油基泥浆

传统钻井液会对地层评价结果产生不利影响。

因为基液、乳化剂及其他添加剂会渗入岩石、岩心和流体样品，造成后续测井和流体分析不准确。

目前已经研发出新型钻井液体系，这种新型钻井液能确保测井和地层取样的信息质量达标。

作业者打探井的主要目的是收集有关岩性、地质构造、岩石流体组成等能够描述储层特征的关键信息。

钻井过程也经常受到不同部门利益的驱使。

钻井队的目标是在指定时间和成本约束条件下安全完成钻井任务；而岩石物理师，地质师和油藏工程师关注的重点则是收集准确的测井数据，获得有代表性的流体和岩石样品。

为实现钻井目标，作业者需使用合适的钻井液。

这种钻井液应该具有成本效益，既能满足钻井技术标准，也符合环保规定。

高温高压环境对钻井液性能影响很大，这对钻井作业来说是最严重的挑战[1]。

从司钻角度看，在高温高压环境下，油基钻井液一般来说比水基钻井液性能好。

和大多数水基钻井液比较，油基钻井液的粘度稳定性好，耐热性强，页岩抑制能力强，因此对于高温高压钻井，油基钻井液是较好的解决方案[2]。

然而，符合钻井队要求的钻井液可能给岩石物理师和油藏工程师带来一定的问题。

例如，用来描述油藏压力的三种主要技术包括试井，电缆地层测试和随钻测量地层压力。

这些方法都需要在井壁处进行测量，因此可能受到钻井液的影响。

钻井液的滤液会侵入岩石孔隙，与油藏流体混合，导致地层和流体评价不能反映实际油藏条件[3]。

钻井液侵入油藏岩石，形成的滤饼较厚，都会对地层流体样品和岩石样品产生不利影响，也会干扰油气显示，使（固/液/气）相特征研究以及某些地球化学分析和油藏流体解释变得复杂[4]。

为使流体样品适合地球化学分析，油藏工程师必须确保地层流体样本和岩屑尽可能不含钻井液。

为了更好地对油藏岩石和流体样本进行实验室分析，钻井液的组成应不同于预计油藏流体的组成。

渗入的钻井液应该能识别出来，其影响应当从资料分析中过滤除去。

特别是钻井液应该具有下述特征：
• 没有或低量轻质烃（C1 — nC10）。

钻井液中的轻质烃侵入岩心可能会使分析人员难以确定油藏岩石的原始流体饱和度。

大多数天然烃类流体含有50% - 97%的轻质烃。

因此，来自钻井液的轻质烃会掩盖油藏流体中原有的轻质烃。

在利用如SARA方法对原油组分进行分析时，这会影响C7组分，或饱和烃和芳族烃的地球化学分析[5]。

• 没有或低量正烷烃（nC15 — nC35）。

钻井液中的正烷烃会掩盖油藏中的正烷烃指纹，影响全油气相色谱（GC）解释和气相色谱-质谱法（GCMS）分析结果。

探井高性能油基泥浆的研发Irene M. Færgestad
M-I SWACO
挪威Sandnes
Cameron R. Strachan
挪威国家石油公司
挪威斯塔万格
《油田新技术》，2014年春季刊：26卷，第1期。

© 2014斯伦贝谢版权所有。

在编写本文过程中得到以下人的帮助，谨表感谢：挪威
Sandnes的Beathe Pettersen和Russell Watson，法国
Clamart的 Artur Stankiewicz。

MDT是斯伦贝谢公司的商标。

Fann是范氏仪器公司的注册商标。

Rock-Eval 是法国石油研究院的注册商标.
Teflon 是杜邦公司的注册商标。

Viton 是杜邦高性能弹性体有限责任公司的注册商标。

• 没有或低浓度的生物标志物（萜烷和植
物脂肪）。

生物标志物是来自有机物生化物的分子残余物，可以从原油和生油岩中测量出。

生物标志物具有独特的指纹，它提供了年代、岩性、有机质含量、沉积环境和烃源岩的热成熟度和石油降解程度等信息。

准确的生物标志物分析可以提供有关微生物降解和岩石及石油成熟度的重要信息。

钻井液的生物标志物浓度高会掩盖气相色谱质谱法测定（GCMS）读数，可能对所有流体分析带来不利影响，特别是凝析油—凝析油的生物标志物浓度通常较低。

• 没有或低浓度的芳族烃。

芳族烃常用来评估分子成熟度值。

钻井液中芳族烃浓度高会影响油藏成熟度评估值，采用色谱分析法测定时也会严重影响油藏中的地球化学指纹[6]。

为确保钻井作业高效、成功进行，许多常规钻井液都配置成具有稳定的粘度，且漏失低，当量循环密度（ECD）低，重晶石沉淀少。

粘度稳定能更好地携带岩屑，对泵压影响最小。

漏失低能减少对地层的损害，降低对井筒产能的影响。

当量循环密度低有助于保持井下压力，避免出现压裂地层或井筒坍塌。

重晶石是一种常见的钻井液加重剂，可能会造成重晶石沉淀现象。

当重晶石颗粒积聚到井筒较低一侧或井底时，发生重晶石沉淀；这种现象在大斜度井中很严重，特别是那些斜度超过45°的井。

重晶石沉淀可能导致井筒流体密度的改变，极可能引发井控问题。

本文详细描述了新型钻井液的研发情况。

新型钻井液旨在满足钻井、测井和取样要求。

通过在挪威海上油田进行试验应
1. Norsk Sokkels Konkurranseposisjon（NORSOK）
标准D-010定义的高温高压条件是井温超过150°C
（300°F），井底压力大于69 MPa（10000 psi）。

其他组织对高温高压的定义可能不同。

2. 某些情况下，水基甲酸钻井液能够和油基钻井液一样
表现良好。

3. Bennett B和Larter SR: “Polar Non-Hydrocarbon
Contaminants in Reservoir Core Extracts”，
Geochemical Transactions 1（2000年8月22日），
/content/1/1/34（2014年4月23日浏览）。

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4. 滤饼也被称为泥饼，是钻井液在井下压力驱动下进入
滤失带时沉积到井壁上的泥浆残留物。

滤液是一种液
体，从钻井液进入地层，后面留下的形成了滤饼。

5. SARA代表饱和烃、芳烃、树脂和沥青质，是根据分子
量种类描述四种溶解度稠油种类的一种方法。

6. Bennett和Larter，参考文献3。

7. Watson R，Johannesen J，Strachan C和Fargestad
I: “Development and Field Trial of a New Exploration
HPHT Reservoir Drill-In Fluid”，SPE 165099，
发表在SPE欧洲地层损害会议暨展览会上，荷兰
Noordwijk，2013年6月5–7日。

8. 油藏钻井液是专门为钻进油藏段设计的钻井液。

这种
钻井液的资格标准是挪威国家石油公司内部程序规定
的。

9. 建立首次应用的标准是为了评估新钻井液的性能。

10. 干扰因素可能是C15+烃，由于这种烃掩盖了地层流体
或岩石样本中的同类烃，因此使资料分析变得困难。

11. 渗透率恢复试验是为了比较原始渗透率和在模拟井下
条件下岩心接触了钻井液后的渗透率变化。

渗透率恢
复值是一个比值，表示岩样接触钻井液后的渗透率与
其原始渗透率的比值，以百分数表示。

用，结果证明新型钻井液对地层岩石和流
体的影响非常小，因此对大多数地球化学
分析产生的影响非常小[7]。

研发标准
2010年，挪威国家石油公司寻求一
种新型的高温高压钻井液，它不但不会对
地层和流体评价产生影响，而且还能确保
获得挪威海上Crux探区高质量的压力资
料。

挪威国家石油公司的钻井液专家有两
个目标：一是使用油基钻井液，确保高效
安全钻井，同时对地层流体地化分析的影
响降到最低；二是定性确定使用一种性能
可靠、当量循环密度低的油藏钻开液，它
在高温高压环境中能保持稳定，与此同时
又不会增加成本[8]。

在挪威Sandnes的M-I
SWACO公司（斯伦贝谢旗下的公司）研
究实验室进行了所有资格测试，并完成了
钻井液性能、地层损害和渗透率分析。

挪威国家石油公司和M-I SWACO
共同制定了首次使用的标准[9]。

其中最重
要的是获得高纯度地层流体样品的能力。

另外，钻井液应能保持稳定，其实际流
体性能与标准性能之间的偏差不得超过
10%，对地化分析的潜在影响最低[10]。

M-I SWACO当时已有的钻井液均无法满
足挪威国家石油公司严格的要求。

于是M-I
SWACO研究人员开始根据挪威国家石油
公司提供的技术标准研发高性能高温高压
探井用钻井液（上表）。

挪威国家石油公
司的钻井专家利用经过修改的资格评审程
序，包括实验室测试，对新研发出的钻井
液进行了评估，并对其技术标准进行了优
化。

测量和分析
为了测定钻井液的关键特征，如滤
液体积以及与钻井液接触前后的渗透率，
M-I SWACO的工程师在岩心样品上进行
了渗透率恢复试验[11]。

由于具有代表性的
油藏岩心样品有限，初始测试是在具有类
似特征的露头岩心上进行的，这些岩心是
根据在探井中预计可能遇到的地层类型挑
选的。

工程师采用了渗透率为50 – 100
mD 的Berea砂岩和渗透率为1-10 mD
的Ohio 砂岩（下一页上图）。

最终试验^HPHT钻井液技术标准。

挪威国家石油公司制定的钻井液性能是通过比较以前在挪威海上类似油田使用的钻井液的性能，经过改善后确定的。

工程师们用一个10微米的盘进行了HPHT测试，这样规格的盘能较好代表要钻地层的渗滤能力。

这种新型HPHT钻井液须满足所有标准才能使用。

工程师们在钻井液温度为50°C（122°F）下读取了Fann 35粘度计读数，在钻井液温度为150°C （300°F）下进行了30分钟的HPHT漏失测试。

3.84 cm
[1.5 in.]
4.5 cm [1.77 in.]
^滤液入侵。

在岩心上完成了渗透率恢复试验后，工程师总是能看到滤液入侵发生。

应用油基泥浆
20小时后，试验岩心出现了浅层滤液入侵。

即使滤液入侵相当浅（下图，黄色虚线左侧），32%的渗透率恢复表明对岩心的损害也是很明显的。

^固定后的岩心夹持器。

通常岩心夹持器垂直固定到渗透率恢复测量试验设备烘箱上，岩心的地层一侧朝上，井壁一侧朝下。

从地层到井壁方向施加流体，进行生产模拟（从上到下）。

试验流体施加到岩塞的井壁端。

是采用从附近生产井采集的油藏岩心完成的[12]。

研究工程师用溶剂清洗了砂岩岩心塞，进行了修整，并通过测试确定了基本
参数，如颗粒密度、孔隙度和渗透率，然后按照与Crux 探区地层流体化学组成匹配的合成盐水对岩心进行了真空饱和。

为了较快地获得一致的、有代表性的饱和度，
工程师使用了超高速离心机尽可能清除了岩塞中的水，直到束缚水饱和度条件（下一页，右上图) [13]。

然后将岩心固定到静压岩心夹持器中。

为了进行渗透率恢复试验，工程师采
用了一种垂直岩心夹持器，岩心在夹持器中是地层一端朝上放置（下一页，右下图）。

岩心的底端（即井壁一端）有一个间隔环，形成一个环空，在测试期间压力过平衡（或钻井）时允许滤饼积聚。

油管携带钻井液进出环空，使可能含有回采产生的滤饼小碎片的钻井液流动起来[14]。

工程师在有滤饼和无滤饼的情况下分别测量了渗透率。

工程师在试验的每个阶段测量了渗透率。

将岩心夹持器安装到烘箱后，他们先施加围压，然后提高温度，形成了类似井下环境的条件（左图）。

当岩心达到稳定压力和温度后，他们让矿物油从上向下流动（从地层流向井壁）测量了渗透率。

这个渗透率指定为k o 1。

然后在过平衡压力下从反方向（从井壁到地层）泵入钻井液。

高精度流体泵系统确保施加的压力恒定，期间工程师记录了进入岩心的滤液漏失量。

20小时后，降低过平衡压力，工程师让流体从岩心地层端流到井壁端（即回采）开始模拟岩心的生产工程。

在稳定回采速度下，工程师沿生产方
向在四个低流速下测量了渗透率（k o 2）
[15]。

这四个低流速测量值提供了令人满意的可靠渗透率值。

工程师用这些渗透率资料确定了渗透率恢复率，k o 2/k o 1，以百分比表示。

渗透率恢复率高说明钻井液对地层的影响小。

完成渗透率测量后，岩心被冷却并释放压力。

工程师将岩心从夹持器中取出，拍摄照片，并进行特征分析。

再次将岩心装入岩心夹前，他们清洗了岩心上的滤饼残留物。

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^岩心准备。

工程师使用离心机确定毛细管压力曲线，准备渗透率恢复试
验用的岩心。

图右侧是拆卸的离心机岩心夹持器和离心机转子，准备用于下次试验。

该离心机可同时容纳3.84厘米（1.51英寸）的岩心。

然后他们在没有滤饼的情况下沿地层到井壁方向测量了渗透率，得到k o 3。

最后，准备岩心进行测试后分析，确定实验中观察到的渗透率变化的原因。

钻井液及其组成（例如乳化剂，粘土和防漏失剂）都能侵入岩石，堵塞孔隙，与天然油藏流体混合，妨碍岩心和产出流体的地化分析[16]。

为了弄清楚计划使用的钻井液存在哪些可能的干扰影响，工程师进行了钻前分析：
• 总有机碳分析（TOC ）和热解分析，对
沉积物有机质进行描述。

总有机碳分析测量岩石中的有机碳丰度，可半定量测量潜在含油气潜力。

总有机碳以有机碳的重量百分比进行报告。

岩石热解分析评估整个岩石和干酪根样品的数量、质量、类型和热成熟度。

• 脱沥青和组分类型分离。

用这些技术从
石油产物中提取特定组分，如沥青质和其它化合物；SARA 分析根据溶解能力和极性差异分离组分类型，往往作为空心柱在低压条件下进行液相色谱分离。

• 全油气相色谱法。

这种方法记录每种油
样的指纹，因此可使研究人员确定基本的原油组分。

全油色谱展示了各种尺寸的峰值，受到沉积环境、生油岩岩性、原油年代和生油过程等因素影响的原油的所有代表性组分都会显示出来。

组成原油的不同组分有不同的大小，化学成分和属性特征。

因此，它们在不同时间
12. 所述试验方法仅用于本案例。

13. Byrne MT ，Spark ISC ，Patey ITM 和Twynam
AJ ：“A Laboratory Drilling Mud Overbalance Formation Damage Study Utilising Cryogenic SEM Techniques ”，SPE 58738，发表在SPE 控制地层损害国际研讨会上，美国路易斯安那州Lafayette ，2000年2月23-24日。

14. 回采过程中，当压力释放后，滤饼可能会破碎。

管子
需要有足够的内径以使滤饼碎片随钻井液通过。

15. 向岩心施加固定差压，岩塞的渗透率控制通了岩心中
的流体速度。

压力下降过程中，随着岩塞渗透率增加，流速增加，最后达到一个平稳值。

然后测量此时的渗透率。

16. Bennett 和Larter ，参考文献3。

^ Fann 35粘度计。

内筒上产生扭矩，即内胆。

扭矩记录精密弹簧的变形量。

工程师从粘度计顶端的显示器上读取弹簧的变形量。

读数一般是在600，300，100，6 和 3 rpm下完成的。

从柱中流出，在色谱图上出现不同时间的峰值。

峰值的高度和下面的面积与浓度相关，所以可用浓度比说明油藏和油田独特的特征—指纹。

另外，分析人员利用峰值可以确定样品的各种组分。

• 用带火焰离子探测器的气相色谱仪确定可萃取石油烃的饱和烃浓度。

根据色谱峰值下面积的总和确定烃组分浓度。

• 气相色谱质谱联合仪鉴定生物标志物，金刚烃和芳香烃[17]。

准确的生物标志物分析提供有关微生物降解和岩石及石油成熟度的重要信息。

石油和沉积物萃取物中的金刚烃具有较高的热稳定性，极难裂解。

另外，金刚烃一般比地质样本中的其他烃类稳定，这使它们在蚀变过程中，如生物降解和热成熟过程，耐力更强。

由于上述特性，金刚烃常用于评价生油岩和原油的地球化学特征，评估高成熟度原油和凝析油的生物降解程度和热成熟度。

芳香烃耐中度-重度生物降解，因此常用来区分生物降解油和非生物降解油[18]。

特殊实验室试验，如流变性能测定，
高温高压滤失测试和重晶石沉淀测试，都
用来评估一段时间内钻井液粘度、稳定性
和渗滤特征，这些因素对确定钻井液体系
的整体性能非常重要。

工程师用Fann 35
粘度计测量了新钻井液的流变性能。

他们
先是在50°C（122°F）混合钻井液，然后
在150°C（300°F）（预计的井底温度）
的烘箱内热滚，以期形成动态老化的效果
（左上图）[19]。

热滚后，工程师再次测量
了50°C时的粘度，并对热滚钻井液进行
了高温高压滤失试验，即钻井液滤失试验。

高温高压滤失指标包括测试温度150°C ，
30分钟内从10微米陶瓷盘中收集的滤液
量。

重晶石沉淀试验是将350 mL（21立
方英寸）的钻井液转移到400 mL（24立
方英寸）的钢制容器内，在150ºC 下，使
样品分别进行静态老化16小时，3天和5
天[20]。

对于这一试验，技术人员首先在老
化容器内将静态老化的350 mL钻井液样
品分成六层，确保不要对这些钻井液产生
干扰，并保持老化容器一直垂直放置[21]。

然后他们将六层钻井液分别转移到不同容
器。

第一层是钻井液的最上层，是没有分
离的纯净液体；第二层到第六层的体积相
同，每层包含的钻井液的比重依次增加。

然后，他们记录分离流体的体积，并对其
他层进行称重，以确定泥浆比重。

为了分
析重晶石沉淀，或泥浆比重随深度的变化，
将底层的泥浆重量减去初始泥浆重量。

测试结果
除了M-I SWACO人员完成的资格
测试工作，挪威国家石油公司的工程师
还进行了钻前试验和具体定性试验，并在
Sandnes的实验室进行了分析。

在开发新
钻井液过程中通过双方保持沟通和结果分
享，确保了试验按计划进行。

结果表明配
置的钻井液最终产品通过了挪威国家石油
公司制定的全部标准，适合用于挪威卑尔
根以西Oseberg油田Crux探区的探井钻
探（右上图）。

0 µm
100 µm
200 µm
300 µm
0.5 cm [0.2 in.]
3.2 cm [1.3 in.]
⁎䄂侹⮱⍄䔼⢴ թ ^渗透率恢复试验。

科研人员用高渗透率Berea 砂岩岩心和低渗透率Ohio 砂岩岩心分别进行了两次渗透率恢复试验。

分别在有滤饼和无滤饼的情况下测量了渗透率恢复值。

新HPHT 钻井液（绿色）用Ohio 岩心在150°C 下测量了有滤饼和无滤饼情况下的渗透率，得到的渗透率恢复值是78%。

原始渗透率标记为k o 1；回采后在有完整滤饼和无滤饼情况下，得到的渗透率分别标记为k o 2和k o 3。

地层损害测试结果得出渗透率恢复率是66-91%（上表）[22]。

用于探井的新钻井液给出的结果是渗透率恢复率达到了
78%，挪威国家石油公司认为这一结果还
是不错的。

渗透率恢复试验中记录的滤液量是符合条件的。

所有实验中产生的滤饼都较薄，而且试验结束后当工程师将它们从岩心夹持器中取出时，没有粘到岩塞的井壁面上（下图）[23]。

渗透率测量值在有滤饼和无滤饼存在时变化很小，说明滤饼在回采过程中经历了“离开”。

上述术语描述了在一定压差下滤饼是如何离开地层表面的；压力导致滤饼破碎，以碎片方式脱离地层表面。

滤饼容易脱离说明钻井液性能好，可使测井仪快速接触高压地层流体[24]。

用反向散射扫描电子显微镜扫描Berea 岩塞井壁端，
表明在滤饼的正后方，岩石的孔隙是连通的，其中没有钻井液成分进入，说明滤饼起到了阻止钻井液进入地层孔隙的作用（右图）。

^滤饼保护。

用新HPHT 钻井液完成渗透率恢复试验后，将所用岩心取出，用反向散射扫描电子显微镜扫描该露头岩心的井壁端，发现钻井液固体颗粒（白色）只在岩塞的井壁面上。

图片表明钻井液没有侵入岩心深处。

该图片上部的明亮区域是是致密钻井液滤饼的残留物。

^渗透率恢复试验中形成的滤饼。

新HPHT 钻井液在渗透率恢复试验后产生的滤饼有0.5 cm 厚，直径是3.2 cm 。

上部是靠近岩塞的表面，滤饼完好，证实在模拟生产过程中滤饼没有脱落。

17. 质谱仪置于气相色谱仪的下游。

分子按照一定保留时
间从气相色谱仪洗提出来后，质谱计逐一捕获这些分子，对其进行电离、加速、偏转并对离子化分子进行探测。

分子被分解成离子化片段，质谱仪通过识别其质荷比，将这些片段检测出来。

所用的准备方法和分析方法都基于挪威有机物地化分
析工业指南。

有关详细信息，请参考：NIGOGA ，4.0版（2000年5月30日），http://www.npd.no/engelsk/ nigoga/default.htm （2014年2月14日浏览）。

18. Wenger LM ，Davis CL 和Isaksen GH ：“Multiple
Controls on Petroleum Biodegradation and Impact on Oil Quality ”，SPE Reservoir Evaluation & Engineering ，5卷，第5期（2002 年10月）：375–383。

19. 热轧即所谓的动态老化，是这样一个过程，将350 mL
（21立方英寸）的钻井液样品转移到400 mL （24立方英寸）的钢制容器中，放在装有滚轴的烘箱中。

容器在一定温度下在烘箱中滚一定时间。

热轧是模拟钻井液在井下条件下的磨损过程。

一般老化时间是16小时。

20. 重晶石沉淀试验是用静态老化样本进行的。

在静态老
化过程中，样本按垂向顺序放到烘箱中，静止一定时间，以此模拟井中的静态条件。

21. 静态老化流体会胶结，展现出特定的剪切强度。

如果
对样本进行被搅，剪切强度会急剧减小，要测的层被混合一起，造成重晶石沉淀值不准确。

因此，为了测到精确结果，任何时候都必须保持沉淀室垂直放置。

22. 有关试验结果的详细信息，请参考：Viste P ，Watson
RB 和Nelson AC ：“The Influence of Wettability on Return Permeability ”，SPE 165160，发表在SPE 欧洲地层损害会议暨展览会上，荷兰Noordwijk ，2013年6月5-7日。

23. 滤液是否能够接受，取决于客户的标准。

一般情况
下，滤液量少于10 mL （0.6 立方英寸）被认为是可以接受的。

滤饼的厚度应小于1厘米（0.4英寸）。

24. Byrne M 和Patey I ：“Formation Damage Laboratory
Testing —A Discussion of Key Parameters ，Pitfalls and Potential ”，SPE 82250，发表在SPE 欧洲地层损害会议上，荷兰海牙，2003年5月13–14日。

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^挪威国家石油公司钻井液敏感性评价结果。

挪威国家石油公司工程师提供的钻前分析表给出了五份基液和新HPHT 钻井液（均为油基钻井液样本）的地球化学分析结果。

新配置的钻井液，即新HPHT 钻井液，对7种分析方法中的4种有较低的影响，而用过的HPHT 钻井液对多数分析方法都有影响。

使用过的钻井液样本可能受到了钻浅层段用的其他钻井液的污染。

但新配置的和使用过的HPHT 钻井液对地球化学分析的影响都小于其他五种被测试的油基钻井液样本。

挪威国家石油公司对六种基油和流体体系进行了钻前分析，结果表明新钻井液对多数地化分析的影响都较低，是可以接受的（上表）。

对新钻井液进行了全油气相色谱分析，表明样本中的C 10-C 14烃类成份非常有限，生物标志物和芳香烃的浓度也较低。

乳化剂、防漏失化学剂和增粘剂可能对地化分析产生了不利影响。

挪威国家石油公司对未使用过的钻井液、使用过的钻井液、钻屑和地层流体等进行了测试。

结果发现未使用过的钻井液对所有分析影响都很低，尽管工程师观察到了金刚烃和芳香族生物标志物可能影响了样本，因此也影响了生物化学资料解释结果。

从探井采集的使用过的钻井液饱和烃，其生物标志物和C 15+n 烷烃的浓度很
高。

然而，这些现已知道对地化试验产生干扰的组分都被认为来自171/2英寸浅层段钻井使用的一种不同于该钻井液样本的钻井液[25]。

新钻井液似乎没有对地层流体产生影响，在石油显示较弱的情况下可能对钻屑产生了轻微影响。

钻井液可能还影响了n 烷烃气象色谱资料的解释，以及生物标志物浓度较低时的生物标志物（甾烷和藿烷）的气相色谱资料解释。

现场试验证实油藏和测井仪之间的连通性较好。

工程师下入MDT 模块式地层动态测试器在121/4英寸井段进行了流体取样和测压。

和以前使用石蜡基钻井液所需的泵压相比，使用新钻井液，他们得以降低仪器的泵压。

在总深度新钻井液的当量循环密度也比较低（下表）。

新HPHT 钻井液成功达到了粘度、
HPHT 滤失控制和重晶石沉淀稳定性等方
面的标准（下一页，下表）。

1天和5天后，重晶石沉淀量分别为10 kg/m 3（0.08
lbm/galUS ）和60 kg/m 3（0.5 lbm/galUS ），符合小于150 kg/m 3（1.2 lbm/galUS ）的标准。

HPHT 流体漏失量小于2 mL （0.1平方英尺）。

测量出的粘度较
低，因此，如果需要的话，可根据重晶石沉淀和漏失指标调整粘度，而且粘度随时间的变化较小，说明新钻井液的稳定性较好。

挪威国家石油公司的工程师报告，在延长的静态周期内，如立管断开情况和电缆测井过程中，钻井液表现良好，而且与其他当量循环密度低的钻井液相比，可以调节当量循环密度，清洁井筒和改善测井响应。

通过实验室定量测得的钻井液稳定性
结果也被现场试验所证实（下一页，上图）。

新HPHT 钻井液用于钻Crux 井1320米（4330英尺）的121/4英寸井段以及624米（2047英尺）的81/2英寸井段。

整个作业中钻井液的流变性能一直在标准范围内，与标准的偏差没有超过10%。

钻这口井时虽然发生了泥浆漏失，但钻井液工程师认为泥浆的漏失原因可能是裂缝和孔隙压力的不确定性，不是钻井液本身的问题。

^模拟输入参数（绿色）和新HPHT 钻井液及常规油基钻井液的井下计算结果（棕黄色）。

钻井
之前进行了模拟，这是新HPHT 钻井液体系计划和资格测试的部分内容。

根据模拟结果，与常规钻井液比较，HPHT 钻井液产生的泵压较低，整体ECD （当量循环密度）贡献低。

通过钻井作业中测量ECD 证实了新HPHT 钻井液的ECD 贡献较低这一情况。

ESD ，即等效静态密度，表示钻井液在用时的实际泥浆比重。

它随井温剖面变化，但是为简化起见，假设ESD 等于作业过程中的最低平均泥浆比重。

ECD 等于ESD 和钻井液运动产生的环空中的摩擦损失之和。

25. 钻井液可能会从不同泥浆体系所钻的浅层吸收流体和
固体，这可能会影响钻深层使用的钻井液的特性。