抗高温钻井液体系CDF-1的研制及其性能评价

李现举 （中海油服油田化学事业部印尼基地，广东 湛江 524057）

随着深层钻井技术的迅速发展，对钻井液的流变性、温度稳定性、密度等提出了新的要求，因而高密度抗高温钻井液的研究面临着巨大挑战[1]。由于深井井筒处于高温、高压状态，井筒钻井液的流变性能难以保持，目前使用的常规钻井液体系已经不能满足钻井施工要求。为此，笔者研制了抗高温钻井液体系CDF-1，并对其性能进行了评价。

1 抗高温钻井液体系CDF-1配方的优选

表1 降滤失剂降滤失试验结果

1）抗高温降滤失剂 在钻井过程中，钻井液滤液侵入地层会引起泥页岩膨胀，造成油气层损害。加入降滤失剂的目的是通过在井壁上形成低渗透、柔韧、薄而致密的泥饼，减少钻井液滤失[3]。采用抗高温降滤失剂JL-6进行高温降滤失试验。在试验中，钻井液经220℃老化16h后，冷却至室温进行滤失试验，将滤失量指标定为10ml以内。钻井液配方为2%膨润土浆＋2%KOH＋6%KCl＋0.1%FA367＋重晶石，加重密度1.27g／cm3。试验结果如表1所示。从表1可以看出，随抗高温降滤失剂JL-6加量的增加，钻井液老化前后滤失量相差趋于减小。虽然添加1.5%和2%抗高温降滤失剂JL-6后钻井液老化前后滤失量相差较接近，但从经济因素方面考虑，则选择1.5%抗高温降滤失剂JL-6更为合适。

2）温度稳定剂 钻井液配方为2%膨润土浆＋1.5%JL-6＋2%KOH＋6%KCl＋0.1%FA367＋重晶石，加重密度1.27g／cm3，钻井液经220℃老化16h后，冷却至室温进行滤失试验。试验结果如表2所示。从表2可以看出，随温度稳定剂加量的增加，钻井液老化前后滤失量相差趋于减小。当温度稳定剂CA-3加量为0.8%时，钻井液老化前后滤失量相差最小。因此，确定温度稳定剂CA-3加量为0.8%。

表2 温度稳定剂加量优选试验结果

3）高温降粘剂 钻井液配方为2%膨润土 浆 ＋1.5%JL-6＋0.8%CA-3＋2%KOH＋6%KCl＋0.1%FA367＋重晶石，加重密度1.27g／cm3。钻井液经220℃老化16h后，冷却至室温进行滤失试验。试验结果如表3所示。从表3可以看出，随着高温降粘剂CH-5加量的增加，钻井液老化前后滤失量相差趋势先减小后增大。当高温降粘剂CH-5加量在4.0%时，老化前后滤失量相差最小。因此，高温降粘剂CH-5加量在4.0%左右较为合适。

表3 高温降粘剂加量试验结果

2 性能评价

综上所述，确定抗高温钻井液体系CDF-1配方为2%膨润土浆＋4%CH-5＋1.5%JL-6＋0.8%CA-3＋2%KOH＋6%KCl＋0.1%FA367＋重晶石粉。下面对其性能进行评价。

1）流变性能 抗高温钻井液体系CDF-1与基浆表观黏度随温度变化曲线图如图1所示。从图1可以看出，基浆和抗高温钻井液体系CDF-1表观黏度随温度的升高呈现总体下降趋势，说明抗高温钻井液体系CDF-1的流变性能明显受温度变化的影响。

图1 CDF-1与基浆表观黏度随温度变化曲线图

2）抑制性能 利用页岩膨胀测定和岩屑热滚回收的试验方法[4]，对抗高温钻井液体系进行抑制性评价。试验结果表明，抗高温钻井液体系的热滚回收率达89.6%，页岩膨胀率仅为7.8%，表明该抗高温钻井液体系具有良好的防止泥页岩坍塌和页岩抑制性能。

3）储层保护性能 采用岩心驱替的方法评价抗高温钻井液体系CDF-1的储层保护能力，试验结果如表4所示。从表4可以看出，岩心平均伤害率K伤在17.4%左右，说明抗高温钻井液体系CDF-1对储层伤害较轻。

表4 CDF-1岩心驱替试验结果

3 结 论

（1）通过室内试验优选降滤失剂等化学处理剂，并按滤失量进行优化，确定抗高温钻井液体系CDF-1配方为2%膨润土浆＋4%CH-5＋1.5%JL-6＋0.8%CA-3＋2%KOH＋6%KCl＋0.1%FA367＋重晶石粉。

（2）抗高温钻井液体系CDF-1的流变性能受温度影响显著，随温度的升高表观黏度降低。同时，该钻井液体系具有良好的防止泥页岩坍塌和页岩抑制性能，且对储层伤害较轻。

[1]鄢捷年 .钻井液工艺学 [M].北京：石油工业出版社，2001.

[2]王富华，王瑞和，刘江华，等 .高密度水基钻井液高温高压流变性研究 [J].石油学报，2010，31（2）：306-310.

[3]王建华 .高性能水基钻井液研究进展 [J].钻井液与完井液，2007，24（1）：71-75.

[4]朱宽亮，王富华，徐同台，等 .抗高温水基钻井液技术研究与应用现状及发展趋势 [J].钻井液与完井液，2009，26（6）：56-64.