低固相超高温钻井液的研究及应用

田 惠，张克正，史 野，黄 臣，李秀妹，何 鹏

（中国石油渤海钻探工程有限公司泥浆技术服务分公司，天津 300280）

杨税务潜山是华北油田目前重点开发地区。该地区储层温度高，压力中等偏低，且存在大段非均质碳酸盐。该地区的钻探，从技术难度上，在环渤海湾乃至国内首屈一指。钻井液存在以下技术难点：（1）超高温环境对钻井液的抗温性能提出了极大的挑战[1]；（2）寒武系徐毛馒组地层约200 m 厚的泥岩段存在井壁垮塌的可能性，府君山组存在漏失风险，易造成事故复杂；（3）目前华北及邻近油田尚没有密度1.20 g/cm3、抗温220 ℃左右水基钻井液体系现场成功应用实例；（4）低密度钻井液岩屑携带效果不佳，钻井液体系难实现低固相[2]。为保证安全钻井，需要攻克超高温、低密度钻井液携岩稳定性、强抑制性、封堵性的技术难题。

前期已研制出密度1.20 g/cm3～2.0 g/cm3可调、抗温达200 ℃、抗盐膏污染能力强的“三高”钻井液体系[3，4]和抗温达210 ℃、封堵造壁能力强的复合有机盐及低固相抗高温钻井液体系[5，6]，并在现场应用成功。根据室内研究和现场应用经验，初步确定适用于杨税务地区的低固相超高温钻井液体系配方。利用不同种类、不同链长处理剂的协同作用，优化体系性能，并对不同厂家的同类处理剂进行优选，最终形成了一套密度范围为1.10 g/cm3～1.20 g/cm3、抗温达220 ℃、抑制性强的低固相超高温钻井液体系。

1 低固相超高温钻井液体系的研究

1.1 初步配方的确定

低固相超高温钻井液体系的初步配方：3 %～4 %膨润土+1.8 %～2.3 %包被剂（1 %低黏包被剂、0.3 %复合离子包被剂、0.5 %～1 %高黏包被剂）+2 %～4 %降滤失剂（0.5 %中、小分子聚合物降滤失剂、1 %～1.5 %有机硅聚合物降滤失剂、0.5 %～1 %磺酸盐聚合物降滤失剂、0.5%～1%抗超高温降滤失剂）+2%抗高温树脂+2 %页岩抑制剂+1.5 %抗高温提切剂+超细碳酸钙。

固定膨润土用量为3.5 %，其他钻井液处理剂用量取中值，对初步配方中处理剂的种类及加量进行了优选，实验结果（见表1）。

由表1 可知，初步配方经220 ℃/16 h 老化后，体系的黏度、切力及API 滤失量变化不大，而减少或改变处理剂种类的体系，老化后三者均有较大改变，效果不如初步配方。说明初步配方抗温能力强，在静止状态下仍能形成较强的空间结构，有利于固相的悬浮和携岩。因此，确定低固相超高温钻井液体系的配方即为初步配方。

1.2 膨润土用量的确定

膨润土是水基钻井液的重要配浆材料。高温情况下，膨润土会产生高温分散、高温聚结及高温钝化作用，同时处理剂在膨润土表面也会产生高温解吸附、高温去水化作用[7]，所以，必须合理控制膨润土的用量。膨润土用量为2.8 %、3.5 %及4.4 %时，钻井液体系的性能（见表2）。

由表2 可知，随着膨润土用量的增大，钻井液体系的黏度、切力增大，API 滤失量降低。但当膨润土的用量超过一定容量限后，体系出现流变和滤失性能下降的现象，经220 ℃/16 h 老化后，现象更加明显，分析原因可能是发生了聚结及高温凝胶。所以，选定膨润土的用量为3.5 %。考虑钻井过程中地层水的侵入和地层造浆作用，膨润土的加量控制在3 %～4 %为宜。

表1 低固相超高温钻井液初步配方的确定

表2 膨润土用量对钻井液体系性能的影响

1.3 处理剂的优选

随着井深的增加，井底温度升高，超高温环境对处理剂提出了极大的挑战。在保证处理剂抗温性的同时，还要考虑处理剂与膨润土的协同作用，提高膨润土在超高温条件下的水化能力，防止高温去水化及聚结。对不同厂家的几类处理剂进行了优选，并按现场应用要求测试钻井液体系性能。

1.3.1 抗高温提切剂的优选 在以上实验的基础上，固定膨润土用量为3.5 %，其他钻井液处理剂用量取中值，抗高温提切剂进行了优选，结果（见表3）。

由表3 可知，与初步配方相比，加入抗高温提切剂HB-2 体系的黏度偏低，API 滤失量偏大；加入抗高温提切剂HE-300 的体系经220 ℃/16 h 老化后，黏度大幅度下降，说明HE-300 抗超高温能力差。所以，综合以上两点，选定抗高温提切剂为初步配方中所用。

1.3.2 抗高温树脂的优选 在以上实验的基础上，固定膨润土用量为3.5 %和抗高温提切剂，其他钻井液处理剂用量取中值，对初步配方中的抗高温树脂进行了优选，结果（见表4）。

由表4 可知，与初步配方相比，加入抗高温树脂SMP-3 和抗高温树脂SMP-Ⅲ的体系的黏度偏低，而API 滤失量变化不大，这在保证滤失造壁性的同时，有利于解决钻井液黏度大而造成开泵困难、钻屑难以去除或钻井过程中激动压力过大等影响安全钻井[8]的问题。与加入抗高温树脂SMP-Ⅲ的体系相比，加入抗高温树脂SMP-3 的体系220 ℃/16 h 老化前后，其黏度、切力及API 滤失量更优，特别是动塑比在0.5 左右，符合现场应用要求，所以，选定抗高温树脂为SMP-3。

1.3.3 降滤失剂的优选 在以上实验的基础上，固定膨润土用量为3.5 %、抗高温提切剂和抗高温树脂，对初步配方中的抗超高温降滤失剂进行了优选。为与现场应用要求更加接近，增测体系经220 ℃/16 h 老化后、70 ℃时的性能，结果（见表5）。

由表5 可知，与加入抗超高温降滤失剂DSP-2 的体系相比，初步配方220 ℃/16h 老化前后其黏度、切力略高，API 滤失量偏低。说明初步配方中所用超高温降滤失剂高温护胶能力强，所以选定超高温降滤失剂为初步配方中所用。

表3 抗高温提切剂对钻井液体系性能的影响

表4 抗高温树脂对钻井液体系性能的影响

表5 抗超高温降滤失剂对钻井液体系性能的影响

1.3.4 页岩抑制剂的优选 在以上实验的基础上，固定膨润土用量为3.5 %、抗高温提切剂、抗高温树脂和抗超高温降滤失剂，对初步配方中的页岩抑制剂进行了优选。按照现场应用要求，测试70 ℃及220 ℃/16 h后、70 ℃的性能，结果（见表6）。

由表6 可知，与初步配方相比，加入页岩抑制剂FF-Ⅰ和DYFT-Ⅱ的体系经220 ℃/16 h 老化后，黏度、切力偏高，更符合现场应用要求；但API 滤失量偏大，分析原因可能是初步配方中所用的页岩抑制剂中含有部分纳米颗粒，起到了堵孔降滤失剂的作用。与加页岩抑制剂DYFT-Ⅱ的体系相比，加入页岩抑制剂FF-Ⅰ体系的切力更高，特别是220 ℃/16 h 老化后动塑比为0.85，体系携岩能力强，有利于实现低固相。所以综合以上几点，选定页岩抑制剂FF-Ⅰ。

在以上实验的基础上，最终形成了一套密度范围为1.10 g/cm3～1.20 g/cm3、抗温达220 ℃、抑制性好的低固相超高温钻井液体系：3 %～4 %膨润土+1.8 %～2.3 %包被剂（1 %低黏包被剂、0.3 %复合离子包被剂、0.5 %～1 %高黏包被剂）+2%～4%降滤失剂（0.5%中、小分子聚合物降滤失剂、1 %～1.5 %有机硅聚合物降滤失剂、0.5 %～1 %磺酸盐聚合物降滤失剂、0.5 %～1 %抗超高温降滤失剂）+2 %抗高温树脂SMP-3+2 %页岩抑制剂FF-Ⅰ+1.5 %抗高温提切剂+超细碳酸钙。该体系抗温可达220 ℃，超高温老化后，表观黏度为65.5 mPa·s，动塑比为0.87 左右，API 滤失量为4.0 mL，高温高压滤失量为11 mL。

2 安探4X 井现场应用

安探4X 井是华北油田杨税务潜山的一口超高温探井，完钻井深为6 455 m，井底最高温达到206 ℃，是目前华北油田完钻的最深井。该井四开超高温井段所用钻井液出现聚合物抗温能力不高、提升拉力大、返出砂子细问题。将研制的低固相超高温钻井液应用于该井段，成功解决了该井段钻井液出现的问题，取得了良好的应用效果。现场实测钻井液性能（见表7），钻进中返出的岩屑（见图1）。

图1 安探4X 井钻进中返出的岩屑

由表7 可知，低固相超高温钻井液体系性能稳定，流变性良好，具有较强的包被抑制性，实现了钻井液低固相。由图1 可知，钻进中返出钻屑均为钻头破碎的岩屑，体系封堵造壁性强，能有效抑制井壁垮塌、掉块；同时可有效悬浮携带钻屑，净化井眼，很好地满足了后续地质录井的要求。

表6 页岩抑制剂对钻井液体系性能的影响

表7 安探4X 井钻井液性能

3 结论及认识

（1）针对华北油田杨税务潜山储层温度极高，压力中等偏低，且存在大段非均质碳酸盐的问题，研发出低固相超高温钻井液体系。该体系抗温可达220 ℃，流变性良好，且具有较强的包被抑制性和封堵造壁性，符合杨税务潜山超高温井段的应用要求。

（2）低固相超高温钻井液在安探4X 井超高温井段应用，成功解决了低密度情况下低固相难实现的难题，取得了良好的应用效果，为该区块超高温井的顺利钻进积累了丰富的经验，也为后续华北油田复杂地层超深井的施工打下了坚实的基础。

（3）低固相超高温钻井液体系中所用抗超高温降滤失剂为进口产品，价格高，增大生产成本，寻找性价比高的抗超高温降滤失剂，降低生产成本是下一步工作的重点。