油基钻井液的储层保护技术

6．2．7．1　油基钻井液的主要组分及性能

油基钻井液体系主要是以油基基液、盐水及乳化剂为基本组分配制得到的，为了使整个油基钻井液体系具有优良的性能，另外还需加一些亲油胶体、润湿反转剂、稀释剂、碱度控制剂（氧化钙）以及加重材料等钻井液处理剂。

油基基液是组成该钻井液体系最基础的成分，其所占的比例最大，以外相或连续相存在其中，基液决定着体系的基本性能。早期的基液就是流动性较好的原油，后来采用柴油作为油基钻井液的基液，在海上或环境保护要求较严格的区域，使用白油作为油基钻井液的基液，环境保护的压力使人们逐步认识到，气制油也许具有更好的性能，但是，经过对成本和环境的综合考虑，白油可能是最佳的选择。一般的白油都是非标准产品，为了有效控制钻井液的黏度，通常采用2～3号之间的非标特制白油产品。

水是组成油基钻井液的第二个主要成分。水在油基钻井液中所占的比例仅次于油基基液，是以小水珠形式均匀分散于油基基液中的内相，它对油基钻井液的性能也有着较大的影响。用来配制油基钻井液的水，可以是淡水、盐水以及海水，也可以是天然的地下水，还可以是人工配制的各类盐水；为了控制其活度（即相应的矿化度），以满足防塌的要求，应选用与所钻地层水相适应的水质，故以人造的无机盐水最为合适，因为其活度可以人为地加以控制。在不稳定的泥页岩地层中使用油基钻井液时，尤其是含有水敏性黏土多的地层时，就要求用来配制该类钻井液的水相具有与易塌地层亦即泥页岩层中水的活度相一致的性能，这样就能取得良好的防塌效果。而达到多大的活度就应以实钻泥页岩中水的活度大小而定，活度常采用NaCl或CaCl2来加以调节，最常用的油基水相是25%～30%的CaCl2盐水溶液。

乳化剂是配制油基钻井液的关键组分，油基钻井液是否稳定在很大程度上取决于乳化剂的合理使用。在油基钻井液中乳化剂的主要功用是：

（1）降低油水两种液体间的界面张力。乳化剂是表面活性剂的一种，在其分子结构中，同时具有亲油及亲水两个基团。可以存在于油－水界面上，其亲油基团向油而亲水基团向水，故可以降低界面张力，抵消剩余自由表面能从而减少油水合并的趋势。

（2）形成坚固的界面膜。乳化剂聚集在两种液体的界面处，形成较稳定而具有一定强度的乳化剂层，尤其采用双乳化剂时，则可形成强度更大的“复合膜”，能够经得起分散相液珠运动时的碰撞而不破膜，避免水珠聚集变大而降低稳定性。

（3）增加外相黏度。用作油包水钻井液的乳化剂大都有两亲结构，而它属于亲油活性剂，即HLB＜6，其亲油（非极性）基团的截面直径大于亲水（极性）基团的截面直径。它在油包水型钻井液中的油水界面上（吸附状态）与在油相内（溶解状态）是处于近平衡的，故乳化剂的一部分进入外相中，则会增加外相黏度。此时水珠在油中的运动阻力增加，碰撞几率降低，因而可以提高稳定性。

油基钻井液乳化剂实际上就是油包水乳化剂，油包水乳液的稳定性能与乳化剂的类型和乳液中水和油的属性相关联，也与乳化剂的加量相关联。通常，并不是采用单一的乳化剂就可以解决一套油包水体系的稳定问题，常常需要多种乳化剂单剂的配合使用，这种配合一般需要进行大量的筛选和评价分析。

按照经验原则，对乳化剂一般具有如下的要求：

1）乳化剂的HLB值一般在3～6；

2）非极性基团的截面直径必须大于极性基团截面直径；

3）首选碱土金属的二价皂类；

4）与油的亲和力强；

5）能大幅度降低界面张力；

6）单一分子上面亲水基团的数目较多有利于乳液的稳定；

7）单一分子上亲油基团大或者亲油基团多也有利于乳液稳定；

8）抗温能力好，在高温下不降解，解吸不明显；

9）选用的乳化剂要无毒或低毒。

乳化剂的功能中，特别是抗温能力要好，在高温下不降解，解吸不明显等这些特征显得尤其重要，乳化剂有较好的抗温性能，在高温下不降解和解吸不明显，这样的乳化剂才能在高温下发挥其真正的性能。

油基钻井液中一般使用石灰作为酸碱度调节剂，激活乳化剂并防止地层中的酸性气体对钻井液的污染。在高温条件下，钻井液中的碱度越高将越容易加速酯类表面活性剂的水解，所以在选择油基钻井液乳化剂时，则需要从表面活性剂的分子结构和特点考虑。一般油包水的乳化剂有：羧酸的皂类或二价金属盐、磺酸的皂盐、有机酸酯、胺盐类。通过观察不同类型的乳化剂对矿物油的乳化实验结果可以看出，不同的乳化剂对矿物油的乳化效果是不同的。当乳化效果不好时，表现为乳状液分层、出油或出水。一般乳状液的破乳电压随乳化剂的加量增大而增大。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下降。高温条件下，乳状液颗粒运动加剧，低乳化剂加量的乳状液液滴界面膜上的乳化剂分子排列不够致密，强度低，乳状液颗粒间发生碰撞时易聚并成大液滴，导致乳状液破乳、分层，乳状液稳定性下降。

亲油胶体是一种可在油相中形成胶体的化学物质。由于它的加入可使油基钻井液形成具有与水基钻井液性能相当的各种钻井需要的流变、滤失等性能，从而满足各种钻井要求。目前，亲油胶体包括有沥青、有机土和有机皂三类。亲油胶体在油基钻井液中的主要功用是：

1）提高钻井液的黏度。在油基钻井液中部分溶剂化，并增加固相浓度（如沥青），在基液中形成胶束（如有机皂）以及在基液中高度分散，形成网状结构（如有机土），从而使油基钻井液黏度增加。

2）增加钻井液的悬浮性。加入亲油胶体，可以在基液中形成微结构，增强颗粒的搭接，提高钻井液切力，从而提高携带岩屑的能力。

3）降低钻井液的滤失性。加入亲油胶体，在增加基液黏度的同时可以通过颗粒的堵孔作业和聚集成膜作用，与油基乳液颗粒一起在一定程度上降低油基钻井液的滤失量。有机土是油基钻井液中最基本的亲油胶体，在油基钻井液中既可提高钻井液的黏度和切力，又能降低油基钻井液的滤失量。因此有机土是油基钻井液中不可缺少的添加剂。有机土是高度分散的亲水黏土与阳离子表面活性剂（季铵盐）发生离子交换吸附而获得的。由于季铵盐阳离子在黏土表面的吸附，使亲水的黏土转变为亲油的有机膨润土，保证其在油基钻井液中能很好的分散。有机土的质量主要取决于粘土的种类、阳离子表面活性剂的类型、碳链长短和其在黏土上的覆盖程度以及制造的外部条件如温度、pH值等。季铵盐阳离子的作用主要是吸附在黏土上后可使其变成亲油而又可以分散于油相中，从而可以起到增黏及降滤失量的作用。有机膨润土在乳状液中的分散性与有机铵离子碳链长短和其在黏土上的覆盖程度有密切关系。当碳原子数超过10而达到12时，其体积膨胀达到最大值。根据形成乳状液的定向楔型理论，形成稳定的W／O乳状液，要求表面活性剂极性基团截面积与非极性基团截面积之比应小于1，也就是要求（d极／d非）＜1。有机土的制备选用极性基半径与非极性基半径之比小于1的季铵盐，其与黏土表面结合力强，有利于油基乳化钻井液体系的稳定。

碱度控制剂也称为储备碱，主要的功能是调节油基钻井液的稳定性，保护钻具，中和以及缓冲地下酸性气体的影响；油基钻井液可以采用有机胺和石灰作为碱度控制剂，一般加入石灰使钻井液的pH值控制在8．5～10．5之间。在许多情况下，储备碱更是作为一个油基钻井液的激活剂使用。在美国最近数年的专利文献中，我们发现，通过狄尔斯阿德尔反应制备的使用带有多元羧基基团的乳化剂作为油基钻井液的乳化剂时，需要采用氧化钙来进行激活，使其获得满足作业要求的钻井液性能。该类油基钻井液在使用中，随着温度的上升或者随着搅拌强度和搅拌时间的增加，性能将更加稳定。

油基钻井液是以油基液作外相的热力学不稳定的多相体系。为了保证体系的稳定性和各种性能的调节及控制，要求体系的各种组分必须具有强的亲油性。当加重材料和钻屑等亲水的固体颗粒进入油基钻井液体系时，它们趋向于与水结合并发生聚结，引起高黏度和沉降，从而破坏体系的稳定性。在加重的油基钻井液中，必须使用各种加重材料，如重晶石、赤铁矿等，它们是亲水的，在油基液中不易分散；随着钻井的进行，亲水的钻屑不断侵污油基钻井液；大量亲水性物质的存在，导致钻井液流变性控制困难，甚至影响油基乳化钻井液的稳定。油基钻井液中加入润湿反转剂是使亲水性的固相（如重晶石等加重材料）转变为亲油性，同时防止大量地层水及水润湿的固相侵入钻井液体系而造成性能失稳，甚至表面类型反转。因此必须在油基钻井液中使用润湿反转剂。润湿反转剂是以亲油为主的表面活性剂，它吸附在亲水的固体表面，在其表面覆盖一层憎水基团，从而使其转变为亲油性固体，也有利于油基钻井液的稳定性。

润湿反转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，这一过程即为润湿反转。润湿反转剂属于两性胶体，是可吸附在固相表面使其憎水化的表面活性剂。

润湿反转剂的加入使刚进入钻井液的加重材料和钻屑等亲水的固体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。润湿反转剂在选择时应遵循来源广、成本低、有利于现场使用等原则，并能使钻井液中的亲水性颗粒（如钻屑、加重材料）的表面转化为亲油性。常见的润湿反转剂包括阳离子和阴离子表面活性剂，实际上，所有的带电性表面活性剂或者说极性物质都可以作为润湿反转剂使用。润湿反转剂的极性基团截面直径小于非极性基团截面直径，即（d极／d非）＜1；所选择的润湿剂对油包水乳化钻井液的电稳定性无不利影响；且环保性能要满足油基钻井液的要求。

为了保证井眼清洁和安全钻进，油基钻井液的黏度和切力必须保持在一个合适的范围，当黏切过低时，不利于悬浮和携带钻屑，因此必须添加增黏剂，在钻井液体系中形成空间网架结构，提高黏切。有机土可以作为增黏剂使用，另外一些油基胶体物质，如沥青和亲油性油基聚合物也可以作为增黏剂使用。增加油基钻井液黏度最有效的方法是改变油基钻井液的油水比例，水相的增加将提高油基钻井液的黏度。

油基钻井液中加入稀释剂可以调节钻井液流变性。当油基钻井液由于有机土过量堆集等因素而造成过大的黏切时，可用它来降低黏切，以确保钻井液有良好的流变性。油基钻井液的稀释剂使用较少，通过增加油基基液的方法是通常使用的油基黏度控制方法。在一些情况下，破坏乳液的稳定性，降低电稳定性，可以在一定程度上降低油基钻井液的黏度，改善钻井液的剪切稀释效果。

为了稳定井壁和对付高压地层，需将加重材料添加到钻井液里以提高钻井液的密度，目前常用的加重剂有重晶石粉、石灰石粉、铁矿粉等。对于油基钻井液来说，重晶石粉具有与油基基液和体系更好的配伍性和钻井液性能的可调性。

6．2．7．2　油基钻井液的储层保护效果

一直以来，人们对油基钻井液的储层保护作用持有正面的看法，总觉得采用油基钻井液打开储层，其储层保护效果必定最好。实际情况与我们的看法有一些出入，油基钻井液的组成相对比较复杂，一些组成可能在进入孔隙后，在孔隙壁面产生吸附，另外一些物质可能在高压下挤入储层孔隙而不易返排造成储层伤害。油基基液本身对储层没有伤害，但是，其分散在基液中的水相颗粒一旦挤入储层会形成一定的返排阻力，降低油流动性能；在油基钻井液中，有机土在绝大部分体系中都是必要组成，有机土在储层孔隙中的存在也会降低储层孔隙的流动性能；而通常来说，乳化剂对储层影响不大，最近开发的一些乳化剂可能含有具有吸附性能的基团，这些基团将在储层孔隙产生比较强的吸附作用造成储层伤害，还有一些润湿剂，采用了含氮类油基化合物，更加具有比较强烈的孔隙吸附作用，因而造成储层伤害；除此之外，在油基钻井液中使用的改性沥青产品及改性的腐殖酸产品或者具有一定亲水性的高分子聚合物产品，在挤入储层后难以被返排压力返排解除，也会形成对储层的伤害；由此，我们可以看到油基钻井液对储层伤害也会具有较大的影响。国外的经验表明，采用全油油基钻井液，配合使用非伤害性乳化剂，可以较好地解决油基钻井液的储层伤害问题。

6．2．7．2．1　油基钻井液储层保护效果评价

实验室分别对逆乳化油基钻井液及全油基钻井液的储层保护效果进行了评价，研究所采用的配方如下：

逆乳化油基钻井液体系基本配方为：300mL　3＃白油＋1．9%2100B－6＋1．5%3100H－9－6＋0．3%HIRAC＋0．8%CaO＋1．5%有机土（MOGEL－H）＋2%HIFLO＋100mL水相（26%CaCl2溶液）＋石灰石（1．25g／cm3），150℃热滚16h。

全油基钻井液体系基本配方：400mL　3＃白油＋2．4%HIEMUL主乳化剂＋1．6%HICOAT辅乳化剂＋2%HIRAC提切剂＋2．0%CaO＋2．5%HIGEL有机土＋3．5%HIFLO降滤失剂＋石灰石加重至1．25g／cm3，150℃热滚16h。

逆乳化油基钻井液储层保护效果如图6－35所示。

图6－35　逆乳化油基钻井液储层保护效果

从图6－35可以看出，逆乳化油基钻井液在较高渗透率下具有较好的储层保护效果，渗透率恢复值达到87%，而在稍低渗透率下渗透率恢复值70%左右。

全油基钻井液储层保护效果如图6－36所示。

图6－36　全油基钻井液储层保护效果

从图6－36可以看出，全油基钻井液体系在较高渗透率的情况下储层保护效果较好，达到了90%以上，且加入暂堵剂JHCARB也具有较好的储层保护效果；而在较低渗透率的情况下，其储层保护效果一般，渗透率恢复值最高为79%。

6．2．7．2．2　封堵剂在全油基钻井液中的储层保护效果

在全油基钻井液体系中加入封堵剂，可以提高储层保护效果，实验结果如图6－37所示。

图6－37　封堵剂对全油基钻井液储层保护效果的影响

从图6－37可以看出，加入封堵剂的全油基钻井液体系在较低渗透率的岩心上渗透率恢复值有所下降；加入封堵剂的全油基钻井液体系在稍高的渗透率的岩心上渗透率恢复值可达到85%以上，且加入JHCARB后渗透率恢复值高达98%，具有较好的储层保护效果。