高温高密度盐水基钻井液性能

蒋官澄，姚如钢，李 威，夏天果，邓田青

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249； 2.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒841000； 3.中海油田服务股份有限公司 油田化学事业部，河北 廊坊 065201）

0 引言

深部盐膏层段安全钻井技术难题一直困扰深部油气藏的勘探开发进程，盐膏层段通常含有高压盐水层，钻井液密度窗口窄，在钻井过程中易出现井漏、溢流、井眼缩径等现象.在钻遇盐膏层时，为防止地层盐溶解，常使用矿化度很高的盐水钻井液钻进［1］，较高浓度金属盐离子将严重压缩黏土双电层，晶层间吸水能力受到极大抑制，膨润土分散造浆的能力受限.虽然海泡石、凹凸石棒等具有较好的抗盐性，但成本太高，目前现场主要采用膨润土造浆［2］.虽然无黏土相钻井完井液在降低储层伤害方面取得较好的效果［3-4］；但由于配套的处理剂及维护工艺技术等发展缓慢且尚不成熟，现场应用并不多见.为防止发生溢流及抑制盐膏层井眼缩径，通常需要增加钻井液密度，要求高密度盐水钻井液体系性能具有特殊性，荷兰皇家壳牌集团等［5-10］研究开发甲酸铯／钾等有机盐水低／无固相体系，应用效果较好，但是因成本太高而未得到广泛推广.

常规高密度盐水钻井液通常由KCl和NaCl复配而成.由于常规高密度盐水钻井液体系属于较稠的胶体悬浮体系，本身具有固相含量大、固相颗粒分散程度高、钻井液体系自由水量少、钻屑的侵入和积累不易清除等特点［11］，从而大幅度增大体系的黏度，导致高温高密度钻井液流变性及造壁性能调整控制非常复杂［12］；温度、密度、压力、pH、黏土含量、固相粒径和含量、高价金属离子含量和种类，以及各种处理剂等因素将对钻井液的流变性和造壁性产生复杂的影响［13-16］.

由于不清楚各种因素对钻井液流变性的影响机理和规律，导致在配制高密度钻井液或在现场维护钻井液性能时，主要依靠添加各种处理剂以达到所需要的性能，从而增加钻井液成本，不利于安全、优质和高效钻井［17］.

笔者通过研究膨润土浆的高温聚结与分散特性，以及不同密度时盐水体系流变性及失水造壁性能，结合粒度分布和Zeta电位数据，分析温度、密度及膨润土质量分数对盐水基高密度钻井液性能的影响及调控方法，对高密度盐水钻井液配制与性能维护具有指导意义.

1 实验部分

1.1 试剂

磺甲基酚醛树脂SMP-2：工业品，胜利油田正旭石油科技有限公司；两性离子聚合物包被抑制剂FA-367和褐煤树脂SPNH：工业品，新乡市隆驰化学有限责任公司；低黏聚阴离子纤维素PAC-lv：工业品，青州市清泉纤维素厂；磺化沥青FT-1A：工业品，新乡市百信化工有限公司；夏子街土、重晶石、铁矿粉和磺化树脂型改性降滤失剂（GJL-1、GJL-2及GJL-4）：工业品，中国石油钻井院；聚合醇润滑剂DY-014：工业品，东营市大用石油助剂有限责任公司；KCl：工业品，长城钻探工程公司；NaOH：分析纯，淄博三银化工有限公司；NaCl：分析纯，北京化工有限公司；蒸馏水：自制.

1.2 仪器

YM型液体密度计、ZNN-D6A型6速旋转黏度仪、XGRL-4型高温滚子加热炉、GJSS-B12K型变频高速搅拌器和GGS71-A型高温高压失水仪：青岛海通达专用仪器制造厂；SD6A型多联中压滤失仪：胶南同春石油仪器有限公司；Malvern Mastersizer 2000型激光粒度仪和Zetasizer Nano ZS型激光纳米粒度及Zeta电位分析仪：英国马尔文仪器公司.

2 结果与讨论

2.1 黏土聚结

钻井液性能主要基于黏土与钻井液内各组分之间直接或间接的物理化学作用.首先考察膨润土浆在高温下的性能，在实验过程中，将预水化膨润土浆（1%～5%及8%）（质量分数，下同）分别在不同温度下老化16h后取出，冷却至温度30℃左右测试表观黏度AV（见图1）.由图1可知，膨润土浆表观黏度呈现先逐渐升高（低于聚结温度前）再降低（高于聚结温度后）的趋势.在130℃温度时，8%膨润土浆开始聚结并下沉，聚结程度最为严重，1%及2%膨润土浆在180℃温度后并无聚结现象.老化温度及膨润土质量分数对钻井液体系的黏土聚结有重要影响，聚结程度随钻井液中膨润土质量分数增大而增大，聚结温度随膨润土质量分数增加而降低.

这主要是由于高温增强水分子进入蒙脱石晶层间的能力，促进蒙脱石晶格膨胀，加剧黏土水化分散，黏土颗粒之间通过端—面和端—端黏结形成空间网架结构，从而增大钻井液黏度.随着老化温度升高，黏土颗粒热运动逐渐增强，网架结构逐步被破坏，蒙脱石晶层间水解吸附现象增强，黏土颗粒碰撞概率增大，高温聚结／固化下沉现象逐渐凸显，膨润土浆黏度开始呈现下降趋势.在实验过程中，由于动切力太小，未呈现明显规律性变化.在高温深井钻井过程中，必须严格控制膨润土质量分数在其临界聚结质量分数以下.

2.2 密度及高温老化的影响

2.2.1 钻井液性能

通过一系列处理剂及其加量优选和处理剂配伍性实验，得到1＃实验配方——2.0% 夏子街土＋0.30%PAC-lv＋9.0%GJL-2＋1.0%GJL-4＋1.0%SMP-2＋2.0%SPNH＋2.0%FT-1A＋2.0%聚合醇＋7.0%KCl＋22.0%NaCl＋0.65%NaOH＋加重剂（m（重晶石）∶m（铁矿粉）＝1∶1），分析1＃配方在不同密度条件下的流变性及滤失造壁性能.在钻井液样品配制过程中，使用高速（8 000r／min）搅拌，按照配方依次缓慢加入各处理剂，搅拌5min后再加入下一个处理剂，所有处理剂及加重剂加入之后再高速搅拌1h；测定流变性及滤失量前先低速（3 000r／min）搅拌20min，实验结果见表1.

表1 在不同密度条件下基础配方的流变性及失水造壁性能Table 1 Rheological and wall building properties of basic drilling fluid with different densities

由表1可以看出：各钻井液样品在150℃温度老化16h后，表观黏度和塑性黏度较老化前出现一定程度的下降，降低程度随样品密度的增加而增大.相较于老化前，在中、低密度条件下（样品2＃、样品3＃），各样品老化后的动切力出现较大幅度的下降；在高密度条件下（样品4＃、样品5＃），各样品老化后的动切力相对增大.这是由于高密度钻井液中固体颗粒表面大量吸附体系中的自由水，即增加体系剩余水中黏土的质量分数，在一定程度上促进高温条件下黏土的聚结，从而使得高密度钻井液动切力在老化后出现增大的现象.在高密度钻井液（样品5＃）中，固相质量分数高，固相颗粒间距小，颗粒间摩擦大，并且几乎全部处理剂分子参与到与固相颗粒的交联作用中，从而使得黏切力也较大，高温促进处理剂在黏土颗粒表面的解吸附及处理剂的分解，弱化体系的空间网架结构；在低密度钻井液中，由于固相质量分数低，尽管一部分处理剂在高温作用下失效，体系中仍有足够的处理剂分子与固相颗粒相互交联，从而维持体系的流变性能基本不变（样品2＃）.

2.2.2 钻井液体系Zeta电位

在高密度盐水基钻井液体系中，吸附在黏土片层上的金属阳离子将压缩黏土颗粒双电层，并且降低水化膜厚度，从而使体系胶体稳定性变差；同时高温也将促使处理剂在黏土颗粒上解吸附甚至分解，弱化体系的空间网架结构，降低体系的稳定性.因此，需要优选高温护胶能力强的抗盐处理剂（如GJL系列、FA-367等），进行处理剂之间的复配（如SMP-2、SPHN及聚合醇等），研发耐高温抗盐高密度钻井液高效流变性调节剂、护胶剂等.

考察密度及老化温度对钻井液胶体稳定性的影响，分别测定2＃～5＃钻井液样品高温老化前后Zeta电位（见图2）.由图2可以看出：高温老化和提高钻井液密度将使Zeta电位降低.原因是随钻井液密度的提高，固相质量分数增大，体系中自由水减少，Na＋及K＋浓度增大，黏土双电层及水化膜厚度被进一步压缩，从而使得Zeta电位逐渐降低；同时，高温使得处理剂及黏土颗粒上的水化膜进一步变薄，Zeta电位再次降低，胶体稳定性变差.

2.2.3 钻井液粒度分布

钻井液絮凝现象是处理剂通过交联作用将钻井液体系中所含固相颗粒胶结成絮团，对高密度钻井液流变性及失水造壁性有重大影响.随钻井液密度增加，颗粒间距变小，颗粒间摩擦增大，从而使得黏切力增大.5＃钻井液样品老化前后的累计粒度分布见图3.由图3可以看出：高温后，钻井液样品微米级（1～30 μm）、亚微米级（0.1～1μm）及纳米级（1～100nm）固相颗粒体积分数呈明显上升趋势，体系向细分散转变.高温后，剩余活性处理剂分子已无力维持高温前的空间网架结构强度，处理剂在黏土颗粒表面上的解吸附加剧，从而导致体系黏切力下降（见表1），并使体系向细分散转变（见图3），体系性能维护难度增大.

因此，在钻井过程中需要反复处理井浆，并不断补充各种处理剂.对于高密度钻井液，应降低钻井液加重剂体积分数，如采用更高密度加重剂或配合采用甲酸盐膨润土浆等，并且优化加重剂粒度级配.在调控高密度钻井液性能时，应加强高效耐高温包被抑制剂的研发和应用，将影响机械钻速和损害储层的亚微米颗粒体积分数控制在适当范围内.

3 钻井液配方优化与性能评价

在高温深井钻井过程中，黏土颗粒体积分数超过钻井液体系所能承受的范围后，易在高温条件下聚结，导致体系性能维护困难，甚至不可控；需要事先测定所用膨润土不同条件下的聚结情况，控制黏土质量分数在其聚结质量分数以下，加强固控系统的运行及其清洁能力，开发适当的处理剂对黏土改性处理，以增加聚结难度，避免黏土颗粒在高温井段发生聚结.考虑1＃钻井液样品在高密度条件下性能较差，结合前期实验结果，将GJL-2及GJL-4替换为GJL-1，同时在配方中增加FA-367，形成6＃钻井液配方——2.0%夏子街土＋0.30%PAC-lv＋9.0%GJL-1＋0.5%FA-367＋1.0%SMP-2＋2.0%SPNH＋2.0%FT-1A＋2.0%聚合醇＋7.0%KCl＋22.0%NaCl＋0.65%NaOH＋加重剂（m（重晶石）∶m（铁矿粉）＝1∶1），实验结果见表2.由表2可知：相较于5＃钻井液样品，6＃钻井液样品老化前后流变性及滤失造壁性能明显改善.

表2 钻井液优化配方性能Table 2 Properties of the optimized drilling fluids

继续调整6＃钻井液样品，将SMP-2、SPNH及聚合醇的加量统一调整为3.0%，得到7＃钻井液样品，其高温高压滤失量得到进一步降低，黏切力显著增大.这是由于SMP-2、SPNH及聚合醇起到协同增效的作用，从而改善钻井液的滤失造壁性能.考虑高温高密度条件下黏土聚结现象将使得体系增稠，并且降低钻井液造壁性能.因此，将7＃钻井液配方中膨润土质量分数降低到0.5%，得到8＃配方［18］，实验结果显示膨润土质量分数降低后黏切力得到显著下降，而滤失造壁性能得到显著提升.

4 结论

（1）老化温度及膨润土质量分数对盐水基钻井液黏土聚结有重要影响，黏土聚结程度随膨润土浆质量分数增大而增大，聚结温度随膨润土质量分数增大而降低，在用好固控系统的同时，也可以通过适当的处理剂对黏土进行改性处理，以增强其抗高温聚结能力.

（2）在盐水基钻井液中，高温和高密度将使Zeta电位降低，从而导致体系胶体稳定性变差，可以通过优选高温护胶能力强的抗盐处理剂（如GJL系列、FA-367等），以及处理剂之间的复配（如SMP-2、SPHN以及聚合醇等）等提高钻井液性能的稳定性.

（3）高密度钻井液的亚微米颗粒体积分数较低密度钻井液的高，高温老化将提高钻井液的亚微米颗粒质量分数，可以通过增强体系的抗高温抑制性、降低钻井液加重剂体积分数等措施改善体系的粒度分布.

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