华北牛东地区深井抗高温防塌钻井液技术研究与应用*

陈志学，兰 芳，梁 为，于文华，张世清

（1.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206；2.中国石油玉门油田分公司，甘肃 酒泉 735019；3.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京 100095；4.中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

华北油田牛东地区位于冀中坳陷霸县凹陷牛东断裂下降盘牛东潜山带，其目的层埋藏深度在5600数6000 m左右，完钻井深达6000 m以上，完钻层位为雾迷山组，井底温度超过200℃。牛东1井钻至5900 m以下时，钻井液出现严重稠化、变质发酵、起泡等现象，高温高压失水增大，流变性能恶化，给钻井安全带来重大隐患，而且地层岩性主要为浅灰、灰色白云岩夹浅灰色硅质白云岩，微裂缝发育，钻井中易发生硬脆性垮塌，因此，对钻井液的抗高温封堵防塌性能要求高［1-3］。国内外抗高温钻井液中水基聚磺钻井液的热稳定性、流变性优良，抗盐、抗钙污染能力强。因此，本文构建了两性离子聚磺钻井液体系，并基于抗温性能评价进行了优化。借助X 射线衍射（XRD）及电镜扫描（SEM）等方法对牛东地区深层岩样的组成和结构进行了研究，探讨了牛东地区深层井壁失稳机理，进而进行了刚性及可变形封堵防塌剂的优选［4-5］。基于构建的聚磺钻井液体系与优选的防塌剂，形成了适用于华北牛东地区的深井抗高温防塌钻井液，并在牛东101 井进行了现场应用。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

复合离子型聚丙烯酸钾盐FA-367、防塌降滤失剂SF，河北任丘燕兴化工有限公司；两性离子聚合物降黏剂XY-27，河南新乡第四化工厂；磺甲基酚醛树脂SMP-1、抗高温降滤失剂KJAN，河北任丘市高科化工物资有限公司；抗高温抗盐降滤失剂LHJS-3、HY-222，四川光亚科技股份有限公司；高温沥青HYL-180、超高温沥青HYL-200、超细碳酸钙ZD-1（380数 245 μm）和ZD-2（245数 165 μm）、乳化石蜡EP-3，四川光亚科技股份有限公司；氢氧化钠，华北石油华诚石油公司；膨润土，山东潍坊鸿翔膨润土厂。钻屑来自牛东地区沙四段和孔店组地层，实验配液用水为去离子水。

DX-2800 型X 射线衍射仪，丹东浩元仪器有限公司；JSM-6510 型扫描电镜，北京科苑新创技术有限公司；CHANDLER 7400型高温高压流变仪，美国Chandler公司；150-80型高温高压动态失水仪，美国施多威尔有限公司；150-80 型高温动态页岩膨胀仪，美国施多威尔有限公司；OFI 173-00-1型五轴高温滚子加热炉，美国OFI公司。

1.2 实验方法

1.2.1 岩样X射线衍射及扫描电镜分析

参照中国石油天燃气行业标准SY/T 5163—2010《沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X衍射分析方法》，利用X 射线衍射仪对牛东地区现场岩样进行了矿物组分分析；使用扫描电镜（SEM）观察在不同放大倍数下岩样的结构。

1.2.2 岩样水化分散剂膨胀性能测试

（1）岩样回收率实验

现场收集的粒径大于 1700 μm、小于 3350 μm的岩屑，清除表面附着物，烘干。称取50 g 准备好的岩屑，放入盛有350 mL 试液的高温罐中，在150℃下滚动16 h后取出、冷却，将罐内的钻井液和岩样全部倒在40目分样筛上，在盛自来水的槽中湿式筛洗1 min，将筛余岩样放入干燥箱烘干称量，计算岩样回收率。

（2）岩样膨胀实验

将现场收集的岩屑样品研磨过100 目筛，烘干待用。称取10 g 处理后的岩样，使用压片机在14 MPa 压力下压制5 min 制得模拟岩样。在150℃、3.5 MPa 条件下，使用高温高压动态膨胀仪测定模拟岩样在20 mL蒸馏水中浸泡2 h和16 h的膨胀率，以此判断岩屑的膨胀强弱。

1.2.3 钻井液常规流变性能测定

使用六速旋转黏度计测试钻井液的表观黏度、塑性黏度及动切力，使用API 中压滤失仪测试钻井液的滤失量。

2.2.2 母根栽植方式 为了研究母根栽植方式对种条生长的影响，开展了先栽植后灌溉和先灌溉后栽植再灌水两种方式进行区组试验。试验采用一年生根桩，栽植株行距30cm×60cm。栽植后进行常规抚育管理。进行萌芽、生根及生长量观测。

1.2.4 钻井液高温高压流变性能测定

采用美国CHANDLER 7400型高温高压流变仪测试钻井液高温高压流变性能，内外筒组合亦是按标准的API 六速旋转黏度计配置，该流变仪最大工作压力210 MPa，最高测定温度260℃。

1.2.5 钻井液体系封堵防塌性能评价

参照中国石油天燃气行业标准SY/T 5621—1993《钻井液测试程序》进行高温高压渗透失水和砂床滤失量测定，评价钻井液体系的封堵防塌性能。

（1）高温高压渗透失水

测定钻井液在高温高压条件（200数250℃、3.5 MPa）下的渗透失水，然后将加温罐中的钻井液替换为清水，封闭加温罐，在3.5 MPa下分别测定200数250℃条件下30 min的失水，每间隔5 min记录一次失水量。

（2）砂床滤失量：用120 目的标准筛布筛取200 g 的细砂倒入高温高压滤失仪中作为砂床，将钻井液沿泥浆杯内侧缓慢倒入杯中，在温度200℃、压力3.5 MPa、加注回压0.69 MPa 的条件下测定30 min的失水，每间隔5 min记录一次失水量。

2 结果与讨论

2.1 牛东地区井壁的失稳机理

2.1.1 X射线衍射分析

牛东地区全矿物及黏土矿物相对含量分析结果见表1。从表1可以看出，5个样品中的石英含量最高，约为30%数60%，斜长石含量为10%数20%，方解石含量在15%以内，黏土矿物含量为10%数35%，随着井深的增加，黏土矿物含量逐步降低。从黏土矿物相对含量分析结果来看，5 个岩样中的黏土矿物均以伊/蒙混层为主，伊利石次之，并含有一定量的高岭石和绿泥石。X射线衍射分析结果表明样本岩屑在超深井条件下具有易垮塌的特性。

2.1.2 岩样结构分析

利用扫描电镜对牛东地区深部地层岩样进行了构造分析，结果见图1。从图1可以看出，牛东地区地层岩样的黏土矿物与其它矿物之间胶结性不好，结构不均匀，节理、微裂缝发育，纹理清楚，属非膨胀型破碎性白云岩。钻进过程中侵入的滤液不可避免地会发生水化作用，尤其是表面水化斥力会引起岩石内部的相互挤压，容易在井壁薄弱处引起应力突然释放而产生突发性剥落掉块，这是牛东地区井壁失稳的主要原因。

表1 牛东1井黏土矿物含量测定结果

图1 牛东地区5585.66数5587.44 m地层岩心电镜扫描照片

2.1.3 岩样的水化膨胀分散性能

牛东1 井岩屑在清水中150℃下滚动16 h 后的回收率及在清水中（150℃、3.5 MPa）浸泡2 h和16 h的膨胀率实验结果见表2。可以看出，井深5000 m以上的地层岩屑回收率大部分超过40%，最高63%，且岩屑样本的膨胀率较低，基本都在15%以内。而井深低于3500 m的地层岩屑的回收率很低，在26%以内，且岩屑膨胀率较高，超过20%。针对该地区尤其是深层井段，为了减少钻井液内水向泥岩内运移，需加强钻井液封堵防塌性能。

表2 牛东1井钻屑的水化膨胀分散性

2.2 抗高温防塌钻井液体系研选

2.2.1 抗高温钻井液体系研选

根据高温协同增效原理，选取复合离子型聚丙烯酸钾盐FA-367、磺甲基酚醛树脂SMP-1、抗高温抗盐降滤失剂LHJS-3、HY-222 作为可变因素，采用正交实验法以在5%坂土浆中加入药剂后的钻井液的高温高压失水为考察依据优选得到如下两个钻井液配方［6-7］。配方1：5%坂土浆+0.6%XY-27+0.5%FA-367+2% LHJS-3+2% SMP-1+3% HY-222+3%KJAN+0.3%NaOH+4%ZD-1，pH值9.5；配方2：5%坂土浆+0.6%XY-27+0.5%FA-367+2%LHJS-3+2%SMP-1+3% HY-222+1% KJAN+0.2% NaOH+4%ZD-1，pH值9.5。

两种配方钻井液的常规性能测试结果见表3。实验结果表明，配方1 和配方2 钻井液在200数240℃热滚16 h 前后、200℃持续热滚48 h 的流变参数稳定，并保持在较合理水平，未出现严重增稠、显著稀释、胶凝、聚沉等现象，250℃高温高压失水≤17 mL（行业标准为≤18 mL）。与配方2 钻井液相比，配方1钻井液在200℃、220℃、240℃热滚前后的流变参数变化更小，高温流变稳定性更优，可用于牛东地区潜山深层高温地层的钻井。

2.2.2 钻井液封堵防塌剂研选

将砂粒按一定级配和重量组成封堵测试的砂床，在设定温度（井塌地层温度）和压力下（3.5 MPa），测试钻井液经砂床渗滤后的滤失量，评价封堵剂的封堵效果。该实验能够模拟钻井液在地层的渗滤过程，封堵剂在渗滤介质中形成内泥饼，能够揭示体系的封堵防塌机理。通过砂床滤失实验评价优选了刚性封堵剂及可变形封堵剂［8-9］。

表3 配方1、2钻井液不同温度流变、滤失性能评价

（1）刚性封堵剂优选

在配方1钻井液中分别加入一定量的超细碳酸钙ZD-1或ZD-2后，钻井液的常规流变性能、高温高压渗透失水和砂床滤失量的测试结果见表4。加入超细碳酸钙后，体系的表观黏度、塑性黏度及动切力略有增加，高温高压滤失量略有降低，表明刚性封堵剂与体系的配伍性较好；ZD-1和ZD-2加入后，体系的砂床滤失量包括初滤失量及总滤失量降低幅度较大，且随着加量由2%增至4%，砂床滤失量持续降低，其中ZD-1 加入后砂床滤失量降幅更大，即粒径更细的超细碳酸钙ZD-1的封堵效果更好。

（2）可变型封堵剂优选

在配方1钻井液中分别加入一定量的可变型封堵剂乳化石蜡EP-3、高温沥青HYL-180或超高温沥青HYL-200 后，钻井液的常规流变性能、高温高压渗透失水和砂床滤失量的测试结果见表5。3 种可变形封堵剂的加入对钻井液体系的流变性、高温高压滤失性能影响较小，体系中加入4%HYL-180 及HYL-200后的高温高压滤失量有所降低，表明三种封堵剂与体系配伍性良好。与EP-3相比，HYL-180及HYL-200的加入能够显著降低配方1钻井液的砂床滤失量，其中HYL-200降低幅度更大；在配方1钻井液中加入不同加量的HYL-200 后的砂床滤失量相近，加入2%的HYL-200即可大幅降低砂床滤失量。

表4 两种刚性封堵剂封堵性能评价结果

（3）钻井液封堵防塌剂优选

在配方1 钻井液中加入4% ZD-1 和3%HYL-200 后，钻井液的常规流变性能、高温高压渗透失水和砂床滤失量的测试结果见表6。加入刚性封堵剂ZD-1 和可变形封堵剂HYL-200 后，体系的流变性包括表观黏度、塑性黏度及动切力变化较小，高温高压失水略有降低，表明该组合具有良好的配伍性；复配封堵剂加入后，体系的砂床滤失量大幅降低，较刚性/可变形封堵剂分别单独加入时的降低幅度更大，表明该复配组合具有良好的协同防塌性能。

2.3 现场应用

牛东1井地温梯度为3.14℃/100 m，实测井底温度高达217℃。常规钻井液体系使用过程中无法起到有效抑制、携岩等作用，使得井径扩大严重，井下阻卡频繁发生，多次划眼处理复杂事故，累计耗时超过20 d，延误了钻井周期。在牛东101 井井段5584.66数6100 m 应用了室内研选的配方为5%土浆+2%SMP-1+2%LHJS-3+3%HY-222+3%KJAN+0.6% XY-27+0.5% FA-367+0.2% NaOH+3% ZD-1+3%HYL-200的两性离子聚磺抗高温防塌钻井液体系。钻井过程中井内返出的钻井液性能稳定，取样进行高温高压流变性能测试，结果见表7，与室内研究结果基本相符。该体系现场维护处理方便，稳定周期较长。在61 d的钻井施工过程中，井下未出现井塌、卡钻等复杂情况，起下钻畅通，完井电测一次成功，与邻井牛东1井同井段相比，平均井径扩大率从56.74%降低为9.6%，确保了牛东101井深部地层钻井施工安全。

表5 3种可变型封堵剂封堵效果评价

表6 复配封堵剂加入体系后的流变性、滤失性及封堵性效果

表7 牛东101井钻井中钻井液高温高压流变性能测试结果

3 结论

牛东地区深部地层岩样黏土矿物含量较低，节理、微裂缝发育，属非膨胀型破碎性白云岩；钻进过程中滤液侵入是引起井壁失稳的主要原因，钻井液性能应以封堵防塌为主。

基于协同增效的刚性及可变形封堵防塌剂，构建的两性离子聚磺抗高温防塌钻井液体系抗温达240℃，流变性、滤失性能优良，且具有良好的封堵性，能够有效封堵微孔隙；该体系在牛东地区高温（217℃）深层成功进行了现场试验应用，未发生井下事故复杂，基本满足深部地层安全快速钻井要求。