1、高温（ 220）高密度（ 2.3g/cm3）水基钻井液技术研究 孙金声 杨泽星 （中国石油钻井工程技术研究院，北京） 摘要：针对国内钻井工程需求，评价优选出抗高温钻井液高温保护剂、降滤失剂包被剂、抑制剂、封堵剂等钻井液处理剂。并进一步优选出抗高温（ 220）高密度（ 1.80 2.30g/cm3）水基钻井液配方。室内评价表明：该配方具有良好的流变性能、高温高压降滤失性能、抗污染性能、抑制性和润滑性。 关键词：高温高密度 水基钻井液 钻井液处理剂 0 引言 随着世界石油资源需求日益增加和已探明储量被不断 开采，需要有足够的后备储量才能保证石油工业的长期可持续发展，深井和超深井德钻探已成为今后钻探
2、工业发展的一个重要方面 1。深井、超深井钻井液技术是衡量钻井技术水平的重要标志，也是扩大油气勘探开发新领域的重要措施。钻井液是钻井的血液，深井、超深井钻井液技术更是关系深井钻井成败及其质量好坏的决定因素之一， 是 目前国内外钻井液工作者 研究的 主要课 题。 近年来，随着超深井、特殊井和复杂井数量的增多，钻井作业对钻井液处理剂的抗温性要求越来越高 2。 大庆徐家围子深层天然气的勘探 取得重大 突破，是大庆油田增储上产最主要、最现 实的地区。 在该地区钻井存在的主要难题之一是地层地温梯度高为 4.1 /100m， 很多井底温度都在 200 250 之间 ； 我国南海西部的莺 琼盆地是一个很有开发
3、潜力的油气田，但这个地区的地质条件恶劣，地温梯度高，异常压力大，预测井底最商温度能达 240，钻井液密度要求 2.33g/cm3，属于世界上三大高温高压并存的地区之一 2-4； 塔西南油田、四川的川东气田、新疆的克拉玛依油田等地区都不同程度的高温高压钻井和完井问题 5。 我国目前的水基钻井液体系最高使用温度在 180以内。 国内海洋钻井所钻遇的地层温度最高达 200，所使用的钻井液密度最高达 2.33g/cm3。这些钻井液由外国公司承包，所使用的主要处理剂也由外国公司提供 6。基于以上情况，在大量调研国外资料的基础上， 经过大量的室内试验研究，成功研制出抗高温（ 220）高密度（ 1.80 2
4、.30g/cm3）水基钻井液体系 。 1 处理剂的优选与评价 通过大量的室内研究，优选出下列适于抗高温水基钻井液体系的处理剂： 1.1 高温保护剂 GBH 由中国石油勘探院钻井所合成，是一种磺化多元共聚物，具有以下功能： 1 抗温性能好，在膨润土颗粒 表面吸附能力强，高温下具有护胶作用。 2 在钻井液中具有协同增效的作用，与其他处理剂可形成络合物，可以有效地提高其他处理剂的抗温性能，因而提高了整个钻井液体系的抗温能力。 3 在高密度水基钻井液中具有高温稀释作用，能改善钻井液的流变性能和 HTHP 滤失性能。 4 具有一定的页岩水化膨胀的作用，可稳定井眼。 1.2 降滤失剂 GJL 、 GJL
5、在高温高压条件下，单一的降滤失剂很难满足钻井工艺要求，只有采用两个或两个以上的高温降滤失 剂才能互相促进完善，达到设计要求。本配方采用的两个降滤失剂均为磺化树脂型降滤失剂，抗温性能好降滤失能力强，对钻井液的增粘作用不大，在井壁上能形成低渗透、柔韧、薄而致密的泥饼，与其他处理剂的配伍性好； 1.3 防塌封堵剂 GFD 具有良好的抑制页岩水化膨胀的作用，高温下能有效封堵井壁地层裂缝，有利于深井防塌和储层的保护同时它可以有效地填充与钻井液泥饼中，改善泥饼质量，降低泥饼的渗透性、摩阻系数和 HTHP 滤失量； 2 高温、高密度水基钻井液的性能 2.1 配方的确定 通过室内系列配方的优选实验，最终确定新
6、型抗高温 钻井液的基本配方为： 2夏子街土 2保护剂 GBH 6降滤失剂 GJL- 4 GJ- L 4封堵剂 GFD重晶石 2.2 高温、高密度钻井液抗温性能 按照 2.1 配方，低速搅拌依次加入各种处理剂后，高速搅拌 20min，装入瓶中密封养护24h。把养护好的钻井液移入高搅杯中，高速搅拌 10min，测其流变性能和 API 滤失量。然后装入老化罐中在不同的温度下老化 16h，冷却至室温，移入高搅杯中高速搅拌 5min。测其流变性能、中压滤失量和高温高压滤失量。同一配方不同密度的钻井液在不同温度老化后的流变性能及滤失性能 见表 1 4 及图 1 4。 表 1 密度为 1.80g/cm3钻井
7、液在不同温度下老化后性能 序号 温度 老化情况 （ 16 h） AV mPa.s PV mPa.s YP Pa G /G Pa/Pa API FL mL HTHP/T ML/ pH 值 1 25 热滚前 53 41 12 2/15 1 14.6/220 9 2 180 热滚后 35 30 5 1/1.5 1.2 6/180 9 3 200 热滚后 36 30 6 2/4.5 1 10.4/200 9 4 220 热滚后 39 32 7 1/2 2.4 9.8/220 9 表 2 密度为 2.00g/cm3钻井液在不同温度下老化后性能 序号 温度 老化情况 （ 16 h） AV mPa.s PV
8、 mPa.s YP Pa G /G Pa/Pa API FL mL HTHP/T mL/ pH 值 1 25 热滚前 76.5 55 21.5 5/24.5 1 12.8/220 9 2 180 热滚后 39.5 35 4.5 1/3.5 1 8.6/180 9 3 200 热滚后 36 30 6 2/4.5 1 11/200 9 4 220 热滚后 43 36 7 3/15 1 13/220 9 表 3 密度为 2.20g/cm3钻井液在不同温度下老化后性能 序号 温度 老化情况 （ 16 h） AV mPa.s PV mPa.s YP Pa G /G Pa/Pa API FL mL HTH
9、P/T mL/ pH 值 1 25 热滚前 103 80 23 4.5/27 1.5 18/220 9 2 180 热滚后 51 45 6 1.5/5 1.9 12.4/180 9 3 200 热滚后 51 42 9 4/6.5 1 11/200 9 4 220 热滚后 55 45 10 4/11.5 1 9.2/220 9 表 4 密度为 2.30g/cm3钻井液在不同温度下老化后性能 序号 温度 老化情况 （ 16 h） AV mPa.s PV mPa.s YP Pa G /G Pa/Pa API FL mL HTHP FL mL/ pH 值 1 25 热滚前 127.5 93 34.5
10、6/35 2 24/22 9 2 180 热滚后 75.5 63 12.5 2.5/6.5 1.4 10/180 9 3 200 热滚后 66 51 15 4.5/7 1 10.4/200 9 4 220 热滚后 71 53 18 6/12 1.6 12/220 9 05010015025 180 200 220温度/ AV/mPa.s 1.80 2.00 2.20 2.3002040608010025 180 200 220温度/ PV/mPa.s 1.80 2.00 2.20 2.30图 1 AV 随老化温度的变化曲线 图 2 PV 随老化温度的变化曲线 图 3 YP 随老化温度变化曲线
11、图 4 HTHPFL 随老化温度的变化趋势 由以结果可以得出以下结论： 1 高密度钻井液经高温老化后 AV 、 PV 均比老化前降低，老化温度对 AV、 PV 影响不明显；密度增加 AV、 PV 增大。 2 动切力随着老化温度的增加而提高，但远低于老化前数05101520253025 180 200 220 温度/ HTHPFL/ml 1.80 2.00 2.20 2.3001020304025 180 200 220 温度/ YP/Pa 1.80 2.00 2.20 2.30值；密度增加动切力增大。 3 老化前后，钻井液 API 滤失量均很低，小于 2ml。 4 HTHP 滤失量老化后低于老
12、化前，其值均低于 15ml，随着温度的提高 HTHP 滤失量均有所增加，密度对 HTHP 滤失量均影响不明显 . 5 老化后钻井液的流变性能与高温高压滤失性能都有所改善，这是由于高温保护剂在高温下发挥作用，与其他处理剂起协同作用，改善了整个体系的抗温性能，高温高压滤失性能和流变性能也随之改善。 2.3 钻井液的抑制性 抑制性好坏是评价钻井液对井壁稳定能力的一项衡量尺度，抑制性强则井眼稳定性好，抑制性差则井眼稳定性不好，以下用页岩滚动试验和膨胀性试验来评价钻井液的抑制性能。 2.3.1 页岩滚动试验 将钻屑（冷科 1 井 1367m）粉碎后，取 6 10 目筛中间钻屑， 105下干燥 2h。分别
13、往老化罐中加入 350ml 清水和不同密度的钻井液 ，在每个罐中加入 35g（ m1）处理后的钻屑，密封后放置于滚子炉中，在 220下滚动 16 小时。待自然冷却后，倒出试验液体与岩屑，过 40 目筛，将筛上的钻屑于 105下干燥 2h、称重 (m2)。回收率公式如下 ： 回收率 =(m2/ m1) 100% 清水与不同密度的钻井液回收率见表 5 表 5 钻屑粉在不同密度的钻井液中的回收率 配方 密度 g/cm3 热滚条件 回收率 ( ) 清水 220 16h 0.8 1# 1.8 220 16h 44.5 2# 2.0 220 16h 55.3 3# 2.2 220 16h 55.4 4#
14、2.3 220 16h 57.8 010203040506070清水 1# 2# 3# 4#回收率%图 5 清水与不同密度钻井液回收率 从试验结果可见， 220老化后，清水钻屑回收率仅 0.8，而钻井液具有较高的回收率，并且随着钻井液密度的增加回收率也相应增加。这说明高密度钻井液在高温下具有较强的抑制页岩水化分散的能力。 2.3.2 膨胀性试验 称取 10.00 g 膨润土，在压片机上制得压片，压力 10 Mpa，时间 5 min。把压片放入页岩膨胀仪中，加入清水与不同密度的钻井液，测 定浸泡过程中的线性膨胀高度，试验时间 8小时。粘土的膨胀量越小，说明钻井液的抑制粘土水化膨胀的能力越强；反之
15、则越差。其性能见表 6。 表 6 膨润土压片在几种钻井液配方中的膨胀率 配方 膨 胀 率 热滚前 热滚后 2h 4h 6h 8h 2h 4h 6h 8h 1# 0.66 0.80 0.91 0.99 0.56 0.61 0.86 1.033 2# 0.61 0.69 0.74 0.84 0.81 0.87 0.95 1.049 3# 0.80 0.83 0.94 0.99 0.28 0.42 0.54 0.84 4# 0.92 1.02 1.07 1.14 0.30 0.43 0.55 0.65 5# 1.07 4.28 9.89 13.4 1.15 4.0 8.0 13.4 注： 1、 1#
16、 1.8； 2# 2.0； 3# 2.2； 4# 2.3 2、热滚条件 220 16h 从试验结果可见，随着时间的延长，线形膨胀量随之增加但 2h 后增加较缓慢。且在钻井液体系中膨润土的 8h 线形膨胀量小于 1，约占清水膨胀量的 7左右。热滚后膨胀量稍有增加，但变化趋势不大 ,这从另一方面说明钻井液抗高温 稳定性。综上所述，抗高温高密度钻井液体系具有较强的抑制水化膨胀能力。为钻井过程中，保持井壁稳定、实现安全快速钻进。 2.4 钻井液的润滑性能 对不同密度的抗高温钻井液的润滑性进行了评价，考察钻井液在热滚前后的摩阻系数，结果见表 7。 表 7 不同密度的钻井液热滚前后的摩阻系数（ 220 1
17、6h） 配 方 密 度 g/cm3 摩 阻 系 数 热 滚 前 热 滚 后 1# 1.8 0.051 0.059 2# 2.0 0.043 0.064 3# 2.2 0.040 0.053 4# 2.3 0.037 0.055 由表中结果可以看出，热滚前后钻井液的润滑系数无明显变化，这从另一方面也反应钻井液的抗高温稳定性，润滑系数都小于 0.06，远远小于普通水基钻井液的摩阻系数 0.2 0.35的范围，和油基钻井液的摩阻系数相当。钻井液的良好的润滑性能使得井下卡钻等复杂情况大为减少，保证了钻井的安全、快速钻 进。 2.5 体系抗污染性能评价 2.5.1 抗钻屑粉污染 钻井液在钻井循环过程中，
18、不可避免地遇到钻屑的污染。因此，对新型水基钻井液进行抗钻屑污染的研究。在原配方 2.2g/cm3 密度下，分别加入 5 、 10%过 100 目筛钻屑粉（冷科 1 井 1367m），于 220热滚老化，测其热滚前后的各项性能，见表 8。 表 8 抗高温高密度水基钻井液的抗钻屑粉污染性能 钻屑粉 加量 老化情况 （ 16 h） AV mPa.s PV mPa.s YP Pa G / Pa/Pa API Fl mL HTHP/T mL pH 值 0 热滚前 10.3 80 23 4.5/27 1.5 18/220 9 热滚后 94.5 70 24.5 4/21.5 1 9.2/220 9 5 热滚
19、前 115.5 51 64.5 45/62 1 12.0/220 9 热滚后 62 43 19 6/9 1 10.0/220 9 10 热滚前 137 66 71 51.5/72 1 11.5/220 9 热滚后 74.5 48 26.5 10/35 4 11/220 9 2.5.2 抗盐、抗钙性能评价 在体系中加入 2的 SF-260,然后分别加入 2氯化钠、 0.5 CaCl2， 于 220热滚老化，测其热滚前后的各项性能，见表 16。 表 16 抗高温高密度水基钻井液的抗电解质污染性能 污染 条件 老化情况 （ 16 h） AV mPa.s PV mPa.s YP Pa G / Pa/P
20、a API Fl mL HTHP/T mL pH 值 0 热滚前 103 80 23 4.5/27 1.5 18/220 9 热滚后 94.5 70 24.5 4/21.5 1 9.2/220 9 2 NaCl 热滚前 124 95 29 13.5/25 1 9 热滚后 107 81.5 25.5 10.5/15 4.6 24.0/220 9 0.5 CaCl2 热滚前 135 107 28 17.5/50 1 9 热滚后 95 84.5 10.5 10/35 4 12/220 9 4.结论与认识 1、研制出抗高温 220高密度 2.3g/cm3 水基钻井液体系，由高温保护剂、降滤失剂、封堵剂
21、等组成； 2、高温保护剂 GBH 与其它处理剂相配合，使钻井液抗高温降滤失性、高温稳定性及钻井液体系的整体抗温性能都能满足深井井底温度达到 220的钻井工艺要求； 3、该体系具有良好的抑制性、抗钻屑污染性能，抗钻屑粉污染达 10； 4、该体系具有一定的抗电解质能力，抗盐达 2，抗氯化钙 0.5； 4、本体系具有良好的 润滑性能，减少井下复杂情况产生； 5、配方适应范围宽，适应温度从 180 220、密度从 1.10 2.3g/cm3 的施工工艺要求； 6、在三开和四开之间不需更换钻井液体系，保持钻井液应用的连续性，避免浪费、节约成本； 7、配方简便适用，容易配制和维护。 参考文献 1 徐同台，陈乐亮，罗平亚深井泥浆北京：石油工 业出版社， 1994 2杨贤有 .保护油气层钻井液现状与发展趋势 .钻井液与完井液， 2001, 17 3徐同台等 油气田地层特性与钻井液技术 北京 :石油工业出版社， 1998 4张克勤，陈 乐亮主编 .钻井液 .北京 :石油工业出版社， 1988 5邓金根等 高温高压深井钻井前沿专项技术项目总结报告 中国石油天然气集团公司 ,2003 6彭放 用于 YC21-1-3并的高温高压钻井液工艺 钻井液与完井液 1995， 12（ 4）： 11 15
