超高密度复合盐水钻井液流变性调控及应用

穆瑞东，王琦，张莹辉

超高密度复合盐水钻井液流变性调控及应用

穆瑞东1，王琦2，张莹辉3

（1. 西安石油大学，陕西 西安 710065；2. 陕西省煤层气开发利用有限公司，陕西 西安 710119； 陕西省煤层气开发利用有限公司铜川分公司，陕西 铜川 727000）

某井是四川地区的岩气能源勘探井，由于该井口施工地区气层十分活跃，所以井口控制风险性较大，必须始终维持钻井液质量和使用性能，但是由于超高密度复合盐水钻井液固相控制难度参数高，造成钻井液流变性十分困难。根据某井实际案例作为研究出发点，并且结合超高密度复合盐水钻井液影响因素以及超高密度复合盐水钻井液流变性调控，总结出应用策略。

超高密度复合盐水钻井液；流变性；方案设计；技术操作

钻井实际操作时，如果遇到超高密度复合盐水结构层时，要求钻井液自身具有较高的抗盐能力，现阶段超高密度复合盐水钻井液流变性、滤失性等方面调整仍然困扰着井口开采和使用，所以技术人员需要积极引进超高密度复合盐水钻井液流变性调控技术以及应用策略，从根本上保证超高密度复合盐水钻井液流变性质量和效果。

1 实际案例

某井是四川地区的岩气能源勘探的主要设备，该井口按照方案设计的基础井深为4 000 m，实际钻井深度为4 000 m。由于该井自身建设具有显著特点，因此井口一开、二开钻井液均使用聚胺聚合物质，而三开钻井液则需要使用氯化钾聚合物质。对于该井来说，由于四开操作的基础密度相对加高，因此进行流变性调整十分艰难，所以需要将钻井液物质转化为复合形态的盐水钻井液进行井口钻进，直至顺利完成钻井操作后开展后续技术操作[1]。

该井实际建设和施工时，其井口陆地上部分结构地层主要以沙石和泥土为主，因此地质结构层矿物质基础含量较多，极易吸收水分产生膨胀与结构分散，长期以往该地层结构会造成流动泥浆物质，最终导致土壤基础含量无法有效被控制[2]。

由于地面上部分1～2层地层一般需要选择不分散的聚胺聚合物作为井口钻井液物质，有效强化钻井液使用效果。钻井实际使用和运转过程中，钻井液进入自流井口时，需要进入河流组地质结构层，该结构层内部包含页岩以及煤炭等物质，所以该地质结构层经过发育之后会脱落，针对此种现状，在三开操作时，需要转化为氯化钾聚合物有效封堵钻井液管理结构体系，以此不断强化地质结构层防止结构分散[3]。

由于该钻井地质结构层压力系数相对较高，所以随着地质结构层基础密度不断提升，逐渐转化为氯化钾聚磺物质，从根本上提高钻井液物质的基础容量和占地空间。而井口四开所处地质结构层一般为五峰组、宝塔组，该地质在实际建设时普遍显示井口位置气质十分活跃，一旦操作不当钻井时极易遇到地质高压产生裂缝问题，井口风险相对较大会产生诱导性井口渗漏[4]。除此之外，由于龙马溪底部和五峰组在实际建设时一般为粉碎的地质结构层，所以钻井操作时极易产生井口内壁失去基础稳定性而坍塌，造成所需要的钻井液体密度达到2.42 g·cm-3。

2 超高密度复合盐水钻井液影响因素

2.1 温度因素

在钻井操作过程中，泥饼的钻取质量会由于外部环境温度的作用大幅度下降，其泥饼基础厚度不断增加，则会造成其基础密度减少，此种背景下泥饼过滤矢量无法有效控制和管理。

目前，高温对于钻井液的基础黏度作用主要包含3中管理形式，比如：增稠、凝胶、固化等，其主要原因则是由于高温环境下会减低钻井液物质的pH数值，如果环境温度过高会导致钻井液pH至少下降至7～8，最终影响钻井液处理试剂的基础效果，大幅度下降钻井液流变性和热量稳定性[5]。除此之外，如果钻井操作过程中，其周边温度始终处于高温状态，则会增加处理试剂的总体使用量，其外部环境温度越高，持续时越长，所破坏的处理试剂则越多，导致处理试剂基础消耗数量越来越多，使用性能越来越差。由于高温环境对于水资源的影响十分复杂，其核心影响因素则是高温环境对于处理试剂产生负面作用[6]。

2.2 材料密度

由于超高密度复合盐水钻井液进行钻井操作时，高压操作造成软土岩石极易侵入钻井液，因此为了保证井口内部的结构稳定性，平衡井口与地质结构层之间的压力，需要提高钻井液物质的基础密度参数，并且钻井液自身密度越高，其液体固相含量则越高，因此材料占比的整体比例同样越来越高。

超高密度复合盐水钻井液自身流动参数以及黏度参数不断提升，此种现状对于钻井液流变性能的影响也相对较大，因此日常维护十分困难。因此钻井液物质的加重材料数量较多时，钻井液结构体系内的自由水分基础含量会不断降低，长期以往会不断增加钻井液材料内颗粒之间的摩擦性，致使钻井液黏度不断增加[7]。

对于钻井液使用性能来说，自身滤失性能同样成为影响钻井液固相颗粒物质基础浓度、物质分散度以及等级配备的重要因素之一，因此钻井液在实施过程中需要通过有效控制和调整以上影响条件，从根本上减少钻井液失水量。

钻井液物质中的加重颗粒物质相互作用和摩擦，从而影响钻井液的在井口内部结构的润滑性，为此技术人员影响钻井液物质中增加具有润滑作用的试剂，最大程度降低阻力，但是润滑试剂添加量同样需要尽可能控制，一旦添加过度则会增加界面阻力参数，严重甚至造成超高密度复合盐水钻井液流变性快速恶化[8]。现阶段钻井液基础稳定性成为影响钻井液使用质量的重要因素之一，如果钻井液固相基础含量过高，因此钻井液的基础流变性、结构沉降稳定性同样成为钻井液基础性能的研究重点内容之一，如果井下钻取时，表面潮湿或者吸附作用会导致井口自有水资源基础含量降低，其钻井液基础稳定性会不断降低[9]。

3 超高密度复合盐水钻井液流变性调控

3.1 复合盐

超高密度复合盐水钻井液在使用时需要始终维持较低的黏土基础容量参数，由于超高密度复合盐水钻井液内部所包含的膨润土材质基础含量较高，导致黏土颗粒之间会形成端头与结构面、端头与端头时间的物质构成，长期以往极易造成物质的基础黏度不断提升，造成钻井液过滤试剂所展现的作用不断降低[10]。

为保证超高密度复合盐水钻井液能够正常开展，当加入复合盐物质之后，钻井液物质的基础流变性会不断增加，其基础过滤矢量会降低，深入研究其主要原因则是由于钻井液物质中增加了大量的钾离子，进一步压缩了黏土表面的双电结构层，造成黏土结构层面上的负电性能大幅度减低，材料基础粘性和剪切力不断下降[11]。但是钻井液物质使用时，随着钾离子大面积消耗，物质的基础一致性逐渐失去了应有的效果，详细分析其主要原因，则是由于钾离子的抑制作用并不具备一定效果。

随着超高密度复合盐水钻井液循环周期不断增加，进一步提升了黏土表面的负电性，其电位数量不断提升，与携带正向的端头和结构面电荷无法保证基础对称性，经过相互吸引最终形成更多的物质连接网络结构，当网络结构数量大幅度增加并且分布在整个空间之后，其物质的基础黏度以及剪切力会不断增加[12]。

为此技术人员需要继续增加纳离子物质有效弥补钾离子的基础消耗，从根本上减少网络结构的建设数量。利用此种技术方式能够有效控制井下钻井液泥浆的基础黏度和剪切力，但是增加盐物质之后超高密度复合盐水钻井液有效削弱了钻井液的基础保护作用，造成更多的黏土物质颗粒不断凝结，导致钠离子、钾离子物质产生化学反应，造成黏土结构层携带负电，致使电离出更多的氢离子，消耗钻井液的pH 值，影响了吸附剂如SMP对黏土的保护作用[13]。

3.2 氯化钙

根据我国现有的研究案例，氯化钙物质所产生的实际作用逐渐展现，为了保证钻井液使用效果，同样使用类似的物质和施工技术，但是在转化为超高密度复合盐水钻井液时，所产生的效果并不理想，甚至会具有一定副作用[14]。详细分析其主要原因则是由于氯化钙物质中的钙离子与纳离子所产生的作用十分相似，但是氯化钙物质通过物质交换，转化了钻井黏土物质表面结构的阳离子，直接压缩了地质结构层的双结构垫层，最大程度介绍钻井液电位以及排斥力，最终导致膨润土物质产生了许多碎屑[15]。在此种施工现状，阳离子受到钻井液pH数值变化影响较大，如果钻井液的pH数值提升则会导致物质之间的交换容量不断增加，所以超高密度复合盐水钻井液提纯碱物质时，可以直接观察氯化钙物质加入后所产生的凝固结构体。

在钻井液物质使用时，如果想要有效分散钻井液结构体系，则需要直接增加烧碱物质，将物质的pH数值大幅度提升，针对已经产生较强抑制性的钻井液来说，经过一系列技术分析最终认为氯化钙在此种情况下所产生的作用较小，其主要原因则是由于超高密度复合盐水钻井液纳离子基础含量极高，导致钻井黏土层被不断压制，其阳离子物质的基础交换数量降低，与钻井液结构体系中其他聚合物质相互组合，最终成为影响钻井液使用效果的凝胶结构，从根本上增加钻井液物质的基础粘性，强化吸附水化膜[16]。

4 超高密度复合盐水钻井液流变性应用

对于四开钻井施工和基础建设来说，为保证超高密度复合盐水钻井液流变稳定性和安全性，需要根据实际调整和管理方案进一步进行结构优化和项目试验。以此保证钻井操作、电力测量以及固井等施工环节可以顺利开展项目建设，并且以此作为基础条件制定出一系列钻井液施工具体应对方案[17]。

4.1 强化钻井液固相控制

在钻井液实际操作环节上，振动过筛设备的孔洞直径需要设定为0.063 mm，并且在实验环节上需要定期清理储存罐，以此有效维持固相体积的结构比例[18]。而钻井液使用时，为需要选择全新的钻井液膨润土结构配比，从根本上防止引进不符合标准的固相物质，确保经过比例配置后的膨润土基础含量可以在10 g·L-1以内[19]。

4.2 合理控制钻井液密度

想要保障钻井正常开展，实际进行钻进操作时，钻井液基础密度需要保证在2.37～2.39 g·cm-3，该数值范围不仅能够更好的稳定地质压力，又可以从根本上平衡地质结构层所产生的应力参数，选择钻井液物质时，需要根据钻井液实际使用状态和环境选择适合的氯化钠以及KCl物质基础含量，并且物质补充模式主要以复合盐水状态为主，不能直接添加钻井液物质中[20]。

4.3 维持钻井液PH数值

常见钻井液pH物质一般为8.5～9.5，从根本上防止超高碱物质增加页岩结构分散等问题和安全风险，由于钻井液自身具有较高的滤失特点，因此还需要增加沥青等物质提高结构封堵效果，始终保持钻井泥饼的结构厚度，只要钻进，就以细水长流的方式补充SMP-3、KJ-4、SMT、SMS-19 配制的混合加重胶液，调整井浆的流型[21]。

5 结束语

由此可见，由于某井在四川地区进行钻进和建设时，钻井液物质普遍存在流变性较差等技术问题和困境，非常有必要系统开展高矿化度高密度水基钻井液流变性调控方法及机理研究。为此本次研究主要针对超高密度复合盐水钻井液流变性进行技术研究和调控，确保钻井液使用效果和质量水平。

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Rheological Control and Application of Ultra-high Density Compound Saline Drilling Fluid

1,2,3

(1. Xi'an Shiyou University, Xi'an Shaanxi 710065, China; 2.Shaanxi Province Coalbed Methane Development and Utilization Co., Ltd., Xi'an Shaanxi 710119, China; 3. Shaanxi Province Coalbed Methane Development and Utilization Co., Ltd. Tongchuan Branch, Tongchuan Shaanxi 727000, China)

A well is the rock gas energy exploration well in Sichuan region, due to the wellhead gas construction area is very active, so the wellhead control risk is bigger,the quality and service performance of drilling fluid must always be maintained, but the rheological control of drilling fluid is very difficult because of the high difficulty parameters of solid phase control of ultra-high density compound brine drilling fluid. In this paper, based on the actual case of a well as the starting point of the study, combined with the influence factors of ultra-high density compound saline drilling fluid and the rheological control of ultra-high density compound saline drilling fluid, the application strategies were summed up.

Ultra-high density compound brine drilling fluid; Rheological property; Scheme design; Technical operation

2021-08-07

穆瑞东（1996-），男，陕西省咸阳市人，硕士在读。

TE254

A

1004-0935（2023）02-0302-04