摘要 花土沟油田位于柴达木盆地西部南区，地质情况复杂。主要表现为地层压力系数低，浅部地层疏松，断层、裂缝发育，油气层分布浅、多、薄、散，钻井过程中漏失严重等。通过在该区块12口井首次采用水包油乳化钻井液技术，将钻井液密度由原来的1.10～1.17g/cm3降至0.95～1.05g/cm3，成功地解决了漏失问题。同时最大限度地提高了机械钻速，缩短了钻井和完井周期，缩短了钻井液、完井液对油气层的浸泡时间，进而达到了保护油气层、提高采收率的目的。
主题词 钻井液 水包油钻井液 乳化钻井液 应用 青海油田
作者简介 施建国，1989年毕业于江汉石油学院钻井工程专业，一直从事钻井生产技术与管理工作，副总工程师，高级工程师。
花土沟油田是青海油田开发的主要区块之一。该区块地层压力系数很低，原始地层压力系数只有0.6～0.8。浅部地层疏松，断层、裂缝发育，油气层分布浅、多、薄、散，钻井时漏失严重，普通聚合物钻井液密度很难降到1.10g/cm3以下，并对油层有不同程度地污染，使得随钻录井有较好的显示，但后期采油时并不理想。针对以上问题，为了保护油气层，提高采收率，同时最大限度地提高机械钻速，缩短钻井周期和完井周期，缩短钻井液、完井液对油气层的浸泡时间，减少钻井中的漏失，我们在青海油田花土沟区块12口井采用了水包油乳化钻井液技术，钻井液密度由原来的1.10～1.17g/cm3控制到0.95～1.05g/cm3，减少了卡钻等井下复杂事故，成功地解决了漏失和低产问题。
1 花土沟区块地质特点
花土沟油田位于柴达木盆地西部南区，在茫崖拗陷狮子沟——油砂山背斜构造带的狮子沟构造主高点——花土沟高点，为目前国内海拔最高、条件最为艰苦、自然环境最差的老油田。储层具有薄、多、散、杂、非均质程度高的特征，埋藏浅，分布井段长（250～1700m），主要分布在下油砂山组和上干柴沟组上部。油层横向分布特点是高点部位多，边缘部位少，共有494个油砂体，小油砂体占多数，整个含油井段分为3套层系（三个油层系）、27个油层组、94个小层、206个单层。储层岩石平均孔隙度为18%～22%，渗透率（22～110）×10-3μm2。
钻井过程中井斜、井漏、卡钻比较严重，仅1997年中原石油勘探局钻井三公司在花土沟油田先期完成的6口井就有5口井卡了钻，其它公司在此施工的井复杂事故发生率也一直居高不下。漏失严重的S4-2井漏失量高达1838m3。由于花土沟油田地层压力系数较低（地质提供的原始地层压力系数为0.6～0.8），油气层埋藏浅，为了保护油气层，提高采收率，同时最大限度地减小钻井中的漏失、卡钻等复杂，缩短钻井液、完井液对油气层的浸泡时间，经请示甲方，并在征得甲方认可增加这部分成本的情况下，我们采用了水包油乳化钻井液技术，使钻井液密度由原来的1.10～1.17g/cm3控制到0.95～1.05g/cm3，成功地解决了漏失和低产问题。
2 水包油乳化钻井液的特点
（1）水包油乳化钻井液密度可控制在1.05g/cm3以下，相对于泡沫钻井液、充气钻井液的成本要低，对现有钻井设备无需更改。
（2）可预防和减少井漏的发生。
（3）可减小井底压差，改善钻井液的流变性，进而提高机械钻速。
（4）泥饼质量好，且具有良好的润滑性能，可减小钻具摩阻，从而减少压差卡钻的机率，减少井下复杂事故的发生，对于定向井尤其适用。
（5）钻井液配方简单，性能易于维护处理，常规性能和流变性能易于调节。
（6）保护低压低渗油气层，可提高采收率。
3 水包油乳化钻井液技术要求
（1）水包油乳化钻井液的转换，选择在进入油气层前100m左右或根据井下情况决定。
（2）钻井液含油饱和度控制在20%～30%，钻井液密度控制在0.95～1.05g/cm3。
（3）进入油气层前，以聚合物钻井液为基浆，以柴油为油相，选用ABS作为乳化剂。柴油含量为20%～30％，ABS加量0.5％。充分乳化均匀，性能达到ρ 0.95～1.05g/cm3，FV 35～40s，FL≤5mL，pH 8～9，Gel（0.5～1）/（3～10）Pa，PV 10～15mPa·s，YP 3～10Pa，膨润土含量30～35g/L。
（4）加入柴油前必须将基浆性能调整好，认真做好小型试验，严防因钻井液性能达不到要求而造成井下复杂，甚至引起卡钻等钻井事故的发生。
（5）保持HT-201、FA-367、LFT-70等抑制处理剂加量，解决地层泥岩吸水膨胀问题，保持井壁稳定。
（6）加强固控设备的使用率，振动筛选80目以上筛布，振动筛、除砂器、离心机使用率均力求达到100%。
4 现场应用
水包油乳化钻井液在花土沟油田12口井中得到成功应用（为定向井），其中7口井的钻井液性能见表1。
表1 花土沟油田部分井水包油乳化钻井液性能
井 号 | 井段 /m | ρ /g·cm-3 | FV/s | FL/mL | Gel/Pa/Pa | PV/mPa·s | YP/Pa | pH |
N9-1-4 | 810～1460 | 1.01～1.05 | 41～45 | 4.5～5 | 1/4.5～6 | 11～12 | 4.5～6.5 | 8 |
S6-17-4 | 395～1420 | 0.99～1.05 | 38～55 | 4.4～5 | 0.5～1/2.5～4.5 | 14～18 | 5～9 | 8 |
S4-2-2 | 328～1320 | 1.01～1.05 | 36～40 | 4.5～5 | 0.5～1/4～4.5 | 9～11 | 4～6.5 | 8 |
S3-02-3（斜） | 646～1228 | 0.98～1.05 | 41～45 | 4.5 | 1/4～5 | 10～11 | 4～6.5 | 8 |
S7-6（斜） | 510～1129 | 1.0～1.05 | 39～44 | 4.5～5 | 1/4.5～5 | 11～12 | 5.5～7 | 8 |
S5-01-3（斜） | 263～1375 | 1.01～1.05 | 38～44 | 5 | 1/4.5～5.5 | 11～12 | 4～4.5 | 8 |
S1-3（斜） | 396～1225 | 1.0～1.05 | 39～49 | 4～4.8 | 2～3/5～7 | 10～13 | 6～8 | 8 |
4.1 S5-01-3斜井（定向井）
S5-01-3斜井完钻井深1375m，实钻最大井斜16o，井底水平位移275.45m。油气层位置625.00～1291.00m。地质提示施工区块当前压力系数0.6～0.8。该井2001年8月23日20:00一开，φ311.2mm钻头钻进198.81m，φ244.5mm表层套管下深198.81m，水泥返出地面。同年8月26日16:00用φ215.9mm钻头二开，完钻井深1375m，钻井周期12.646d，建井周期17.625d，平均机械钻速16.07 m/h，井身质量和固井质量合格。钻井施工中共发生漏失9次，共漏失钻井液288m3，其中一开0～198.81m井段漏失5次，漏失钻井液138m3。除井漏复杂外，无大小事故发生。
一开采用高粘度膨润土浆钻进，保持较高的粘切力争快速钻穿漏层，井漏严重时，配制堵漏剂堵漏。一开钻井液性能：密度1.07～1.10g/cm3，粘度80s～滴流。二开预留一开钻井液25m3，加入聚合物胶液对基浆进行处理后第二次开钻，钻井过程中钻井液保持聚合物HT-201、FA-367的含量，以抑制泥岩的水化膨胀，配以降滤失剂SDX-1、SD-17W控制钻井液的滤失量，钻进到井深263.00m钻井液中开始混入20%～30%的柴油，转化钻井液体系为水包油乳化钻井液，以降低钻井液密度，减小漏失程度，保护低压低渗油气层，减小滤液对产层的污染，同时为下步定向造斜打下井眼基础。钻进中加强钻井液性能维护，造斜井段568.03～837.01m，井深1000m后，加入LFT-70沥青粉，以保持井壁稳定，减小磨阻，保证井下安全。钻进中及时发现漏失，及时处理，二开井段共发生漏失4次，共漏失150m3。
S5-01-3井与邻井S5-1井情况对比见表2。对比表2可以看出，采用了水包油乳化钻井液体系完成的S5-01-3井，不仅钻井周期大大缩短，漏失量大大减少，井径扩大率小，而且由于油气层保护好，原油日产量高于邻井23.07%。
表2 S5-01-3井与邻井S5-1井部分指标对比
对比井 | 完钻井深 /m | 钻井周期 /d | 钻井液密度ρ /g·cm-3 | 井径扩大率 /% | 钻井漏失量 /m3 | 日产原油 /t |
S5-01-3 | 1375 | 12.01 | 1.00～1.02 | 9.25 | 288 | 3.2 |
S5-1 | 1175 | 23.11 | 1.10～1.17 | 12.41 | 854 | 2.6 |
4.2 S4-2-2井（直井）
S4-2-2井完钻井深1320m，油气层位置425.00～1080.00m。地质提示施工区块目前压力系数0.6～0.8，施工区块破裂压力19MPa，而根据实钻漏失计算地层套管鞋破裂压力只有11.98MPa（钻井液密度1.05g/cm3）。该井2001年5月28日6:00一开，φ311.2mm钻头钻进56.19m，φ244.5mm表层套管下深56.19m，水泥返出地面。同年8月29日8:00用φ215.9mm钻头二开，完钻井深1320m，钻井周期8.354d，完井周期12.917d，平均机械钻速13.14m/h，井身质量和固井质量合格。钻井施工中共发生漏失10次，共漏失钻井液295m3，其中一开0～56.19m井段漏失2次，漏失钻井液110m3，除井漏外无其它大小事故发生。
一开采用高粘度膨润土浆加聚合物钻进，开钻后即有渗漏发生，加入随钻堵漏剂进行抢钻，钻至井深37.20m钻井液只进不出，堵漏成功后钻井液中混入高强堵漏剂钻完一开56.19m井深。一开钻井液性能：密度1.09～1.12g/cm3，粘度95s～滴流。二开预留一开钻井液30m3，加入聚合物胶液对基浆进行处理后第二次开钻。二开开始漏失就很严重，考虑到水包油钻井液成本比较高，我们在第7次漏失堵漏成功后于井深328.00m（预计油气层位置在井深428m）把钻井液转换为水包油乳化钻井液体系，漏失情况明显减小。钻井过程中注意维护处理钻井液，加强坐岗监测，以便及时发现漏失，果断处理。钻井液转换成水包油乳化钻井液体系后共发生漏失3次，漏失钻井液只有60m3。S4-2-2井与邻井S4-2井指标对比见表3。
表3 S4-2-2井与邻井S4-2井指标对比
对比井 | 完钻时间 | 完钻井深 /m | 钻井周期 /d | 钻井液密度ρ /g·cm-3 | 井径扩大率 /% | 钻井漏失量 /m3 | 日产原油 /t |
S4-2-2 | 2001.6.5 | 1320 | 8.35 | 1.0～1.05 | 4.35 | 295 | 4.8 |
S4-2 | 1997.7.17 | 1130 | 25.71 | 1.11～1.14 | 8.16 | 1838 | 2.3 |
对比表3可以看出，采用了水包油乳化钻井液体系完成的S4-2-2井，不仅钻井周期大大缩短，漏失量大大减少，井径扩大率小，而且由于油气层保护好，原油日产量高于邻井一倍多。
4.3 完成井技术指标分析
花土沟油田2001年应用水包油乳化钻井液完成井取得的技术指标见表4。
表4 花土沟油田应用水包油钻井液完成井技术指标
井 号 | 井深 /m | 钻井周期 /d | 机械钻速 /m·h-1 | 井径扩大率 /% | 电测一次成功率 /% | 复杂或事故 |
S2-6（斜） | 1195 | 6.25 | 15.87 | 6.39 | 100 | 无 |
S5-01-3（斜） | 1375 | 12.01 | 16.07 | 9.25 | 100 | 井漏9次共288 m3 |
S7-6（斜） | 1129 | 6.23 | 16.19 | 5.51 | 100 | 无 |
S3-02-3（斜） | 1228 | 7.08 | 15.68 | 5.23 | 100 | 无 |
S1-3（斜） | 1225 | 8.02 | 12.32 | 3.39 | 100 | 无 |
N1-6（斜） | 1217 | 7.02 | 13.50 | 4.62 | 100 | 无 |
S7-5（斜） | 1372 | 10.19 | 11.68 | 7.54 | 100 | 无 |
N11-1（斜） | 1267 | 10.52 | 12.82 | 6.16 | 通井 | 无 |
N1-7（斜） | 1233 | 6.62 | 18.40 | 3.61 | 100 | 无 |
S6-17-4 | 1420 | 9.67 | 11.40 | 3.10 | 100 | 井漏1次88 m3 |
S4-2-2 | 1320 | 8.01 | 13.14 | 4.35 | 100 | 井漏10次共295 m3 |
N9-1-4 | 1460 | 7.25 | 16.85 | 7.25 | 100 | 无 |
钻井三公司在花土沟油田历年完成井技术指标对比见表5。
表5 钻井三公司在花土沟油田历年完成井技术指标对比
年 度 | 完成井 /口 | 平均井深 /m | 平均钻井周期 /d | 平均机械钻速 /m·h-1 | 平均井径扩大率 /% | 电测一次成功率 /% | 事故 /次 |
1997 | 11 | 1184 | 10.96 | 9.46 | 6.17 | 81.81 | 6 |
1998 | 7 | 1080 | 9.69 | 12.68 | 7.32 | 85.71 | 3 |
1999 | 10 | 1134 | 8.51 | 11.71 | 8.64 | 80.00 | 2 |
2000 | 7 | 1296 | 13.71 | 9.11 | 6.24 | 85.71 | 1 |
2001 | 12 | 1320 | 8.27 | 14.35 | 5.57 | 91.66 | 0 |
从表4、表5可以看出，2001年采用水包油乳化钻井液完成的井创出了平均钻井周期最短、平均机械钻速最高、平均井径扩大率最小和事故发生率为零的花土沟油田记录。
5 结 论
（1）水包油乳化钻井液技术在青海油田首次应用获得了成功，钻井实践证明，应用水包油乳化钻井液技术实用性强，安全可靠。
（2）应用水包油乳化钻井液在花土沟区块创出了完成井平均机械钻速14.35m/h、平均钻井周期8.27d、平均井径扩大率5.57%、事故发生率为零的高指标。
（3）该项技术保护油气层能力强，钻井液密度低对减少井漏效果良好，很适用于老油区低压地层区块应用。
（4）钻井液性能便于维护，具有推广价值。