A Fluid Properties while Drilling Rapid Identification Method under Oil-Based Drilling Fluid Conditions for Low Porosity and Low Permeability Reservoirs in the Xihu Sag
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摘要:
为了解决西湖凹陷低孔低渗储层流体性质快速识别困难的问题，提出了基于油基钻井液条件的时移电阻率测井对比识别法。首先进行了油基钻井液滤失性试验，研究了其在低孔低渗储层的滤失特征；然后分析了油基钻井液条件下随钻电阻率测井时、钻井液滤液侵入不同深度和侵入不同类型地层后的地层电阻率变化特征。研究表明，油基钻井液存在一定的滤失，其滤失量和岩石物性、压差和时间都有一定关系；油基钻井液滤液不导电，其侵入储层后，如果驱替的是油气，随钻和复测电阻率基本一致；如果驱替的是地层水，则复测电阻率会大于随钻电阻率。因此，利用油基钻井液的高侵特性，基于时移测井理念，提出通过对比浅层实时电阻率与复测电阻率的差异快速识别流体性质的方法。该方法进行了现场应用，流体性质快速识别结果与后续电缆地层测试泵抽取样结果一致，验证了其可行性，具有推广应用价值。
Abstract:In order to achieve rapid identification while drilling of fluid properties for low porosity and low permeability reservoirs in the Xihu Sag under oil-based drilling fluid conditions, a delay-resistivity logging comparison identification method was proposed. The fluid loss test of oil-based drilling fluid was carried out, and its fluid loss characteristics in the low porosity and low permeability reservoirs were studied. The characteristics of resistivity change after the drilling fluid filtrate intruded into the different depths and types of formations during the resistivity LWD under oil-based drilling fluid conditions were analyzed. The study found that there was a certain fluid loss in the oil-based drilling fluid, and the amount of fluid loss showed a certain relationship with in-situ physical properties, along with pressure difference and time. The oil-based drilling fluid filtrate was not conductive, and if it invaded the reservoir, and the oil and gas were displaced, the resistivity of LWD and re-tested one were basically the same. If the formation water was displaced, the re-tested resistivity increased, and it could be greater than the resistivity of LWD. Therefore, based on the high intrusion characteristics of oil-based drilling fluids, according to the time-lapse logging concept, a method was proposed to that could quickly identify the fluid properties by comparing the difference between the shallow real-time resistivity and the re-tested resistivity. This method was successfully applied in the field, and the obtained fluid properties rapid identification results were consistent with the results of subsequent cable formation test pumping, indicating that this new technique was feasible and in addition, could potentially have widespread applications.
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常用钻井液润滑剂一般分为固体和液体2类[1-3]。与液体润滑剂相比，惰性固体润滑剂影响固相控制，且难以降解，易伤害储层和污染环境。液体润滑剂按照其主要成分，可分为矿物油、聚α–烯烃、脂肪酸酯、磷酸酯和烷基糖苷等类别[4-13]。其中，矿物油类润滑剂耐温、耐盐性能较好，但生物降解性差、荧光级别高、毒性大；其他液体润滑剂虽然毒性低，但在高温下易水解、起泡及影响钻井液的流变性。目前，国内深层水平井在应用水基钻井液钻井时，通常加入5.0%～12.0%的原油，以降低摩阻和扭矩、减少卡钻等井下故障[14]。然而，原油不但会对录井的准确度造成影响，而且废弃混油钻井液后期处理困难、环境污染风险高。因此，研制满足环保要求且无荧光的耐温钻井液润滑剂具有重要意义。合成脂肪酸酯类环保型液体润滑剂因兼具优异的润滑性、环保性、热氧化稳定性、水解稳定性和较好的低温流动性，并能通过分子结构优化进一步改善其性能，因此日益受到重视[15-19]。尽管合成酯类润滑剂具有优异的综合性能，但其成本高，耐温性能也不够好，限制了其推广应用[20]。为此，笔者以工业废弃植物油中的脂肪酸为主要原料，研制了耐温且环保的合成脂肪酸酯类钻井液环保润滑剂SMLUB-E[21]，在降低成本的同时，可克服现有润滑剂耐温性与环保性无法兼顾的不足，在缓解环保压力的同时，解决复杂结构井钻井过程中井下摩阻大的技术难题。
1. SMLUB-E的设计与合成
1.1 分子结构设计思路
环保润滑剂应同时满足毒性低和润滑性良好的要求，因此，设计思路为：1）分子结构中不应含有多环芳烃类物质，以降低对环境的污染程度和荧光含量；2）应选用易于降解的天然脂肪酸类和醇类作为原料，以提高环保性和生物降解性；3）应具有双亲结构，其中亲水基团使润滑剂能够在金属表面牢固吸附并形成稳定的润滑膜，而疏水基团不仅会降低接触面间的摩擦阻力，而且会决定润滑膜的厚度和强度，使润滑膜在受到较大载荷时不易被破坏；4）应含有能与金属结合形成极压膜的极压元素，以提高极压润滑性能；5）为提高抗温能力和抗盐能力，优选合适相对分子质量的有机物为基础物，且其分子结构中的极性吸附基团不能与钙、镁离子反应，以免引起破乳，导致其润滑能力降低。
1.2 SMLUB-E的合成
以天然脂肪酸（工业废弃植物油中的脂肪酸）、有机多元醇等为基础原料，合成环保润滑剂SMLUB-E。具体合成步骤：1）合成出含不饱和化学键与活性反应基的聚合酯；2）对合成的聚合酯进行改性反应，引入极压元素与强吸附基团；3）在改性聚合酯上引入极性较大的基团。最终制得黄褐色透明液体润滑剂SMLUB-E，其分子结构如图1所示。
2. SMLUB-E室内性能评价
2.1 SMLUB-E的润滑性
2.1.1 膨润土浆加入SMLUB-E后的润滑性
参照中国石化企业标准《水基钻井液用润滑剂技术要求》（Q/SHCG 4—2011）中的技术指标与试验方法，评价了润滑剂SMLUB-E的润滑性。
1）润滑性试验。采用FANN 21200型极压润滑仪，测试了5.0%膨润土浆中加入1.0%SMLUB-E后的摩阻系数，并与加入原油后的摩阻系数进行了对比（试验条件为160 ℃温度下老化16 h），结果如图2所示。
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图 2 膨润土浆中分别加入SMLUB-E与原油后的摩阻系数Figure 2. Friction coefficient of bentonite mud after adding SMLUB-E and crude oil respectively从图2可以看出：在160 ℃下老化16 h后，膨润土浆的摩阻系数高达0.47；加入1.0% SMLUB-E后，摩阻系数显著降低（降至0.05），表现出较好的润滑性能；膨润土浆中加入8.0%原油后，摩阻系数同样降至0.05，说明加入原油也能够起到良好的润滑作用。但由于原油无法在水中分散，钻井液中混入原油时通常需要同时加入0.2%～0.5%的水包油型乳化剂（如OP-10）对原油进行乳化，提高其在钻井液中的分散性，否则很容易被固相控制设备筛除，增大消耗量。然而，原油与0.5%乳化剂OP-10形成乳化原油后，其润滑效果显著降低，膨润土浆中加入8.0%乳化原油，其摩阻系数仅为0.19。其原因是：一方面，原油乳化后大部分原油油滴被乳化剂分子包裹，丧失了疏水性；另一方面，由于乳化剂分子亲水端的极性高于原油，因此优先在金属表面吸附，导致原油油滴在金属表面的吸附量降低。
2）极压膜强度试验。SMLUB-E除了通过极性基团的物理吸附和化学吸附在金属表面形成一层润滑膜外，在受到较大压力的摩擦时，极压元素还可与金属作用形成极压膜。因此，当钻具表面受到高温和高载荷作用时，润滑膜不易被破坏。用FANN 21200型极压润滑仪对SMLUB-E形成的极压膜强度进行了评价，并与8.0%乳化原油（成分同上）进行了对比，结果见表1。
表 1 SMLUB-E形成的极压膜强度Table 1. Strength of extreme pressure film formed by SMLUB-E负载扭矩/
（N·m）极压润滑仪表盘读数 5.0%膨润土浆+
8.0%乳化原油5.0%膨润土浆+
1.0% SMLUB-E5.6 22 6 11.3 38 10 16.9 54 14 22.6 62 18 28.2 咬合 21 33.5 24 39.5 26 45.2 30 50.8 咬合 从表1可以看出，当FANN 21200型极压润滑仪的负载扭矩达到28.2 N·m时，加入8.0%乳化原油膨润土浆中的滑块和滑环之间即会咬合；而加入1.0% SMLUB-E膨润土浆中的滑块与滑环的负载扭矩达到50.8 N·m时才会咬合，说明SMLUB-E形成的极压膜具有较高的强度，在受到较高负载时也不易被破坏。
2.1.2 聚磺钻井液加入SMLUB-E后的润滑性
聚磺钻井液中加入2.0%的SMLUB-E，在160 ℃下老化16 h后，分别采用FANN 21200型极压润滑仪和NZ-3型滤饼黏滞系数测定仪，测试其摩阻系数与滤饼黏滞系数，考察聚磺钻井液加入SMLUB-E后的润滑性，并与其加入原油和乳化原油后的润滑性进行了对比，结果如图3所示。聚磺钻井液的配方为3.0%膨润土+0.3%PAC-LV+0.2%PFL-H+3.0%SPNH+2.0%SMC+0.2% NaOH+加重剂BaSO4，密度为1.30 kg/L，pH值为9.5，下同；乳化原油成分同上。
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图 3 SMLUB-E与原油在聚磺钻井液中的润滑效果对比Figure 3. Comparison of lubricating effect between SMLUB-E and crude oil in polysulfide drilling fluid从图3可以看出，聚磺钻井液的摩阻系数为0.31，加入2.0% SMLUB-E和8.0%原油后，其摩阻系数分别降至0.08和0.19，说明SMLUB-E在聚磺钻井液中的润滑效果要优于原油；而加入8.0%乳化原油后，摩阻系数仅降至0.24，其降低幅度低于原油。这一方面是因为极性相对较强的磺化处理剂（SPNH和SMC）在金属表面优先吸附，从而阻碍了原油的吸附；另一方面可能是由于磺化处理剂能够在一定程度上乳化原油。此外，由图3还可以看出，无论是SMLUB-E还是原油均能够显著降低滤饼黏滞系数。
2.1.3 SMLUB-E的耐温性试验
在5.0%膨润土浆中加入1.0% SMLUB-E，在不同温度下老化16 h后，测定其摩阻系数，以考察SMLUB-E的耐温性，结果如图4所示。
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图 4 加入SMLUB-E的膨润土浆在不同温度下老化后的摩阻系数Figure 4. Post-aging friction coefficient of bentonite mud with SMLUB-E at different temperatures从图4可以看出，随着老化温度从100 ℃升高至160 ℃，膨润土浆摩阻系数变化幅度不大，始终保持在0.04～0.05，说明SMLUB-E在高温下具有较好的润滑性，耐温可达160 ℃。
2.2 SMLUB-E对钻井液流变性和滤失性的影响
通过改变SMLUB-E的加量，评价了SMLUB-E对膨润土浆和聚磺钻井液流变性和滤失性的影响程度，结果见表2。试验条件为160 ℃下老化16 h。
表 2 SMLUB-E对膨润土浆和聚磺钻井液流变性和滤失性的影响Table 2. Influence of SMLUB-E on rheological and filtration properties of bentonite mud and polysulfide drilling fluid试验浆体 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
PaAPI滤失量/mL 5.0%膨润土浆（A） 8.5 4.0 4.5 25.0 A+1.0% SMLUB-E 8.5 4.0 4.5 20.0 A+1.5% SMLUB-E 9.0 5.0 4.0 17.0 A+2.0% SMLUB-E 8.5 4.0 4.5 17.0 聚磺钻井液（B） 43.5 32.0 11.5 5.2 B+1.0% SMLUB-E 52.5 40.0 12.5 4.2 B+1.5% SMLUB-E 50.0 38.0 12.0 4.0 B+2.0% SMLUB-E 52.5 40.0 12.5 4.0 从表2可以看出，无论是膨润土浆还是聚磺钻井液，随着SMLUB-E加量增大，其黏度和切力变化不大，滤失量略有降低。这说明SMLUB-E不会对钻井液的流变性造成不利影响，而且能提高其滤失造壁性。
2.3 SMLUB-E的环保性能
参照国标《生活饮用水标准检验方法》（GB/T 5750—2006）、《水质：苯并(α)芘的测定：乙酰化滤纸层析荧光分光光度法》（GB/T 11895—1989）和《海洋石油勘探开发污染物生物毒性》（GB18420.1—2009）等，测定了环保润滑剂SMLUB-E的重金属含量、生物毒性等环保性能。测试结果为：
1）SMLUB-E中苯并芘含量小于1.0 mg/L，重金属汞、镉、总铬、砷和铅的含量均小于0.001 mg/L，都远小于标准限值，可近似认为SMLUB-E中不含重金属。
2）SMLUB-E的96 h半数致死浓度（LC50）高达58 300 mg/L，超过海上油田废弃钻井液的一级排放标准（LC50=30 000 mg/L），属于无毒油田化学剂（LC50>20 000 g/mL）。
环保性能测试结果表明，SMLUB-E具有很好的环保性能，不会对生态环境造成大的影响。
3. 现场应用
环保润滑剂SMLUB-E目前已在塔河油田TP154XCH井、TP238CH井和中良1CX井等深井进行了现场应用，定向钻进过程中未出现托压、卡钻等井下故障，起下钻顺畅。下面以TP238CH井为例，介绍SMLUB-E的具体应用情况。
3.1 TP238CH井基本情况
TP238CH井为两级井身结构侧钻水平井，套管内开窗侧钻，侧钻点选择在奥陶系桑塔木组地层，完钻层位为奥陶系一间房组。侧钻点井深6 236.00 m，设计完钻井深6 698.81 m，实际钻至井深6 537.48 m（垂深6 435.56 m）时因发生失返性漏失提前完钻，完钻井斜角88.5°，水平位移137.19 m。该井造斜段狗腿度较大，最大井眼曲率达到21.0°/30m，钻具受到较高的弯曲载荷，同时小井眼（ϕ120.7 mm井眼）非常容易形成岩屑床，均会导致产生较大的井下摩阻，要求钻井液具有良好的润滑降摩性能。
以往塔河油田的定向井、水平井普遍采用聚磺混油钻井液钻进。为了缓解日益增大的环保压力，TP238CH井采用了以SMLUB-E为核心处理剂的不混油低摩阻钻井液SMO-FREE，基本配方为3.0%～4.0%膨润土+0.1%～0.2%提切降滤失剂SMVIS-1+0.2%～0.3%增黏降滤失剂SMVIS-2+2.0%～3.0% SMP-2+2.0%～3.0% SMC+1.0%～2.0%镶嵌成膜防塌剂SMNA-1+1.0%～2.0%SMLUB-E+加重剂BaSO4，密度为1.19～1.30 kg/L，pH值为9～10。
3.2 钻井液的润滑性
TP238CH井钻进中的钻井液摩阻系数和滤饼黏滞系数随SMLUB-E加量的变化见表3。
表 3 钻井过程中钻井液润滑性的变化Table 3. Lubricity changes of drilling fluid during drilling operation开次 井深/m SMLUB-E加量，% 摩阻系数 滤饼黏滞系数 一开 6 239.00 0 0.33 0.140 5 6 250.00 0 0.32 0.140 5 6 263.00 0.25 0.30 0.052 4 6 273.00 0.80 0.27 0.052 4 6 304.00 1.30 0.22 0.052 4 6 335.00 1.80 0.18 0.043 7 6 396.00 2.00 0.14 0.043 7 6 461.00 2.00 0.14 0.043 7 二开 6 467.00 2.00 0.13 0.043 7 6 497.00 2.20 0.12 0.043 7 6 531.00 2.20 0.12 0.043 7 从表3可以看出，TP238CH 井钻进中的钻井液未加入SMLUB-E时的润滑性较差，摩阻系数高达0.33，滤饼黏滞系数高达0.140 5；当加入0.25% SMLUB-E后，滤饼黏滞系数大幅降低（降至0.052 4），但摩阻系数的降低幅度很小，仅从0.33降至0.30，这说明加入0.25%SMLUB-E并不能有效改善钻井液的润滑性。随井斜角增大，SMLUB-E的加量从0.25%逐渐提高至2.20%，滤饼黏滞系数趋于稳定，始终保持在0.043 7～0.052 4，而摩阻系数从0.30逐步降至0.12，说明SMLUB-E能够增强钻井液的润滑性能。
3.3 井下摩阻情况分析
TP238CH井钻井过程中，摩阻随井深和井斜角的变化情况如图5所示。
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图 5 摩阻随井深与井斜角的变化Figure 5. Frictional resistance changes with the depth and deviation of the well从图5可以看出，一开从井深6 236.00 m钻至井深6 264.00 m的过程中，井斜角从1.9°增大到9.6°，此阶段由于钻井液中未加入润滑剂SMLUB-E，摩阻从初始的400 kN逐渐增大到800 kN；加入0.80%SMLUB-E后，从井深6 264.00 m钻至井深6 287.00 m的过程中，摩阻降至600 kN左右，钻至井深6 304.00 m时，随着井斜角进一步增大至22°，摩阻又开始呈现增大趋势，增大至800 kN，说明此时0.8%的SMLUB-E已不足以控制摩阻；将SMLUB-E加量提至1.8%以后，摩阻随即降至400 kN；从井深6 395.00 m钻至井深6 461.00 m的过程中，再少量补充SMLUB-E并将其加量控制在2.0%，随着井斜角从33.5°逐渐增大到60.0°，摩阻也较好地控制在500～600 kN。二开从井深6 461.00 m开始钻进，由于已用套管封隔了上部井段的井壁，开始阶段的摩阻相比一开完钻时甚至略有降低。继续少量补充SMLUB-E并控制其加量在2.2%左右，直至钻至完钻井深摩阻都较好地控制在400～600 kN。
通过分析TP238CH井钻井过程中的摩阻变化情况可知，当钻井液中环保润滑剂SMLUB-E的加量保持在2.0%左右时，能够将摩阻控制在较低值，相比采用传统混油钻井液的水平井摩阻（80～100 kN）降低约30%以上，证明SMLUB-E具有优异的润滑性能。
4. 结 论
1）选用工业废植物油中的脂肪酸、有机多元醇等作为基础原料，合成了钻井液环保润滑剂SMLUB-E。
2）室内试验分析表明，SMLUB-E在水基钻井液中具有良好的润滑效果，润滑膜强度高，耐温160 ℃，不含重金属，无毒，环保性能好。
3）以SMLUB-E为核心处理剂的不混油低摩阻钻井液SMO-FREE，在塔河油田深层水平井定向钻进时进行了应用，未出现托压、卡钻等井下故障。现场应用表明，当钻井液中SMLUB-E加量保持在2.0%左右时，井下摩阻能够控制在400～600 kN，表现出良好的润滑降摩阻性能。
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图 1 油基钻井液滤失量与侵入时间的关系
Figure 1. Relationship between fluid loss and intrusion time of oil-based drilling fluid
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图 2 地层刚钻开和钻开一段时间后的井筒环境
Figure 2. Wellbore environments after penetrating the formation soon and drilling for a while
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图 3 P16H探测深度与被探测地层电阻率的关系曲线
Figure 3. Relationship curve between P16H detection depth and the resistivity of measured formation
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图 4 X1井随钻电阻率实时值与复测值的对比
Figure 4. Comparison on the resistivity while drilling real-time measurement and the re-tested value in Well X1
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图 5 X1井井深4 471.50 m MDT泵抽流体性质综合识别
Figure 5. Comprehensive identification of 4 471.50 m MDT pumping fluids properties in Well X1
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图 6 X2井随钻电阻率实时值与复测值的对比
Figure 6. Comparison on the resistivity while drilling real-time measurement and the re-tested value in Well X2
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图 7 X2井井深4 321.20和4 333.00 m MDT泵抽流体性质综合识别
Figure 7. Comprehensive identification of MDT pumping fluid properties at 4 321.20 and 4 333.00 m in Well X2
表 1 油基钻井液滤失性试验所用岩心的主要参数
Table 1 Core parameters of oil-based drilling fluid filtration test
编号 长度/cm 直径/cm 渗透率/mD 钻井液密度/（kg·L–1） 1 7.39 2.49 199 1.18 2 7.34 2.53 198 1.32 
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表 2 油基钻井液滤液侵入不同地层后的电阻率变化特征
Table 2 Characteristics of resistivity change after oil-based drilling fluid filtrate invaded different formations
地层类型 钻井液滤液侵入情况 电阻率变化情况 ARC测井仪测量结果 油气层 一定压差下侵入 不变 P16H实时≈P16H复测 水层 一定压差下侵入 升高 P16H实时<P16H复测 含油气水层或同层 一定压差下侵入 升高 P16H实时<P16H复测 致密层 基本无侵入 不变 P16H实时≈P16H复测
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