琼东南深水钻井液体系研究

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1、学兔兔www.xuetutu.com第30卷第4期钻井液与完井液V_01．3ONo．42013年7月DRILLINGFLUID&COMPLETIONFLUIDJuly2O13【理论研究与应用技术】琼东南深水钻井液体系研究高书阳，石秉忠，赵欣(1．中国石化石油工程技术研究院钻井液所，北京；2．中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛)高书阳等．琼东南深水钻井液体系研究fJ1．钻井液与完井液，2013，30(4)：5-8．摘要分析了琼东南深水区域的地质和复杂情况，确定该区域潜在着海底页岩稳定性差、安全密度窗口窄、钻井液『氐温增黏、浅层气和天然气水合物等情况。

2、在研究深水钻井液低温流变性能和深水钻井液中水合物生成的影响因素的基础上，通过室内实验构建了一套适合琼东南深水钻井的水基强抑制环保型钻井液。室内评价结果表明，该体系的低温流变性能好；抑制能力比油基钻井液略差，但远高于其他水基钻井液；能抑制天然气水合物的生成，保证在1500～2000m水深条件下静置5d无水合物生成；抗污染能力强，满足琼东南深水钻井的需要。关键词深水钻井液；低温流变性；天然气水合物；琼东南中图分类号：TE254-3文献标识码：A文章编号：1001—5620(2013)04—000504琼东南盆地位于南海西北部大陆边缘，发育在力之间的窗口变窄，使

3、钻井作业十分困难[1-3]0依海南岛隆起和西沙隆起之间的海域，为拉张背景下据相关数据对琼东南地区的地层上覆岩层压力、地形成的新生代张裂含油气盆地，截至目前已发现崖层孔隙压力和破裂压力进行了计算，得出了HG3—113．1大型气田和9个含油气构造，展示出较好的油井的地层压力剖面，预测结果如图1所示。气资源前景。国外深水钻井液技术目前已经形成水当量钻井液密度／(ghn3)基、油基和合成基3大类10余种钻井液体系，最1．01．21．41．61．82．O大作业水深已达3048m，然而目前中国深水钻井15oo2Ooo技术尚处于起步阶段，已经成为制约中国琼东南深250o

4、水油气资源开发的瓶颈。因此，必须尽快发展深水3O0o枨35oo油气钻探技术，打破国外技术垄断，以便积极参与4O0O国内外深水油气钻探开发技术的竞争。45001琼东南深水区域地质及复杂情况罔1琼东南区域预选井HG3—1井的地层压力剖面1)海底页岩稳定性差。该区域的上新统及其3)钻井液低温增黏。琼东南深水钻井目标区上覆第四系地层成岩性差、疏松，易垮塌和漏失，块海底温度低至3．3℃左右，在这种低温的情况下，而且水敏性泥岩发育，需防黏附性卡钻。钻井液的黏度和切力会大幅上升，严重时还会发生2)安全密度窗口窄。与陆地和浅海钻井相比，显著的凝胶效应，导致钻井液循环压耗增

5、大，液柱深水沉积速率快，地层异常压力普遍发育，且深水压力升高，安全密度窗口更窄，井壁稳定性更加恶区域上覆岩层相当一部分由海水所替代，因此上覆化；压力传导系数降低，井控更加困难[4-5]。压力与陆地上相比要偏低。在这种压实条件下，地4)浅层气和天然气水合物。在深水中浅层气层趋向于较低的破裂压力，使得孑L隙压力与破裂压可为水合物形成提供基础条件，而受到气侵的钻井基金项目：中石化石油工程管理部项目“琼东南深水钻井液技术先导”(JSGl1031)资助。第一作者简介：高书阳，工程师，1984年生，现在主要从事钻井液技术及井壁稳定方面的研究工作。地址：北京市朝阳区北辰

6、东路8号北辰时代大厦518室；邮政编码100101；电话(010)84988208；E-mail：gaosy·sripe@sinopec·com。学兔兔www.xuetutu.com6钻井液与完井液2013年7月液在海底低温高压环境下易生成天然气水合物。天3深水钻井液中水合物生成的影响因素然气水合物一旦产生会堵塞节流压井管汇、导管、1)搅拌速率。利用深水钻井液水合物抑制评隔水管和水下井El系统等，导致井控失效[6-8]。价装置研究了搅拌速率对纯净水中水合物生成的影2深水钻井液低温流变性能的影响因素响规律，结果见图4[9。由图4可知，随搅拌速率的增大，天然气

7、水合物生成诱导时间缩短。其原因1)膨润土含量。以形成的深水水基强抑制性为搅拌促进天然气在水中的溶解，使得在较短的时钻井液为对象，研究膨润土含量对深水钻井液低温间内达到饱和状态；另外搅拌使水合物相互碰撞的流变性的影响规律，将钻井液在150℃滚动16h后机会增加，促进了水合物的聚结增长。在不同温度下测其表现黏度，结果见图2。从图2可以发现，当测定温度在10～50℃之间变化时，体系表观黏度变化不大；而当测定温度在0～l0c(=时，体系表观黏度随温度的降低明显增大，且钻井液中黏土含量越大，钻井液低温增黏现象就越明显，如当黏土含量为0时，AV(2℃)lAY(50℃)

8、=1．30，而当黏土含量为6％时，AV(2℃)lAY(50oC)搅