油包水钻井液低油水比配方探索
油气井钻井液体系分析及研究
油气井钻井液体系分析及研究随着油气资源的不断开发，钻井液的研究也越来越重要。
油气井钻井液体系是由多种化学物质组成的，可以根据其组成分为水基、油基和气基钻井液体系。
本文将从钻井液的物理化学特性、分类、应用和研究进展等方面进行探讨。
一、钻井液物理化学特性1.密度：钻井液的密度需要适当地调整，以保证井底压力正常，控制钻杆运动和油管回流，防止井口喷出。
2.黏度：黏度也是决定钻井液性能的一个重要指标。
黏度低的钻井液能够降低井筒阻力并提高洗井质量。
3.PH值：PH值通常在8-10之间，这是为了避免钻井液对地层的腐蚀和侵蚀。
4.泡沫度：泡沫度是油气钻井液的重要指标之一。
合适的泡沫度可保持井壁的稳定性，防止井壁崩塌，同时也有助于控制井底压力。
二、钻井液的分类1.水基钻井液：水基钻井液是目前使用最为广泛的钻井液，其主要成分为水、泥、聚合物材料以及一些添加剂。
水基钻井液相对来说价格比较实惠，但缺点是不适合一些高硫、高岩性、高温高压、高盐度的井。
2.油基钻井液：油基钻井液投资和使用成本相对较高，但优点是能够满足复杂地质情况下的钻井作业需求。
油基钻井液具有较强的化学稳定性和热稳定性，同时也具有低毒性，不会对环境造成污染。
3.气基钻井液：气基钻井液具有低黏度、高效率、对环境污染小等特点，但是价格较高，使用范围也较为有限。
三、钻井液的应用1.减阻除杂：钻井液通过旋转钻铤和注入钻井液来清除井底杂质，降低井壁阻力。
2.支壁孔、保持井壁稳定：在井口附近形成适当的孔道来保持井壁的稳定性。
3.导吸捞渣：在钻井时每过一定时间就要进行清理井底杂质，导吸捞渣就是用钻井液将杂质吸入到井底，然后抽出到地面。
四、钻井液研究进展近年来，国内外学者在钻井液领域开展了很多研究，其中不乏一些有意义的成果和突破。
例如，防漏减阻水基钻井液研制成为目前水基钻井液领域的热点问题之一，该钻井液能够同时满足沉积岩和结晶岩的掏污需求。
此外，在油基钻井液领域，一些合成油基钻井液已被广泛应用，该类钻井液能够承受高温高压环境的作业需求。
钻井事故与复杂问题(第六章 井漏)
第六章井漏“井漏”是指在油气钻井工程作业中钻井液漏入地层的一种井下复杂情况。
井漏的直观表现是地面钻井液罐液面的下降，或井口无钻井液返出，或井口钻井液返出量小于注入量。
井漏对油气勘探、开发和钻井作业造成的危害极大，归纳起来有如下几个方面：（1）损失大量的钻井液，甚至使钻井作业无法进行：井漏的严重程度不同，损失的钻井液量也不一样，少则十几立方米，多则几千甚至上万立方米。
（2）消耗大量的堵漏材料：堵漏是处理井漏的主要手下段，往往一次很难见效，需要进行多次，会消耗大量的堵漏材料。
（3）损失大量的钻井时间：井漏到了一定程度，无法继续钻进，必须停钻处理，少则几十小时，多则十几天甚至数月之久。
（4）影响地质工作的正常进行：井漏发生后，尤其是失返井漏，钻屑返不到地面，取不到随钻砂样，对地层无法鉴别，若钻遇的正好是油气层，就会影响对油气层资料的分析。
（5）可能造成井塌、卡钻、井喷等其它井下复杂情况或事故：井漏后，井内液面下降，液柱压力降低，使得井内液柱压力不能平衡地层压力，造成较高地层压力中的油气进入井筒，发生溢流或井喷。
由于液柱压力的降低，不能抗衡井壁应力，导致井塌甚至卡钻。
如果处理失当，还会导致部分井段或全井段的报废,（6）造成储层的严重伤害：如果漏层就是储层，由于大量钻井液的漏入及大量堵漏材料的进入，肯定会对储层造成严重的伤害。
所以及时的处理井漏恢复正常钻进是非常重要的工作。
第一节井漏的原因和机理凡是发生钻井液漏失的地层,•必须具备下列条件:(1)地层中有孔隙、裂缝或溶洞,使钻井液有通行的条件；(2)•地层孔隙中的流体压力小于钻井液液柱压力,在正压差的作用下,才能发生漏失;(3)地层破裂压力小于钻井液液柱压力和环空压耗或激动压力之和,把地层压裂,产生漏失。
形成这些漏失的原因,有些是天然的,即在沉积过程中、或地下水溶蚀过程中、或构造活动过程中形成的,同一构造的相同层位在横向分布上具有相近的性质,这种漏失有两种类型:1 渗透性漏失:如图6-1(a)所示,这种漏失多发生在粗颗粒未胶结或胶结很差的地层如粗砂岩、砾岩、含砾砂岩等,只要它的渗透率超过14达西,或者它的平均粒径大于钻井液中数量最多的大颗粒粒径的三倍时,•在钻井液液柱压力大于地层孔隙压力时,就会发生漏失。
油包水钻井液在葡扶234-平84井的应用
油包水钻井液在葡扶234-平84井的应用X林士楠(大庆钻井工程技术研究院,黑龙江大庆 163413) 摘 要:葡扶234-平84井是松辽盆地中央坳陷区大庆长垣葡萄花构造上的一口开发水平井,该井完钻井深3555m,垂深1691.4m,最大水平位移为1749.55m,平均机械钻速21.4m/h 。
现场应用表明,该体系性能稳定,流变性好,现场配制及维护简便,携砂能力强,润滑防塌效果好,很好地解决了因水平位移大、井斜角大导致的井眼清洁、拖压、扭矩增大的问题[1-3]。
关键词:油包水钻井液;水平井;钻井液维护 中图分类号:T E254+.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)10—0150—01 葡扶234-平84井是松辽盆地中央坳陷区大庆长垣葡萄花构造上的一口开发水平井,设计斜深3328.34m,垂深1682.08m,水平段1497.85m,最大水平位移1773.70m 。
该井于2011年11月1日3:00第三次开钻,11月11日18:30完钻,完钻井深3555m ,垂深1691.4m ,最大水平位移1749.55m ,钻进周期10天15.5小时,平均机械钻速21.4m/h 。
1 地质概况葡扶234-平84井是位于松辽盆地中央坳陷区大庆长垣葡萄花构造的一口开发水平井。
钻遇地层为青山口组,钻井施工中应注意防塌、防油气水侵、防井喷等井下复杂事故发生。
2 油包水钻井液现场应用2.1 钻井液的配制开钻配制有机硅聚磺钻井液200m 3,配方如下:油水比80:20,20%氯化钙盐水+5%主乳化剂+1%辅乳化剂+3%有机土+1.5%石灰+4%降滤失剂。
配制出的钻井液密度为1.25g/cm 3,粘度75s,破乳电压535V ,油水比84/16。
2.2 钻井液的维护处理[4-5]钻进过程中控制好钻井液漏斗粘度,避免油基钻井液粘度上升,除了控制有机土和降滤失剂的加量,防止水污染外,最重要的是及时有效清除钻屑;电稳定性通过乳化剂的加量来调整,保证在钻井过程中维持在1000V 左右;掌握好有机土、氧化沥青及氧化钙的加量,使静切力和动塑比控制在设计范围内;滤失量通过磺化沥青、氧化沥青及氯化钙水溶液的活度来控制在以下。
新型油包水钻井液在徐深8-更平1井的应用
Pa
V
mP a. s
3/ 4 0. 35 662
备注
4. 2 现场应用效果 4. 2. 1 电稳定性
电稳定性是油包水乳状液首先应具备的基本性 能, 破乳电压是衡量乳化稳定性的主要指标, 徐深 8 - 更平 1 井 在正常三 开后, 破 乳电压始 终维持 在 1000V 以上, 显示出良好的乳化稳定性。随着钻井 的进行, 钻井液的乳化剂随着岩屑的携带, 地层水侵 入, 以及为调整油水比加入氯化钙水等降低, 需及时 向井内补充乳化剂。需要注意的是, 破乳电压也不是 越高越好, 此时要仔细分析原因, 如果是因为水分蒸 发, 导致油水比升高, 从而致使破 乳电压 2047V 以 上, 则需要加适量氯化钙水。良好的乳化稳定性也保 证了钻屑悬浮和低的滤失量。 4. 2. 2 滤失性能
由于本井使用活度平衡原理来稳定井壁, 有效 地抑制了地层岩石中蒙脱石、伊利石、绿泥石等粘土 矿物的水化膨胀和分散, 避免了钻井过程中可能发 生的缩颈、井壁剥落、井眼坍塌等复杂, 虽经历较长 时间的处理溢流和井漏, 但井眼状况良好。完井测井 资料显示: 本井井眼规则, 井径扩大率仅为 3. 2% 。 4. 2. 4 流变性与井眼清洁
乳 化剂 类型
合成主 乳+ 辅乳
Spa n80+ 环 烷酸酰胺
Span80+ 石 油酸 油 磺酸铁 + ABS
麦克巴
哈里伯顿
乳 化剂
2. 5: 1 3: 1 3. 5: 1
3:2
加量
2. 5: 1. 75 3: 2. 5 2. 28: 2. 35 2. 3: 2. 5
破 乳电
721 753 785
6 47
关键词: 油包水钻井液; 低粘高切; 井眼净化; 井壁稳定; 徐深 8- 更平 1 井 中图分类号: T E359 文献标识码: A 文章编号: 1006—7981( 2012) 16—0154—02
四种常规钻井液配方设计
四种常规钻井液配方及特点
1．不分散聚合物钻井液
主要特点：
(1)密度低，压差小，故钻速快；
(2)亚微米颗粒的含量较低，在10%以内，而分散钻井液可达70%以上；
(3)高剪切速率下的粘度较低，故钻速快；
(4)具有较强的携砂能力。
该类钻井液触变性较好，剪切稀释特性较强。
(5)可保持井眼的稳定性。
(6)可保护油气层，减轻损害。
表1 不分散聚合物钻井液配方与性能
2．钾基钻井液
主要特点：
(1)对水敏性泥岩、页岩具有较好的防塌效果；
(2)抑制泥页岩能力较强；
(3)钻井液细颗粒含量比较低，对油层的粘土矿物起稳定作用；
(4)分散型钾基钻井液有较高的固相容度限。
表2 钾基钻井液配方及性能
3．分散钻井液体系
表3 分散型三磺钻井液推荐配方及性能
4．钙处理钻井液
表4 石灰钻井液推荐配方及性能
表5 石膏钻井液配方及性能
根据不同的要求选择不同的钻井液，各有特点。
适用于钻水平井的可逆转油包水钻井液研究
逆 乳 化 钻 井 液 流 型 调 节 剂 滤 饼 清 除 Ｄ ：１ ．９ ９ ｊｉ ｎ １０ ６ １ ． ０ ０ ８ ０ ４ ＯＩ ０ ３ ６ ／ ． ｓ ．０ ２— ４ Ｘ ２ １ ． ． １ ｓ
油基 钻 井 液 是 目前 应 用 较 广 的 钻 井 液 体 系 之
一
，
它 具 有 良好 的热 稳 定 性 、 润 滑 性 、 防 塌 抑 制 性
及 储 层 保 护 性 ，但 也 存 在 着 切 力 小 ，难 以 悬 浮 重 晶
石 ，岩屑 携带不 好 ，滤饼 以及 残 留钻井 液难 于清 除 等方 面 的缺陷 。 目前 ，水 平井 完井 时大 多采 用裸 眼
形 成 油 包 水 乳 状 液 ； 与 酸 接 触 后 ，有 机 胺 上 的 Ｎ
乳 化钻 井液 。该 体 系性 能稳 定 ， 易 于调 控 ， 具 有 较 强 的 抗 污 染 能 力 。 通 过 引入 新 型 流 型 调 节 剂 ， 解 决 了 油 基 钻 井 液 钻 水 平 井 的 携 岩
用酸浸泡 即可软化 分散 ，便 于排放 或者 回注 。这样 ， 可逆转 的逆乳化钻井液 ，不仅保 留了油基钻井液 的优
良钻井特性 ，而且 由于其特殊 乳化剂 的作用 ，克服 了
常规油基泥浆 的一些弊端。 可逆 转油 基钻井 液体 系 除乳 化剂 之外 ，其余 处 理剂 均 与常规 油基钻 井液 相 同 。考 虑到可 逆转体 系
史 茂 勇 （ 汉科 新技术股份有 限公 司） 湖北
摘 要 针 对 目前 油 基 钻 井 液 钻 水 平 井过 程 中 出现 的 不足 之 处 ，研 究 了 可逆 转 油 包 水
钻井液体系介绍
PEM钻井液
国内领先近10年的环境可接受的水基防塌钻井 液体系（简称PEM泥浆体系，Protecting Environment Mud） - 满足钻井作业要求 - 满足环境保护的要求 - 满足保护油气层的要求 - 节约钻井整体成本 - 提高泥浆服务质量
PEM钻井液
应用范围： 用于中下部井眼段、强水敏性复杂地层、大斜度大位 移井，环境敏感地区作业井的作业。 基本配方（kg/m3） 预水化膨润土 烧碱 PAC-HV XC PF-JLX KCl 2040 23 35 12 3050 3050 纯碱 PF-FLO PF-PLUS PF-TEX PF-LPF 12 510 35 510 515
海水膨润土浆钻井液
常见性能： FV：30-40 s YP/PV〉2
维护处理： 用海水钻进，膨润土稠泥浆塞洗井携砂； 维持稠泥浆的YP(Pa)等于或大于PV(mPa.s)； 预水化膨润土浆配好以后，在泵入前加入石灰来提 高泥浆的粘度和切力，加入石灰后停止循环和搅动 以保持絮凝状态。
海水聚合物浆钻井液
分散体系
由水、配浆膨润土和各种对粘土、钻屑起分散作用的处理剂（简称为分散剂） 配制而成的水基钻井液称为分散钻井液。为了与钙处理钻井液区别，有时又 称为细分散钻井液。 在较深井段，需要泥浆密度较高或井眼条件可能比较复杂时，泥浆通常需要 分散，典型的分散剂有木质素磺酸盐、褐煤或单宁。它们是有效的反絮凝剂 和降滤失剂。经常使用一些含钾化学品可提高页岩稳定性。添加专门的化学 品调节或保持特定的泥浆性能。
钻井液体系分类
低固相钻井液体系
该体系的固相体积含量和类型受到控制，总的固相体积含量不能超过 610%。粘土固相体积含量不超过3%并要求钻井固相和膨润土的比 例小于2:1。该体系是不分散体系，通常使用结合添加剂作增粘剂和膨 润土增效剂。该体系的一个最显著优点是能大大提高钻井速度。
钻井液体系和配方样本
钻井液体系和配方一. 不分散聚合物体系不分散聚合物钻井液体系指是通过具备絮凝及包被作用有机高分子集合物解决水基钻井液。
惯用不分散集合物钻井液类型大体有三种：及多元素聚合物体系、复合粒子性聚合物体系、阳离子聚合物体系。
1.不分散聚合物体系特点（1）具备很强抑制性。
通过使用足量额高分子聚合物作为絮凝包被剂，实现强包被“被包”钻屑，在钻屑表面形成一层光滑保护膜，抑制钻屑分散，使钻出钻屑基本保持原状而不分散，以立于地面机械清除，从而实现低密度、低固相，提高钻速。
（2）具备较强悬砂、携砂功能。
通过控制恰当般土，使聚合物钻井液形成较强网架构造，保证其悬砂、携砂功能，满足井眼净化需求。
（3）通过使用磺化沥青、超细碳酸钙等减少泥饼渗入率，能偶获得良好泥饼质量。
（4）该体系以其良好稀释特性是钻头水眼粘度小，环空粘度打，有助于喷射钻井、优化钻井钻头水马力充分发挥，从而提高机械钻速。
（5）低密度、低固相、有助于实现近平衡压力钻井（6）抑制性强，且粘土微粒含量较低，滤液对底层所含粘土矿物有抑制膨胀作用，故可减轻对油气层损害。
2.配方3.技术核心1.加大包被剂用量（171/2″井眼平均约3.5公斤/米，121/4″井眼约3.0公斤/米），并采用2种以上包被剂复配以达互补增效功能，突然强包被，抑制钻屑钻分散，防止钻屑粘聚包被剂以胶液形式钻进时细水长流式补充到井浆中。
2.控制恰当般土含量以获得良好流变性集携砂、悬砂功能（MBT最佳范畴为30～45克/升）。
般土含量控制以淡水预化般土浆形式需要时直接均匀补充道井浆中。
3.使用磺化沥青（2%）和超细碳酸钙（2%）改进和提供聚合物钻井液泥饼质量。
4.使用足量润滑剂RH-3(0.5%～0.8%)及防泥包剂RH-4（0.3%～0.5%），减少磨阻，防止钻头泥包。
5.使用适量HPAN、双聚铵盐等中小分子聚合物与高分子聚合物匹配（大/小分子聚合物最佳比例2.5～3:1）,减少滤失，有助于形成优质泥饼。
油基钻井液低温特性实验研究
油基钻井液低温特性实验研究摘要本文研究了油基钻井液低温特性，通过实验方法对油基钻井液在低温环境下的流变学性质、水分含量、滤失率等因素进行了分析。
实验结果表明，在低温环境下，油基钻井液表现出了一定的流变学变化，水分含量和滤失率也有所增加。
本文提出了钻井液低温性能优化的建议，为在低温环境下保证油基钻井液的稳定性和效率提供了参考。
关键词：油基钻井液、低温特性、流变学性质、水分含量、滤失率Introduction油基钻井液是一种重要的工作液体，在油气钻探中广泛应用。
由于油田地质环境的复杂性，油基钻井液需要同时具备高温和低温的稳定性，才能确保钻井效率和安全。
然而，在极端低温的环境下，油基钻井液的性能会发生变化，严重影响钻井过程的稳定性和安全性。
因此，钻井液低温性能的研究和优化至关重要。
Methods本文使用了实验的方法来研究油基钻井液的低温特性。
首先，使用旋转粘度计对不同温度（-25℃、-30℃和-35℃）下钻井液的流变学性质进行了测试。
其次，采用半可湿法测定钻井液的水分含量，并使用压力滤失仪对滤失率进行测定。
Results实验结果表明，随着温度的下降，油基钻井液的黏度逐渐增大，表明其流动性能受到了一定的抑制。
同时，水分含量和滤失率也有所增加，说明温度的下降导致了钻井液的脆化和稳定性的下降。
Conclusion本文通过实验研究，分析了油基钻井液在低温环境下的特性和变化。
在此基础上，本文对钻井液低温性能进行了分析和研究，并提出了优化建议，包括使用低凝点基础油、添加升温剂等方法，以提高钻井液的低温稳定性。
这些研究结果为在低温环境下提高钻井效率和保证钻井的安全提供了依据和指导。
Discussion油基钻井液的流变学特性是其重要的性能指标之一，涉及到钻井过程中的润滑、密封、携带废渣等关键问题，因此在低温环境下油基钻井液的流变学性质变化是令人关注的问题。
实验结果表明，在极端低温环境下，油基钻井液的黏度明显增加，且表现出分离、沉淀等现象，这可能与低温导致钻井液的沉积、降解、均匀性下降等因素有关。
深水水基钻井液的配方优选与性能评价
深水水基钻井液的配方优选与性能评价深水水基钻井液的配方优选与性能评价随着石油工业的发展，越来越多的石油公司开始在深水地区进行勘探和开发工作。
深水区域地质条件复杂，环境恶劣，因此需要一种稳定性好、环保型的水基钻井液。
本文将探讨深水水基钻井液的配方优选与性能评价。
深水钻井液的主要组成成分是基础液体、弱碱液、黏土和助剂。
基础液体可以选择以天然水或加工水为主要成分，弱碱液可选用碳酸钠、碳酸氢钠和磷酸盐等。
黏土主要包括膨润土、高岭土和伊利石等。
助剂包括凝聚剂、排泥剂、抗菌剂、泡沫剂等。
深水钻井液的制备需要根据不同的环境、油层地质条件等因素，进行精细化的配方优选。
深水水基钻井液的配方优选应优先考虑液体稳定性，随后是钻井效率和环保性能。
钻探深水储层时，井深和井径增大，井液体积增大，因此液体稳定性是评价水基钻井液配方优选的重要因素。
同时，液体中的粘度对液体稳定性也有很大影响。
因此，在选择黏土类型和浓度时，应注意不要过度增加粘度，影响液体稳定性。
钻井液的环保性主要表现在以下四个方面：对地层的污染性、对水体的污染性、对鱼类等水生物的危害性和对环境的影响。
因此，要选用环保型的助剂，并适当减少有害物质的使用。
此外，应根据塑性指标和化学组成适当选择基础液体和弱碱液以提高环保性能。
钻井液的性能评价主要包括物理性能、化学性能和机械性能。
深水水基钻井液在高温、高压下能够保持稳定，流动性要好，粘度适中，有效的抑制井壁、封堵小裂隙，减少漏失和井壁塌陷的发生。
同时，钻井液的化学成分应与钻井井壁和钻井作业涂料相适应，以避免与下洞剂和作业涂料发生不良反应。
综上所述，深水水基钻井液的配方优选与性能评价需要考虑到多方面的因素。
由于地质条件的不同，钻井液的组成也需要进行差异化调整以适应不同的井下环境。
除了配方优选和性能评价，深水水基钻井液的钻井工艺也是至关重要的一部分。
深水区域的环境条件复杂，对钻井液的性能和使用要求较高。
因此，在钻井过程中要密切关注钻井液的性能变化，根据实际情况及时调整配方。
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油包水钻井液低油水比配方的探索和应用 摘要：油包水钻井液具有能抗高温、抗盐钙侵、有利于井壁稳定、润滑性好和对油气层损害程度较小等多种优点。目前已成为钻高难度的高温深井、大斜度定向井、水平井和各种复杂地层的重要手段，并且还可广泛地用作解卡液、射孔完井液、修井液和取心液等。油基钻井液的配制成本比水基钻井液高得多，使用时往往会对井场附近的生态环境造成严重影响。现场通常使用的油水比为80:20或者更高的油水比，使的油包水钻井液成本远高于水基钻井液。本文通过油包水乳状液的机理分析确定实验方案，通过实验得到了75:25的油包水乳化钻井液配方，此配方具有良好的乳化稳定性。最后给出了现场配置、日常维护的指导意见。 关键词：油水比 油包水乳化钻井液 75:25 前言： 油包水钻井液的连续相是油，其滤失液也是油，所以油包水钻井液设计和维护简单，具有防止钻具腐蚀、抗硫化氢和二氧化碳污染的能力，并能回收再使用。 目前大庆地区使用的油基泥浆油水比为80:20-90:10，为了节约成品油的消耗，降低油包水钻井液的成本，我们通过对油包水乳化钻井液的机理分析、处理剂的筛选、实验室性能试验分析确定出75:25油水比油包水乳化钻井液体系，经现场试验，符合现场要求。 一、 油包水乳化钻井液机理分析 油包水乳化钻井液是以水珠为分散相或内相，以各种油类作为连续相或外相，并添加乳化剂、亲油胶体以及其它处理剂、加重剂所形成的稳定的乳状液。 在乳状液中存在的水越多，水滴聚集和合并的机会越大。假定水珠的大小相同，含水量小的体系更稳定，如果水量相同，水珠越细，乳状液越稳定，大水珠比小水珠更易聚结，另外，水珠大小愈均匀，乳状液也就越稳定。为了使水在油中乳化，必须有足够的化学乳化剂，以便在每个水珠周围形成完整的一层膜。若加入的乳化剂不足，乳状液将不会稳定。为得到更细的大小均匀的水细珠，应该以剪切的方式给体系施加外力，可以通过泥浆枪或离心泵的搅拌作用来实现，尤其在初配油基泥浆时，尽一切可能高度剪切泥浆是非常重要的。 当加入油时，由于水珠之间的隔离更大，乳状液就变得更稳定，反之，增加水时，由于水珠之间的距离变小将降低稳定性。加入油和水将影响粘度，油会降低粘度而水增加粘度。为了控制粘度、凝胶强度和滤失量，需要调整适当的油与水的比例。 1.1油包水钻井液稳定性影响因素 由于油包水钻井液是通过水和亲油固体稳定分散于油里获得的，因此，凡是影响油包水乳状液稳定的因素都会影响油基钻井液性能。 （1）油水比：随着水量和分散体数量的增加，粘度、切力将会上升。同时，高度分散的水滴有堵塞泥饼孔隙的作用，故有利于降低钻井液滤失量。 （2）乳化剂的品种和加量：乳化剂的品种和加量将影响水滴的分散程度和稳定性。首先，主乳化剂是决定乳状液类型和建立牢固乳化膜的骨架基础；其次，辅助乳化剂的影响主要是品种，其次是加量。当主／辅乳化剂配合很好时，钻井液的破乳电压高、滤失量低。 （3）有机土的加量：有机土的加量对油基钻井液性能的影响如同水基钻井液中膨润土的作用，能提高钻井液的粘度、切力及乳状液的稳定性并降低钻井液滤失量。 （4）其它影响因素：PH值、温度、压力以及氧化沥青的使用等。 1.2油包水乳状液的微观结构 在柴油和盐水组成的液体里加入一种表面活性剂即乳化剂，经过充分剪切，形成油包水乳状液。乳化剂在油-水界面形成一种坚固的膜，液滴相碰时，不易合并变大，使乳状液稳定，同时乳化剂降低油水界面张力，使乳化剂富集，有利于形成较稳定的乳化剂层。它增加外相粘度，以增加粒子碰撞的阻力，从而提高乳状液的稳定性。 乳状液稳定性的决定因素是界面膜的强度和紧密程度。若界面膜中吸附分子排列紧密，不易脱附，膜具有一定的强度和粘附性，则能形成稳定的乳状液。在油水体系中加人表面活性剂后，在降低界面张力的同时，根据 Gibbs吸附定理，表面活性剂必然在表面发生吸附、形成界面膜。此界面膜具有一定的强度，对分散的液滴有保护作用，使其在相互碰撞时不易聚结。当然，只有加入足够量的表面活性剂才能获得最佳乳化效果，这是因为表面活性剂浓度较低时，界面吸附的分子较少，界面膜的强度较差。所形成的乳状液的稳定性亦较差；当表面活性剂浓度增加至一定值后,界面吸附的分子呈紧密定向排列，膜的强度增大。液滴聚结受到的阻力较大,所形成的乳状液的稳定性较好。不同的表面活性剂,达到最佳乳化效果的量不同，这与其形成的界面膜强度有关。一般而言,吸附分子间的相互作用较大者形成的界面膜强度较大；相互作用较小者形成的界面膜的强度较小。由于高纯度的表面活性剂往往不能产生完全封闭的界面膜，所以机械性能不是很强。一个好的乳化剂通常都是由两个或两个以上的表面活性剂组成。这类混合乳化剂的特点是其组成中一部分是水溶性表面活性剂,另一部分是油溶性表面活性剂。混合乳化剂中的两组分在界面上吸附后即形成 “复合物”，定向排列较紧密，界面膜为一混合膜，具有较高的强度。总之，一定的界面膜强度是乳化的必要条件。 1.3低油水比产生的问题及解决方法思考 正常使用的油包水钻井液，油水比变低时，水珠之间的距离变小，相邻水珠碰撞结合的机会变大，使得乳状液体系不稳定，破乳电压变小，严重时油水会分层。同时，水相的增多，会导致体系内摩檫阻力变大，宏观变现为钻井液粘切增加。API失水、高温高压失水增加。 为了使水珠之间接触的机会变小，可以通过提高界面膜的强度和致密性来实现，选择性能优越的乳化剂是关键。由于乳化剂分子在液滴表面上可形成紧密的吸附层，并在界面层成定向楔的界面，故而乳化剂分子的结构以及空间排布对稳定性的影响比较关键。乳化剂分子的空间构型主要指分子中极性基团截面积的相对大小，若两种基团的截面积不同，在乳化剂分子象两头大小不一的楔子，在油水界面上形成紧密排列的吸附层。截面积小的一头总指向分散相，截面积大的一头总指向分散介质，形成定向楔的界面。因此选择油包水乳化剂时尽可能选择亲油端较大的乳化剂作为主乳化剂，这样乳化体系相对较难发生转相，但同时要考虑到空间位阻，可适当的选配不同分子量的油包水乳化剂作为复合乳化剂，来填充不同分子量乳化剂之间的空隙。 对于油水比降低造成钻井液失水增大的问题，可以考虑增加降滤失剂加量，优选降滤失剂的类型。油水比降低，油包水钻井液粘切增加，可以选择造浆性能好的有机土，减少其加量，以降低固相对钻井液的影响。 二、低油水比油包水钻井液实验方案 现场经常使用的是80:20油水比的油包水钻井液，观察油水比不断降低，钻井液性能变化趋势。在低油水时钻井液电稳定性变差，采用提高乳化剂加量的办法来提高乳化稳定性，采用减小有机土加量的办法来减小低油水比造成的高粘切的问题。 采用对比试验的方法来确定低油水比下的最佳性能。 第一组实验 实验配方 x柴油+3%主乳+1%辅乳+3%CaO+3% 有机土+4% 降滤失剂+ 40% CaCl2水溶液（400mL钻井液） 油水比 AV （mPa·s） PV (mPa·s) YP (Pa) YP/PV (Pa/mPa·s) G10″/G10′ Pa/Pa HTHP失水(mL) ES
(V) 80/20 21.5 15 6.5 0.43 2.5/4.5 0.8 775 75/25 25 18 7 0.39 3/5 1.2 584 70/30 29 20 9 0.45 3.5/6 1.8 443 结论：随着油包水钻井液油水比的降低，钻井液塑性粘度和切力变大，破乳
电压变小。 第二组实验 实验配方 300mL柴油+x主乳+x辅乳+3%CaO+3%有机土+4%降滤失剂+100mL 40%CaCl2水溶液(油水比75:25,400mL钻井液) 主乳 辅乳 AV （mPa·s） PV (mPa·s) YP (Pa) YP/PV (Pa/mPa·s) G10″/G10′ Pa/Pa HTHP失水(mL) ES
(V) 4% 1% 26 17 9 0.53 3/4.5 1.2 651 5% 1.25% 29.5 21 8.5 0.40 3/5 1.0 702 4% 1.33% 27 18 9 0.50 3.5/6 0.8 698 5% 1.7% 32 22 10 0.45 4/6 1.0 764
结论：高乳化剂加量能提高油包水钻井液的乳化稳定性，同时3:1的主辅乳比例比4:1有更好的电稳定性。 第三组实验 实验配方 300mL柴油+5%主乳+1.7%辅乳+3%CaO+x有机土+4%降滤失剂+100mL 40%CaCl2水溶液(油水比75:25,400mL钻井液) 有机土 AV （mPa·s） PV (mPa·s) YP (Pa) YP/PV (Pa/mPa·s) G10″/G10′ Pa/Pa HTHP失水(mL) ES
(V) 3% 33 23 10 0.44 4/7.5 0.6 778 2% 29 20 9 0.45 3/5 0.8 712 1% 25.5 18 7.5 0.42 3/4.5 1.6 623 0.5% 21.5 15 6.5 0.43 2.5/4 2.8 510 结论：随着有机土加量的减小，钻井液粘切变小，破乳电压随之减小，75:25
油水比的油包水钻井液在1%有机土加量下获得最佳性能。综合上面的实验最终确定75:25油水比钻井液的配方如下：300mL柴油+5%主乳+1.7%辅乳+3%CaO+1%有机土+4%降滤失剂+ 100mL40%CaCl2水溶液(400mL钻井液)。 三、 油包水钻井液低油水比配方在齐平2-平1井的现场应用 概况：齐平2-平1井位于松辽盆地北部中央坳陷区齐家南地区的一口水平井，完钻井深3894m，水平段长1494m。本井共二开，油包水钻井液施工井段1422m-3894m。主要施工难点为： ① 水平段长，容易造成返砂不好，形成岩屑床，如果钻井液携岩效果不好，易造成卡钻等井下事故。 ②嫩二段、青山口组二、三段及青一段发育巨厚层暗色泥岩，泥岩吸水后易膨胀，易发生井塌事故。 3.1 钻井液的配制 油包水泥浆的配制对其加料顺序和剪切情况有较高要求， 必须重视以获得稳定的乳状液。
3.1.1 老浆改造 根据老浆重复利用的需要现场从别井倒入老浆80m³，通过测量老浆密度1.22g/cm3，粘度85s，固相含量25%，油水比为79：21。老浆固相含量、密度偏高，性能不好，地面建立循环，使用离心机处理，让其性能均匀稳定。老浆改造前后性能如下： 性能 ρ g/cm3 FV s 固相含量 % PV mPa•s YP Pa GeL Pa/Pa Es V
改造前 1.22 85 25 33 11 5/10 792
改造后 1.12 77 19 28 10.5 4/9 795
3.1.2 新浆配制 现场共有6个泥浆罐，其中5#和6#做为配浆罐，具体配浆步骤如下：