抗高溫鉆井液體系CDF-1的研制及其性能評價

李現舉 （中海油服油田化學事業部印尼基地，廣東 湛江 524057）

隨著深層鉆井技術的迅速發展，對鉆井液的流變性、溫度穩定性、密度等提出了新的要求，因而高密度抗高溫鉆井液的研究面臨著巨大挑戰[1]。由于深井井筒處于高溫、高壓狀態，井筒鉆井液的流變性能難以保持，目前使用的常規鉆井液體系已經不能滿足鉆井施工要求。為此，筆者研制了抗高溫鉆井液體系CDF-1，并對其性能進行了評價。

1 抗高溫鉆井液體系CDF-1配方的優選

表1 降濾失劑降濾失試驗結果

1）抗高溫降濾失劑 在鉆井過程中，鉆井液濾液侵入地層會引起泥頁巖膨脹，造成油氣層損害。加入降濾失劑的目的是通過在井壁上形成低滲透、柔韌、薄而致密的泥餅，減少鉆井液濾失[3]。采用抗高溫降濾失劑JL-6進行高溫降濾失試驗。在試驗中，鉆井液經220℃老化16h后，冷卻至室溫進行濾失試驗，將濾失量指標定為10ml以內。鉆井液配方為2%膨潤土漿＋2%KOH＋6%KCl＋0.1%FA367＋重晶石，加重密度1.27g／cm3。試驗結果如表1所示。從表1可以看出，隨抗高溫降濾失劑JL-6加量的增加，鉆井液老化前后濾失量相差趨于減小。雖然添加1.5%和2%抗高溫降濾失劑JL-6后鉆井液老化前后濾失量相差較接近，但從經濟因素方面考慮，則選擇1.5%抗高溫降濾失劑JL-6更為合適。

2）溫度穩定劑 鉆井液配方為2%膨潤土漿＋1.5%JL-6＋2%KOH＋6%KCl＋0.1%FA367＋重晶石，加重密度1.27g／cm3，鉆井液經220℃老化16h后，冷卻至室溫進行濾失試驗。試驗結果如表2所示。從表2可以看出，隨溫度穩定劑加量的增加，鉆井液老化前后濾失量相差趨于減小。當溫度穩定劑CA-3加量為0.8%時，鉆井液老化前后濾失量相差最小。因此，確定溫度穩定劑CA-3加量為0.8%。

表2 溫度穩定劑加量優選試驗結果

3）高溫降粘劑 鉆井液配方為2%膨潤土 漿 ＋1.5%JL-6＋0.8%CA-3＋2%KOH＋6%KCl＋0.1%FA367＋重晶石，加重密度1.27g／cm3。鉆井液經220℃老化16h后，冷卻至室溫進行濾失試驗。試驗結果如表3所示。從表3可以看出，隨著高溫降粘劑CH-5加量的增加，鉆井液老化前后濾失量相差趨勢先減小后增大。當高溫降粘劑CH-5加量在4.0%時，老化前后濾失量相差最小。因此，高溫降粘劑CH-5加量在4.0%左右較為合適。

表3 高溫降粘劑加量試驗結果

2 性能評價

綜上所述，確定抗高溫鉆井液體系CDF-1配方為2%膨潤土漿＋4%CH-5＋1.5%JL-6＋0.8%CA-3＋2%KOH＋6%KCl＋0.1%FA367＋重晶石粉。下面對其性能進行評價。

1）流變性能 抗高溫鉆井液體系CDF-1與基漿表觀黏度隨溫度變化曲線圖如圖1所示。從圖1可以看出，基漿和抗高溫鉆井液體系CDF-1表觀黏度隨溫度的升高呈現總體下降趨勢，說明抗高溫鉆井液體系CDF-1的流變性能明顯受溫度變化的影響。

圖1 CDF-1與基漿表觀黏度隨溫度變化曲線圖

2）抑制性能 利用頁巖膨脹測定和巖屑熱滾回收的試驗方法[4]，對抗高溫鉆井液體系進行抑制性評價。試驗結果表明，抗高溫鉆井液體系的熱滾回收率達89.6%，頁巖膨脹率僅為7.8%，表明該抗高溫鉆井液體系具有良好的防止泥頁巖坍塌和頁巖抑制性能。

3）儲層保護性能 采用巖心驅替的方法評價抗高溫鉆井液體系CDF-1的儲層保護能力，試驗結果如表4所示。從表4可以看出，巖心平均傷害率K傷在17.4%左右，說明抗高溫鉆井液體系CDF-1對儲層傷害較輕。

表4 CDF-1巖心驅替試驗結果

3 結 論

（1）通過室內試驗優選降濾失劑等化學處理劑，并按濾失量進行優化，確定抗高溫鉆井液體系CDF-1配方為2%膨潤土漿＋4%CH-5＋1.5%JL-6＋0.8%CA-3＋2%KOH＋6%KCl＋0.1%FA367＋重晶石粉。

（2）抗高溫鉆井液體系CDF-1的流變性能受溫度影響顯著，隨溫度的升高表觀黏度降低。同時，該鉆井液體系具有良好的防止泥頁巖坍塌和頁巖抑制性能，且對儲層傷害較輕。

[1]鄢捷年 .鉆井液工藝學 [M].北京：石油工業出版社，2001.

[2]王富華，王瑞和，劉江華，等 .高密度水基鉆井液高溫高壓流變性研究 [J].石油學報，2010，31（2）：306-310.

[3]王建華 .高性能水基鉆井液研究進展 [J].鉆井液與完井液，2007，24（1）：71-75.

[4]朱寬亮，王富華，徐同臺，等 .抗高溫水基鉆井液技術研究與應用現狀及發展趨勢 [J].鉆井液與完井液，2009，26（6）：56-64.