1PＲD体系
北部湾盆地涠洲11－1N、涠洲6－8/6－9/6－10区域利用PＲD体系钻开储层段时，主要的配方如下:海水+烧碱+纯碱+PF－FLO+PF－GJC+PF－VIS+甲酸钠，配合功能材料:PF－LPFH和PF－GBL。该体系携砂能力强，无固相，破胶相对容易，储层保护效果好;但抑制泥岩水化能力仍然不够，且钻井液易受污染，防塌能力不足，钻遇泥岩地层时井下复杂情况发生率高。
2无固相有机盐钻井液体系的研究
涠洲6－9/6－10油田储层段泥岩以伊蒙混层为主，由于伊利石和蒙托石物理化学性质上的差异，成岩过程中容易产生微裂缝，因此泥浆体系要加强封堵性，以防止泥浆及其滤液侵入微裂缝，造成地层垮塌;也可充分利用活度平衡防塌原理防止泥浆滤液侵入微裂缝导致井壁垮塌［1～3］。涠洲6－9/6－10油田储层段还含有一定的绿泥石，地层软，容易发生塑性流动，造成井眼缩径，因此必须保持合理泥浆密度，提高抑制性、防止滤液侵入、防止地层塑性流动或井壁力学失稳是解决储层段井壁失稳的关键［4～6］。基于以上理论，北部湾油田需要一种储层保护效果好又对泥岩具有强抑制性的钻井液。为此中海油湛江分公司与中海油服湛江分公司、长江大学的钻井液技术人员联合开发了一种无固相有机盐钻井液体系(weigh体系)。其配方为:淡水+1%NaOH+1%纯碱+1%降滤失剂－Ⅰ+3%降滤失剂－Ⅱ+1.5%提粘剂+2%润滑剂+4%封堵剂－Ⅰ+1.5%封堵剂－Ⅱ+4%防塌剂－Ⅰ+2%防塌剂－Ⅱ+weigh2有机盐加重剂。为了验证该体系的防塌能力和储层保护能力，技术人员在室内评价方面做了大量的研究，并在现场应用过程中进行了优化与进一步改进。
2．1防塌能力评价
2．1．1水化抑制性评价
为了对比评价研制的无固相有机盐钻井液体系的水化抑制性，在WZ6－9－A1H井的涠三段中取一块泥岩，编号为2号，并分成2－A，2－B，2－C三小块，将2－A投入KCl饱和盐水中，2－B投入HCOONa饱和盐水中，2－C投入weigh2饱和盐水中，观察它们的岩样变化情况。在浸泡25min后，取出岩样进行观察，发现浸泡在KCl中的2－A已经水化出几条裂纹，而浸泡在HCOONa饱和盐水中的2－B和浸泡在weigh2饱和盐水中的2－C并无明显水化痕迹(见图1)。在浸泡24h后，可以看出，KCl饱和盐水中的2－A几乎完全水化，HCOONa饱和盐水中的2－B虽然有分散现象，但并没有完全水化，而weigh2饱和盐水中的2－C只分散出有几条裂隙(见图2)。在浸泡72h后，KCl饱和盐水中的2－A完全水化和HCOONa饱和盐水中的2－B完全水化分散，而weigh2饱和盐水中的2－C分散出的裂隙也呈增加趋势，整体有一定程度的分散(见图3)。在浸泡120h后，2－A与2－B都完全水化分散，而weigh2饱和盐水中的2－C也水化分散了，但形状并未完全发生改变(见图4)。从以上实验结果看出weigh2抑制水化分散的能力比HCOONa和KCl好，在相同条件下，应该优先选用weigh2。
2．1．2活度因素抑制性评价
井壁、钻屑、粘土颗粒在有机盐钻井液与完井液中浸泡时的水化应力:τ=4.61Tln(ad/ar)式中:T———绝对温度;ad———钻井液中水的活度;ar———岩石(钻屑、井壁、粘土颗粒)中水的活度［7～9］。由上式可见ad越小，τ越小。为了测定有机盐钻、完井液中水的活度，技术人员用吸附等温曲线法测定了不同浓度的有机盐钻、完井液中水的活度，结果见表1。由表1可见，有机盐钻井液中水的活度极低，对易水化泥岩抑制能力很好。
2．1．3离子交换晶格嵌入因素抑制性评价
涠洲6－9/6－10油田的现场作业中，粘土是钻遇最多、钻完井液接触浸泡与相互作用最多的矿物，粘土在水中的分散性、电性、离子交换及水化性质是钻完井液研究、设计及施工过程最重要的考虑因素之一。如果粘土单元晶层－层间阳离子－粘土单元晶层之间的静电引力小于晶层间的斥力，粘土就会发生渗透膨胀，形成扩散双电层，双电层斥力使单元晶层分离开，引起较大幅度地分散与膨胀。有机盐溶于水后，电离出Na+、K+、NH4+、NHxＲ(4－x)+与有机酸根阴离子:XmＲ(COO)lq－。K+、NH4+、NHxＲ(4－x)+比Na+更能有效地抑制页岩分散。K+、NH4+、NHxＲ(4－x)+能够进入粘土与页岩的晶层间，促使粘土颗粒连接在一起，从而降低页岩在水中的分散作用。随着K+、NH4+、NHxＲ(4－x)+含量的提高，有机盐钻完井液对页岩分散与膨胀的抑制作用也随之增强［10，11］。测定不同浓度的有机盐钻井液和完井液与粘土接触时，粘土晶格的变化。不同浓度的有机盐钻井液和完井液作用蒙脱石后，蒙脱石晶层层间距(50%weigh2水溶液)为14.8177埃。用X光衍射法准确测定了有机盐钻、完井液体系作用后的粘土层间距，有机盐水溶液作用后，蒙脱石晶层层间距。测定的X光衍射光谱如图5所示。原蒙脱石晶层层间距为15埃，由以上数据可见，有机盐钻井液和完井液与蒙脱石粘土矿物作用后，蒙脱石粘土矿物层间距都有不同程度的缩小，有机盐钻井液和完井液与蒙脱石接触进行离子交换后嵌入粘土晶格，通过较强的化学键力与静电引力把蒙脱石层间距拉得比常规蒙脱石晶格层间距小多了，使粘土更不易水化了［12，13］。
2．1．4双电层因素抑制性评价
用电泳法准确定量地测定了有机盐钻、完井液体系作用后的粘土胶体颗粒吸附扩散双电层的厚度，见表2。由表2可见，有机盐钻井液与完井液对粘土胶体颗粒的吸附扩散双电层压缩能力极强，可把此双电层厚度压缩至淡水中的万分之一，这样就极强地抑制了粘土颗粒的分散。
2．2储层保护能力评价
2．2．1抑制性因素保护储层
碱金属有机酸盐水溶液中不含有二价阳离子，所以，有机盐钻井液或其滤液与含有硫酸盐或碳酸盐的地层水接触时，不会与硫酸根离子、碳酸根离子等发生反应形成沉淀或其它不溶物。而且，有机酸盐电离出有机酸根阴离子也是一价的，其与水中的高价阳离子钙离子Ca2+、镁离子Mg2+、亚铁离子Fe2+、铁离子Fe3+等也不会反应生成不溶物，其与这些阳离子形成的盐的溶解度也比较高。因此，在有机盐与普通地层水接触时，不会有沉淀物析出［1，14，15］。有机盐钻井液的滤液为weigh2的水溶液，其粘度比常规钻井液滤液高，减少了泥、页岩中水的侵入。有机盐钻井液中水的活度远比地层中水的活度小得多，地层中的水将渗流入钻井液，钻井液中的水不会渗流入地层，这大大降低了泥浆滤液对地层的侵入，从而减少了对地层的伤害。
2．2．2低ECD保护储层
众所周知，通过降低泥浆密度减少静液柱压力，有利于保护油气层。研究表明，动态压力对固相和泥浆滤液侵入地层的的贡献和静态压力是一样的。所以，现场作业中，应该尽量保持低的ECD。Weigh钻井液的低固相、低压耗和高剪切稀释性比常规泥浆具有更低的ECD，于是侵入地层的钻井液就会更少，有利于保护储层［16］。
3现场应用效果评价
涠洲6－9/6－10油田储层构造变化较大，实钻过程中每口井均钻遇109～356m大段泥岩;同时轨迹调整与原设计相比难度加大;地质循环时间长，井眼浸泡时间增加。井壁稳定面临极大挑战。新型防塌无固相钻井液在涠洲6－9/6－10油田开发井项目首次推广使用，在继承无固相体系良好储层保护效果的同时，解决了储层段钻遇大段泥岩时的抗污染问题和井壁稳定问题，其应用效果可归纳为:(1)保证了在钻遇大段泥岩情况下的泥岩段井壁稳定及打孔管的顺利下入，满足了地质油藏要求;(2)井壁稳定得到保证，井下事故率为零;(3)井径规则，保证了取资料要求;(4)水平段钻完井工期均较设计有所提前，总共较设计提前35.28天，作业效率大幅提高，节约了大量作业成本;(5)实钻储层段长度比设计减少24.7%，实际产量却高出油藏配产17.9%，综合表皮系数都很小，储层保护成效显著(表6)。
4结论与建议
(1)南海西部油田的无固相有机盐钻井液体系通过物理化学相结合的方法，并在无封堵材料的条件下，有效解决了北部湾油田复杂储层段砂泥岩互层情况下井壁失稳问题，保证了作业的安全和效率。(2)新型防塌无固相钻井液维护简单，且通过对储层粘土矿物的水化抑制和无固相钻井液技术的结合，取得了良好的储层保护效果。(3)新型防塌无固相钻井液在涠洲6－9/6－10油田开发井中的应用，实现了安全高效作业，完成财政经济期刊了项目的预期目标，在地层条件相对复杂的北部湾地区储层段钻进中走出了一条新路，可以推广到其它类似地区进行应用。
作者：陈江华 赵宝祥 徐一龙 鹿传世 吴江 郑浩鹏 单位：中海石油〈中国〉有限公司湛江分公司
