摘要
文23储气库是以巨厚盐层为盖层的枯竭砂岩气藏型储气库，具有地层孔隙度高、渗透率变化大、压力系数低、亏空严重等特点，钻井过程中井漏、地层污染等问题突出。为此，研发了发泡剂、稳泡剂，开发了抗温120 ℃防漏型低密度微泡钻井液体系。该体系在120 ℃条件下，经72 h老化后密度变化仅0.04 g/c
中原文23储气库是国家“十三五”重点建设工程，设计总库容量104亿
文23气田地质分层与岩性见
（1）地层漏失问题。文23气田经过多年开采，产层气体枯竭，地层亏空、孔隙度大、渗透率高、承压能力低，施工中易发生亏空性井漏，严重时失返。盐层顶部断层较多，且上部为疏松地层及砂砾岩地层，孔隙度大、胶结性差，易发生渗透性或失返性漏
（2）储层污染问题。储层超低的地层压力导致钻井过程中钻井液、完井液等极易侵入地层，造成油气藏污染、井壁失稳，进而引起单井注入量降
（3）温度影响。文23储气库井底温度较高，温度会对钻井液性能产生一定的影响。
中原油田文23储气库目的层地层压力系数0.1~0.3，钻井过程中井漏风险大，为此通过实验确定了低压地层微泡钻井液的基础配方，并对其主要性能进行了分析与评价，验证了微泡钻井液技术的可行性。
研发了阴离子型粘弹性表面活性剂、泡沫增强剂，配合稳泡剂、降滤失剂等其它处理剂，利用正交实验优化出了微泡钻井液配方，形成了抗温120 ℃、抗压缩、抗污染、高稳定性和低储层污染的环保型微泡钻井液体系。经过实验，该体系具有良好的承压堵漏性能及储层保护性能。
微泡钻井液技术的核心处理剂是发泡剂、泡沫增强剂和稳泡剂，这些核心处理剂对微泡钻井液的性能具有重要意
通过分析微泡钻井液特点，发现形成空间网状结构的粘弹性表面活性剂与普通线性结构的表面活性剂相比更有利于提高微泡密封性，从而可以提高微泡钻井液的触变性。通过实验合成了阴离子粘弹性表面活性剂VES-1，该表面活性剂随着浓度的增加，其粘弹性能增强；随着剪切速率增加，其粘度呈下降趋势。对合成的表面活性剂VES-1泡沫性能进行评价表明，随着表面活性剂用量的增加，其发泡性能和泡沫半衰期均明显提高，表面活性剂VES-1用量应控制在0.4%~1.2%。实验结果见
图1 表面活性剂VES-1用量对泡沫性能影响
Fig.1 Effect of addition amount of VES-1 surfactant on foam properties
为了增加微泡壁厚和强度，提高微泡在高温高压条件下的稳定性和抗压缩性能，进一步改善微泡钻井液防漏性能，实验研发了泡沫增强剂FSA-1。通过不同泡沫增强剂加量对泡沫抗压缩性能的影响试验，结果表明，加入0.1%泡沫增强剂FSA-1后，泡沫抗压缩性能明显提高，与未加入泡沫增强剂相比，在30 MPa压力下体系密度差达到0.03 g/c
为提高泡沫的稳定性，延长其半衰期。室内优选不同类型稳泡剂并对其进行性能评价。
不同类型稳泡剂对表面活性剂VES-1的影响试验表明（见
针对三开超低压储层堵漏及降低储层伤害的工程需
微泡钻井液可起到很好的防漏堵漏作用，其主要原因就在于微泡能够在不同漏失地层改变自身尺寸。因此，需要对微泡钻井液承压封堵性能进行系统评价。
不同目数的砂床具有不同的孔隙尺寸，从而对微泡钻井液的承压封堵性能产生影响。实验中，配制了密度0.80 g/c
图2 砂床目数对钻井液封堵性能的影响
Fig.2 Effect of the sand bed mesh on the plugging performance of drilling fluid
图3 实验后的泡沫钻井液
Fig.3 Foam drilling fluid after experiment
升高温度会引起微泡体积膨胀，进而对微泡钻井液的承压封堵能力产生影响。实验评价了50、80、120 ℃温度下微泡钻井液在60~90目砂床的承压封堵性能。实验表明，在50 ℃条件下，微泡钻井液以较小的挤注量其承压能力即可达到10 MPa，且随着温度的升高，所需要注入量减小。
取文109井岩心（2818~2823 m井段，含泥砂岩），对微泡钻井液和常规水基钻井液体系的储层保护性能进行评价。实验采用岩心流动实验仪、岩心真空饱和装置等对钻井液体系的岩心渗透率恢复值进行测定，实验结果表明，微泡钻井液岩心渗透率恢复值达87.9%，而常规水基钻井液岩心渗透率恢复值仅为71.5%，表明微泡钻井液对储层的污染程度较小，具有良好的储层保护性能。
为了评价微泡钻井液的抗温性能，开展了0.8~1.5 g/c
为了保证微泡钻井液在长时间老化条件下仍能保持较好微泡稳定性，将稳泡剂XC、降滤失剂LV-CMC配制成胶液，维护钻井液。微泡钻井液经维护后，微泡稳定性显著增加，经72 h老化后与老化前相比密度差仅为0.04 g/c
低密度微泡钻井液体系先后在中原文23储气库应用66口井，表现出良好的防漏效果，为中原文23储气库建设提供了有力的技术支撑。
在66口井三开储层段全部使用密度0.92~1.30 g/c
例如，文23储2-11井预测地层压力系数0.10~1.0，施工过程中易发生漏失。三开钻进前顶替井筒内密度1.50 g/c
微泡钻井液具有较好的抑制性，施工期间井壁稳定，未发生因井壁失稳造成的坍塌、掉块现象，井眼规则。应用井三开平均井径扩大率<5%。
如储3-5井三开施工井段2780~3120 m钻井液密度1.1 ~1.15 g/c
（1）通过文23储气库微泡钻井液技术攻关，形成了适合枯竭砂岩型气藏的微泡钻井液技术，有效地解决了枯竭砂岩型储气库建设过程中的钻井液技术难题，大大提高了储气能力。
（2）低密度微泡钻井液体系在文23储气库三开使用66口井，其中57口井未发生漏失，9口井在钻进过程中发生漏失（通过静止堵漏、添加随钻封堵材料可有效封堵），漏失发生率13.6%，表现出良好的防漏效果。
（3）通过自主研发的微泡钻井液体系核心处理剂，形成的抗温120 ℃低密度微泡钻井液体系，对高渗透低压储层具有良好的承压封堵能力、较好的抑制性，能够有效降低储层污染。
（4）由于微泡自身粒径大小的限制，对于大尺寸裂缝及较大孔隙的地层，微泡钻井液有其性能极限，可通过适量添加随钻封堵材料增加其堵漏能力。
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