HPT高温强抑制水基钻井液体系的室内研究

陈永红，范 青，周成华，杨国兴

（1.中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳618000；2.中石化西南油气分公司工程监督中心，四川德阳618000）

随着煤炭资源的不断消耗以及对清洁能源的日益重视，我国必然会加大天然气等清洁能源的开采和利用力度。目前，由于对油气资源的迫切需求，各地的油气田开采已经进入中后期，钻井的速度、数量、深度和费用均明显增加，所钻地层更加复杂多样化，对钻井液的性能提出了更高的要求［1－2］。

页岩气是一种以游离或吸附状态藏身于页岩层或泥岩层的非常规天然气，具有开采寿命长和生产周期长的优点，但其岩性特点易导致井壁坍塌、井漏、压差卡钻、油层伤害等复杂情况的发生，进而有可能造成巨大的经济损失和严重的安全事故［1］。目前多采用油基钻井液，它可防止钻井液对页岩的侵入，从而有效保持井壁稳定，同时还具有良好的润滑、防卡和降阻作用。但油基钻井液成本高、驱替效率低、后期处理过程中安全环保压力大，且无法在短期内得到妥善解决，因此严重制约了其在页岩气开发中的应用。而普通水基钻井液难以解决在页岩层长水平段钻井中的垮塌、摩阻、井漏、缩径等问题。鉴于此，作者进行了HPT 高温强抑制水基钻井液体系的室内研究，对高效抑制剂、降滤失剂、防塌封堵剂的配比进行了分析，并对该钻井液体系的性能进行了评价。

1 HPT高温强抑制水基钻井液体系主要处理剂的优选

1.1 高效抑制剂

我国钻井液外加剂生产厂家众多，且产品质量参差不齐，需对不同厂家抑制剂的钻井液性能及其与常规水基钻井液复配性能进行测定，以选出高效抑制剂。本实验对比了多个厂家的抑制剂，最终选定高效抑制剂HI。

基浆的配制：400mL自来水＋4%实验用钠土，高速搅匀后密闭养护24h。

性能评价方法：

（1）中压滤失量（FLAPI）和流变性：在基浆中加入8%的HI，养护24h后测定。

（2）岩屑滚动回收率：将50g 30目岩屑加入8%HI水溶液中，在150 ℃下滚动16h后测定岩屑回收率。

（3）极压润滑系数及页岩膨胀率：用EP－B 型极压润滑仪和NP－03型微电脑页岩膨胀测试仪测定。

在基浆中加入高效抑制剂HI，测定钻井液体系的FLAPI、流变性及抑制性能，结果见表1。

由表1 可以看出，加入HI的浆体在老化前后FLAPI和流变性变化不大，老化后润滑性变好；从抑制性能来看，和清水比较，加入HI的浆体老化后岩屑滚动回收率和页岩膨胀率变化较大，岩屑滚动回收率提高了75.3%、页岩膨胀率降低了48%。

HI加量对钻井液体系性能的影响见表2、图1（拟用钻井液配方为：2%NV－1＋0.1%～0.2%XC＋0.2%～0.3%FA－367＋0.2%～0.3%XY－27＋0.5%～1%LV－PAC＋4%FT－342）。

表1 钻井液体系的FLAPI、流变性及抑制性能Tab.1 FLAPI，rheology and inhibition performance of drilling fluid system

表2 HI加量对钻井液体系性能的影响Tab.2 Effect of HI dosage on performance of drilling fluid system

图1 HI加量对钻井液体系性能的影响Fig.1 Effect of HI dosage on performance of drilling fluid system

由图1可知，随着HI加量的增加，极压润滑系数和页岩膨胀率均逐渐降低，说明浆体的润滑性变好，抑制性增强；当HI加量超过12%和15%后，继续增加用量，对润滑性和抑制性的改善作用趋于稳定。因此，初步确定HI的加量为7%～15%；进一步对钻井液体系的抑制性和润滑性进行优化实验，最后确定HI加量为12%。

1.2 降滤失剂

页岩气油藏钻井过程中井壁垮塌严重，原因是井筒压差和毛管压力等作用下滤液沿着层理渗入，导致层理面力学发生变化［3－7］，严重影响泥页岩地层的稳定性，因此需要选择配伍性好且抗温能力强的降滤失剂来降低滤失量。

在基础配方上加入不同的降滤失剂（SMP－Ⅰ、SPNH、SMP－Ⅱ、CAM），将浆体在120 ℃老化16h后测定高温高压滤失量（FLHTHP），结果见图2。

由图2可知，随着SMP－Ⅰ、SPNH、SMP－Ⅱ加量的增加，钻井液体系在高温老化后均有较好的降滤失效果，特别是SMP－Ⅱ与HI的配伍性最好，最优加量为3%；SMP－Ⅱ与CAM 按一定比例混合后，降滤失效果更佳。因此，确定CAM 加量为1%、SMP－Ⅱ加量为3%。

图2 降滤失剂加量与高温高压滤失量的关系Fig.2 Relationship between dosage of filter loss reduer and FLHTHP

1.3 防塌封堵剂

国外已研发了一种含有纳米堵漏材料的钻井液体系，这种钻井液体系能在页岩层中起到较好的防漏堵漏作用［8］。根据粒度级配原理复配防塌封堵剂，最终选择可变形微粒防塌封堵剂FDFT－1＋防塌封堵剂KD＋随钻堵漏剂SDL＋纳米封堵剂MONTF配方。

在优化后基础钻井液配方（2%NV－1＋12%HI＋0.15%FA－367＋3%SMP－Ⅱ＋1%CAM＋2%FDFT－1＋1%SDL＋2%FT－342）的基础上，考察MONTF 加量对钻井液体系性能的影响，结果见表3、图3。

由表3和图3 可知，随着MONTF 加量的增加，钻井液的流变性能变好，极压润滑系数逐渐减小；当加入0.5%的MONTF时，FLAPI和FLHTHP明显减少，16h 页岩膨胀率由未加MONTF 的13.51%降为12.54%；当MONTF 加量增加到1.0%时，FLHTHP比未加MONTF的高1.0mL，且16h页岩膨胀率也升至13.95%。所以，最终确定MONTF加量为0.5%。

表3 MONTF加量对钻井液体系性能的影响Tab.3 Effect of MONTF dosage on performance of drilling fluid system

图3 MONTF加量与16h页岩膨胀率的关系Fig.3 Relationship between MONTF dosage and swell rate of shale for 16h

2 HPT高温强抑制水基钻井液体系的性能评价

为了增强抑制性，防止泥页岩水化膨胀及不稳定地层坍塌，根据主要助剂的优选结果和大量的室内实验，改变各自加量，通过配伍性实验确定其它助剂（KCl、FT－342）及加量，改善HPT 高温强抑制水基钻井液的流变性及滤失量，进一步优化配比，最终得到了HPT 高温强抑制水基钻井液的主要配方为：2%NV－1＋0.5%KOH＋11%HI＋0.15%FA－367＋3%SMP－Ⅱ＋1%CAM＋3%～7%KCl＋2%FDFT－1＋1%SDL＋1%KD＋2%FT－342＋0.5%MONTF。

2.1 基本性能

按照主要配方（KCl加量为5%）配制密度为2.1 g·cm－3的HPT 高温强抑制水基钻井液体系，在135 ℃下滚动16h后测定其基本性能（流变性在65 ℃下测试，下同），结果见表4。

由表4可知，HPT 高温强抑制水基钻井液体系具有很好的流变性和较强的降滤失能力，30min FLAPI在1.0mL 以内，FLHTHP在10 mL 以内，且动塑比大于0.3。

2.2 润滑及抑制性能

采用EP－B 型极压润滑仪和WT－OFI－150－80 型高温动态线性膨胀仪在135 ℃下测定2.1g·cm－3钻井液体系的润滑性和抑制性，得到极压润滑系数为0.146，8h页岩膨胀率为5.96%，16h页岩膨胀率为8.62%。

表明HPT 高温强抑制水基钻井液体系具有较强的润滑性和抑制性。

表4 HPT高温强抑制水基钻井液体系的基本性能Tab.4 Basic performance of HPT high temperature and strong inhibitory water－based drilling fluid system

图4为KCl加量与页岩膨胀率的关系。

图4 KCl加量与页岩膨胀率的关系Fig.4 Relationship between KCl dosage and swell rate of shale

由图4可知，加量为5%的KCl与浆体的配伍性最好，抑制性最强。

综上所述，HPT 高温强抑制水基钻井液体系具有良好的加重能力，高温老化后其流变性、抑制性、润滑性能也保持良好，且在钻井成本上优于油基钻井液，并在后期处理中利于环保。

3 结论

经过大量室内实验，对比分析高效抑制剂、降滤失剂、防塌封堵剂等的加量配比，研制得到HPT 高温强抑制水基钻井液，其密度在1.6～2.1g·cm－3范围内可调，且在温度低于135 ℃下仍具有良好的性能，16h页岩膨胀率控制在9%以内，悬浮稳定性好，具有优异的加重能力、流变性、抑制性、润滑性和抗温性能，且具有环保、低成本的特点，应用前景广阔。

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