莺琼盆地抗高温高密度水基钻井液

廖奉武，李坤豫，胡友林，何芬，李炎军，岳前升

(1.长江大学石油工程学院，武汉 430100；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津3 004523；3.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江5 240572；4.长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州 434023）

莺琼盆地地温梯度高，压力系数大，安全密度窗口窄，平均地温梯度为4.5 ℃/100 m，超压井段的地层平均压力系数为2.0，安全密度窗口最低小于0.1 g/cm3[1-2]，目前莺琼盆地已钻高温高压井的资料显示该高温高压地层最高温度为200 ℃，钻井液的密度最大为2.3 g/cm3，抗高温高密度钻井液技术是莺琼盆地高温高压地层钻井面临的主要技术难题之一。文中分析了莺琼盆地7 口井高温高压段钻井液性能，其能满足高温高压钻井作业的需要，但是在现场钻井作业过程中仍存在以下4 个方面问题：①流变性和沉降稳定性调控难以同时兼顾，钻至高压段，加重后的钻井液因切力偏小容易发生沉降，采取增黏措施提高钻井液的沉降稳定性，但同时钻井液流变性变差；②高温高压滤失性能难以调控，高密度钻井液固相含量过高，固体颗粒在泥饼上沉积过多导致泥饼质量变差，此外高温破坏了部分处理剂的性能，导致钻井液滤失性降低；③封堵性能难以调控，莺琼盆地高温高压段安全密度窗口窄，易发生漏失[3]；④抗酸性气体CO2污染能力有限，莺琼盆地高温高压地层钻遇气层高含CO2，CO2气侵会导致钻井液变稠、流动性变差、滤失量增大等问题[4-6]。因此，在莺琼盆地高温高压段水基钻井液基本配方基础上，通过加重材料、抗高温聚合物降滤失剂、3 种粒径微粉碳酸钙的比例和膨润土加量的优选及优化，构建了一套钻井液体系，研究结果表明，该体系的流变性、沉降稳定性、高温高压滤失性、封堵性及抗酸性气体CO2污染性能均优于莺琼盆地现用高温高压段水基钻井液体系。

1 高温高压段现用水基钻井液性能

现场高温高压段钻井液在200 ℃下热滚16 h后的性能见表1。

表1 莺琼盆地部分已钻井高密度钻井液性能（200 ℃、16 h）

由表1 可知，7 口井钻井液性能相对较好，但是在现场钻井作业过程中仍然出现了以下问题：①钻井液的沉降稳定性欠佳，钻至高压段加重过程中采取了增黏措施，导致钻井液稠化；②钻井液中降滤失剂抗高温性能有限，在高温下部分降解，导致钻井液滤失量增大；③钻井液封堵性能欠佳，莺琼盆地高温高压段密度窗口窄，钻至高温高压段容易发生漏失；④钻井液中CaO 加量不宜过大，钻遇高含CO2气层后，钻井液滤失量增大，流变性变差，甚至失去流动性。

2 高温高压段水基钻井液性能的优化

莺琼盆地高温高压段水基钻井液体系的基本配方如下。

1#1.8%淡水土浆+3%KCl+0.8%NaOH+0.6%增黏型共聚物Calovis+4%沥青稳定剂SOLTEX+4.3%Resinex（抗高温降滤失剂）+3.4%稀释剂XP-20K+3%微粉碳酸钙（Carb10∶Carb40∶Carb250=1∶1∶1）+0.3%CaO+3%聚胺抑制剂ULTRAHIB+2%润滑剂LUBE 167+重晶石，加重至2.3 g/cm3

2.1 流变性和沉降稳定性

重晶石的粒径、粒度分布及密度对钻井液流变性及沉降稳定性影响较大[7-9]。根据斯托克斯公式计算得到，当重晶石粒径为0.01、0.1、1、10、100 μm 时，重晶石在清水中的自由沉降速度分别为1.6×10-10、1.6×10-8、1.6×10-6、1.6×10-4、1.6×10-2m/s[10]。可以看出，重晶石的粒径越小，其自由沉降速率越小。粒度具有多级分布的重晶石由于颗粒紧密堆积原理能够形成轴承效应，能降低钻井液的黏度和切力[11]。降低钻井液固相含量能增大钻井液固体颗粒间距，进而降低固相颗粒间的接触摩擦及固-液界面间的摩擦，从而降低了钻井液的黏度和切力[12-13]。配制相同密度钻井液时，重晶石密度越高其加量越小，高密度重晶石可以降低钻井液的固相含量。优选粒径更小、粒度多级分布、密度更高的重晶石，来提高钻井液的流变性及沉降稳定性。

现场钻井液所用的重晶石粒度分布见图1，D50为20.9 μm，仅有单级粒度分布，密度为4.2 g/cm3，优选的高品质重晶石粒度分布见图2，D50为5.06 μm，具有三级粒度分布，其密度为4.4 g/cm3。

将1#配方分别用上述2 种重晶石配制钻井液，在200 ℃下热滚16 h 后，评价其性能。沉降稳定性的评价采用自制的高温沉降稳定仪[14]。将钻井液置于该仪器中在200 ℃、3 MPa 下静置24 h 后，测试钻井液上、下部密度，计算沉降因子SF，结果见表2。由表2 可知，高品质重晶石明显降低了钻井液的黏度，适当降低了钻井液的切力，提高了钻井液的沉降稳定性，同时降低了钻井液的滤失量。

图1 现场钻井液体系所用重晶石粒度分布

图2 优选的高品质重晶石粒度分布

表2 不同高密度钻井液性能（200 ℃、16 h）

2.2 高温高压滤失性能

引入抗高温聚合物降滤失剂FLOVIS PLUS 提高钻井液的高温高压滤失性。由于该聚合物增黏效果较强，因此适量降低配方中 Calovis 的加量以及增加稀释剂XP-20K 的加量。通过室内实验构建3#配方如下。将2#和3#钻井液在200 ℃下热滚16 h 后，测其高温高压滤失量，结果见表2。引入FLOVIS PLUS 后增加了钻井液的高温高压滤失性，并且对钻井液的流变性影响不大。

3#1.8%淡水土浆+3%KCl+0.8%NaOH+0.4%Calovis+0.1%FLOVIS PLUS+4%SOLTEX+4.3%Resinex+4%XP-20K+1%Carb10+1%Carb40+1%Carb250+0.3%CaO+3%ULTRAHIB+2%LUBE 167+高品质重晶石，加重至2.3 g/cm3

2.3 封堵性能

3#钻井液的高温高压砂床滤失量为22.4 mL，其封堵性有待提高。在3#配方的基础上，合理分配3 种粒径的微粉碳酸钙的比例，优化钻井液的封堵性，采用徐同台等提出的高温高压砂床滤失量法评价钻井液的高温高压封堵性[15]。3 种粒径微粉碳酸钙封堵性的均匀设计实验如表3 所示。由表3 可知，均匀设计实验预测的最优比例为：Carb10∶Carb40∶Carb250=0.15∶0.50∶0.35，预期的高温高压砂床滤失量为17 mL。根据该配比进行验证实验，实验结果为14.8 mL，与3 种粒径微粉碳酸钙比例为1∶1∶1 时相比，其封堵性明显提高。

表3 微粉碳酸钙封堵性的均匀设计实验

2.4 抗酸性气体CO2污染性能

CO2对钻井液的污染机理主要有：①CO2侵入使膨润土形成高度细分散状态，增加了钻井液的黏度，降低了泥饼质量；②CO2侵入降低了钻井液的pH 值，使部分处理剂性能降低。钻井液中通常加适量CaO 维持钻井液的pH 值及消除CO2，但是CaO 的加量不宜过大。因此适量降低钻井液膨润土含量能降低CO2对钻井液的危害，此外膨润土含量的降低减少了Ca2+造成黏土分散度下降带来的影响[16]。但膨润土含量的降低影响钻井液的胶体稳定性等，因此需适量增加沥青稳定剂SOLTEX 维持钻井液的稳定性，构建了4#配方如下。

4#1.6%淡水土浆+3%KCl+0.8%NaOH+0.4%Calovis+0.1%FLOVIS PLUS+6%SOLTEX+4.3%Resinex+4%XP-20K+0.45%Carb10+1.5%Carb40+1.05%Carb250+0.3%CaO+3%ULTRAHIB+2%LUBE 167+高品质重晶石，加重至2.3 g/cm3

将钻井液装入内部有十字挡板的老化罐中，在滚动过程中能使钻井液与CO2充分接触，以不同压力充入CO2控制钻井液中CO2的浓度，在200 ℃热滚16 h 后测试钻井液的性能，结果见表4。由表4 可知，CO2污染对钻井液的影响与其浓度有关，随着浓度的升高，3#钻井液的黏度先降低后升高，且3#钻井液的滤失量随CO2浓度的升高而上升；而4#钻井液的滤失量随CO2浓度的升高变化不大，钻井液黏度和切力的变化也比3#钻井液小。可知，适当降低膨润土含量及增加SOLTEX的含量，降低了CO2对钻井液黏度、切力及滤失量的影响，并且对钻井液的其他性能影响不大。

表4 3#和4#高密度钻井液的抗酸性气体CO2污染性能对比

2.5 性能评价

不同钻井液体系在200 ℃下热滚16 h 后的性能对比见表5。由表5 可知，构建的4#钻井液与莺琼盆地现有高温高压段钻井液体系1#配方以及LD10-1-13 井现场钻井液相比，黏度、高温高压滤失量、高温高压砂床滤失量及沉降因子均有所降低，切力也在合理范围内适当降低。新构建体系的性能均优于现有钻井液以及同密度下的现场钻井液。

表5 优化前后钻井液性能

3 结论

1.通过优选粒径小、粒度多级分布、密度较高的高品质重晶石，使钻井液黏度降低了7 mPa·s，动切力降低了4 Pa，高温高压（200 ℃、3 MPa）沉降因子降低了0.025，并且低于0.52，高温高压滤失量降低了5.4 mL，优化了莺琼盆地抗高温高密度钻井液的性能。

2.优选的抗高温聚合物降滤失剂FLOVIS PLUS 使钻井液高温高压滤失量降低了2.6 mL；优化了3 种粒径微粉碳酸钙的比例，提高了钻井液的封堵性，使钻井液高温高压砂床滤失量降低了7.6 mL；适当降低钻井液膨润土的含量，提高了钻井液抗酸性气体CO2的污染性能。

3.构建的钻井液在200 ℃热滚16 h 后的黏度为39 mPa·s，动切力为7 Pa，在200 ℃和3 MPa下沉降因子为0.512，高温高压滤失量为8.6 mL，高温高压砂床滤失量为14.4 mL，在4 MPa 被CO2污染后黏度为43 mPa·s，动切力为9 Pa，API 滤失量为4.5 mL，高温高压滤失量为13.6 mL，性能均优于莺琼盆地现有高温高压段水基钻井液体系。