油基钻井液介绍及应用

油基钻井液一、油基钻井液进展概述一、概念及类型油基钻井液是指以油作为持续相的钻井液。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，其含水量不该超过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%。二、油基钻井液的优缺点与水基钻井液相较较，油基钻井液具有能抗高温、抗盐钙侵、有利于井壁稳固、润滑性好和对油气层损害程度较小等多种长处。目前已成为钻高难度的高温深井、大斜度定向井、水平井和各类复杂地层的重要手腕，而且还可普遍地用作解卡液、射孔完井液、修井液和取心液等。油基钻井液的配制本钱比水基钻井液高得多，使历时往往会对井场周围的生态环境造成严峻影响。为了提高钻速，从20世纪70年代中期开始，较普遍地利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，又慢慢推行利用了以矿物油作为基油的低毒油包水乳化钻井液。3、油基钻井液的进展阶段类型组分开始使用时间特点原油作为钻井液原油1920年前后有利于防塌、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℃全油基钻井液柴油、沥青、乳化剂及少量水(10%以内)1939年具有油基钻井液的各种优点，可抗200~250℃着火，钻速较低油包水乳化钻井液柴油、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水(10~60%)1950年前后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低胶质油包水乳化钻井液柴油、乳化剂、润湿剂、少量亲油胶体、乳化水(15%左右)1975年可明显提高钻速，降低钻井总成本。但由于放宽滤失量，对某些松散易塌地层不适合，对储层的损害较大低毒油包水乳化钻井液矿物油、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水(10~60%)1980年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，油为持续相，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固的乳状液体系。在油包水乳化钻井液顶用作持续相的油称为基油，目前普遍利用的基油为柴油(我国常利用零号柴油)和各类低毒矿物油。为确保安全，其闪点和燃点应别离在82℃和93由于柴油中所含的芳烃对钻井设备的橡胶部件有较强的侵蚀作用，因此芳烃含量不宜太高，一般要求柴油的苯胺点在60℃以上。苯胺点为了有利于对流变性的控制和调整，其粘度不宜太高。各类基油的物理性质性质Mentor26Mentor28Escaid110LVTBP83132号柴油外观无色液体无色液体无色液体无色液体无色液体棕黄色液体密度(kg/m3)838845790800785840闪点(℃)9312079717282苯胺点(℃)717976667859倾点(℃)261554734045终沸点(℃)306321242262255329芳烃含量(wt%)10~1330~50粘度(40℃测定LC50值(ppmWSF)>1，000，000>1，000，000>1，000，000>1，000，000>1，000，00080，000注：Mentor26、Mentor28、Escaid110、LVT和BP8313均为常常利用矿物油的代号。2、水相(WaterPhase)：淡水、盐水或海水都可用作油基钻井液的水相。但通常利用含必然量CaCl2或NaCl的盐水，其主要目的在于控制水相的活度，以避免或减弱泥页岩地层的水化膨胀，保证井壁稳固。油包水乳化钻井液的水相含量通常常利用油水比来表示。一般情形下，水相含量为15~40%，最高可达60%，且不低于10%。在必然的含水量范围内，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，人们常常利用它作为调控油基钻井液流变参数的一种方式，同时增大含水量可减少基油用量，降低配制本钱。可是，随着含水量增大，维持油基钻井液乳化稳固性的难度也随之增加，必需添加更多的乳化剂才能使其维持稳固。对于高密度油基钻井液，水相含量应尽可能小些。在实际钻井进程中，一部份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，因此为了维持钻井液性能稳固，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%的水是能够容纳的，没必要必然要清除，因为靠增加基油来减少水量会使钻井液本钱显著增加。3、乳化剂(Emulsifier)为了形成稳固的油包水乳化钻井液，必需正确地选择和利用乳化剂。一般以为乳化剂的作用机理是：在油/水界面形成具有必然强度的吸附膜；降低油水界面张力；增加外相粘度；以上三方面都可阻止分散相液滴聚并变大，从而使乳状液维持稳固。其中又以吸附膜的强度最为重要，被以为是乳状液可否维持稳固的决定性因素。在油包水乳化钻井液中，常常利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)，主要成份为山梨糖醇酐单油酸脂；另外，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利用的乳化剂多用代号表示，如Oilfaze、Vertoil、EZ-Mul、DFL和Invermul等都是常常利用的乳化剂。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，以钙盐占多数)，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，从而致使界面张力显著降低，有利于乳状液的形成。楔形稳固理论一元金属皂的分子中只有一个烃链，这种分子在油水界面上的定向排列趋向于形成一个凹形油面，因此有利于形成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，若是要求它们排列紧密和稳固，那末截面小的一头老是指向分散相，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，引发高粘度和沉降，从而破坏乳状液的稳固性。为了避免以上情形的发生，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成亲油，这一进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成油湿，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必然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。国外常常利用的润湿剂有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：适应上将有机土、氧化沥青和亲油的褐煤粉、二氧化锰等分散在油包水乳化钻井液油相中的固体处置剂统称为亲油胶体，其主要作用是用作增粘剂和降滤失剂。其中利用最普遍的是有机土，第二是氧化沥青。有了这两种处置剂，能够使油基钻井液的性能能够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彼此作用后制成的亲油粘土。所选择的季胺盐必需有很强的润湿反转作用，目前常常利用的有：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有机土即可悬浮200g左右的重晶石粉。有机土还可在必然程度上增强油包水乳状液的稳固性，起固体乳化剂的作用。国外常常利用的有机土有Baroid公司生产的Geltone和M-I公司生产的VG-69等，其一般用量为~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置后与必然比例的石灰混合而成的粉剂产品，常常利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固性。它主要由沥青质和胶质组成，是最先利用的油基钻井液处置剂之一。在初期利用的油基钻井液中，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。可是，它的最大缺点是对提高机械钻速不利，因此在目前常常利用的油基钻井液配方中，已对其限制利用。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~10范围内以利于避免钻具侵蚀。可有效地避免地层中CO2和H2S等酸性气体对钻井液的污染，其反映式如下：Ca(OH)2+H2S=CaS↓+2H2OCa(OH)2+CO2=CaCO3↓+2H2O在油基钻井液中，未溶Ca(OH)2的量一般应维持在~0.72kg/m3~2.5磅/桶)范围内；或将钻井液的甲基橙碱度控制在~1.0cm3，当碰到CO2或H2S污染时应提至2.0c7、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，油水比不宜太低，并适本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成亲油，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，但它的长处是比重晶石更易被油所润湿，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性能材料名称加量(kg/m3)项目指标有机土20~30密度(g/cm3)~主乳化剂：环烷酸钙20左右漏斗粘度(s)30~100或油酸20左右表观粘度(mPa﹒s)20~120或石油磺酸铁100左右塑性粘度(mPa﹒s)15~100或环烷酸酰胺40左右动切力(Pa)2~24辅助乳化剂：Span-8020~70静切力(初/终，Pa)~2/~5或ABS20左右破乳电压(V)500~1000或烷基苯磺酸钙70左右API滤失量(ml)0~5石灰50~100HTHP滤失量(ml)4~10CaCl270~150pH值10~油水比85~70/15~30含砂量(%)＜氧化沥青视需要而定泥饼摩阻系数＜加重剂视需要而定水滴细度(35mm所占%)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1234562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)504504乳化剂DFL(g)//乳化与润湿剂DWA(g)//有机土VG-69(g)//华北油田油基钻井液配方及性能参数配方性能材料名称加量(kg/m3)项目指标有机土30密度(g/cm3)~氧化沥青0~30漏斗粘度(s)80~100石油磺酸铁100表观粘度(mPa﹒s)90~120Span-8070塑性粘度(mPa﹒s)80~100腐植酸酰胺30动切力(Pa)~4石灰90静切力(初/终，Pa)2~3~5NaCl160API滤失量(ml)0~2CaCl2150HTHP滤失量(ml)~KCl50泥饼厚度，mm4~6零号柴油/水70/30pH值~重晶石视需要而定破乳电压(V，50℃470~550大庆油田油基钻井液配方及性能参数配方性能材料名称加量(%)项目指标Span-803密度(g/cm3)~环烷酸酰胺2漏斗粘度(s)45~72油酸2塑性粘度(mPa﹒s)22~31有机土4动切力(Pa)~10磺化沥青静切力(初/终，Pa)2~4/5~9氧化沥青API滤失量(ml)0石灰8HTHP滤失量(ml)≤2NaCl溶液(浓度50%)1破乳电压(V)2000CaCl2溶液(浓度50%)10pH值9~美国M-I泥浆公司推荐的配浆程序洗净并预备好两个混合罐。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数溶解。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%。在泥浆枪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(500磅/英寸2)以上的泵压下，通过1.27cm(0.5英寸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—别离为常温常压下基油、水相、固相和处置剂的密度，g/cm3；fo，fw，fs和fc—别离为常温常压下上述组分的体积分数；ρoi，ρwi—别离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转变量与温度、压力的关系油基钻井液的流变性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–+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，mPas；(AV)0——温度为23.9℃(常温)、表压为0(常压)条件下的表观粘度，mPasA——温度常数，(℃)–1；B——压力常数，(Pa)–1。各类油基钻井液和基油的特性常数组别油浆序号类型密度g/cm3A(℃)–1B(Pa)–1(AV)0mPasR11柴油泥浆×10-82矿物油泥浆×10-923柴油泥浆×10-84矿物油泥浆×10-935柴油泥浆×10-86矿物油泥浆×10-8基油2号柴油×10-80.9813Mentor26矿物油×10-8油基钻井液的乳化稳固性衡量乳状液稳固性的定量指标主如果破乳电压，测量油基钻井液破乳电压的实验称为电稳固性(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固。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等人第一提出的。所谓活度平衡，是指通过适当增加水相中无机盐(通常利用CaCl2和NaCl)的浓度，使钻井液和地层中水的活度维持相等，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类复杂问题，使井壁维持稳固。目前利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，一部份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，若是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。式中，Vw为水的摩尔体积。盐度差引发的水运移活度的概念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概念为水的活度aw。对于一般情形，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：上式表明，在必然温度下，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，从而避免钻井液中的水向岩层运移。通常常利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。只要肯定出所钻页岩地层中水的活度，即可由图中查出钻井液水相应维持的盐浓度。活度的测量方式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，如此在某一湿度下就有与之相对应的aw值。电湿度计常利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。常温下各类无机盐饱和溶液的活度无机盐awZnCl2CaCl2MgCl2Ca(NO3)2NaCl(NH4)2SO4H2O两种水溶液中活度与盐浓度的关系SHAPE油基钻井液水相中盐浓度的肯定当页岩中水的活度肯定以后，即可在油基钻井液的水相中加入必然数量的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，试求CaCl2在水相中的浓度(kg/m3水)。若是油基钻井液中水的体积分数为，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维持相等)=。设CaCl2在油基钻井液水相中的浓度为x，则[x/(1000+x)]=x=(kg/m3水)因钻井液水相的体积分数为，故每立方米钻井液所需的CaCl2为：=(kg/m3)油基钻井液水相中盐浓度的肯定按照经验，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~，即CaCl2浓度在30~35%范围内是适宜的。一些泥浆工程师成心识地控制钻井液的aw比预测值稍低些，以使页岩地层适度去水化。还有的在碰到一口井同时存在几个具有不同活度页岩层的情形时，采取加入足量无机盐以平衡aw最低的页岩层的办法，造成一部份水从页岩转移到钻井液中。现在，应避免进入钻井液的水量过量。若是进水过量，一方面会影响钻井液的油水比和性能，另一方面会致使页岩过快收缩，容易引发井壁剥落掉块，反而无益于维持井壁稳固。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合理加量的肯定油基钻井液中NaCl合理加量的肯定活度平衡油包水乳化钻井液的应用效果钻井实践表明，利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)最为行之有效的方式。就防塌效果来讲，目前利用的任何其它类型的钻井液都无法与之相较。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，因此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一路承担的国家863项目。主要技术指标： 密度>2.30g/cm3 抗温220C HTHP滤失量(200C) HTHP滤失量(220C) 破乳电压：7501500v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，最近几年来美国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，因此提高了钻速，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置剂作为降滤失剂；(c)利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。该公司已利用这种钻井液钻井60多口，密度调整范围为~2.04g/cm3，钻进深度已达6309m，井底最高温度已达213“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分有限公司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专门好的知足钻井工程的需要。与水基钻井液相较，油基钻井液的强的抑制性，抗侵污能力、润滑效果和储层保护特性就显得尤其明显。连年来，在海洋钻井中利用油基钻井液主如果选择国外泥浆公司的产品，但存在着本钱高的问题。在此基础上，中海油田服务有限公司及湖北汉科新技术股分有限公司一路研究，成立了一套适用于不同温度、不同压力下利用的油基钻井液体系并开发了相应的配套处置剂。开发出的相应产品包括——主乳化剂(PF-MOEMUL)、辅乳化剂(PF-MOCOAT)、高温稳固剂(PF-MOESA)、高温降滤失剂(PF-MOFAC)、降滤失剂(PF-MOTEX)、润湿反转剂(PF-MOWET)和相应的提切剂(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固乳状液体系。通过调节油水比和其他处置剂来知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，加入必然的乳化剂，在高速剪切作用下，形成稳固乳状液。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，添加降滤失剂等方式使体系达到所需性能要求。油基钻井液大体配方通过考察油水比、乳化剂、润湿剂、降滤失剂和有机土加量等因素对钻井液体系的性能影响，最终肯定了油基钻井液的大体配方如下：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)+%降滤失剂(PF-MOTEX)+%有机土(PF-MOGEL)+%碱度调节剂＋铁矿粉.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AVmPa·sPVmPa·sYPPaΦ6/Φ3FLAPIml破乳电压V0滚前575256/5滚后574/312003滚前514/3滚后3/211005滚前595455/4滚后656143/29508滚前58545/4滚后646133/280010滚前585355/3滚后603/2700.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，老化温度，℃AVmPa·sPVmPa·sYPPaΦ6/Φ3FLAPIml破乳电压V80滚前6/5－－滚后4/31200100滚后4/31200120滚后5/41200140滚后7/51150注：老化条件：16hr测试温度：30.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钻屑加量AVmPa·sPVmPa·sYPPaΦ6/Φ3FLAPIml破乳电压V0滚前6/5

滚后4/31200%滚前5/4

滚后3/21150%滚前5/3

滚后3/21100%滚前5/3

滚后4/31000%滚前5/3

滚后3/21000注：老化条件：100℃×16hr测试温度：30.油基钻井液性能评价对于高温高密度油基钻井液，室内对钻井液大体配方进行了改良，主要在配方中引用了高温稳固剂和高温降滤失剂，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)+%高温降滤失剂(PF-MOFAC)+5%降滤失剂(PF-MOTEX)+%润湿剂(PF-MOWET)+%高温稳固剂(PF-MOESA)+%碱度调节剂+加重剂.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热滚温度℃密度g/cm3AVPVYPPaФ3格ESVoltsmlHTHPFLml170761620002008627200022011011100024013912528101150.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)体体系Plus/KCl小阳离子PEM钻井液油基钻井液Mf0EP扭矩21～2214～158～93～5.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，%AVmPa·sPVPF-HSV4加量，%AVmPa·sPVmPa·sYPPaΦ6/Φ3FLAPIml破乳电压（V）LSRV（min）0滚前4/3

滚后7/6135090002滚前12/10

滚后16/1410807.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-MOTHINPF-MOTHIN加量AVPVYPφ6/φ3滚前滚后滚前滚后滚前滚后滚前滚后空白52584143111512/1016/14%4851383910129/810/8%424634368105/48/6%40413535562/13/2.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岩心号层位动态损害条件切片1.0cmKd/Ko(%)围压(Mpa)压差（MPa）速梯(1/S)损害时间(min)41涠二段20012542涠三段200125注：模拟条件为压差；温度80℃；速梯200S—；污染时刻125.油基钻井液性能评价表1-9大块岩样的静态浸泡分散实验(页岩稳固性)实验介质实验介质油基钻井液PEM钻井液两性离子钻井液Plus/KCl钻井液回收率（％）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钻井液滤液油基钻井液PEM钻井液两性离子钻井Plus/KCl钻井液高温高压膨胀率，%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现场作业中利用。并取得了如BD19－2－2井、LS4-2-1井等高温高压深井、WZ12-1N－B5井和三口侧钻井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120~2003年油基泥浆已经在渤海和南海油田大面积推行利用，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85千米，其构造位置位于莺琼盆地松涛凸起东北部倾结尾，坐标位置为东经:111º09‘“北纬:18º21’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/cm针对莺琼盆地钻探实际情形，宝岛19－2－2井后期(4100~5300米)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处理剂代号加量白油

1m3/m主乳化剂PF-MOEMUL55.56L/m3辅助乳化剂PF-MOCOAT55.56L/m3高温稳定剂PF-MOESA18.52L/m3有机土

PF-MOGEL29.63kg/m3高温降滤失剂PF-MOFAC37.037kg/m3降滤失剂PF-MOTEX74.074kg/m3润湿反转剂PF-MOWET62.96kg/m320%氯化钙盐水CaCl2111.11L/m3碱度调节剂

33.33kg/m3三、BD19-2-2井油基泥浆现场应用图3－1:井深与流变性关系三、BD19-2-2井油基泥浆现场应用(一)电稳固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、处置剂、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全井观察其电稳固性的趋势，若是电稳固性有下降的趋势，即加入乳化剂、润湿剂等处置。随着温度的升高，电稳固性增强。说明，在高温高压下，处置剂没有发生降解，具有良好的热稳固性。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，而且滤液都是油。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。通过调整油水比，加入乳化剂和降失水剂处置后，滤失量控制小于4ml高温高压失水的泥饼为~1.5mm，薄而结实。三、BD19-2-2井油基泥浆现场应用(三)井壁稳固性及沉降稳固性该井段作业时刻为110天，井下安全，未发生任何复杂情形，即便在利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，没有出现遇阻情形。每次下钻到底，无发觉有沉砂；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井深（m）比重FV（s）油水比Es（v）PV（）YP（Pa）GEL（Pa/Pa）碱度POMHTHPFL/mm47508580/20740875/948007882/188857684/7485077880687649006688/1210686449508189/111334801272.50006790/1011407193/5504067>2000633/508067>2000593/63/51307691/9>20006993/73/520084>20007573/525086>2000724/753007491/9>2000563/6三、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该井利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’’井眼时利用油基泥浆体系。该井段作业时刻为26天，钻井液始终维持良好的流变性能，井下安全，无复杂情形及遇阻情形发生，说明该钻井液体系在该井利用进程中具有良好的井壁稳固性和沉降稳固性。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井深(m)密度(g/ml)粘度(s)PVYP(Pa)静切力(10′/10")泥饼(mm)HTHP(ml)POMES(V)O/W16945/96089/1118205/94785/15204010105082/1822306/115082/1823706/12125084/16249014167087/1325907/14150087/1326896/1680277513170028817/14180088/1229697/14176088/1230537/1517