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(yè)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(fā)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(xiàn)井漏、溢流、井眼縮徑等現(xiàn)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(xiàn)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(fā)展緩慢且尚不成熟，現(xiàn)場應用并不多見.為防止發(fā)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(fā)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(guī)高密度鹽水鉆井液通常由KCl和NaCl復配而成.由于常規(guī)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(chǎn)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(guī)律，導致在配制高密度鉆井液或在現(xiàn)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(yōu)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(shù)據(jù)，分析溫度、密度及膨潤土質量分數(shù)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(yè)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(yè)品，新鄉(xiāng)市隆馳化學有限責任公司；低黏聚陰離子纖維素PAC-lv：工業(yè)品，青州市清泉纖維素廠；磺化瀝青FT-1A：工業(yè)品，新鄉(xiāng)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(yè)品，中國石油鉆井院；聚合醇潤滑劑DY-014：工業(yè)品，東營市大用石油助劑有限責任公司；KCl：工業(yè)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(lián)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(nèi)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(shù)，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(xiàn)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(xiàn)象.老化溫度及膨潤土質量分數(shù)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(shù)增大而增大，聚結溫度隨膨潤土質量分數(shù)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(wǎng)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(wǎng)架結構逐步被破壞，蒙脫石晶層間水解吸附現(xiàn)象增強，黏土顆粒碰撞概率增大，高溫聚結／固化下沉現(xiàn)象逐漸凸顯，膨潤土漿黏度開始呈現(xiàn)下降趨勢.在實驗過程中，由于動切力太小，未呈現(xiàn)明顯規(guī)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(shù)在其臨界聚結質量分數(shù)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(yōu)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(xiàn)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(xiàn)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(shù)，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(xiàn)增大的現(xiàn)象.在高密度鉆井液（樣品5＃）中，固相質量分數(shù)高，固相顆粒間距小，顆粒間摩擦大，并且?guī)缀跞刻幚韯┓肿訁⑴c到與固相顆粒的交聯(lián)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(wǎng)架結構；在低密度鉆井液中，由于固相質量分數(shù)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(lián)，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(wěn)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(wǎng)架結構，降低體系的穩(wěn)定性.因此，需要優(yōu)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(fā)耐高溫抗鹽高密度鉆井液高效流變性調節(jié)劑、護膠劑等.

考察密度及老化溫度對鉆井液膠體穩(wěn)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(shù)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(wěn)定性變差.

2.2.3 鉆井液粒度分布

鉆井液絮凝現(xiàn)象是處理劑通過交聯(lián)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(shù)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(wǎng)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(shù)，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(yōu)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(fā)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(shù)控制在適當范圍內(nèi).

3 鉆井液配方優(yōu)化與性能評價

在高溫深井鉆井過程中，黏土顆粒體積分數(shù)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(shù)在其聚結質量分數(shù)以下，加強固控系統(tǒng)的運行及其清潔能力，開發(fā)適當?shù)奶幚韯︷ね粮男蕴幚?，以增加聚結難度，避免黏土顆粒在高溫井段發(fā)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(yōu)化配方性能Table 2 Properties of the optimized drilling fluids

繼續(xù)調整6＃鉆井液樣品，將SMP-2、SPNH及聚合醇的加量統(tǒng)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(xié)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(xiàn)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(shù)降低到0.5%，得到8＃配方［18］，實驗結果顯示膨潤土質量分數(shù)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(shù)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(shù)增大而增大，聚結溫度隨膨潤土質量分數(shù)增大而降低，在用好固控系統(tǒng)的同時，也可以通過適當?shù)奶幚韯︷ね吝M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(wěn)定性變差，可以通過優(yōu)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(wěn)定性.

（3）高密度鉆井液的亞微米顆粒體積分數(shù)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(shù)，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(shù)等措施改善體系的粒度分布.

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