0935（2022）06-0866-04

随着勘探开发向非常规油气区块的发展，钻井中所面临的地质条件也更加复杂。常规的水基钻井液难以满足在复杂条件下的钻井需要。对于油基泥浆，它能够提供优秀的高温稳定性、良好的润滑性能、井眼稳定性和携岩性能^[1-3]。如今，油基钻井液在页岩气涪陵区块、塔里木高温高压区块等区块应用非常普遍。油基钻井液是采取油作为连续相，水作为分散相并添加适量的亲油胶体、乳化剂、润湿剂以及加重材料混合而成的分散体系^[5-7]。油基钻井液的性能调控与水基钻井液有很大的区别，油基钻井液的油包水乳状液稳定性是影响油基钻井液性能的重要因素。而油包水乳状液是属于不稳定体系，其稳定性能与温度、水相、盐度以及乳化剂含量   相关^[8]。

在使用油基钻井液钻井过程中，当钻遇地层水后，其对油基钻井液性能影响会非常大。水相的侵入会改变油基钻井液的油水比例，导致钻井液的性能急剧变化^[9-11]。因此本文通过实验分析地层水入侵对油基钻井液的影响规律，获得调控油基钻井液体系稳定性的方法，为现场油基钻井液的施工调控提供了相应的理论与实验依据。

1  实验材料与方法

1.1  实验配方

基于页岩水平井的高性能油基钻井液体系，开展关于水相侵入油基钻井液体系的相关实验，通过模拟地层水与柴油的比例调整实验。现场常用油基钻井液体系配方组成为：柴油+1.6%主乳化剂+0.4%辅乳化剂+3%降滤失剂+1%封堵剂+1.0%CaO+1.0%有机土+盐水（26%CaCl₂溶液）+江汉重晶石加重至ρ=1.6 g·cm^-3。

1.2  实验配方

按照上述配方在室内进行了油基钻井液体系的配置，步骤如下：加入配比量的柴油、乳化剂和润湿剂，高速搅拌10 min后加入盐水，再高速搅拌   20 min;然后依次加入有机土、CaO、降滤失剂、提切剂和封堵剂，每种处理剂加入后高速搅拌15 min，所有处理剂加完后再高速搅拌30 min，之后加入重晶石，再次搅拌30 min。

使用六速旋转黏度计，用于测试6种不同剪切速率下钻井液的黏度大小;使用高温高压滤失仪器，测试油基钻井液在高温高压下的滤失量。使用高温滚子加热炉，用于在130 ℃下养护钻井液，模拟钻井液在井下的循环条件。使用接触角测定仪，测试油包水乳状液的润湿性以及描述界面膜的界面张力大小。

2  地层水侵入对油基钻井液性能的影响规律分析

2.1  乳状液的接触角变化对润湿性的影响

采用0号柴油与26% CaCl₂溶液按照95∶5的比例至50∶50的比例，配置出一系列的油水比不同的乳状液。通过将乳状液滴在光滑的玻璃片上，其玻璃片表面为疏水的，测试其接触角，结果如图1   所示。

通过实验发现，当形成乳状液的油水比发生变化时，水相的比例逐渐变大时，乳状液与玻璃片的接触角逐渐变大。这说明随着水相比例的增加，接触角在逐OfVpxHPQDuA7W6NE3W1eDA==渐变大，乳状液的界面膜强度在逐渐减弱，从而导致液滴的接触角变大，在玻璃板上由平铺转换成液滴的形式。

2.2  地层水侵入对油基钻井液破乳电压的影响

地层水侵入对油基钻井液破乳电压的影响如图2所示。地层水侵入的对油基钻井液的破乳电压影响较大，当体系中的水相部分大于30%之后，破乳电压低于400 V，不能满足现场施工的需要。在体系受到地层水的侵入之后，经过130 ℃、16 h老化后，油基钻井液的破乳电压明显变差，说明温度对受到地层水侵入后的油基钻井液体系性能影响较大。

2.3  地层水侵入对油基钻井液流变性能影响

通过对130 ℃老化前后的油基钻井液流变性能的测试可以看出，水相的侵入明显增加了钻井液的黏度，如图3所示。不过老化后的钻井液黏度相对来说略有下降，可能是在高温热滚条件下，钻井液中各种处理剂的分散更为充分，黏度下降，流变性能变化。从图3中数据可以看出，在老化前，在体系的水相大于30%后表观黏度有明显增加，从  46 mPa·S增加至100 mPa·S，且随着水相比例每增加10%，表观黏度会增加20 mPa·S左右。而体系的切力则随着水相比例的增加，变化较小，当地层水侵入后，水相比例在体系中占比达40%后，切力会明显上升，增加至17 Pa。

2.4  沉降状态

油基泥浆在130 ℃老化18 h后取出，静置不同时间后，通过钢尺伸入老化罐的泥浆中直至触底后停止伸入，此时的高度显示为h₁，整个泥浆罐的高度为h₂，通过计算表征沉降率S，结果如表1所示。通过不同量的地层水侵入泥浆后的沉降状态，观察其稳定性。

S=（1-h₁/h₂）× 100% （1）

地层水的侵入对油基钻井液的沉降稳定性有着极大的影响，当水相与油相的比在30∶70时，沉降稳定性就明显变差，在8 h后就出现了7.9%的沉降率。一般来说，当钻井液的沉降率超过5%时，该体系的稳定性就比较差，严重影响钻井液在钻井施工中的功能。

3  油基钻井液性能调控技术实验分析

常规的油基钻井液的油水比为8∶2，通过以上实验对油水比的分析可知，当水相侵入使油基钻井液体系油水比达到6∶4后，体系的性能变化较大，明显变差。因此后续实验以油相与水相6∶4为基础，通过对油基泥浆中的关键处理剂进行调整，从而改进被水相侵入后的油基钻井液泥浆性能。在地层水侵入油基钻井液后，导致水相含量的提高，一般是采用提高乳化剂的加量提高乳化稳定性，调整有机土的加量控制油基钻井液的流变性。

3.1  乳化剂的添加

油包水钻井液是一种热力学不稳定性体系，影响其稳定性的关键因素之一是乳化剂。乳化剂能够在油水界面上形成具有一定强度的吸附膜，有效降低界面张力，增加外相黏度，从而阻止非连续相液滴聚并变大，维持油基钻井液的稳定性。乳化剂对油基钻井液性能的影响如表2所示。

乳化剂加量过低，乳状液体系不稳定，表现为老化后乳状液电稳定性较低。当提高乳化剂的加量后，整体破乳电压有着明显增加。且乳化剂加量增加后，整体的流变性能变好，滚前表观黏度从   60.5 mPa·s降低至43.0 mPa·s，降幅达29%，动切力也有了一定的下降，但保持着一定的大小，能维持钻屑的携带。

3.2  有机土的添加

有机土可以在油基钻井液中很好的分散。其在钻井液中主要起着增黏提切的作用，有机土对钻井液流变性能和携岩能力有着很大的影响。同时有机土颗粒分散在油水界面膜上，附着在上面可增强界面膜的稳定性，提高油基钻井液的稳定性。在以4%的乳化剂加量下，对油相与水相6∶4的比例下的油基钻井液体系进行调控。有机土对油基钻井液性能的影响如表3所示。

通过减少有机土的加量，解决地层水入侵油基钻井液导致的黏切变高的问题。虽然要降低有机土的加量，但有机土的加入参与滤饼的形成，控制滤失量。因此将有机土的加量减少至0.8%较好，此时仍然能够维持较好的黏切力以及破乳电压。

4  结 论

1）在以油包水的基础上，水相的增加会导致乳状液的界面强度减弱，液滴变大，与疏水表面的玻璃接触角逐渐变大。

2）地层水的侵入对油基钻井液的流变性能影响较大，极大地增加了油基钻井液黏度与切力，造成泥浆迅速增稠;同时破乳电压下降幅度也较大，在油水比为6∶4的时候，破乳电压在400 V以下;滤失量也随着水相的侵入而逐渐增加。

3）水相的侵入过多后，钻井液的沉降稳定性也较差，在油水比为7∶3时，8 h沉降率较高。

4）通过对乳化剂加量与有机土加量的优化，能有效增强乳状液的稳定性，改善油基钻井液体系的流变性能，减小滤失量。

参考b1338509856e26d2de39938b8b7b76d9文献：

[1] 王建华，张家旗，谢盛，等. 页岩气油基钻井液体系性能评估及对策[J]. 钻井液与完井液，2019，36（5）：5.

[2] 何亚其，冯爱煊，孙超，等. 浅析海上原油乳状液破乳影响因素[J]. 山东化工，2021，50（5）：2.

[3] 孙四维，刘学松，范聪，等. 页岩气水基钻井液技术分析[J]. 当代化工研究，2017（11）：25-26.

[4] 赵珊珊. 白油基油包水型乳状液稳定性研究[D]. 济南：山东大学，2020.

[5] 李振亮，齐宁，陈国彬，等. 耐温耐盐乳液暂堵转向剂制备与性能评价[J]. 油田化学，2019，36（3）：7.

[6] 李林源，王建华，闫丽丽，等. 抗高温高密度油基钻井液体系静态沉降稳定性建模及优化[J]. 科学技术与工程，2020，20（13）：6.

[7] 贾珂. 气制油基油包水乳状液的稳定性研究[D].济南：山东大学， 2020.

[8] 肖霞，许明标，由福昌，等. 不同油水比油基钻井液滤失性能的影响因素[J]. 油田化学，2018，35（4）：11-15.

[9] 温银武，周雪.油基钻井液技术在川西页岩气井的应用[J].辽宁化工，2016，45（6）：773-776.

[10] 李玉江，黄龙，王中华.新型无土相油基钻井液体系的研发[J].辽宁化工，2016，45（4）：430-432.

[11] 潘越. 油基钻井液用有机土改性机理研究[D]. 青岛：中国石油大学（华东），2014.

Study on the Influence of Formation Water Invasion on the Performance

of Oil-based Drilling Fluid and Its Control Technology

MI Zhan-hu

（CNOOC China Limited Zhanjiang Branch， Zhanjiang Guangdong 524000， China）

Abstract：  Through the performance test of oil-based drilling fluid invaded by different amount of formation water， the influence degree on the performance of oil-based drilling fluid was analyzed. And by changing the dosage of key treatment agent emulsifier and organic soil， the performance of drilling fluid system was adjusted to meet the needs of on-site drilling. The experimental results showed that when the invasion of aqueous phase reached 20%， it had a great impact on the performance of drilling fluid， the system thickened rapidly， the settlement stability decreased， and the demulsification voltage dropped below 400 V. By increasing the amount of emulsifier， the stability of oil-based drilling fluid system was improved， and the rheological properties was also slightly improved. Reducing the amount of organic soil could reduce the consistency of drilling fluid.

Key words： Oil based drilling fluid; Aqueous phase; Emulsifier; Organic soil