高溫高密度鹽水基鉆井液性能

蔣官澄，姚如鋼，李 威，夏天果，鄧田青

（1.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京 102249； 2.中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒841000； 3.中海油田服務股份有限公司 油田化學事業部，河北 廊坊 065201）

0 引言

深部鹽膏層段安全鉆井技術難題一直困擾深部油氣藏的勘探開發進程，鹽膏層段通常含有高壓鹽水層，鉆井液密度窗口窄，在鉆井過程中易出現井漏、溢流、井眼縮徑等現象.在鉆遇鹽膏層時，為防止地層鹽溶解，常使用礦化度很高的鹽水鉆井液鉆進［1］，較高濃度金屬鹽離子將嚴重壓縮黏土雙電層，晶層間吸水能力受到極大抑制，膨潤土分散造漿的能力受限.雖然海泡石、凹凸石棒等具有較好的抗鹽性，但成本太高，目前現場主要采用膨潤土造漿［2］.雖然無黏土相鉆井完井液在降低儲層傷害方面取得較好的效果［3-4］；但由于配套的處理劑及維護工藝技術等發展緩慢且尚不成熟，現場應用并不多見.為防止發生溢流及抑制鹽膏層井眼縮徑，通常需要增加鉆井液密度，要求高密度鹽水鉆井液體系性能具有特殊性，荷蘭皇家殼牌集團等［5-10］研究開發甲酸銫／鉀等有機鹽水低／無固相體系，應用效果較好，但是因成本太高而未得到廣泛推廣.

常規高密度鹽水鉆井液通常由KCl和NaCl復配而成.由于常規高密度鹽水鉆井液體系屬于較稠的膠體懸浮體系，本身具有固相含量大、固相顆粒分散程度高、鉆井液體系自由水量少、鉆屑的侵入和積累不易清除等特點［11］，從而大幅度增大體系的黏度，導致高溫高密度鉆井液流變性及造壁性能調整控制非常復雜［12］；溫度、密度、壓力、pH、黏土含量、固相粒徑和含量、高價金屬離子含量和種類，以及各種處理劑等因素將對鉆井液的流變性和造壁性產生復雜的影響［13-16］.

由于不清楚各種因素對鉆井液流變性的影響機理和規律，導致在配制高密度鉆井液或在現場維護鉆井液性能時，主要依靠添加各種處理劑以達到所需要的性能，從而增加鉆井液成本，不利于安全、優質和高效鉆井［17］.

筆者通過研究膨潤土漿的高溫聚結與分散特性，以及不同密度時鹽水體系流變性及失水造壁性能，結合粒度分布和Zeta電位數據，分析溫度、密度及膨潤土質量分數對鹽水基高密度鉆井液性能的影響及調控方法，對高密度鹽水鉆井液配制與性能維護具有指導意義.

1 實驗部分

1.1 試劑

磺甲基酚醛樹脂SMP-2：工業品，勝利油田正旭石油科技有限公司；兩性離子聚合物包被抑制劑FA-367和褐煤樹脂SPNH：工業品，新鄉市隆馳化學有限責任公司；低黏聚陰離子纖維素PAC-lv：工業品，青州市清泉纖維素廠；磺化瀝青FT-1A：工業品，新鄉市百信化工有限公司；夏子街土、重晶石、鐵礦粉和磺化樹脂型改性降濾失劑（GJL-1、GJL-2及GJL-4）：工業品，中國石油鉆井院；聚合醇潤滑劑DY-014：工業品，東營市大用石油助劑有限責任公司；KCl：工業品，長城鉆探工程公司；NaOH：分析純，淄博三銀化工有限公司；NaCl：分析純，北京化工有限公司；蒸餾水：自制.

1.2 儀器

YM型液體密度計、ZNN-D6A型6速旋轉黏度儀、XGRL-4型高溫滾子加熱爐、GJSS-B12K型變頻高速攪拌器和GGS71-A型高溫高壓失水儀：青島海通達專用儀器制造廠；SD6A型多聯中壓濾失儀：膠南同春石油儀器有限公司；Malvern Mastersizer 2000型激光粒度儀和Zetasizer Nano ZS型激光納米粒度及Zeta電位分析儀：英國馬爾文儀器公司.

2 結果與討論

2.1 黏土聚結

鉆井液性能主要基于黏土與鉆井液內各組分之間直接或間接的物理化學作用.首先考察膨潤土漿在高溫下的性能，在實驗過程中，將預水化膨潤土漿（1%～5%及8%）（質量分數，下同）分別在不同溫度下老化16h后取出，冷卻至溫度30℃左右測試表觀黏度AV（見圖1）.由圖1可知，膨潤土漿表觀黏度呈現先逐漸升高（低于聚結溫度前）再降低（高于聚結溫度后）的趨勢.在130℃溫度時，8%膨潤土漿開始聚結并下沉，聚結程度最為嚴重，1%及2%膨潤土漿在180℃溫度后并無聚結現象.老化溫度及膨潤土質量分數對鉆井液體系的黏土聚結有重要影響，聚結程度隨鉆井液中膨潤土質量分數增大而增大，聚結溫度隨膨潤土質量分數增加而降低.

這主要是由于高溫增強水分子進入蒙脫石晶層間的能力，促進蒙脫石晶格膨脹，加劇黏土水化分散，黏土顆粒之間通過端—面和端—端黏結形成空間網架結構，從而增大鉆井液黏度.隨著老化溫度升高，黏土顆粒熱運動逐漸增強，網架結構逐步被破壞，蒙脫石晶層間水解吸附現象增強，黏土顆粒碰撞概率增大，高溫聚結／固化下沉現象逐漸凸顯，膨潤土漿黏度開始呈現下降趨勢.在實驗過程中，由于動切力太小，未呈現明顯規律性變化.在高溫深井鉆井過程中，必須嚴格控制膨潤土質量分數在其臨界聚結質量分數以下.

2.2 密度及高溫老化的影響

2.2.1 鉆井液性能

通過一系列處理劑及其加量優選和處理劑配伍性實驗，得到1＃實驗配方——2.0% 夏子街土＋0.30%PAC-lv＋9.0%GJL-2＋1.0%GJL-4＋1.0%SMP-2＋2.0%SPNH＋2.0%FT-1A＋2.0%聚合醇＋7.0%KCl＋22.0%NaCl＋0.65%NaOH＋加重劑（m（重晶石）∶m（鐵礦粉）＝1∶1），分析1＃配方在不同密度條件下的流變性及濾失造壁性能.在鉆井液樣品配制過程中，使用高速（8 000r／min）攪拌，按照配方依次緩慢加入各處理劑，攪拌5min后再加入下一個處理劑，所有處理劑及加重劑加入之后再高速攪拌1h；測定流變性及濾失量前先低速（3 000r／min）攪拌20min，實驗結果見表1.

表1 在不同密度條件下基礎配方的流變性及失水造壁性能Table 1 Rheological and wall building properties of basic drilling fluid with different densities

由表1可以看出：各鉆井液樣品在150℃溫度老化16h后，表觀黏度和塑性黏度較老化前出現一定程度的下降，降低程度隨樣品密度的增加而增大.相較于老化前，在中、低密度條件下（樣品2＃、樣品3＃），各樣品老化后的動切力出現較大幅度的下降；在高密度條件下（樣品4＃、樣品5＃），各樣品老化后的動切力相對增大.這是由于高密度鉆井液中固體顆粒表面大量吸附體系中的自由水，即增加體系剩余水中黏土的質量分數，在一定程度上促進高溫條件下黏土的聚結，從而使得高密度鉆井液動切力在老化后出現增大的現象.在高密度鉆井液（樣品5＃）中，固相質量分數高，固相顆粒間距小，顆粒間摩擦大，并且幾乎全部處理劑分子參與到與固相顆粒的交聯作用中，從而使得黏切力也較大，高溫促進處理劑在黏土顆粒表面的解吸附及處理劑的分解，弱化體系的空間網架結構；在低密度鉆井液中，由于固相質量分數低，盡管一部分處理劑在高溫作用下失效，體系中仍有足夠的處理劑分子與固相顆粒相互交聯，從而維持體系的流變性能基本不變（樣品2＃）.

2.2.2 鉆井液體系Zeta電位

在高密度鹽水基鉆井液體系中，吸附在黏土片層上的金屬陽離子將壓縮黏土顆粒雙電層，并且降低水化膜厚度，從而使體系膠體穩定性變差；同時高溫也將促使處理劑在黏土顆粒上解吸附甚至分解，弱化體系的空間網架結構，降低體系的穩定性.因此，需要優選高溫護膠能力強的抗鹽處理劑（如GJL系列、FA-367等），進行處理劑之間的復配（如SMP-2、SPHN及聚合醇等），研發耐高溫抗鹽高密度鉆井液高效流變性調節劑、護膠劑等.

考察密度及老化溫度對鉆井液膠體穩定性的影響，分別測定2＃～5＃鉆井液樣品高溫老化前后Zeta電位（見圖2）.由圖2可以看出：高溫老化和提高鉆井液密度將使Zeta電位降低.原因是隨鉆井液密度的提高，固相質量分數增大，體系中自由水減少，Na＋及K＋濃度增大，黏土雙電層及水化膜厚度被進一步壓縮，從而使得Zeta電位逐漸降低；同時，高溫使得處理劑及黏土顆粒上的水化膜進一步變薄，Zeta電位再次降低，膠體穩定性變差.

2.2.3 鉆井液粒度分布

鉆井液絮凝現象是處理劑通過交聯作用將鉆井液體系中所含固相顆粒膠結成絮團，對高密度鉆井液流變性及失水造壁性有重大影響.隨鉆井液密度增加，顆粒間距變小，顆粒間摩擦增大，從而使得黏切力增大.5＃鉆井液樣品老化前后的累計粒度分布見圖3.由圖3可以看出：高溫后，鉆井液樣品微米級（1～30 μm）、亞微米級（0.1～1μm）及納米級（1～100nm）固相顆粒體積分數呈明顯上升趨勢，體系向細分散轉變.高溫后，剩余活性處理劑分子已無力維持高溫前的空間網架結構強度，處理劑在黏土顆粒表面上的解吸附加劇，從而導致體系黏切力下降（見表1），并使體系向細分散轉變（見圖3），體系性能維護難度增大.

因此，在鉆井過程中需要反復處理井漿，并不斷補充各種處理劑.對于高密度鉆井液，應降低鉆井液加重劑體積分數，如采用更高密度加重劑或配合采用甲酸鹽膨潤土漿等，并且優化加重劑粒度級配.在調控高密度鉆井液性能時，應加強高效耐高溫包被抑制劑的研發和應用，將影響機械鉆速和損害儲層的亞微米顆粒體積分數控制在適當范圍內.

3 鉆井液配方優化與性能評價

在高溫深井鉆井過程中，黏土顆粒體積分數超過鉆井液體系所能承受的范圍后，易在高溫條件下聚結，導致體系性能維護困難，甚至不可控；需要事先測定所用膨潤土不同條件下的聚結情況，控制黏土質量分數在其聚結質量分數以下，加強固控系統的運行及其清潔能力，開發適當的處理劑對黏土改性處理，以增加聚結難度，避免黏土顆粒在高溫井段發生聚結.考慮1＃鉆井液樣品在高密度條件下性能較差，結合前期實驗結果，將GJL-2及GJL-4替換為GJL-1，同時在配方中增加FA-367，形成6＃鉆井液配方——2.0%夏子街土＋0.30%PAC-lv＋9.0%GJL-1＋0.5%FA-367＋1.0%SMP-2＋2.0%SPNH＋2.0%FT-1A＋2.0%聚合醇＋7.0%KCl＋22.0%NaCl＋0.65%NaOH＋加重劑（m（重晶石）∶m（鐵礦粉）＝1∶1），實驗結果見表2.由表2可知：相較于5＃鉆井液樣品，6＃鉆井液樣品老化前后流變性及濾失造壁性能明顯改善.

表2 鉆井液優化配方性能Table 2 Properties of the optimized drilling fluids

繼續調整6＃鉆井液樣品，將SMP-2、SPNH及聚合醇的加量統一調整為3.0%，得到7＃鉆井液樣品，其高溫高壓濾失量得到進一步降低，黏切力顯著增大.這是由于SMP-2、SPNH及聚合醇起到協同增效的作用，從而改善鉆井液的濾失造壁性能.考慮高溫高密度條件下黏土聚結現象將使得體系增稠，并且降低鉆井液造壁性能.因此，將7＃鉆井液配方中膨潤土質量分數降低到0.5%，得到8＃配方［18］，實驗結果顯示膨潤土質量分數降低后黏切力得到顯著下降，而濾失造壁性能得到顯著提升.

4 結論

（1）老化溫度及膨潤土質量分數對鹽水基鉆井液黏土聚結有重要影響，黏土聚結程度隨膨潤土漿質量分數增大而增大，聚結溫度隨膨潤土質量分數增大而降低，在用好固控系統的同時，也可以通過適當的處理劑對黏土進行改性處理，以增強其抗高溫聚結能力.

（2）在鹽水基鉆井液中，高溫和高密度將使Zeta電位降低，從而導致體系膠體穩定性變差，可以通過優選高溫護膠能力強的抗鹽處理劑（如GJL系列、FA-367等），以及處理劑之間的復配（如SMP-2、SPHN以及聚合醇等）等提高鉆井液性能的穩定性.

（3）高密度鉆井液的亞微米顆粒體積分數較低密度鉆井液的高，高溫老化將提高鉆井液的亞微米顆粒質量分數，可以通過增強體系的抗高溫抑制性、降低鉆井液加重劑體積分數等措施改善體系的粒度分布.

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