抗高温无固相甲酸盐钻井液体系研究

许 杰，何瑞兵，谢 涛，胡进军，王 荐

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300451；2.中海油服油田化学事业部油化研究院，

河北燕郊 065201；3.长江大学，湖北荆州 434023；4.湖北省油田化学产业技术研究院，湖北荆州 434000）

随着油气勘探的快速发展，油气勘探开发区域逐渐由浅层向深层地层发展，对钻探深井、超深井的研究已经逐步开展起来[1]。在钻探深井过程中，为避免钻井液中固相对地层损害，发展出了低固相钻井液体系。无固相甲酸盐钻井液体系是无固相钻井液中应用较广的一类，是近年来研究开发的环保型钻井液体系[2]。该体系主要由高分子聚合物、甲酸盐及其他化学处理剂构成。由于体系中固相含量低，无固相甲酸盐钻井液体系具备了以下独特的优势：摩阻低，有效提高了机械钻速；流变性、密度可调范围大；形成泥饼薄，减少压差卡钻；配制维护简单、生物毒性低等优点，该钻井液体系广泛应用于大斜度井、水平井、多支测钻井等钻探的需求[3，4]。针对渤中19-6区块潜山地层，油藏埋藏较深。井底的高温条件对钻井液的抗温性能、抑制性能提出了严峻的挑战。针对现场情况，室内构建了一套抗高温无固相甲酸盐钻井液体系。

1 抗高温无固相甲酸盐钻井液基本组分及作用

1.1 抗高温无固相甲酸盐钻井液基本组分

无固相甲酸盐钻井液体系组成不包含黏土颗粒，主要通过加入高分子聚合物、甲酸盐和相应的处理剂，就能配制出满足安全钻进的钻井液。体系常用的甲酸盐可选用甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯，由于甲酸盐溶液矿化度较高，为保证体系中高分子聚合物能在溶液中充分水化，室内选用了两种新型抗高温、抗盐聚合物HTV-8和HTFL，同时甲酸盐溶液不易在较高渗透率的地层岩石表面形成致密的泥饼，因此体系中加入少量暂堵剂以满足对滤失量的调控。

1.2 体系中处理剂的作用

聚合物HTV-8和HTFL作为体系中的增黏提切剂和降滤失剂，当其充分溶解于水相中后，分子链舒展增加水相的黏度。同时两种聚合物分子之间相互作用形成网状结构来提高体系的结构黏度，形成的空间网状结构可包裹大量自由水，使其不能自由流动，达到降低滤失量的效果[5]。聚合物分子结构中含有大分子刚性链和磺酸基团，提高了聚合物的抗盐能力[6]，使其能应用于含盐量高的钻井液体系中。

构建的抗高温无固相甲酸盐钻井液体系采用甲酸钾盐水作为基液，甲酸钾在体系中起到加重和抑制作用，甲酸钾溶液中K+的水化能小，能轻易的进入黏土晶层间隙，从而置换出水化能较大的Ca2+和Na+；甲酸根HCOO－通过氢键吸附于黏土颗粒表面，增加水化膜厚度，从而抑制黏土的水化膨胀，进一步提高井壁稳定性[7，8]。

体系中加入暂堵剂主要是为了降低钻井液体系的滤失量，使其能在地层孔隙喉道处通过吸附架桥、充填方式形成致密性超低渗透率的泥饼，减轻固、液相对储层伤害。达到了暂堵、防漏和保护油气层的目的[9]。

2 抗高温无固相甲酸盐钻井液配方优选

2.1 抗温增黏提切剂的优选

钻探深井过程中，为使无固相甲酸盐钻井液性能在高温条件下具备良好的流变性能。优选出的增黏提切剂应具有较好的抗温性能。同时，该无固相钻井液体系以甲酸钾盐水作为基液，因此，优选出的增黏提切剂应有较好的抗盐性能，避免体系在高含盐量条件下导致体系黏度下降。室内对三种增黏剂进行了对比试验，其性能（见表1）。由表1可知，在三种增黏提切剂中，HTV-8增黏提切效果最好，其抗温、抗盐性能稳定。因此室内选择HTV-8作为体系的增黏提切剂。基础配方如下：淡水+0.1%NaOH+1.5%PF-HTFL+3%CaCO3+HCOOK（加重至 1.15 g/cm3）。

2.2 抗温降滤失剂的优选

室内将新型降滤失剂HTFL与国外降滤失剂Dristemp相比较，实验结果（见表2）。由表2可知，降滤失剂HTFL在高矿化度、高温条件下具备较好的降滤失性能，滚后流变性变化不大。其降滤失效果与Dristemp相差不大，因此选用HTFL作为体系的降滤失剂。基础配方如下：淡水+0.1%NaOH+1.5%HTV-8+3%CaCO3+HCOOK（加重至 1.15 g/cm3）。

表1 不同增黏提切剂的增黏效果

3 抗高温无固相甲酸盐钻井液综合性能评价

3.1 体系抗温性能评价

室内通过优选出增黏提切剂HTV-8、降滤失剂HTFL，确定了抗高温无固相甲酸盐钻井液体系的配方为：淡水+0.1%NaOH+1.5%HTV-8+1.5%HTFL+3%CaCO3+HCOOK（加重至1.15 g/cm3）。为考察体系的抗温能力，将抗高温无固相甲酸盐钻井液在不同温度下热滚16 h后，测定其流变性能。实验结果（见表3）。

由表3可知，体系经200℃老化后，钻井液流变性能变化不大，失水照壁性稳定，动塑比为0.6，保证体系具备较好的携带和悬浮岩屑能力。因此该抗高温无固相甲酸盐钻井液体系抗温可达200℃。具有良好的抗温性能。

3.2 抑制性能评价

室内通过线性膨胀率和岩屑滚动回收率来评价抗高温无固相钻井液的抑制性能。滚动回收率实验采用现场泥页岩钻屑，实验条件：200℃、16 h。线性膨胀实验采用高温高压智能型膨胀仪测定现场土的膨胀率，实验条件：50℃、16 h。实验结果表明，泥页岩钻屑在钻井液中滚动回收率达92.8%；现场土浸泡在钻井液中16 h后，线性膨胀滤仅为9.2%。表明，抗高温无固相甲酸盐钻井液体系对黏土矿物、泥页岩的水化膨胀与分散起到很好的抑制效果。这对保护储层和稳定井壁是至关重要的。

3.3 抗污染能力评价

在钻井过程中黏土和无机盐不可避免的会侵入到钻井液中，从而影响钻井液流变性能。因此需要对配制的钻井液体系进行抗污染性能实验。为了确定抗高温无固相钻井液体系抗污染能力的强弱，室内采用CaCl2、污染土作为污染物来评价抗高温无固相甲酸盐钻井液体系的抗污染能力，结果（见表4）。

从表4可知，该抗高温无固相甲酸盐钻井液体系具备较好的抗无机盐能力，抗污染土的能力较好，随着污染土加量的增加，黏度稍有增加，但变化较小，滤失量减少。总体来说，构建的抗高温无固相甲酸盐钻井液体系性能稳定，抗污染能力较好，可以满足现场钻井作业的需求。

3.4 不同密度下的钻井液性能

通过调节甲酸钾的加量，可以对抗高温无固相甲酸盐钻井液体系的密度进行调控。室内分析了甲酸钾加量对钻井液性能的影响，结果（见表5）。

从表5可以看到，随着甲酸钾加量的增加，钻井液黏度、切力大幅降低。由于甲酸钾加量的增加，钻井液活度降低，自由水含量减少，聚合物HTFL、HTV-8分子链卷曲收缩，不能充分水化。因此，该抗高温无固相甲酸盐钻井液使用甲酸钾加重时，甲酸钾最佳加量为1.25 g/cm3。

表2 不同降滤失剂的降滤失效果

表3 抗高温无固相钻井液体系抗温性能评价

表4 抗高温无固相钻井液抗污染性能评价

表5 甲酸钾加量对体系流变性影响

表6 电测前后钻井液体系流变性能

4 现场应用

在室内完成抗高温无固相甲酸盐钻井液体系的构建后，该钻井液体系首先在渤海地区BZ13-2-2井进行了现场试验。现场使用抗高温无固相甲酸盐钻井液体系成功完成了对该井六开井段高温地层的钻进。完钻井深5 233 m，井底温度185℃。通过三次电测测得该钻井液体系井浆性能（见表6）。现场配方：海水+0.4%NaOH+1.4%HTFL+0.5%HTV-8+0.3%Na2CO3+0.2%PF-SSY+0.4%PF-LUBE+HCOOK。

由表6的现场数据可知，该抗高温无固相甲酸盐钻井液体系在电测期间，由于长时间静止于井底高温环境下，体系中聚合物分子存在少量的高温降解，使得钻井液体系的黏度、切力有所下降。但该钻井液体系在井底静止39 h、96.5 h和132 h后，仍具有较好的流变性，其动塑比大于0.5，满足了井底携带岩屑的要求。现场测得静止漏速为0.1 m3/h～0.5 m3/h，表明该钻井液体系封堵性能好、井壁稳定性能强。因此，该抗高温无固相甲酸盐钻井液体系适合该区块地层特性，顺利钻完了目的层。该井测试时日产气量148 672 m3、日产油量314.88 m3，现场测试产量良好，油气产量均达到预期水平。

5 结论

（1）室内通过优选出新型抗温、抗盐增黏提切剂和降滤失剂，构建了一套抗高温无固相甲酸盐钻井液体系。配方为：淡水+0.1%NaOH+1.5%HTV-8+1.5%HTFL+3%CaCO3+HCOOK（视密度而定）。

（2）该抗高温无固相甲酸盐钻井液体系在渤海地区BZ13-2-2井成功应用。该钻井液体系具备长期抗温稳定性、流变性较好、封堵性能强、抑制性好、抗污染能力强等特点。满足了现场钻井的需求。