王星媛，陸燈云，吳正良

（1.油氣田應(yīng)用化學(xué)四川省重點實驗室，四川廣漢 618300；2.川慶鉆探鉆采工程技術(shù)研究院，四川廣漢 618300）

0 引言

根據(jù)全國第三次資源評價成果統(tǒng)計，深層油氣資源豐富，石油資源量為3.04×1010t，占石油總資源量的40%，將成為我國能源的重要戰(zhàn)略領(lǐng)域[1-2]。目前，我國陸上深層油氣資源中的深層碳酸鹽巖領(lǐng)域已成為“十三五”油氣勘探的重點，其主要分布在塔里木盆地、鄂爾多斯盆地及四川盆地。根據(jù)Schlumberger 高溫高壓井分類標(biāo)準(zhǔn)和我國深層油氣資源溫度壓力情況圖，上述三大盆地的深層區(qū)域多接近或位于超高溫高壓井范圍內(nèi)。近年來，我國在上述三大盆地已陸續(xù)開展或完成了一批井底溫度接近或大于205 ℃、井深6000～8000 m 的高溫深井。目前，我國陸地深井井底溫度若超過205 ℃（如塔探1 井、荔參1 井），鉆井工程設(shè)計常要求鉆井液抗溫能力達(dá)220 ℃。

針對超高溫深井，國內(nèi)在鉆井液方面開展了系列研究。如徐聞X-3 井[3]三開長裸眼井段（完鉆實測井底溫度211 ℃）使用鹽含量為10%～30%、抗溫220 ℃、密度為1.11～1.14 g/cm3的鹽水鉆井液體系，其高溫處理劑PFL-L 的熱穩(wěn)定性良好，鉆井順利；澀北1 號氣田24 井[4-5]（完鉆實測井底溫度218.9 ℃）應(yīng)用一種無固相抗220 ℃超高溫鉆井液體系，密度為1.10 g/cm3，應(yīng)用過程中井壁穩(wěn)定，施工安全，懸浮攜帶性良好；勝科1 井[6]在4598～5800 m 使用（井底溫度180～200 ℃）高密度聚磺非滲透性鉆井液，體系密度為1.83～1.85 g/cm3，其在鉆進(jìn)過程中為減少溫度對體系影響，需長期補(bǔ)充熱穩(wěn)定性較強(qiáng)的海泡石，且需定期置換鉆井液體系。不難看出，目前我國超高溫深井鉆井液體系在抗溫200 ℃左右、密度低于2.0 g/cm3下取得了較為成功的應(yīng)用和突破，而抗溫220 ℃、密度為2.0 g/cm3及以上的鉆井液體系在抗溫穩(wěn)定性及懸浮穩(wěn)定性上仍存在一定問題[7]。針對陸地超高溫深井、超深井，研制出一套抗溫達(dá)220 ℃、密度2.30 g/cm3、流變性及沉降穩(wěn)定性較好的油基鉆井液體系，并在四川盆地塔探1 井得到成功應(yīng)用。

1 高密度油基鉆井液的研制及性能

1.1 超高溫乳化劑的合成及性能評價

根據(jù)緊密堆積界面復(fù)合膜理論、氫鍵鍵合吸附理論、電效應(yīng)機(jī)理，以羥基脂肪油、多元胺、馬來酸為原料，采用直鏈烷基型分子結(jié)構(gòu)，合成長鏈烷基聚酰胺類非離子乳化劑SD-HTPE，復(fù)配以陰離子型乳化劑SD-HTSE，增強(qiáng)了乳化劑高溫界面吸附力及界面膜排列致密度、強(qiáng)度，克服了高溫下布朗運(yùn)動、熱對流運(yùn)動加劇所造成的乳化劑脫吸、界面膜破裂等問題，形成穩(wěn)定的抗超高溫W/O 型乳狀液體系。

主乳化劑SD-HTPE 合成工藝：在四口燒瓶上安裝攪拌器、溫度計、冷凝管及恒壓滴液漏斗，反應(yīng)前通氮氣40 min，將羥基脂肪油裝入四口燒瓶中，升溫至70 ℃，開啟攪拌器，加入多元胺，升溫至150～160 ℃，保溫反應(yīng)1.5～2 h 后冷卻至60～70 ℃，加入馬來酸，升溫至100 ℃保溫反應(yīng)1.0～1.5 h 后升溫至150 ℃保溫反應(yīng)1 h，升溫至200 ℃保溫反應(yīng)1 h。冷卻，過濾出料，與油醇混合稀釋均勻。

配制不同濃度比例主乳化劑SD-HTPE 和輔乳化劑SD-HTSE，通過熱滾前后破乳電壓、流變性、清油析出率考察其乳化穩(wěn)定性，結(jié)果見表1、表2。

表1 乳化劑加量對體系乳化性的影響

結(jié)果表明，主乳化劑和輔乳化劑在220 ℃溫度下具有較高的乳化性，熱滾16 h 后無沉降、無析油；在（0.5%～0.7%）主乳化劑、（2.2%～2.9%）輔乳化劑加量范圍內(nèi)，油水比為90∶10 或95∶5，熱滾前后的破乳電壓、表觀黏度、塑性黏度、動切力變化較小，說明其在220 ℃高溫下仍能在水滴表面形成穩(wěn)定的界面吸附膜，保證體系的高溫乳化穩(wěn)定性。

表2 220 ℃熱滾16 h 前后體系流變性及乳化性

1.2 超高溫增黏劑的合成及性能評價

在油基鉆井液中黏土顆粒間的靜電作用甚微，常見的有機(jī)土與乳狀液中的水滴可以通過氫鍵形成一定的凝膠結(jié)構(gòu)，但在超高溫作用下，體系中的分子熱運(yùn)動加劇導(dǎo)致凝膠結(jié)構(gòu)力降低。采用多重極性基團(tuán)（以羥基、酰胺基、酯基為主）和支化分子結(jié)構(gòu)設(shè)計，合成超高溫油基鉆井液用增黏劑SD-OIV，通過基團(tuán)間的氫鍵作用，增強(qiáng)增黏劑與水滴、有機(jī)土、油溶性瀝青之間的作用力，形成具有一定強(qiáng)度的空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，加強(qiáng)鉆井液的高溫懸浮穩(wěn)定性[8-10]。

SD-OIV 合成工藝：在合成反應(yīng)器中加入稱量好的氨基二醇類、環(huán)酐類化合物及催化劑，加熱至100～130 ℃，攪拌均勻且充氮環(huán)境下保溫反應(yīng)2.0～2.5 h，反應(yīng)完畢后升溫至200 ℃，保溫反應(yīng)3～4 h。冷卻，過濾出料，與溶劑油混合稀釋均勻。

采用流變性評價法、標(biāo)準(zhǔn)黏度計沉降測試法（VSST），通過表觀黏度、塑形黏度、動切力、低剪切速率屈服值LSRYP（注：LSRYP=2φ3-φ6）[11]、靜切力、動態(tài)沉降穩(wěn)定系數(shù)SR進(jìn)行提切增黏性評價，實驗條件為220 ℃熱滾16 h 后。其中，高溫高壓實驗過程所用過濾介質(zhì)為FANN No.206056 濾紙和FANN NO.206058 不銹鋼過濾盤。實驗結(jié)果如表3 及圖1 所示。結(jié)果表明，SD-OIV 具有明顯的增黏效果，其加量為0.5%～3.0%時，體系表觀黏度增加率為2.94%～33.82%，塑性黏度增加率最高達(dá)15%，動切力增加率為25%～175%，初切由3 Pa 增大至4.5～12 Pa，終切由10 Pa 增大至11～29 Pa，LSRYP由3 Pa 增大至5～13 Pa，動態(tài)沉降穩(wěn)定系數(shù)SR由0.2096 增長至0.2431～0.6466，高溫高壓濾失量降低率達(dá)16.28%～76.74%。根據(jù)LSRYP規(guī)定值[12]，LSRYP為3～8 Pa 時較為合適，因此，SD-OIV 加量應(yīng)不大于1%。

表3 增黏劑對鉆井液性能的影響（ρ=2.0 g/cm3）

圖1 增黏劑SD-OIV 加量對鉆井液沉降穩(wěn)定性能的影響

1.3 超高溫降黏劑的合成及性能評價

高密度油基鉆井液體系由于其本身固相含量高，在流動過程中體系內(nèi)顆粒間的摩擦阻力較大，黏度、切力較高，特別是當(dāng)體系中含有大量亞微米、納米級別的固相顆粒后，體系流變性難以控制[13]。根據(jù)反向潤濕增強(qiáng)原理及高溫乳化增強(qiáng)原理，采用多點胺基吸附基團(tuán)、直鏈分子結(jié)構(gòu)設(shè)計合成非離子型反向潤濕增強(qiáng)劑，并與直鏈型脂肪酸酰胺類乳化劑混合，研制出超高溫油基鉆井液用降黏劑SD-ORV。

SD-ORV 合成工藝 ：將磺酸鹽、多元醇、酰亞胺與二乙烯三胺、催化劑裝入反應(yīng)器內(nèi)，升溫至 150 ℃保溫反應(yīng) 3～4 h 后，降溫、過濾、出料。將合成物與雙亞油酸酰胺、油酸亞油酸雙酰胺、雙松香酸酰胺、直鏈型脂肪酸酰胺類乳化劑在溶劑油中混合均勻。

將四川盆地龍馬溪組地層頁巖研磨成粒徑為0.90～2.00 mm 的巖粉，按照15%的比例加入鉆井液后，通過流變性評價法、標(biāo)準(zhǔn)黏度計沉降測試法（VSST）測定降黏劑的降黏效果，結(jié)果見表4。由表4 可以看出，SD-ORV 具有明顯的降黏效果，加量為1%～3%時，表觀黏度降低率為24.02%～47.60%，塑性黏度降低率為12.34%～25.92%，低剪切速率屈服值降低率高達(dá)85.71%，動態(tài)沉降穩(wěn)定系數(shù)SR由1 降低至0.1230，且SDORV 對體系乳化性及高溫高壓濾失量的影響不大。

表4 降黏劑對體系流變性、沉降穩(wěn)定性、乳化性及高溫高壓濾失量的影響

2 超高溫油基鉆井液高溫高壓流變性評價

根據(jù)上述研制出的抗溫220 ℃油基鉆井液用處理劑形成一套超高溫高密度油基鉆井液體系，其配方如下。

白油+（0.5%～0.7%）SD-HTPE+（2.2%～2.9%）SD-HTSE+（1.5%～2.0%）潤濕劑+（0.5%～2%）SD-ORV+（0.5%～1.0%）SD-OIV+（2.5%～3.5%）有機(jī)土+25%CaCl2鹽水+（3.0%～4.0%）CaO+（6.0%～8.0%）油溶性瀝青+重晶石（O/W=90∶10 或95∶5）

根據(jù)現(xiàn)場實際情況，通過CHANDLER 7600高溫高壓流變儀對體系高溫高壓流變性進(jìn)行動態(tài)循環(huán)模擬評價，結(jié)果如圖2、表5 所示。

圖2 超高溫高密度油基鉆井液在不同剪切速率下的動態(tài)循環(huán)流變性

表5 超高溫高密度油基鉆井液的低剪切速率流變穩(wěn)定性

實驗結(jié)果表明：該鉆井液體系在220 ℃、40 MPa 下，具有良好的動態(tài)循環(huán)流變性和低剪切速率流變穩(wěn)定性。根據(jù)圖2 可以看出，剪切速率為1021.38 s-1時，溫度由40 ℃升高至220 ℃再降低至40 ℃的動態(tài)循環(huán)模擬過程中，體系表觀黏度從126.01 mPa·s 降低至14.55 mPa·s 后回升至113.58 mPa·s，通過40～220 ℃同等溫度下前后黏度對比發(fā)現(xiàn)，其黏度變化率僅為3.24%～28.27%；在剪切速率為10.21 s-1的動態(tài)循環(huán)模擬過程中，體系表觀黏度由1989.07 mPa·s 降低至74.02 mPa·s后緩慢回升至271.34 mPa·s 并保持穩(wěn)定，通過同等溫度下前后黏度對比發(fā)現(xiàn)，其黏度變化率為3.04%～86.36%。通過高剪切速率及低剪切速率黏度變化曲線發(fā)現(xiàn)，溫度對油基鉆井液體系的低剪切速率流變性破壞更為嚴(yán)重。根據(jù)表5 發(fā)現(xiàn)，該體系在10.21 s-1剪切速率下，24.78 min 內(nèi)表觀黏度無變化，24.83～28.92 min 開始出現(xiàn)波動，波動率為16.48%，黏度變化率為0～33.34%；在1021.38 s-1剪切速率剪切后，重新測值恢復(fù)為71.51～77.47 mPa·s，恢復(fù)后波動率為3.49%，黏度變化率為0～8.33%。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

研制成功的超高溫高密度油基鉆井液體系在四川盆地塔探1 井得到成功應(yīng)用。塔探1 井是西南油氣田公司在四川盆地南部沐川-宜賓地區(qū)部署的一口風(fēng)險探井，設(shè)計井深為6755 m，井底實測溫度為203 ℃，該井于6048.8～6508 m 使用該套油基鉆井液體系，使用過程中起下鉆順利、無阻卡，未出現(xiàn)超高溫條件下油基鉆井液破乳電壓降低、油水分層、黏度切力難控制、過篩困難、維護(hù)頻繁等問題。該套鉆井液體系自筇竹寺組應(yīng)用至燈二段，使用過程中，密度為1.19～2.30 g/cm3，表觀黏度為51～120 mPa·s，塑性黏度為32～121 mPa·s，動切力為1～22 Pa，低剪切速率屈服值為1～5 Pa，高溫高壓濾失量為2.0～6.6 mL（200 ℃），濾餅厚度為2.0 mm 應(yīng)用過程中詳細(xì)數(shù)據(jù)如表6 所示。

表6 塔探1 井油基鉆井液性能情況

4 結(jié)論及建議

1.通過機(jī)理分析及分子結(jié)構(gòu)設(shè)計，合成的乳化劑、增黏劑、降黏劑滿足超高溫油基鉆井液的應(yīng)用要求，并形成一套抗溫220 ℃、最高使用密度達(dá)2.30 g/cm3的油基鉆井液體系。

2.該鉆井液體系在220 ℃、40 MPa 下，具有良好的動態(tài)循環(huán)流變性和低剪切速率流變穩(wěn)定性。高溫高壓動態(tài)循環(huán)模擬過程中，該體系具有較好的黏度恢復(fù)能力。通過高剪切速率及低剪切速率黏度變化對比發(fā)現(xiàn)，溫度對油基鉆井液體系的低剪切速率流變性破壞更為嚴(yán)重。

3.研制成功的超高溫高密度油基鉆井液體系在四川盆地塔探1 井得到成功應(yīng)用，最高使用密度達(dá)2.30 g/cm3。應(yīng)用結(jié)果表明，該套油基鉆井液流變性能穩(wěn)定、沉降穩(wěn)定性良好，能夠滿足超高溫深井、超深井現(xiàn)場施工要求。