一種抗高溫高密度水基鉆井液及其儲層保護評價研究

王國輝，李現舉

（中海油田服務股份有限公司油田化學事業部，廣東 湛江 524057）

在超深井及地溫梯度異常井的鉆井過程中，由于地層溫度較高，會使鉆井液黏度失去控制、濾失量增加、固相容量限低，導致鉆井液失效。鉆井液的抗高溫性能已經成為深部地層油氣勘探、開發的技術瓶頸［1］。因此，超深井鉆井液工藝技術水平已被公認為鉆井液工藝水平高低的重要標志。

1 抗高溫高密度水基鉆井液配方

采用單因素法確定降黏劑、降失水劑、高溫防塌抑制劑、高溫穩定劑等幾種主要處理劑的加量，再比較老化前后鉆井液的性能變化，進行鉆井液的優組優配，最終形成一套老化前后流變性能及失水造壁性能較好的抗高溫高密度水基鉆井液。

1.1 降黏劑XS加量優選

取降濾失劑GYJ加量5%，防塌抑制劑FY加量3%，提黏劑TN加量0.5%，加重劑加量530g，降黏劑XS加量分別為0%、0.3%、0.5%、0.7%、1%。取鉆井液總體積400ml，密度為2.0g／cm3，測量在160℃的高溫下老化16h前后鉆井液的濾失量和流變性能。動切力YP隨降黏劑XS加量的變化曲線如圖1所示。

由圖1可以看出，在其他各添加劑加量一定的情況下，老化前后隨降黏劑XS加量的增加，鉆井液的塑性黏度PV有些變化，但整體呈現較穩定的值；在老化前隨降黏劑XS加量的增加，動切力YP整體上表現為減小的趨勢，但在老化后，動切力YP卻隨降黏劑XS加量的增加，呈現整體增大的趨勢。這是由于常溫下在加重鉆井液中降黏劑XS具有很好的降黏作用，但在160℃高溫下老化后，部分分子鏈發生了斷裂而不再具有降黏的作用，導致動切力YP的增加。老化前隨著降黏劑XS加量的增加，鉆井液的API失水量呈現先增大再減小的趨勢，在0.5%加量處出現最大值；老化后，其API失水量隨XS加量的增大而在整體上呈減小的趨勢，在0.5%加量處有一個失水量較小的點，而1%加量處為失水最小點。

老化前的API失水都滿足要求，而老化后失水量卻全部增大。取整體性能較好的0.5%XS加量的泥漿做160℃、3.5MPa、濾板＋濾紙的HTHP（高溫高壓）失水試驗，失水量為20ml，比較理想。因此，確定XS加量為0.5%，并直接把鉆井液密度直接升到2.35g／cm3，做GYJ加量變化試驗。

圖1 YP隨XS加的量變化圖

1.2 降濾失劑GYJ加量優選

取降防塌抑制劑FY加量3%，提黏劑TN加量0.5%，降黏劑XS加量為0.5%，加重劑加量680g，GYJ的加量分別為0%、3%、5%、7%、10%。取鉆井液總體積400ml， 密 度 為 2.35g／cm3，測量在160℃高溫下老化16h前后鉆井液的濾失量和流變性能 （見表1）。

從表1可以看出，塑性黏度PV和動切力YP均隨降濾失劑GYJ加量的增加而增大，這與降濾失劑GYJ的分子量較大有關。由于老化后會引起高溫增稠作用，導致老化后的動切力YP比老化前的動切力YP都要高一些，但API失水量卻隨降濾失劑GYJ加量的增加呈整體下降的趨勢，并且老化前在加量為5%時出現最小值。表明降濾失劑GYJ能夠滿足作為鉆井液抗高溫處理劑的要求，在160℃的高溫下老化16h前后性能都無明顯變化，具有良好的降濾失作用。綜合考慮鉆井液的各項性能參數，取降濾失劑GYJ加量為5%的鉆井液做160℃、3.5MPa、濾板＋濾紙HTHP失水試驗，得到失水量為15ml。表明降濾失劑GYJ和降黏劑XS在5%＋0.5%配方時性能較佳，所以密度為2.35g／cm3的鉆井液最佳配方為:0.5%XS＋5%GYJ＋3%FY＋鈦鐵礦粉。

表1 隨著GYJ加量變化鉆井液老化前后性能變化

1.3 高溫防塌抑制劑FY加量優選

FY是一種抗高溫防塌抑制劑，因此有必要測試它加量的變化對整個鉆井液性能的影響。采用單因素法，取提黏劑TN加量0.5%，降黏劑XS加量為0.5%，降濾失劑GYJ加量5%，加重劑加量680g，防塌抑制劑FY的加量分別為0%、1.5%、3%、4.5%。鉆井液總體積取420ml，密度為2.35g／cm3。上述各組鉆井液在160℃老化以后的流變性能和濾失量如表2所示。由表2可以看出，隨抑制劑FY加量的增加，動切力YP也逐漸增加；API失水量隨FY的增加而降低，且在FY加量為3%時取得失水最小值，選改組做160℃、3.5MPa、濾板＋濾紙的HTHP失水試驗，失水量為15ml滿足要求。

表2 隨著FY的加量鉆井液老化后性能變化

1.4 高溫穩定劑的加量優選

各處理劑按試驗結果取最佳加量，即降黏劑XS加量為0.5%，降濾失劑GYJ加量5%，高溫防塌抑制劑FY加量為3%，加重劑加量680g，考查穩定劑亞硫酸鈉的加量對鉆井液性能的影響。高溫穩定劑亞硫酸鈉Na2SO3的加量分別為0%、0.5%、1%、2%、3%。鉆井液總體積取420ml，密度為2.35g／cm3。上述各組鉆井液在160℃老化以后的流變性能和濾失量見表3，亞硫酸鈉加量對鉆井液API失水量的關系曲線如圖2所示。

從表3、圖2可知，在老化前后，隨高溫穩定劑亞硫酸鈉加量的增加，動切力YP呈無規律性變化。老化前亞硫酸鈉具有降低鉆井液切力的作用，對表觀黏度和塑性黏度的降低也有一定的作用，但在老化后動切力急劇下降再上升，并不與亞硫酸鈉的加量呈線性關系。API失水量在老化前沒有較大變化，但在老化后，當亞硫酸鈉加量升至3%，API失水量急劇上升。這是由于亞硫酸鈉除了是除氧劑外，也相當于在鉆井液洪加入了一種無機鹽，由于老化前溫度較低，亞硫酸鈉起的是無機鹽處理劑的作用，Na＋與黏土中沒有轉換完的Ca2＋進行交換，使鉆井液的切力提高；在老化后亞硫酸鈉與氧作用，防止了處理劑的降解。為避免鉆井液對設備的腐蝕和為使鉆井液中的固相顆粒處于分散狀態，鉆井液的pH值通常在9.5～10.5，因此選用亞硫酸鈉作為該鉆井液體系的高溫穩定劑，并且加量為1%時效果最佳。

表3 隨著亞硫酸鈉加量鉆井液老化前后性能變化

圖2 亞硫酸鈉加量與API失水量關系圖

2 鉆井液對儲層的保護效果評價

為檢驗鉆井液的儲層保護效果，進行了鉆井液對巖心的靜、動態污染試驗。試驗程序如下:①采用HTHP動態損害評價儀進行試驗，該儀器可以模擬鉆井液在井內的循環條件和HTHP條件，且剪切速率可調；②將試驗巖心洗油，烘干，并用模擬地層水抽空飽和；③將巖心裝入動態損害評價儀的巖心夾持器后，加溫至150℃；④用氮氣測定巖心的氣相滲透率Ka；⑤反向用鉆井液循環進行動態污染試驗2h，ΔP＝3.5MPa；⑥測定污染后的氣相滲透率Kd；⑦再用氮氣正向反排2h，反排壓力1.5MPa；⑧測定反排后的巖心滲透率Kf；⑨計算滲透率恢復值。評價試驗結果見表4。

表4 鉆井液滲透率恢復值評價試驗結果

試驗結果表明，該鉆井液對3塊不同滲透率的巖心的暫堵效果非常有效，其Kd值極低。返排時突破壓力低，容易反排，且最終返排滲透率恢復值較高，另外該體系使用的是雙溶性暫堵劑，若改用油進行返排，其滲透率恢復值將會更高。因此，該體系具有優良的儲層保護效果。

3 結論

1）鉆井液成果配方為:4%土漿＋0.5%TN＋5%GYJ＋0.5%XS＋4%FY＋1%亞硫酸鈉＋鈦鐵礦或重晶石。

2）鉆井液密度為2.35g／cm3，抗溫160℃，API失水量老化前為1.4ml，老化后為失水量4.2ml，pH值為9.5。

3）污染后的氣相滲透率低至0.000084mD，滲透恢復值高達86.8%。

［1］楊澤星，孫金聲 .高溫 （220℃）高密度 （2.3g／cm3）水基鉆井液技術研究 ［J］.鉆井液與完井液，2007，24（5）:15－17.

［2］王旭，周樂群，張濱，等 .抗高溫高密度水基鉆井液室內研究 ［J］.鉆井液與完井液，2009，26（2）:43－45.

［3］梁大川，汪世國，余加水，等 .抗高溫高密度水基鉆井液體系研究 ［J］.西南石油大學學報，2008，30（1）:133－136.