李雄，董曉強，金軍斌，楊小華

（1.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100101；2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

0 引言

在深部地層鉆進過程中，經(jīng)常鉆遇高溫高壓地層，越來越多油氣井使用高溫、高密度鉆井液施工。如國外的美國、北海，國內(nèi)的大慶徐家圍子地區(qū)、南海鶯瓊盆地等地區(qū)[1-2]。國內(nèi)采用高溫或高密度鉆井液施工的井數(shù)逐漸增多。高溫鉆井液應用的代表井有泌深1 井[3]（236 ℃）、勝科1 井[4]（235 ℃）、徐聞X3 井[5]（211 ℃）；高密度鉆井液應用的代表井有官深1 井[6]（重晶石加重，2.87 g/cm3）等。應用溫度和密度都高的鉆井液體系，國內(nèi)鮮有實際應用報道。

大量鉆井實踐表明，采用重晶石加重的高密度鉆井液在高溫下普遍存在流變性能調(diào)控難、高溫高壓濾失量大、固相加重材料沉降等難題。在鉆井現(xiàn)場，高溫高密度鉆井液容易出現(xiàn)“加重增稠 — 處理降黏 — 加重材料沉降（引發(fā)井下復雜，同時使鉆井液密度降低）— 再次加重”的惡性循環(huán)，鉆井液的流變性能和高溫沉降穩(wěn)定性能難以兼顧。此外，處理劑高溫降解失效是導致鉆井液的高溫高壓濾失量增大和流變性能變化的主要原因之一。

隨著我國油氣資源勘探向深部地層挺進，性能優(yōu)良、高溫沉降穩(wěn)定性能突出的超高溫高密度鉆井液體系對深部超高溫高壓地層安全鉆進、提速提效有著極其重要的意義[7]。

1 設(shè)計思路

超高溫高密度鉆井液體系多應用于高溫和高壓地層環(huán)境，這類地層多數(shù)通過井身結(jié)構(gòu)設(shè)計為獨立開次，因此設(shè)計鉆井液體系時要考慮的要素相對較少。主要圍繞超高溫高密度鉆井液的流變性能、濾失性能和高溫沉降穩(wěn)定性能的調(diào)控難題，進行體系設(shè)計及評價。

1）超高溫對膨潤土、處理劑和膨潤土-處理劑相互作用都會產(chǎn)生影響，主要表現(xiàn)為鉆井液pH值降低、處理劑降解加速和黏土的高溫分散、高溫聚結(jié)、高溫鈍化現(xiàn)象，進而影響鉆井液濾失量增大、黏度上升或下降、沉降穩(wěn)定性變差等?？稍隗w系中引入超高溫封堵降濾失劑，維持體系較低黏度、切力和濾失量，提高抗溫能力。

2）采用重晶石加重的高密度鉆井液固相含量高，一方面需要體系的黏度、切力足夠懸浮重晶石以維持密度、防止沉降引發(fā)井下復雜及事故，另一方面需要體系的流變參數(shù)盡量低以利于施工和保證井下安全?？稍隗w系中引入高密度分散劑，維持鉆井液高溫沉降穩(wěn)定性能和流變性能的平衡。

3）超高溫高密度鉆井液體系多應用于深井、超深井，鉆具在井下的摩阻不可小覷?？稍隗w系中引入高效潤滑劑，提高其潤滑、防卡性能。

此外，在體系中引入適量的高溫穩(wěn)定劑，對膨潤土顆粒護膠，可提高其高溫穩(wěn)定性。引入適量的無機鹽，維持膨潤土顆粒適度分散，有利于流變性能調(diào)控。維持體系pH 值在合理水平，有利于處理劑發(fā)揮更高效的作用。

2 配方與性能評價

2.1 核心處理劑研發(fā)

2.1.1 超高溫封堵降濾失劑

利用Materials Studio 軟件進行分子結(jié)構(gòu)設(shè)計，在分子中引入環(huán)狀結(jié)構(gòu)、鏈烷基磺酸基及含可反應的活性點樹枝狀交聯(lián)結(jié)構(gòu)。通過接枝共聚和微交聯(lián)工藝，合成出了具有可溶脹封堵和抗高溫吸附作用的超高溫封堵降濾失劑（SMPFL-UP）。分子結(jié)構(gòu)中，交聯(lián)聚合物形成的體型溶脹微區(qū)充當封堵粒子，微區(qū)周圍的線型聚合物分子發(fā)揮水溶性和吸附性的作用（見圖1）。SMPFL-UP 與各種陰離子型、陽離子型和兩性復合離子型鉆井液處理劑配伍性好、環(huán)境友好，用量少，作用時間長，維護處理方便。與常用的聚合物降濾失劑相比，其水溶液黏度更低，降濾失效果突出，經(jīng)220 ℃老化16 h 后測試180 ℃的高溫高壓濾失量小于22 mL，滿足超高溫高密度鉆井液體系的濾失量控制需求，應用在超高溫（可達220 ℃）環(huán)境下優(yōu)越性更為顯著。

圖1 超高溫封堵降濾失劑分子結(jié)構(gòu)設(shè)計示意圖

圖2 是該產(chǎn)品與收集的國內(nèi)外降濾失劑樣品的對比評價結(jié)果，實驗基礎(chǔ)配方：4%膨潤土漿+15%評價土+0.2%燒堿+3%降濾失劑，經(jīng)220 ℃老化16 h 后測試180 ℃的高溫高壓濾失量。結(jié)果表明，加入SMPFL-UP 的實驗配方高溫高壓濾失量僅為6 mL，優(yōu)于其他產(chǎn)品，效果顯著。

2.1.2 超高溫高密度分散劑

大量的固相使高密度鉆井液黏度、切力升高、剪切稀釋性差，不利于施工，也會聚結(jié)沉降影響鉆井安全，超高溫下這些問題更突出。為此，在分子中引入螯環(huán)結(jié)構(gòu)、剛性苯環(huán)及含多反應活性點的結(jié)構(gòu)，通過原料優(yōu)選及工藝優(yōu)化，合成出超高溫高密度分散劑（SMS-H）。分子中羥基、胺基和磺酸基占有一定比例，有利于高溫下吸附和水化，確保被分散的加重劑顆粒表面水化膜在超高溫下仍具有一定厚度，阻止其聚集、沉降，維持體系的高溫沉降穩(wěn)定性。

此外，SMS-H 還有利于改善高密度鉆井液的高溫流變性能。圖3 是SMS-H 與收集的國內(nèi)外高密度分散劑樣品的降黏率對比評價結(jié)果，實驗配方為：基漿（4%膨潤土+重晶石粉，密度為2.20 g/cm3）+1%分散劑。結(jié)果表明，密度為2.20 g/cm3的基漿中加入SMS-H，經(jīng)220 ℃老化16 h 后降黏率高達65%，遠優(yōu)于其他同類產(chǎn)品。

圖3 國內(nèi)外分散劑樣品降黏率對比評價結(jié)果

SMS-H 有利于高密度鉆井液的高溫流變性能和沉降穩(wěn)定性能的調(diào)控，尤其適用于密度大于2.20 g/cm3的鉆井液體系，與鉆井液處理劑配伍性好，環(huán)境友好，用量少，作用周期長，維護處理方便。

2.2 處理劑優(yōu)選

2.2.1 抗高溫封堵防塌劑

為增強超高溫高密度鉆井液體系的防塌能力、改善濾餅質(zhì)量，收集了國內(nèi)外抗高溫封堵防塌劑樣品，參考標準SY/T 5794—2010 進行了評價和優(yōu)選。實驗漿配制完成，經(jīng)220 ℃老化16 h，高速攪拌20 min 后測定180 ℃的高溫高壓濾失量。實驗漿配方為：4%膨潤土+4%評價土+2.5%防塌劑，實驗結(jié)果見圖4。由圖4 可知，加入SMNA-1 的實驗漿高溫高壓濾失量最低，其封堵和改善濾餅質(zhì)量的能力明顯優(yōu)于國內(nèi)產(chǎn)品，略優(yōu)于國外同類產(chǎn)品，可優(yōu)選為超高溫高密度鉆井液體系的封堵防塌劑。SMNA-1 是一種抗溫達200 ℃以上，具有剛性結(jié)構(gòu)和高溫形變能力的封堵防塌處理劑[8]。

圖4 抗高溫封堵防塌劑對比評價結(jié)果

2.2.2 高溫穩(wěn)定劑

使用高溫高壓流變儀研究高密度鉆井液流變參數(shù)隨溫度的變化規(guī)律發(fā)現(xiàn)（見圖5），隨著溫度升高，高密度鉆井液的流性指數(shù)n值逐漸增大，即剪切稀釋性降低、流變性能變差，同時稠度系數(shù)K值逐漸減小，反映了稠度降低，懸浮穩(wěn)定性變差，容易導致加重材料沉降，不利于井下安全。為此，進行了高溫穩(wěn)定劑優(yōu)選，以確保核心處理劑發(fā)揮更高效作用。

圖5 溫度對高密度鉆井液流變參數(shù)影響規(guī)律

大多數(shù)高溫穩(wěn)定劑產(chǎn)品的分子中含有強吸附和水化基團，可增強膨潤土顆粒的Zeta電位和水化膜厚度，防止膨潤土顆粒高溫去水化后聚結(jié)失去穩(wěn)定性，從而提高鉆井液的高溫穩(wěn)定性。對收集的乳液類、硬質(zhì)石蠟類等3 種高溫穩(wěn)定劑樣品進行了評價，實驗基漿配方為：4%膨潤土+1%PAC-ULV +3%SMC+3%SMP+0.2%NaOH，加重到密度為2.00 g/cm3，分別測試經(jīng)200 ℃靜置老化后鉆井液體系的高溫高壓濾失量和沉降系數(shù)，結(jié)果見表1。

表1 在基漿中加入1.5%高溫穩(wěn)定劑對高密度鉆井液的影響

由結(jié)果可知，加入了乳液類產(chǎn)品GWW 的鉆井液，經(jīng)200 ℃靜置老化達16～72 h 后，沉降系數(shù)最低，且高溫高壓濾失量最小。因此，可選用GWW 作為體系的高溫穩(wěn)定劑，提高體系在高溫下的流變性能、高溫高壓濾失性能和沉降穩(wěn)定性能。

2.2.3 高效潤滑劑

在鉆井液體系中添加潤滑劑是為了降低鉆具在井下的摩阻。在高密度鉆井液中，選擇潤滑劑要同時考慮其物理存在狀態(tài)和化學性質(zhì)。高密度鉆井液本身固相含量很高，常規(guī)的固體潤滑劑可能不再適用；大多數(shù)以礦物油為基料（或?qū)⒌V物油作為復合添加料）生產(chǎn)的液體潤滑劑，加入高密度鉆井液中會增大相界面阻力（即相界面由原來的水-固兩相變?yōu)樗?固-油三相），如果選材或使用不當，效果會適得其反。為優(yōu)選適用于高密度鉆井液的高效潤滑劑，將國內(nèi)外常用的10 種潤滑劑樣品加入到高密度鉆井液中進行配伍性評價，實驗基漿配方：4% 膨潤土+1%PAC-ULV+3%SMC+3%SMP+0.2%NaOH，重晶石加重到密度為2.20 g/cm3，潤滑劑加量為1%，經(jīng)220 ℃老化16 h，用EP-B 型極壓潤滑儀測實驗漿的極壓潤滑系數(shù)，與基漿對比計算降低率，實驗結(jié)果整理后見圖6。由圖6可知，1%的潤滑劑SMJH-1加入基漿后，其潤滑系數(shù)降低56.01%。SMJH-1 表現(xiàn)出了最優(yōu)的潤滑性能，可優(yōu)選為體系的高效潤滑劑，提供超高溫高密度鉆井液的潤滑性能。

圖6 潤滑劑優(yōu)選實驗結(jié)果

2.3 體系性能評價

根據(jù)設(shè)計思路，以研發(fā)的SMPFL-UP 和SMS-H 為核心，輔以優(yōu)選的SMNA-1、GWW 和SMJH-1 等抗高溫處理劑，采用重晶石加重，構(gòu)建和研發(fā)了超高溫高密度鉆井液體系（SMUTHD），基礎(chǔ)配方如下。將基礎(chǔ)配方加重至密度為2.20～2.40 g/cm3，經(jīng)220 ℃高溫老化，評價鉆井液的高溫沉降穩(wěn)定性能、流變性能、高溫高壓濾失量和潤滑性能等。

（1.0%～1.5%）膨潤土漿+（0.2%～0.8%）超高溫封堵降濾失劑SMPFL-UP+（6%～8%）樹脂類降濾失劑（SMC、SMP-3、SPNH）+（1%～2%）高效潤滑劑SMJH-1+（1%～3%）抗高溫封堵防塌劑SMNA-1+（1%～2%）超高溫高密度分散劑SMS-H+（1%～1.5%）高溫穩(wěn)定劑GWW +燒堿

2.3.1 高溫沉降穩(wěn)定性

沉降穩(wěn)定性反映了加重鉆井液中加重劑顆粒在各種條件下（如高溫高壓環(huán)境、鹽污染等）保持均勻分布的能力，文獻[9]介紹了鉆井液沉降穩(wěn)定性的多種評價和預測方法?，F(xiàn)階段評價加重鉆井液的沉降穩(wěn)定性尚沒有統(tǒng)一標準，鉆井現(xiàn)場通常采用文獻[10-11]中介紹的靜態(tài)沉降方法評價，使用沉降系數(shù)（SF）來量化鉆井液的沉降穩(wěn)定性，即先將待測鉆井液長時間靜置，然后使用下層的密度除以上、下層密度之和。顯然，SF最小值為0.50，表示上、下層密度相等，沒有發(fā)生沉降。現(xiàn)場一般認為，當SF≤0.54 時，體系的沉降穩(wěn)定性滿足施工要求。該方法可以比較客觀地反應高密度體系的沉降穩(wěn)定性。

采用沉降系數(shù)評價方法，評價了SMUTHD 的高溫沉降穩(wěn)定性能，實驗結(jié)果整理后見圖7 所示。密度為2.20～2.40 g/cm3的鉆井液在220 ℃高溫下靜置老化1～10 d，所有實驗配方的SF值均小于0.54，顯示出良好的高溫沉降穩(wěn)定性能。

圖7 SMUTHD 在220 ℃下的沉降系數(shù)評價結(jié)果

2.3.2 流變性能和高溫高壓濾失性能

根據(jù)基礎(chǔ)配方，分別配制了密度為2.20～2.40 g/cm3的超高溫高密度鉆井液，配方如下。

1.5%膨潤土漿+0.5%SMPFL-UP+3%SMC+3%SMP-3+2%SPNH+1.5%GWW+1%SMJH-1+3%SMNA-1+1.5%SMS-H+0.3%CaCl2+0.5%NaOH+重晶石

測試經(jīng)220 ℃老化前后的流變性能和高溫高壓濾失量，實驗結(jié)果見表2。由實驗結(jié)果可知，密度為2.20～2.40 g/cm3的鉆井液分別經(jīng)過220 ℃高溫老化16 h 和65 h 后，均表現(xiàn)出良好的流變性能和濾失性能。其中，SMPFL-UP 分子中的“溶脹微區(qū)”充當封堵粒子，其周圍的線型聚合物分子發(fā)揮水溶性和吸附性的作用，提高了鉆井液的抗溫能力，保證了高溫高壓濾失量小于12 mL。此外，鉆井液經(jīng)過不同時間的老化，其性能變化較小，表明體系抗溫能力達到220 ℃，且持續(xù)抗溫時間長。

表2 SMUTHD 經(jīng)220 ℃高溫老化前后性能評價結(jié)果

2.3.3 高溫潤滑性能

使用EP 極壓潤滑儀分別測試了密度為2.20～2.40 g/cm3的SMUTHD 經(jīng)220 ℃老化65 h和202 h 后的潤滑系數(shù)，結(jié)果見圖8。

圖8 SMUTHD 潤滑性能評價結(jié)果

由圖8 可知，隨著密度升高，SMUTHD 的潤滑系數(shù)逐漸增大；同一密度下，體系的潤滑系數(shù)隨著老化時間的增加呈增大趨勢。SMUTHD 在不同密度、不同老化時間下，經(jīng)220 ℃高溫老化后極壓潤滑系數(shù)均小于0.18，表現(xiàn)出了良好的潤滑性能。

根據(jù)上述性能評價結(jié)果可知，最高密度為2.40 g/cm3的SMUTHD，經(jīng)220 ℃高溫老化后流變性穩(wěn)定、高溫高壓濾失量小于12 mL、極壓潤滑系數(shù)為0.178，經(jīng)220 ℃靜置7 d 后SF不大于0.54。體系中各處理劑協(xié)同增效，SMUTHD 表現(xiàn)出了良好的流變性能、高溫沉降穩(wěn)定性能、潤滑防卡性能和高溫高壓濾失性能。

3 順南蓬1 井五開現(xiàn)場應用

順南蓬1 井部署于新疆維吾爾自治區(qū)巴音郭楞蒙古自治州且末縣境內(nèi)，地處沙漠腹地，位于塔中Ⅰ號斷裂帶下盤古城墟隆起西緣18 號斷裂帶，所屬的區(qū)塊為新疆境內(nèi)幾個高地溫梯度區(qū)塊之一。該井為中國石化重點風險探井，完鉆井深為7661 m，井底溫度高達207.4 ℃，井型為直井，五開井身結(jié)構(gòu)。五開鉆遇地層有奧陶系下統(tǒng)蓬萊壩組、寒武系上統(tǒng)下丘里塔格組，蓬萊壩組主要巖性為厚層狀灰白色白云巖，下丘里塔格組主要巖性為灰色、白云巖。施工最高鉆井液密度大于2.00 g/cm3，高溫高壓地層環(huán)境給鉆井液施工及維護提出了挑戰(zhàn)，要求鉆井液滿足205 ℃下7 d 的SF不超過0.54。針對上述難點，五開采用了性能優(yōu)良，沉降穩(wěn)定性能突出的SMUTHD 鉆井液施工，實鉆井段為7080～7661 m，累計進尺581 m，取心9 次，鉆井液性能見表3。

表3 順南蓬1 井五開實鉆鉆井液性能

順南蓬1 井五開施工期間鉆井液性能穩(wěn)定，振動篩返砂正常，起下鉆井下無遇阻現(xiàn)象，取心過程順利。SMUTHD 在現(xiàn)場應用中表現(xiàn)出良好的流變性能和高溫高壓濾失性能。五開井漿的漏斗黏度為45～50 s，塑性黏度為20～25 mPa·s，動切力保持在7.5～17.5 Pa 之間，190 ℃的高溫高壓濾失量小于11.0 mL。該井五開SMUTHD 的應用被甲方評定為優(yōu)秀。此外，評價了順南蓬1 井五開不同工況下鉆井液的沉降穩(wěn)定性能，結(jié)果見表4。

表4 順南蓬1 井實鉆鉆井液沉降系數(shù)評價結(jié)果

由表4 可以看出，起下鉆期間井底靜置60.5 h的井漿、鉆進井漿、取心井漿和完鉆井漿的SF均小于0.52，低于設(shè)計要求的0.54，確保了井下安全。為進一步考察現(xiàn)場應用鉆井液體系的穩(wěn)定性，使用Turbiscan Tower 儀器對順南蓬1 井完鉆鉆井液進行了72 h 的多重光散射掃描，結(jié)果見圖9 所示。

圖9 順南蓬1 井完鉆鉆井液體系穩(wěn)定性分析

圖9 中橫軸表示裝樣的高度，0 表示底部，縱軸表示背散射光強度差值（△BS），其絕對值越小，表示被檢測的體系越穩(wěn)定。根據(jù)檢查結(jié)果可知，經(jīng)過連續(xù)3 d 靜置，樣品上部約4 mm 的△BS大于0，說明僅析出約4 mm 高度的清液，析出液量極少，且清液以下樣品的△BS曲線基本呈水平狀態(tài)，說明清液以下體系均勻，底部無析出現(xiàn)象。進一步印證了SMUTHD 具有良好的沉降穩(wěn)定性能。

4 結(jié)論

1.以自主研發(fā)核心處理劑為基礎(chǔ)，通過優(yōu)選配伍處理劑，形成了一套采用重晶石加重、具有良好流變性能和沉降穩(wěn)定性能的超高溫高密度鉆井液體系SMUTHD。體系密度2.20～2.40 g/cm3、抗溫達220 ℃，7 d、220 ℃沉降系數(shù)SF小于0.54。

2.SMUTHD 在順南蓬1 井五開應用，表現(xiàn)出良好的流變性能、高溫高壓濾失性能和高溫沉降穩(wěn)定性能。其中，完鉆井底溫度207.4 ℃，施工鉆井液密度為1.75～1.80 g/cm3，高溫高壓濾失量小于11 mL，7 d 高溫沉降系數(shù)SF小于0.52。

3.SMUTHD 在順南蓬1 井成功應用，表明了該體系配制、維護和關(guān)鍵性能的調(diào)控措施和工藝得到驗證，解決了超高溫高密度鉆井液流變性、高溫高壓濾失量和高溫沉降穩(wěn)定性能等難以控制的技術(shù)難題，保證超深地層鉆井施工的安全，實現(xiàn)了超高溫高密度鉆井液技術(shù)的重大突破。