加重劑對超高溫高密度油基鉆完井液性能影響研究

王星媛，吳敬恒，石朝敏

1 油氣田應用化學四川省重點實驗室2 中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院

0 引言

近年來隨著油基鉆井液、完井液在四川、塔里木、南海鶯瓊盆地的應用［1-3］，發現油基體系在高溫穩定性、沉降穩定性、井壁穩定、潤滑防卡、抑制地層水化膨脹、抑制地層造漿及快速鉆進等方面較水基體系具有明顯的優勢。國際上，油基鉆完井液已成為公認的解決高溫穩定性的有效途徑之一［4-5］。

目前，超高溫高密度油基鉆完井液體系仍存在一些問題，主要表現在體系動態沉降穩定性差（超高溫條件下LSR YP＜3 Pa，Zj＜1.5，SR＜0.3）、長效靜恒溫時間短（靜恒溫時間＜3 d，清油析出率＞20%）、流變性不易控制（超高溫條件下，流變性陡增或陡降）等方面，特別是抗溫能力≥220 ℃、密度≥2.0 g/cm3的超高溫高密度油基鉆完井液體系［6］。關于加重劑類型對高溫水基、油基鉆完井液性能影響研究已成為國內外研究熱點［7-9］，但特殊加重劑對超高溫高密度油基鉆完井液的影響研究較少。針對上述問題，本文采用兩種特殊加重劑（微細重晶石、微錳加重劑）與普通重晶石進行復配，研究其對超高溫高密度油基鉆完井液流變性、高溫高壓濾失量和動靜態沉降穩定性的影響。

1 高溫高密度油基鉆完井液沉降穩定性評價方法

高溫高密度油基鉆完井液配方：白油+1%主乳化劑+3%輔乳化劑+2.0%潤濕劑+0.3%流型調節劑+3.5%有機土+25%氯化鈣鹽水+3% CaO+8%油溶性瀝青+2%超細碳酸鈣+重晶石（O:W=90:10，密度2.00 g/cm3）。

1. 1 動態沉降穩定性評價方法

本文采用國標GB/T 16783.2—2012《石油天然氣工業 鉆井液現場測試 第2部分 油基鉆井液》對流變性進行測定，并通過相應計算公式對低剪切速率屈服值和攜巖指數進行計算；通過VSST沉降法［10］測試后計算得出動態沉降系數SR。

（1）低剪切速率率屈服值LSR YP計算公式［11］表示為：

根據國外研究中心對1.20 ～ 2.10 g/cm3、不同區塊的白油、柴油、合成基類油基鉆井液體系動態沉降穩定性試驗研究，發現低剪切速率屈服值與油基鉆井液體系動態沉降穩定性具有相關性，LSR YP的最佳范圍為3 ～ 8［11-12］時，體系性能較好且不易發生動態沉降。

（2）攜巖指數Zj計算公式為：

式中：ρ—鉆井液密度，g/cm3；ρs—巖屑密度。此處ρs取2.6 g/cm3計算，在1.2 m/s環空返速條件下，Zj＞1.5時鉆井液體系不易發生沉降［13］。

（3）動態沉降趨勢SR計算公式為：

其 中 動 態 沉 降 密 度 差Δρ動態=ρ1-ρ2，κ=10.9；SR≤1.0，SR為1.0時說明無沉降，SR越小，表明沉降穩定性越差［14］。

1. 2 靜態沉降穩定性評價方法

本文通過清油析出率、SF沉降因子［14-16］、SSSI靜態沉降穩定性評分等方法進行靜態沉降穩定性評價。熱滾溫度為220 ℃，靜恒溫時間為72 h，其中：

2 加重劑對體系性能影響研究

2. 1 加重劑粒度分析

根據Furnas粉末堆積理論及粒度級配方案，不同粒徑的顆粒及分布范圍對體系摩阻、流變性等具有較大影響［17］，因此本文采用激光粒度儀對微錳加重劑Micromax、普通重晶石及微細重晶石進行粒度分析（見表1）。

表1 不同加重材料粒度分布分析

根據表1，Micromax中值粒徑最低，但分布范圍最寬，與中值粒徑的整體分布偏差最大，其中，粒徑＜D50部分的一致性為0.69，粒徑＞D50部分的一致性為12.84，說明Micromax粒徑存在較嚴重的極化分布，即存在大量粒徑尺寸較為均一的小顆粒和少數粒徑尺寸不均勻的大顆粒，其顆粒粒徑在＜10 μm范圍內呈集中式分布。實驗結果表明，中值粒徑方面，普通重晶石＞微細重晶石＞Micromax；粒徑分布寬度方面，Micromax＞普通重晶石＞微細重晶石；粒徑分布均勻性方面，微細重晶石＞普通重晶石＞Micromax。

2. 2 加重劑對體系流變性、高溫高壓濾失量、ECD的影響研究

2. 2. 1 加重劑對體系流變性、高溫高壓濾失量的影響

顆粒形狀不規則有利于顆粒間連接、搭橋，形狀規則的圓形顆粒有利于降低體系內摩阻。當體系中顆粒尺寸分布廣，特別是存在小顆粒填充大顆粒孔隙情況時，顆粒與顆粒之間的接觸半徑越小，顆粒之間相互連接懸浮作用越明顯，因此，對體系流變性、沉降穩定性等均有影響。本文選用三種不同的加重劑進行復配加重實驗，實驗結果如表2所示，結果表明，微細重晶石對體系高溫高壓濾失量影響小，對AV、PV、YP、G有一定提升作用，微細重晶石最佳占比為10% ～ 40%。Micromax對體系高溫高壓濾失量影響較大，加量占比＞30%情況下FLHTHP增長率高達140.91%，但對AV、PV、YP有明顯降低效應，最佳占比為10% ～ 30%。

2. 2. 2 加重劑對體系ECD影響

采用川慶鉆探公司《鉆井液性能及水力參數模擬軟件》對體系井底循環密度ECD進行計算，實驗結果如圖1所示，結果表明，隨著井眼尺寸減小，微細重晶石含量增多，ECD增加；Micromax可有效降低體系ECD，當Micromax占比20%以上，對體系ECD影響幅度趨于平緩，Micromax復配體系更適合窄密度窗口井、小井眼井。

表2 不同加重劑復配后對油基鉆完井液體系流變性及HTHP影響

圖1 不同加重劑復配體系在?241.3 mm及?139.7 mm井眼的ECD

2. 3 加重劑對體系動態沉降穩定性影響研究

實驗結果如表3所示，結果表明，微細重晶石或Micromax與普通重晶石復配后均能有效提高體系的動態沉降穩定性，Micromax對體系的動態沉降穩定性提高幅度更大。隨著所占比例增加，Zj從1.27最高可提升至2.87，LSR YP從3 Pa提升至11 Pa，SR提升率高達163.02% ～ 219.87 %。

2. 4 加重劑對體系長效靜恒溫性能影響研究

2. 4. 1 加重劑對體系靜恒溫后流變性、動態沉降穩定性影響研究

對加重劑復配體系在220 ℃、3 MPa條件下靜恒溫3 d后的流變性進行對比分析（見表4），實驗結果表明，微細重晶石對體系AV、PV影響較小，對YP影響較大。Micromax靜恒溫3 d后，體系出現一定程度的稠化現象，表觀黏度增長率最高達96.40 %。分析認為，因為微錳加重劑粒徑小且均勻、比表面積大，對油基鉆井液中表面活性劑的損耗大，且在高溫靜恒溫環境下，會加重與有機土的結合稠化作用。

表3 不同加重劑復配后對油基鉆完井液體系動態沉降穩定性影響

2. 4. 2 加重劑對體系靜態沉降穩定性影響研究

采用SF因子、SSSI及清油析出率對不同加重劑復配體系的靜態沉降穩定性進行評價研究（見表5），實驗結果表明，微細重晶石和Micromax均可有效提升體系的靜態沉降穩定性，特別是Micromax加量占比為10% ～ 20%時，清油析出率＜10%，SF=0.52。但根據流變性實驗數據，Micromax體系在超高溫靜恒溫后黏度陡增，需要特別注意流變性方面的調控。

3 現場應用

復配加重劑形成的高溫油基鉆完井液體系分別在SX133、SX131、M126井進行現場試驗，其性能數據見表6。

表4 不同加重劑對體系靜恒溫后流變性及動態沉降穩定性影響

表5 不同加重劑對體系靜態沉降穩定性影響

SX131井射孔完井，井深7 859 m，井底實測溫度147.5 ℃，井斜角最大為88.8°。SX133井祼眼完鉆，井眼小（?149.2 mm），井深8 102 m，井底實測溫度達154.5 ℃，井斜角為90.30°。M126井祼眼完鉆，井深5 708 m，井底實測溫度達143 ℃，井斜角為76°。高溫油基鉆完井液體系配方為：鉆井漿+2% ～ 6%有機土+1.0% ～ 5.0%主乳化劑+ 2.0% ～ 8.0%輔乳化劑+6% ～ 10%降失劑+2% ～ 3%油溶性瀝青+1% ～ 2%流性調節劑+1% ～ 3% CaO+25% ～ 30%氯化鈣溶液+30% ～ 40%微細重晶石粉+普通重晶石粉（至設計密度）+1% ～ 2%除硫劑。

表6 微細重晶石復配油基鉆井液體系現場性能數據

現場試驗結果表明，體系在現場應用效果較好，作業期間起下油管順利，未發生嚴重沉降、阻卡情況。

4 結論及建議

（1）微細重晶石最佳占比為20% ～ 40%，微錳加重劑最佳占比為10% ～ 30%，上述兩種加重劑均能有效提高體系動態沉降穩定性。其中，Micromax對體系高溫高壓濾失量影響較大，對表觀黏度、塑性黏度、動切力、靜切力、ECD均有降低作用。

（2）微細重晶石與Micromax均能提高體系靜態沉降穩定性。但在220 ℃條件下，油基鉆井液中有機土容易發生表面膜破裂情況，粒徑較細的Micromax容易與有機土產生不可逆的交聯作用，使鉆井液增稠，出現流變性陡增現象。

（3）采用特殊加重劑與普通重晶石復配后形成的高溫油基鉆完井液技術在SX133、SX131、M126井進行現場試驗，作業期間起下油管順利，未發生嚴重沉降、阻卡情況，應用效果較好。