1. 引言
海上作业水平井一般采用裸眼或筛管完井的方式，这对钻井完井液的储层保护提出了更高的要求，目前海上常用的钻井完井液体系为PRD钻井完井液体系 [1] [2] [3] 。该体系在近年来的应用过程中取得了较好的应用效果，但其必须破胶完井才能满足储层保护的要求，且破胶剂属氧化剂，具有一定的危险性，完井工艺复杂，作业繁琐，成本较高 [4] [5] [6] 。因此，开发研究了直接返排钻开液UltraFLO钻井完井液体系，可省去破胶工艺，既节约成本又减少作业风险。直接返排钻开液体系在南海东部油田广泛应用，采用裸眼完井方式，储层保护效果显著，取得了较好的成绩。
2. 直接返排钻开液性能
直接返排钻开液是由泥饼可液化钻开液进一步优化而来，所有添加剂延续了可以液化的功能特点，即该钻开液的泥饼仍然可以达到被简易隐形酸液化的功能。直接返排钻开液体系关键技术在于碳酸钙的选型及粒径的选择，匹配粒径越合适，地层伤害越小；如粒径选择不当，滤液中的固相颗粒侵入则较深，将严重伤害储层；同时，所选淀粉和碳酸钙的粒径互相“镶嵌”，形成的泥饼更加致密，封堵效果更好，从而达到更好的储层保护效果 [7] [8] 。
直接返排钻开液体系：海水 + 0.25%NaOH + 0.2%Na2CO3 + 0.6%流型调节剂PF-VIS-B + 2.5%改性淀粉STARFLO + 5%KCl + 5%高纯粒径匹配碳酸钙MBA + 2%聚合醇PF-JLX-C + 2%润滑剂PF-LUBE。评价直接返排钻开液体系性能良好，黏切适中，失水较小(表1)。
Table 1. The evaluation of the performance of direct flowback of drill-in fluid
表1. 直接返排钻开液体系性能评价
注：NΦ6和NΦ3分别为六速旋转黏度计6、3 r/min对应的读值。下同。
2.1. 加重方式评价
在配方中分别加入KCl、NaCl、HCOONa、HCOOK以及碳酸钙MBA加重剂，评价直接返排钻开液体系性能，结果如表2所示，在这几种不同加重方式下，直接返排钻开液体系均具有较好的性能，其中甲酸盐加重体系会具有更低的失水量。
Table 2. The performance of drilling fluid with different weighting agents
表2. 钻井液加入不同加重剂后的性能
注：加重密度为1.15 g/cm3。
2.2. 抗温性能评价
南海东部油气田储层温度范围广(60~140℃)，突显直接返排钻开液体系抗温性能的重要性。室内优选了直接返排钻开液体系的抗温材料(改性黄原胶)，确保其能抗140℃的井底温度。试验结果如表3所示，在不同温度老化后，直接返排钻开液体系适用温度范围广，性能稳定，具有较好的流变性，API滤失量控制在5 mL以下，各项性能均能有效满足水平段钻进需求。
Table 3. The temperature resistance of direct flowback drilling fluid
表3. 直接返排钻开液抗温性
2.3. 储层保护性能评价
无黏土相钻开液无法采用重晶石加重，而钻开液密度是保证钻井安全的一个重要参数。因此，如何既能保证钻开液密度，又同时兼顾储层保护，是无黏土相钻开液的一个最重要的因素之一。长期以来通用的做法是采用可溶盐来进行加重，但无机盐氯化钠与氯化钾加重能力有限，而甲酸钠与甲酸钾成本又非常高。如果需要较高密度时，可采用可溶盐与碳酸钙复配的方法来提高密度。不同加重方式对储层保护的影响评价结果如表4所示，加重方式对储层保护基本无影响，并且随着储层孔渗结构变好，渗透率恢复值有变大的趋势。
Table 4. The effect of reservoir protection with different weighting modes
表4. 不同加重方式储层保护效果
注：Ka、Ko、Kd分别为岩心气相渗透率、岩心原始油相渗透率、岩心污染后的油相渗透率。
3. 直接返排钻开液的现场应用
直接返排钻开液体系在南海东部9个油气田已成功应用29口井，井底最高温度为140℃，密度最高为1.20 g/cm3，钻井过程顺利，未出现井下漏失等情况，采用直接返排完井方式，节省了作业时间，且产量达到预期，部分井远超过配产。
3.1. 钻开液黏切稳定
直接返排钻开液现场应用过程中性能稳定，以A2H井、A5H井、A10H井、22H1井、24H2井、A04H2井、A13H1、B9ST3井、3Sc井、A17H井、A18H井为例，统计直接返排钻开液现场性能。由图1可以看出，钻井完井液漏斗黏度随井深变化稳定(50~60 s)，塑性黏度较低(9~19 mPa∙s)，动切力稳定(9~24 Pa)，低剪切速率黏度随井深变化稳定，维持在20,000~30,000 mPa∙s。
Figure 1. The field performance of direct flowback of the drill-in fluid
图1. 直接返排钻开液现场性能随井深变化情况
3.2. 社会经济效益高
直接返排体系在南海东部油气田使用的29井次中，深层低渗储层6口、高温欠压储层2口、中高孔渗储层16口水平井、分支井。储层段井眼平滑规则顺畅、完井作业安全高效，每口井平均完井作业时效节约9 h并节约费用60万元。
4. 结论及认识
1) 直接返排钻开液性能良好，低剪切速率黏度控制在30,000 mPa∙s左右时，具有更好的防止污染的能力和返排能力。
2) 直接返排钻开液抗温性良好，能适应60~140℃等不同温度场储层开发。
3) 可溶盐和碳酸钙2种加重方式对储层保护效果影响不大，直接返排钻开液具有钻探更高密度储层的能力。
4) 直接返排钻开液体系具有更佳的完井方式选择，现场应用结果表明，其能够节省作业时间与费用，并且具有较好的储层保护效果。
NOTES
*通信作者。