油基钻井液流变性调控技术研究

王 磊，罗 勇，刘 胜，苗海龙，向兴金，舒福昌，王 荐，崔应中

油基钻井液具有抑制性强、抗污染能力强、润滑性好、储层保护效果好等优点，是复杂井、大斜度井、大位移井、高温深井钻探的首选钻井液体系。油基钻井液在国内外广泛应用，国内油基钻井液技术虽然开发较晚，但经各油田和科研单位的科技攻关与不断完善，目前已开发出适用于不同油水比、不同密度、不同油相、不同温度以及不同井型的系列油基钻井液技术。

一直以来，为保障井眼清洁，油基钻井液常常通过添加有机土和调节油水比的方式来提高钻井液的粘切力和增强携岩能力，但会带来一系列问题，如泥浆增稠会增大泵压，后续维护困难。因油基钻井液增稠只能通过加油稀释的办法降低黏度，会导致钻井液体系动切力降低、悬浮携岩能力减弱，若现场使用这种调节方式，最后往往陷入恶性循环。随着勘探技术的发展，井越来越深，水平位移越来越大，井温也越来越高，因此，钻井液必须具有良好的高温流变性能才能满足钻进过程的悬浮携岩性能要求[1－3］。

油基钻井液的基液主要为油相，体系的黏度对温度十分敏感，温度升高导致基液黏度和动切力降低，悬浮携岩能力减弱。

钻井液的携岩能力用携岩指数（Zj）来表征，携岩指数越高，表明钻井液体系的携岩能力越强。

携岩指数计算公式如下：

式中：ρf为钻井液密度，g·cm－3；ρs为岩屑密度，g·cm－3（通常取2.60g·cm－3）；PV 为钻井液的塑性黏度，mPa·s；YP为钻井液的动切力，Pa；YP／PV为动塑比。

Zj值反映钻井液的携岩能力与密度、塑性黏度、动切力的相互关系，在密度和塑性黏度一定的情况下，动切力越高，Zj值越大，钻井液携岩能力越强。研究表明，环空返速在1.2m·s－1以上、携岩指数大于1.50时，可获得较好的携岩效果。

由上可知，油基钻井液要满足复杂井、大斜度井、大位移井和高温深井的钻井需要，必须拥有高效的流变性调控手段。作者通过室内大量研究，提供了针对中低温和高温不同温度范围的油基钻井液的流变性调控技术。

1 中低温条件下的油基钻井液流变性调控技术研究与评价

鉴于传统的油基钻井液流变性调控技术存在的弊端和局限，湖北汉科新技术股份有限公司研制和开发了油基钻井液流型调节剂提切剂HSV－4，已在国内陆地和海洋油田区块大规模应用。

提切剂HSV－4是一种高分子表面活性剂，其主要提切作用机理为：（1）大分子链条舒展，吸附／粘结形成空间结构；（2）增强有机土等亲油胶体颗粒亲油性；（3）增强乳化液滴乳化膜的稳定性；（4）增强亲油胶体、乳化液滴相互之间的粘结力。

1.1 提切剂HSV－4的流变调节效果评价（表1 ）

油基钻井液基本配方：油水比＝80∶20（油相：3＃白油；水相：30%CaCl2水溶液），3%主乳化剂PF－MOEMUL－1＋1%辅乳化剂PF－MOCOAT－1＋1%润湿剂PF－MOWET－1＋4%有机土PF－MOGEL＋3%降滤失剂PF－MOTEX＋2%碱度调节剂PF－MOALK＋2%封堵剂PF－MOLSF＋2%封堵剂PF－MOLPF＋2%疏水胶体封堵剂PF－MOHCP，重晶石加重至1.50g·cm－3。

表1 提切剂HSV－4加量对评价结果的影响Tab.1 The effect of dosage of shear strength improving agent HSV－4on evaluation results

由表1 可知，当加入0.5%的提切剂 HSV－4时，动切力为10Pa，动塑比为0.42，携岩指数为2.19，表明加入提切剂HSV－4后，油基钻井液具有较高的动切力和携岩能力。

1.2 提切剂HSV－4的高温适应性评价

提切剂HSV－4在0.5%加量下油基钻井液在不同温度下的流变性能见表2 。

表2 提切剂HSV－4抗温性能评价结果Tab.2 Temperature resistance evaluation results of shear strength improving agent HSV－4

由表2 可知，当老化温度达到160℃以上时，油基钻井液高温老化后动切力和携岩指数均下降，说明提切剂的抗温极限为160℃。因此，油基钻井液需添加能改善和提高其高温流变性能的材料。

2 高温条件下的油基钻井液流变性调控技术研究与评价

为了保障高温下油基钻井液流变性能的稳定，研制出一种聚合物高温流变稳定剂MOHST。高温流变稳定剂MOHST是在提切剂HSV－4基础上通过提高分子量和增加亲油吸附基团获得的一种亲油高分子聚合物，因为具有空间多支链刚性结构和亲油吸附基团，在高温下大分子舒展形成更加稳定的空间结构，与油基钻井液中的乳化液滴、有机土粘土片、其它亲油胶体颗粒之间产生粘结／架构作用，所以高温下不容易发生解吸，能够增强高温下油基钻井液的流变稳定性能，进而改善和提高其高温下的悬浮携岩能力。

2.1 高温流变稳定剂对高温下油基钻井液流变性改善效果评价（表3 ）

油基钻井液基本配方同1.1。

表3 高温流变稳定剂的优选结果Tab.3 Optimized results of high temperature rheological stabilizer

由表3 可知，采取提切剂HSV－4和高温流变稳定剂MOHST复配时，油基钻井液高温老化后能够获得较高的动切力。在0.5%HSV－4加量的条件下，优选高温流变稳定剂MOHST的加量。

2.2 高温流变稳定剂加量的优选评价（表4）

由表4可知，高温流变稳定剂MOHST加量在0.5%以上时，老化后具有较高的动切力和携岩指数，因此，推荐高温条件下的高温流变稳定剂MOHST的加量为0.5%～1.2%。

表4高温流变稳定剂的加量优选Tab.4 Optimized dosage assessment of high temperature rheological stabilizer

2.3 高温流变稳定剂的抗高温性能评价

在 基 本 配 方 中 加 入 0.5%HSV－4 和 1.2%MOHST，评价油基钻井液的抗高温性能，结果见表5 。

表5 高温流变稳定剂的抗温性能评价结果Tab.5 Temperature resistance evaluation results of high temperature rheological stabilizer

由表5 可知，在温度高达230℃的条件下，油基钻井液的流变性能数据稳定，表明抗高温性能好，这些流变性调控措施能显著改善油基钻井液高温下的携岩性能。

3 结论

1）研究和评价了高温下油基钻井液流变性调控技术，为复杂井、大斜度井、大位移井和高温深井的悬浮携岩、井眼清洁提供了技术解决手段，对油基钻井液的流变性改善效果好，高温下流变性稳定。

2）160℃以下使用提切剂HSV－4调节油基钻井液的流变性，推荐加量0.3%～0.8%，提切剂 HSV－4在大多数井温条件下可保障油基钻井液的悬浮携岩性能。

3）160℃及160℃以上使用高温流变稳定剂MOHST，推荐加量0.5%～1.2%，配合提切剂 HSV－4使用可改善高温下的携岩性能。建议现场在钻高温井段前提前加入，当因为特殊原因必须停钻时，也必须选择相应的流变性调节手段来保障钻井液井筒内长期静置时的高温悬浮稳定性能，以避免后期重新作业时由于泥浆失稳导致井下复杂。

4）现场在使用这些流变性调控技术时，必须结合工程措施来保障井眼清洁。

[1]王洪伟，王荐，许均，等.高温高密度油基钻井液体系的研究与应用[J］.化学与生物工程，2013，30（11）：60－62.

[2]蒋卓，舒福昌，向兴金，等.全油合成基钻井液的室内研究[J］.钻井液与完井液，2009，26（2）：19－20.

[3]张景富，俞庆森，严世才.侧钻井钻井液携屑能力试验研究[J］.石油钻采工艺，2000，22（2）：12－16.