高密度白油基钻井液体系的研究及应用

秦波波，周 博，叶礼圆，陈姜

（荆州市学成实业有限公司，湖北荆州 434000）

随着中国页岩气开采规模的不断扩大，各种复杂地质条件下深井、超深井不断开发，现场对钻井液的要求也越来越高。油基钻井液具有抑制性强、流动性好、摩阻低、防塌性好等优良的性能，因而广泛应用于深井、大位移水平井页岩气井的水平段钻进过程。目前使用最广泛的是柴油基钻井液，虽然具有油基钻井液的优点，但是存在污染大、低温增黏明显、高温稳定性差等缺点，不能满足目前现场对钻井液的需求。作者通过室内研究，研发出一套高密度白油基钻井液体系，该体系具有滤失量小、抗污染能力强、低温流变性好、高温稳定性强、环保等特点[1-4]。

1 油基钻井液体系评价

1.1 体系配方及性能

通过室内实验研发出一套高密度白油基钻井液体系，体系油水比为80∶20，体系配方为：3#白油+3%主乳化剂+1%辅乳化剂+1.5%润湿剂+0.7%有机土+2.5%CaO+2%降滤失剂+1%封堵剂+CaCl2盐水（CaCl2质量分数为30%）+重晶石（加重至2.15 g/cm3）。由该配方配制的油基钻井液在150 ℃老化16 h 后性能见表1。

从表1 可以看出，体系具有破乳电压高、高温高压滤失量小、流变性好的特点，各项性能完全满足现场油基钻井液的要求。

表1 150 ℃热滚后体系的基本性能

1.2 低温流变性能

泸县地区储层深、地层压力系数大、温度梯度大，导致水平段井底温度均较高，根据邻井数据显示，最高可达150 ℃，所以该地区在钻井中后期普遍使用降温设备，降温设备的使用会大幅度降低钻井液出口温度，这就对钻井液低温流变性具有较高的要求。根据1.1配方配制油基钻井液体系，在不同的温度下检测其流变性能，见表2。

由表2 可知，随着测量温度的升高，体系的表观黏度明显减小，破乳电压逐渐降低但降低幅度有限，动切力逐渐减小，动塑比和静切力基本保持不变。动塑比随温度的变化不大，说明体系携带岩屑的能力不随温度的变化而变化，使得体系在高温时仍然具有良好的携带岩屑的能力；随着温度的降低，体系的静切力基本保持不变，说明该体系随温度的变化静结构变化不大，使得体系在低温下不至于由于温度过低而迅速增稠，保证了体系在低温下仍然具有良好的流动性能；同时随温度的升高，体系的静切力保持不变，保证了体系在高温下具有良好的悬浮稳定性。

表2 不同温度下检测的钻井液流变性

1.3 高温老化实验

按照1.1 配方配制油基钻井液，在150 ℃高温老化24 h、48 h、72 h、96 h、120 h 后钻井液性能见表3。

表3 老化不同时间的钻井液性能

随着老化时间的延长，钻井液体系的破乳电压、黏度和切力均有降低，但是各项性能变化幅度很小，说明该体系具有良好的高温稳定性。

1.4 沉降稳定性实验

由于矿物油黏度受温度影响很大，所以油基钻井液的黏度受温度影响也很大，重晶石沉降问题一直是井底温度高、地层压力大的页岩气水平井所面临的一大难题，这需要所使用的油基钻井液体系在高温下仍能具有很好的悬浮重晶石和岩屑的能力。采用静态沉降法测试钻井液的沉降稳定性[5-6]，将配制的油基钻井液在150 ℃下老化16 h 后，高速搅拌20 min，在180 ℃下静置16 h。冷却后分别测量钻井液上部（游离液体下层）密度ρtop和底部的密度ρbottom，按式（1）计算静态沉降因子SF，若SF 小于0.52 则说明钻井液的静态沉降稳定性好，结果见表4。

表4 不同静置时间的沉降稳定性

从表4 可以看出，在150 ℃下分别静置24 h、48 h、72 h、96 h 后，其静态沉降因子均小于0.52，说明该体系在150 ℃下具有良好的沉降稳定性。

2 现场应用

2.1 泸203H57 平台概况

泸203H57 平台是四川省泸县的一个页岩气开发平台，该平台共有四口井，水平段长均超过1 600 m，水平段垂深均超过3 600 m。水平段目的层为龙马溪组，页岩为深灰色-灰黑色页岩。由于龙马溪组地层具有页岩层理和微裂隙，钻进过程中极易剥落垮塌，且该平台设计水平段长、地层压力高、井底温度高（附近邻井相同井深温度达150 ℃），且在水平段存在断层，所以在实际钻井施工中对井壁稳定、井眼清洁、防卡防漏的要求很高。另外由于井底温度高，现场采用地面降温装置对钻井液降温，从而降低钻进时井下温度，保障旋导等仪器的正常运转，所以对钻井液不仅要满足现场设计要求外，还需要具有良好的低温流变性。

2.2 泸203H57 平台四开钻井液性能

由表5～表8 可以看出，在泸203H57 平台的四口井整个钻进过程中该体系均表现出良好的流变性、稳定的静切力和动切力、强的电稳定性、好的封堵降滤失性能，钻井液性能均能满足现场设计要求和实际施工要求。

表5 泸203H57-1 井四开井段油基泥浆性能

3 现场应用效果

3.1 钻井液常规性能对比

白油基钻井液与邻井柴油基钻井液、高性能水基钻井液的使用对比情况见表9。

从表9 可以看出，在相同的密度条件下，白油基钻井液的黏度更低，黏度低钻井液流动性更好，泵压更低，有利于提高排量和提高机械钻速；体系的动切力和静切力均较小，但稳定性好，保证了体系在具有较好的携带和悬浮岩屑的情况下仍有良好的触变性；白油基钻井液体系其流变性好，钻井液黏附少，出砂干净，每米钻井液消耗量远低于柴油基钻井液和水基钻井液，成本更低。

表6 泸203H57-2 井四开井段油基泥浆性能

表7 泸203H57-3 井四开井段油基泥浆性能

表8 泸203H57-4 井四开井段油基泥浆性能

表9 白油基钻井液与邻井钻井液性能对比

3.2 现场使用效果

在泸203H57 平台四口井的应用中，钻井液抑制性能好，现场钻屑完整；井壁稳定，防塌效果好，四口井井眼扩大率分别为4.2%，3.8%，4.5%，4.4%，且在钻进过程中均无掉块、阻卡的情况；低温流变性好，在钻井中后期采用地面冷凝器，出口温度低于50 ℃的情况下，漏斗黏度均低于70 s，表现出良好的低温流动性；井眼清洁，完井作业时，划眼基本无砂子，表现出良好的井眼清洁情况；在现场地质导向要求追寻最佳层位，频繁调整井斜的情况下，4 口井的起下钻摩阻最大均不超过25 t，比其他邻井的摩阻明显减小；在整个钻进过程中没有因为钻井液问题而导致井下复杂情况，后期通井、电测、下套管均一次完成，表现出优良的性能。

4 结论

（1）研发出一套高密度白油基钻井液体系，具有破乳电压高、高温高压滤失量小、流变性好的特点。

（2）该体系不仅具有良好的低温流动性，而且在高温下也具有良好的悬浮稳定性和携岩能力。

（3）该体系具有良好的高温老化性能。

（4）该体系在150 ℃下具有良好的沉降稳定性。

（5）该体系在泸203H57 平台成功应用，破乳电压高、流变性能稳定、滤失量低、封堵性强、井眼清洁、井壁稳定，体现出优良的性能，为该地区白油基钻井液的应用打下坚实的技术基础。