北部湾盆地是南海北部大陆架西部中生代区域隆起背景下发育起来的新生代沉积盆地，中石化涠西区块位于北部湾盆地西部，毗邻中海油涠洲区块。依据地质研究成果，地层自下而上可划分为三个部分：第一部分为古近系陆相沉积，包括长流组、流沙港组、涠洲组；第二部分为新近系海相沉积，包括下洋组、角尾组、灯楼角组和望楼港组；第三部分为第四系灰黄色砂层及灰色黏土。主要目的层为涠洲组和流沙港组。

2015年，中石化在北部湾北部湾盆地涠西探区涠西南低凸起西斜坡涠11-5W构造获得重大突破，涠洲油田开发方案已经进入论证阶段。本文通过分析涠洲油田地层特性及施工难点对钻井液、完井液性能要求，提出了甲酸盐钻井液体系作为该油田开发井钻完井液，实现钻完井液一体化，可以减少钻井液与完井液转化施工，降低作业成本。本文通过室内评价实验对该体系在涠洲油田适用性进行了评价，为后续施工提供了技术依据。

1 涠洲油田开发井钻完井液难点分析

截至2018年，涠11-5W构造共完成了3口探井（A、B、C井）及1口评价井（D井）施工，结合探井、评价井施工现状及地层特性评价分析，涠11-5W构造开发井钻完井液主要难点体现在两个方面：（1）涠二段井壁失稳问题^[1、2]；（2）储层段稀松砂岩的储层保护问题。

1.1 涠二段井壁失稳问题

涠二段在涠11-5W构造埋深变化比较大，基本在1 500~2 000 m之间，层厚在300~500 m之间。从岩性来看，上部为浅灰色细砂岩、粉砂岩与灰色、棕色泥岩不等厚互层；下部以灰色泥岩、棕红色泥岩为主，夹浅灰色细砂岩、浅灰色泥质粉砂岩和灰色粉砂质泥岩。从中海油涠洲、乌石区块、中石化徐闻区块及涠西区块前期钻井来看，涠二段井壁垮塌比较严重^[1-4]。涠西区块中的涠1井、海1井、涠2井、涠3井等四口前期钻井未能有效解决，涠二段井径扩径较为严重，均出现了扩径率超过30%的井段^[4]。

从机理上看，涠11-5W构造涠二段泥岩段泥质含量40%左右，伊蒙混层60%左右，且微裂缝发育，导致钻井液滤液容易深入地层，引起泥页岩水化，是涠二段井壁易垮塌的根本原因^[4]。借鉴前期钻井经验，涠11-5W构造4口已钻井均采用了钾盐聚合物钻井液体系，在钻井液降失水、封堵性及抑制性等方面做了很大改进，在一定程度上解决了井壁垮塌问题，涠二段井径情况有很大改观，为开发井钻完井液体系选择提供了比较好的参照（图 1）。

1.2 涠三、四段储层保护问题

涠11-5W构造主要目的层是涠三段及涠四段。目的层段泥岩夹层多，储层砂岩黏土矿物含量高，达到了28.4%~54.2%，储层段砂岩胶结以泥质胶结为主，胶结疏松。对C井涠三段31块岩心敏感性进行了评价（表 1），主要敏感类型为水敏，表现为强到极强，且润湿性表现为强亲水；涠三段、涠四段砂岩孔渗条件好，孔隙度在12%~26%之间，渗透率在2~ 500 mD之间；因此钻完井液体系需要满足该类高孔渗、高水敏、强亲水稀松砂岩储层储层保护要求，减少失水、增加抑制性、转化润湿性，其需要较强的与砂岩孔喉半径匹配的暂堵能力。

2 涠洲油田甲酸盐钻完井液体系适用性评价 2.1 涠洲油田钻完井液选择原则及配方

针对上述涠洲油田开发井钻完井液主要难点的分析，目前在探井和评价井中采用的钾盐聚合物钻井液体系基本上能够满足涠二段井壁稳定需求。但固相含量高，不能满足开发井中钻井液、完井液一体化的储层保护需求，涠洲油田钻完井液选择基本原则：

（1）具有较强的泥岩抑制性和封堵性，同时满足涠二段井壁稳定和储层段水敏要求；

（2）与储层段物性条件匹配的较好储层保护，减少储层水敏、润湿性等引起的损害，减少固体物侵入地层，并且具备较好的暂堵作用。

甲酸液钻完井液体系目前在国内得到了广泛应用，该种体系具有良好的抑制性和抗污染能力，与油层配伍性好，有很好的油气层保护效果；可生物降解，环保性能好^{[5, 6]}。结合井壁稳定及储层保护要求，选择甲酸液钻完井液体系作为涠洲油田钻完井液，其主要添加剂见表 2。

经过对甲酸盐体系基础性能及各类添加剂对钻完井液性能的影响对比，涠洲油田甲酸盐钻完井液体系的配方确定为：400 mL水+ 50%BZYJZ-I+2%BZ-TQJ+0.2%BZ-HXC+0.2%BZ-BYJI+1.5%BZ-KLS-I+3%BZ-YFT+1.5%BZ-YRH+2%细目钙（600目）+150 g重晶石。考虑成本问题，采用甲酸盐加重1.20 g/cm³，如需继续加重可采用重晶石加重，降低成本。对于涠洲油田涠三段、涠四段储层段为常压地层，且涠二段坍塌压力一般不会超过1.2 g/cm³，因此如果无特殊情况可以不用添加重晶石。

2.2 甲酸盐钻井液体系基础性能评价

考虑到特殊情况，对甲酸盐钻井液体系性能评价采用了添加重晶石配方，对流变性、失水等基础性能评价（表 3）。从评价结果来看，该体系流变性能与目前现场采用的钾盐聚合物钻井液体系比较接近，能够满足现场操作、携岩等要求；并且API失水及高温高压失水要略好于钾盐聚合物钻井液体系，对涠二段井壁稳定及储层段防水敏更加有利。

2.3 甲酸盐钻井液体系防塌性能评价

对该体系在涠洲油田的防塌性能，主要抑制性评价和滚动回收率评价，抑制性评价实验结果见表 4。从实验结果来看，室内考察钻井液的抑制性能评价实验为线性膨胀，采用涠二段实钻钻屑磨粉压制成岩心。结果表明，甲酸盐钻井液体系线膨降率为17.7%，相比清水降低率为74.3%，表明该体系对黏土矿物的抑制效果显著，能够有效防止水化引起的井壁垮塌。防塌性能最直接的评价实验为滚动回收率实验。滚动回收率评价实验结果，分别用涠1井和C井岩心做滚动回收率实验（表 5），从实验结果来看，回收率分别是96.9%和84.95%，表明钻井液体系的防塌效果非常好。

2.4 甲酸盐钻井液体系储层保护性能评价

钻井液储层保护效果主要体现在钻井液对渗透率的影响。污染后渗透率降低的越少，表明钻井液储层保护性能更好。本次实验选用了C井1 852 m的岩心进行渗透率恢复实验，结果见表 6。污染后岩心气测渗透率166.44×10^-3μm²，岩心渗透率恢复值大于90 %，表明即使添加了重晶石，钻井液对地层污染仍然较小；且钻井液造饼压力为14 MPa，反向最大突破压力为6 MPa，钻井液容易返排解堵。两项指标表明该类有机盐钻井液具有良好的储层保护性能。

3 结论与建议

通过室内实验对甲酸盐钻完井液体系的评价及与涠洲油田配伍性分析，表明该体系可以作为涠洲油田钻完井液一体化在涠洲油田开发井中应用。建议：

（1）在后续评价井或探井中，采用甲酸盐钻井液，进一步验证甲酸盐体系在涠洲油田的应用效果；

（2）甲酸盐钻完井液配置时，加料工作量比较大，一般需要在陆地配好后运抵平台，配液及运输的运营模式、环保船费用等会直接影响到钻井液成本，需在现场应用时充分考虑；

（3）涠洲油田开发井钻井施工流程需要进一步优化，以实现甲酸盐钻完井液合理重复利用，减少损耗，节约成本。