高温高密度无黏土相钻开液室内研究

文 华 陈 毅 侯 炼

（1.长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100；2.中石化西南石油工程有限公司湖南钻井分公司，湖南 长沙 410000）

随着石油工业的发展， 我国大部分油田开发利用己进入中后期阶段，需要打超深井、高温井等高难度井，开采难度增加。 现用的钻井液体系，通常是以黏土作为钻井液性能调节的基本物质， 使钻井液中亚微米固相颗粒大量存在，造成钻进时钻速较低，而且高温条件下钻井液性能不稳定， 从而使钻井成本显著增加并对油气层造成损害。 高密度钻井液中固相含量一般都较高，而高固含会导致钻井液流的变性能难以控制。 通常需要使用稀释剂来调节钻井液的流变性， 使得高温高密度钻井液的处理变得十分复杂。 室内针对这些问题，设计了一套高温高密度无黏土相甲酸盐钻开液体系[1]。 体系的基本配方为：淡水＋0.4%VIS-B＋0.9%SPD＋2.5%FLOCAT＋320%HCOOK＋160%JQWY+1.5%2100BS（ρ=1.8g/cm3）

1 钻开液体系的性能优选

1.1 增粘剂的质量分数对体系性能的影响

表1 VIS-B 加量变化对性能影响

高温高密度无黏土相钻井液体系流变性是通过聚合物处理剂来调节， 通过筛选优选出了VIS-B 作为甲酸盐盐水的增黏剂。 从表1 中实验结果可以看出，随着VIS-B加量的增加， 体系的黏度和切力逐渐增大， 动塑比（τd/μp）却基本无变化，Φ6/Φ3 逐渐增大，即体系的低剪切黏度增大。 当VIS-B 加量达到0.4%～0.5%时，体系的Φ6/Φ3值和动切力相对较高，基本可以满足钻井施工的要求。 后续评价中选用VIS-B 加量为0.4%。

1.2 降滤失剂的质量分数对体系性能的影响

表2 FLOCAT 加量变化对钻井液性能影响

表2 为降滤失剂FLOCAT 质量分数1.5%～3.0%之间体系流变性能，从表中可以看出，随着FLOCAT 加量的增加，体系的黏度略微增大，体系的API 失水量逐渐变小。在超过2%的加量时， 体系的API 滤失量可以控制在5ml以内，可满足钻井施工的要求。 推荐降失水剂加量控制在2%～3%之间， 后续的实验评价中确定FLOCAT 加量为2.5%。

2 体系综合性能评价

2.1 抗侵污性能评价

表3 体系抗侵污性能

为了确保钻井液在受到侵污后， 仍能够保持较稳定的钻井液性能，室内评价了体系对钻屑、搬土、海水以及盐类的抗侵污能力[2]。 从表3 中可以看出体系在15%搬土侵污下，黏度略微增大，失水保持不变；在15%钻屑侵污下，黏度和失水略微增大；在10%硫酸钙侵污下流变性能基本无变化，失水略微增大，显示了体系良好的抗侵污性能。

2.2 抗温性能评价

室内评价体系在65℃～146℃的温度下老化后流变性能变化情况。 从表4 中可以看出，随着老化温度的升高，体系的失水量逐渐增大，因温度的升高，导致体系中淀粉类降失水剂FLOCAT 发生了部分高温降解， 从而导致体系失水增大。 但温度在146℃以下时，体系仍可以保持稳定。

2.3 密度变化

体系以甲酸钾盐水作为基液， 其饱和密度可以达到1.59g/cm3，通过加入少量的JQWY 就可以配制密度至1.8 g/cm3，可以有效的降低体系中惰性固相的含量，减少储层损害。 实验室评价了密度1.6～1.8g/cm3钻井液的流变性能， 从表5 中可以看出该体系在不同密度下均有良好的流变性能。

2.4 抑制性能评价

抑制性反映了钻井液稳定井壁的能力， 室内通过滚动回收率考察了该体系的抑制性能。105℃下烘干的6～10目钻屑50g，146℃老化16h 后，40 目筛出，烘干至恒重，计算滚动回收率为98.3%， 表明该体系具有良好的抑制性能。 润滑性能反映了现场扭矩的大小，摩阻系数越低，扭矩越小。 室内使用Baroid 公司生产的钻井液极压润滑仪来评价体系的润滑性，计算摩阻系数为0.115，具有良好的润滑性能。

2.5 润滑性能评价

钻井液的润滑性能对减少卡钻等井下复杂情况，保证安全、 快速钻进起着至关重要的作用。 实验室内使用Baroid 公司生产的钻井液极压润滑仪来测定[3]。 摩阻系数

表4 体系的抗温性能

表5 密度变化对体系性能的影响

计算方法为：

摩阻系数=极压润滑仪样品扭矩读数/100

表6 润滑剂加量对润滑性的影响

从实验结果可以看出，随着润滑剂加量的增大，体系摩阻系数降低， 表明加入的润滑剂能有效的降低钻井液的摩擦阻力，体系具备良好的润滑性能。

2.6 体系储层保护性能评价

参照石油天然气行业标准SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》， 采用岩芯流动实验仪、钻井液静损害实验仪等装置模拟钻井条件，在压差3.5MPa、温度90℃条件下， 岩芯污染后模拟气层不同含水饱和度下的气体渗透率。计算渗透率恢复值为55.19%，由于体系中JQWY 起到了暂堵作用，渗透率恢复值不高，采用隐形酸完井液完井后 （配方： 水+1%HTA+2%HCS+1.5%CA101），气测渗透率恢复值达到94.45%。

3 结论

3.1 通过室内研究， 确定了高温高密度无黏土相钻开液体系最佳配方： 淡水＋0.4%VIS-B＋0.9%SPD＋2.5%FLOCAT＋320%HCOOK＋160%JQWY+1.5%2100BS（ρ=1.8g/cm3）。

3.2 该体系以甲酸钾盐水作为基液， 其饱和密度可以达到1.59g/cm3， 通过加入少量的JQWY 就可以配制密度至1.8g/cm3， 可以有效地降低体系中惰性固相的含量，减少储层损害， 后期酸化完井后渗透率恢复值可达94.45%。

3.3 体系中没有使用膨润土来调节体系黏度， 从而避免膨润土在高温下不稳定造成的体系流变性能难以控制的问题，同时减少了亚微米固相颗粒，利于提高机械钻速和保护储层。

3.4 该体系具备良好的抑制性能， 其滚动回收率可达到98.33%，体系添加剂较少，抗污染能力强，添加了高温稳定剂SPD，使其抗温达到146℃。

［1］杨玻，黄林基，等.无黏土低固相甲酸盐钻井液［J］.钻采工艺，2001，24（4）:58-60.

［2］王元庆，许明标，等.高温无固相甲酸铯钻井液室内研究［J］.河南科技，2013，29（1）:86-87.

［3］丁彤伟，鄢捷年，冯杰，等.抗高温高密度水基钻井液体系的室内实验研究 ［J］. 中国石油大学学报 （自然科学版），2007，31（2）:73-78.