低粘切高密度油基钻井液体系

李子钰，于培志

(中国地质大学(北京)工程技术学院， 北京 100081)

0 引言

页岩气在全球具有丰富的储量，不仅是一种高效的能源种类，而且还对环境十分友好，另由于其拥有更长的开采期限与生产周期，因此比常规天然气更具有优势(郑言，2009；佟吉等，2015)。近年来，随着国内页岩气勘探开发地不断推进，页岩气井逐渐往深井、超深井方向发展。我国深层页岩气资源量巨大，据测算，中国石化在川东南地区深层页岩气资源量高达4612×108m3(蒋廷学等，2017；樊好福等，2019)。为了满足深井、超深井及页岩气水平井钻井的需要，国内多种钻井液体系得到不同程度地发展与应用，其中油基钻井液以其抑制性强、抗高温、润滑性好等优势有了快速发展(林永学和王显光，2014；王中华，2019)。且由于井深的增加，钻井液朝着高密度、超高密度的方向发展，高密度钻井液是指密度高于2.20 g/cm3的钻井液，而密度高于2.50 g/cm3的钻井液为超高密度钻井液(蔡利山等，2011；王中华，2016；裴琦，2018)。

然而高密度、超密度钻井液存在粘度大、固相含量高等难题，仅通过减少有机土的加量、增加油水比等调整配方的方式，可以一定程度改善高密度油基钻井液的流变性能，但是不能很有效地解决高密度带来的流变性问题(潘谊党和于培志，2019)。超高密度条件下，考虑研究使用无土相油基钻井液体系，但无土相油基钻井液由于失去有机土的协同作用，体系的稳定性差、易发生沉降(张小平等，2014；陈在君，2015)。部分国内研究者已经从提切剂的方向入手，尝试通过使用提切剂来替换油基钻井液中有机土的使用，从而达到降粘的效果。与传统的油基钻井液相比，无黏土油基钻井液具有独特的“脆性凝胶”流变特性，且具有机械钻速高、滤饼薄、强抗水侵和渗透率恢复值极高等优点(Goncalves et al.，2007；王茂功等，2009；李建成等，2014)。王燕等(2019)开发了一种无黏土高温高密度油基钻井液，以研制的乳化剂和提切剂配置的无黏土高温高密度油基钻井液，密度达2.50 g/cm3，老化后乳化稳定性好，不出现分层现象，高温高压滤失量小于10.0 mL，克服了有机土油基钻井液高温易降解失效和高密度下流变性差的缺点。蒋官澄等基于超分子原理，研制的提切剂在水相中缔合形成的超分子结构显著增加了反相乳液的弹性，提切效果优异(蒋官澄等，2016)。杨斌(2019)以脂肪酸二聚体与多元醇为原料的反应产物与肉豆蔻酸复配，研制出的提切剂使用在高密度油基钻井液中在现场取得良好应用。也有部分研究者从加重剂方向出发，研究加重剂对高密度油基钻井液的影响。尹达等通过大量实验得出，在超高密度的情况下，只采用重晶石、氧化铁粉、MicroMax等单一加重剂加重，无法配制出具有全面满足钻井工程需要的油基钻井液，但将重晶石与MicroMax按60∶40的比例复配使用时，可配制出性能良好的超高密度油基钻井液(尹达，2019；朱金智等，2019)。

传统有土相钻井液在高密度情况下粘度过大，通过减少有机土的加量，可以有效降低体系的粘度，但不利于乳液体系的稳定性，而无土相油基钻井液体系提切剂的研究尚不成熟。本文通过研制的主乳化剂EMUL-2和辅乳化剂COAT-2出发，构建了一种无土相油基钻井液体系，来解决高密度情况下油基钻井液粘度过高的问题及无土相体系中的稳定性问题，通过实验研究与优选，确定了不同密度条件下的性能优良的无土相油基钻井液体系及其对应最优加量配方。

1 实验用处理剂、仪器及实验方法

配方材料：0#柴油，主乳化剂，辅乳化剂，润湿剂，降滤失剂，氧化钙，质量分数25%CaCl2水溶液。

材料来源：主乳化剂EMUL-2、主乳化剂2(开平联技化工有限公司)、主乳化剂3(固安恒科信石油化工有限公司)、主乳化剂4(河南龙翔石油助剂有限公司)、辅乳化剂COAT-2、辅乳化剂2(开平联技化工有限公司)、辅乳化剂3(固安恒科信石油化工有限公司)、辅乳化剂4(河南龙翔石油助剂有限公司)、润湿剂(河南龙翔石油助剂有限公司)、降滤失剂(河南龙翔石油助剂有限公司)、氧化钙与无水氯化钙(西陇化工股份有限公司)、0#柴油(市售)。

性能测试实验仪器：旋转粘度仪(青岛海通达专用仪器有限公司，图1)、电稳定性测试仪(青岛创梦仪器有限公司，图2)、高温高压滤失仪(青岛海通达专用仪器有限公司，图3)。

图1 旋转粘度仪

图2 电稳定性测试仪

配浆方法：用高速搅拌机12000 r/min的转速常温配浆，在160 ℃下热滚16 h老化，老化后在65.5 ℃的条件下测量流变性能与破乳电压，160 ℃下测量高温高压滤失量。

2 无土相高密度油基钻井液体系

2.1 2.20 g/cm3无土相柴油基体系的构建

为研究主乳、辅乳及润湿剂的加量对体系性能的影响，设计如下正交实验：

基础配方：0#柴油∶质量分数25%CaCl2水溶液=80∶20

主乳EMUL-2+辅乳COAT-2+润湿剂+CaO 3%+降滤失剂4%+重晶石(2.20 g/cm3)。

以主乳、辅乳、润湿剂为因素，设计三因素三水平正交实验(表1)。

表1 体系优化因素与水平

根据160 ℃老化16 h后的实验结果分析实验数据，正交试验数据处理结果如表2所示。

表2 正交实验结果

按照正交试验设计数据处理规则，对正交实验结果进行分析。

本正交实验目的为优选出稳定的低粘低切油基钻井液体系，因此确定优选配方主乳、辅乳和润湿剂加量为：2%主乳+2.5%辅乳+3%润湿剂。

2.2 2.20 g/cm3无土相柴油基优选配方评价

配方：柴油∶质量分数25%CaCl2水溶液=80∶20

主乳(EMUL-2)2%+辅乳(COAT-2)2.5%+润湿剂3%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石

优选配方实验结果如表3所示：

表3 老化后钻井液性能(160 ℃×16 h)

将优选配方设定为⑩号，对比⑩号配方与正交实验中九组配方的初、终切，得到图4、图5。优选配方所配制高密度油基钻井液如图6所示。

图4 初切性能对比图

图5 终切性能对比图

图6 优选配方配制钻井液图

从图4、图5我们可以看出，优选配方老化后初、终切均低于正交实验中的九组配方，符合低切要求，且其他性能均满足需求，因此可选取该配方为该体系2.20 g/cm3无土相柴油基最优配方。该配方性能优良，达到了高密度条件下的低粘度效果；终切低，有利于现场停钻后恢复泵送，可以有效避免压漏地层；破乳电压>400 V；高温高压滤失量低。

2.3 2.20 g/cm3无土相柴油基优选配方对比实验

使用2.20 g/cm3无土相柴油基最优配方，对比不同厂家主、辅乳。实验编组：①主乳EMUL-2+辅乳COAT-2；②主乳2+辅乳2；③主乳3+辅乳3。得到老化后的数据如下：

实验数据表明，主乳EMUL-2和辅乳COAT-2配制的钻井液，粘度低、终切低、破乳电压大于400 V、滤失量低；而主乳2和辅乳2配制的钻井液，粘度大，终切过大；主乳3和辅乳3配制的钻井液实验观察沉降现象明显，数据中可以看出切力不足，且体系破乳、滤失量过大。因此选择主乳EMUL-2和辅乳COAT-2作为体系优选的乳化剂。

2.4 2.20 g/cm3无土相柴油基优选配方抗污染实验

取泸州区块现场使用的老浆与该配方新浆按不同比例混合①老浆∶新浆=1∶3、②老浆∶新浆=1∶2、③老浆∶新浆=1∶1、④老浆∶新浆=2∶1、⑤老浆∶新浆=3∶1。老浆现场使用性能如表5所示：

新浆、老浆按不同比例混合后，加重至2.20 g/cm3老化后性能见表6：

从表6可以看出，随着老浆比例的增加，钻井液的粘度、初终切、切力、破乳电压和滤失量均随着增大，但性能均比较优异，抗老浆污染能力强。根据实验结果，新浆中混入的老浆量控制在1∶1之内，混合浆依旧可以构建低粘切体系。

表4 老化后钻井液性能(160 ℃×16 h)

表5 老浆性能(油水比49∶4≈92.5∶7.5、120 ℃)

表6 老化后钻井液性能(160 ℃×16 h)

2.5 2.40 g/cm3无土相柴油基体系

构建2.40 g/cm3无土相柴油基体系，采用2.20 g/cm3的优选配方，调整油水比与润湿剂的加量，配方如下，实验结果如表7所示。

表7 老化后钻井液性能(160 ℃×16 h)

①柴油：质量分数25%CaCl2水溶液=80∶20

主乳2%+辅乳2.5%+润湿剂3%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石

②柴油：质量分数25%CaCl2水溶液=90∶10

主乳2%+辅乳2.5%+润湿剂3%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石

③柴油：质量分数25%CaCl2水溶液=90∶10

主乳2%+辅乳2.5%+润湿剂4%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石

从表7可以看出，提高体系的密度后粘度迅速上升，为降低粘度，提升了体系的油水比及润湿剂的加量，对比数据表明，随着油水比的增加，粘切随着大幅度降低，而在提升油水比的同时增加润湿剂的加量，略微降低了粘度以及切力，因此可以优选90∶10的油水比、4%的润湿剂作为密度2.40 g/cm3条件下无土相油基钻井液的加量。

2.6 2.40 g/cm3无土相柴油基优选配方抗污染实验

选取上组实验③号配方配制新浆，取泸州区块现场使用的老浆与该配方新浆按不同比例混合①老浆∶新浆=1∶3、②老浆∶新浆=1∶2、③老浆∶新浆=1∶1。老浆现场使用性能如表5所示。新浆、老浆按不同比例混合后，加重至2.40 g/cm3老化后性能见表8：

表8 老化后钻井液性能(160 ℃×16 h)

从表8可以看出，随着老浆量的增加，钻井液的粘度、切力、破乳电压随之增大，还可以发现的是，在密度更高的情况下，增加老浆的比例，粘度上升幅度更大。三种新、老浆混合比例下，性能均比较优异，根据实验结果，新浆中混入的老浆量控制在1/3之内，依旧能很好地构建低粘切体系。

表9 老化后钻井液性能(160 ℃×16 h)

3 无土相超高密度油基钻井液体系

3.1 2.60 g/cm3无土相柴油基体系

构建2.60 g/cm3无土相柴油基体系，采用2.20 g/cm3的优选配方，调整油水比与润湿剂的加量，配方如下，实验结果如表9所示。

①柴油：质量分数25%CaCl2水溶液=80∶20

主乳2%+辅乳2.5%+润湿剂3%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石

②柴油：质量分数25%CaCl2水溶液=90∶10

主乳2%+辅乳2.5%+润湿剂3%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石

③柴油：质量分数25%CaCl2水溶液=90∶10

主乳2%+辅乳2.5%+润湿剂4%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石

④柴油：质量分数25%CaCl2水溶液=90∶10

主乳2%+辅乳2.5%+润湿剂5%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石

由表9可见，随着密度增加到2.60 g/cm3时，粘度大大增加，在原配方下，已不能满足需求；在提升油水比之后，粘切随之降低，除了第①组实验外，各个性能参数都较理想；但由第②、③、④组对比实验可以得出，油水比相同条件下，润湿剂的加量在提升到4%后，性能得到进一步提升，但是再增加到5%加量的润湿剂时，粘度反而提升，因此润湿剂加量最好控制在4%。选择配方③作为2.60 g/cm3条件下的优选配方。

3.2 2.60 g/cm3无土相柴油基乳化剂对比

在2.60 g/cm3的条件下，对比不同乳化剂，配方如下，实验结果见表10。

表10 老化后钻井液性能

①柴油：质量分数25%CaCl2水溶液=90∶10

主乳(EMUL-2)2%+辅乳(COAT-2)2.5%+润湿剂4%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石

②柴油：质量分数25%CaCl2水溶液=90∶10

主乳(4)2%+辅乳(4)2.5%+润湿剂4%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石

③柴油：质量分数25%CaCl2水溶液=90∶10

主乳(4)2.5%+辅乳(4)2%+润湿剂4%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石

由表10可以看出，②、③组使用主乳4和辅乳4，老化后性能差，粘度大，切力低，破乳电压不及400 V，且滤失量>10 mL，实验中观察沉降现象严重。表明主乳EMUL-2和辅乳COAT-2的性能更优异，在超高密度条件下依旧可以使钻井液体系获得良好性能。

3.3 2.65 g/cm3、2.70 g/cm3无土相柴油基体系

构建2.65 g/cm3、2.70 g/cm3无土相柴油基体系，采用2.20 g/cm3的优选配方，调整油水比与润湿剂的加量，配方如下，实验结果如表11所示。

表11 老化后钻井液性能(160 ℃×16 h)

柴油：质量分数25%CaCl2水溶液=90∶10

主乳2%+辅乳2.5%+润湿剂3%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石(2.65 g/cm3)

主乳2%+辅乳2.5%+润湿剂4%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石(2.65 g/cm3)

主乳2%+辅乳2.5%+润湿剂3%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石(2.70 g/cm3)

主乳2%+辅乳2.5%+润湿剂4%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石(2.70 g/cm3)

主乳2%+辅乳2.5%+润湿剂5%+氧化钙3%+降滤失剂4%+重晶石(2.70 g/cm3)

由表10可以看出，该体系在密度加重到2.65 g/cm3时，粘度已经过高，但润湿剂加量在4%时，六速可以读数，性能依旧满足需求，且破乳电压以及高温高压滤失量均性能优异；当加重到2.70 g/cm3时，体系的破乳电压及高温高压滤失量性能满足，但粘度过高，六速600 r/min无法读数，故无法满足使用需求。

4 结论

(1)本文使用主乳EMUL-2和辅乳COAT-2构建了低粘切高密度、超高密度油基钻井液体系，在2.20 g/cm3、2.40 g/cm3、2.60 g/cm3的情况下，体系均具有良好的目标性能，粘切低，破乳电压>400 V，高温高压滤失量<5 mL；并且该体系在高密度情况下，抗老浆污染能力强，可以大比例混合老浆使用，切力和破乳电压值得到提升，高温高压滤失量<5 mL；

(2)使用主乳EMUL-2和辅乳COAT-2构建的油基钻井液体系相对其他乳化剂在高密度情况下具有更好的性能，粘切更低、体系更稳定；而在密度2.60 g/cm3超高密度情况下，依旧可以使得油基钻井液体系拥有良好的性能。实验优选分别得到了性能良好的高密度2.20 g/cm3、2.40 g/cm3及超高密度2.60 g/cm3低粘切油基钻井液的最优配方；

(3)在超高密度情况下，密度为 2.60 g/cm3时，体系能拥有目标性能，但表观粘度值高，无法考虑继续混合老浆使用；密度为2.65 g/cm3时，体系通过调节润湿剂的加量，表观粘度还能控制在150 mPa·s之内；但在密度为2.70 g/cm3时，粘度过高。因此该体系能满足2.65 g/cm3以下密度的性能需求。