抗高温高密度钻井液技术

抗高温高密度钻井液技术

抗高温高密度钻井液技术

摘要：随着油田的开发，为了提高原油采收率，SAGD（蒸汽辅助重力泄油）技术开始采用。在采用SAGD技术的区域油藏形成了温场气腔，气腔的温度达到200-245℃，气腔造成地层异常高温的同时也造成异常高压。这种温度和压力的异常给钻井施工带来的巨大困难，施工中钻遇气腔时钻井液被高温气污染，粘度切力急剧增加，严重时甚至丧失流动性，导致井下出现复杂情况，井涌、井漏、井塌、卡钻等井下安全事故风险巨大，钻井时效低，严重影响该区块的井网调整和开发。如何研制一套抗高温高密度钻井液体系迫在眉睫。

关键词：抗高温高密度流变性抗污染

一、地质及工程简况

1.地质简况

地层自下而上为：中上元古界，新生界古近系沙河街组沙四段、沙三段、沙1+2段，新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组。开发油藏位于沙河街组1+2段和馆陶组，油藏底界深度750m（未穿），厚度平均150米，岩性为浅灰色砂岩、砂砾岩与灰绿色泥岩互层，由于长期的注气影响，局部形成异常高温、高压。

2.工程简况

二开定向井为主，设计井深在700m-900m之间，最大井斜

10°-15°之间，设计井斜典型井深结构如下：

Φ346mm×105m/Φ273.05mm×103m+Φ241.3mm×750/Φ177.8mm×74 8m。

二、钻井液技术难点

1.钻井液抗高温问题

SAGD技术的应用改变了该区域原本始的地层温度，所钻遇的局部地层温度会达到200℃以上，地层温度高，要求钻井液的抗温能力为180-200℃。国内目前抗高温水基钻井液的抗温能力普遍认为在180℃以下，同时传统的抗高温水基钻井液处理剂难以满足200 ℃以

上钻井液的需求[1]。

2.高密度下钻井液的性能控制

SAGD技术的应用导致该地区地层压力系数的升高，为平衡局部高压，该地区要使用高密度钻井液，最高密度达到1.80g/cm3以上，高密度钻井液在高温高压下流变性难以控制[2-3]。这是因为高密度钻井液中固相含量高，自由水含量少[4]，体系的流动性差；在高温作用下由于体系中粘土分散加剧、处理剂效果降低，钻井液的粘度和切力更是难以控制。

3.高压差下的润滑防卡问题

该地区本身地层压力系数低（0.8左右），但是随着注水注气影响，使地层压力出现了很大的不确定性，局部井段地层压力系数往往达到1.8以上，并且不同的地层压力处于同一裸眼井段，二开全井段处于高压差状态下钻进，加大了压差卡钻、井漏等井下复杂事故发生的几率。

4.高密度下的污水污染问题

该地区存在污水回注层，在钻遇污水回注层时由于地层或外来流体侵入钻井液中，使钻井液处理剂作用减弱，甚至彻底失去本来应有的作用，导致钻井液增稠，滤失量显著增大，润滑性变差等问题，因此，如何增强钻井液的抗污染能力，解决好污水污染问题也是施工的难点之一。

三、室内研究

1.钻井液体系优选

通过上述分析，高密度下钻井液流变性控制和高温条件下的稳定性是钻井液体系的关键。室内配制主要使用的无毒分散、有机硅分散、有机硅氟和MFC分散钻井液体系，并将其加重至1.80g/cm3测定其流变性。

实验结果是MFC钻井液体系在密度为1.80g/cm3的条件下，流动性能良好，优于其他3种钻井液体系。因此，优选MFC钻井液体系。

2.抗温能力

为了评价形成的高密度钻井液的抗温性能，将密度为1.80g/cm3的抗高温高密度钻井液在180℃下老化16h后冷却，在室内加热至

60℃，恒温条件下测试流变性能和滤失量。

测试结果表明，抗高温超高密度钻井液体系具有良好的抗高温热稳定性，在热滚之后密度没有变化，并且钻井液的流变性、滤失量没有发生明显变化，说明该钻井液抗温能力至少可达180℃。从而解决了该地区地层温度高，钻井液抗温能力不足的难点问题。

3.抗污染能力

在形成的抗高温钻井液配方中，在室内选择NaCl和Ca（OH）2为污染物，在抗高温、高密度钻井液中分别加入5%NaCl、0.5%Ca（OH）2，测试其性能。

结果显示，虽然受到不同盐的污染，但是钻井液性能没有明显变化，HTHP失水还有所降低，说明钻井液能有效抵御盐、钙侵，从而解决了该地区污水回注造成的钻井液污染的问题。

4.润滑性

高密度钻井液的固相含量高，形成的泥饼厚，磨阻、扭矩大，在大压差下容易发生粘卡，要求钻井液要有良好的润滑性，室内使用NF-2型泥饼粘滞系数测定仪测试优选钻井液经过高温老化后的泥饼摩阻系数为0.154，表现出较好的润滑性。

四、钻井液技术

1.一开

一开表层井段，地层较软、可钻性好，钻速快，井眼大，环空返速低，控制好流变性是施工关键，采用无机盐凝胶钻井液体系，使钻井液具有较高的粘切，保证携岩效率，使用FT-12调整钻井液流变性能及失水造壁性能。由于机械钻速高，保证固控设备使用率达到100%，清除无用固相。钻井液性能控制：粘度80-100s，密度1.06-1.08

g/cm3。

2.二开

二开定向段由于注水、注气层及污水回注层影响，钻井液控制重点是钻井液的抗温性能及钻井液抗污染能力，另外由于馆陶组地层胶结差，承压能力弱，提密度过程中钻井液的防漏能力也是施工难点。采用强封堵的抗温、抗盐MFC钻井液体系，注重钻井液的强抑制性，定向后加入3-5%液体润滑剂，保证钻井液具有良好的润滑性能；大

幅度提密度时，加入2%随钻堵漏剂防漏。控制膨润土含量在3-4%，较低的膨润土含量有助于钻井液各种性能的调整，加强固相控制，防止劣质固相特别是泥岩的细分散，导致的流变性能变差。钻井液性能控制：粘度65-75s，密度1.10-1.50 g/cm3，失水5-6ml，固相<18%，磨阻系数<0.1。

五、应用效果

该钻井液技术成功应用于SAGD采油区域6口调整井中，平均施工密度1.72g/cm3，平均机械钻速14.8m/h，实现了安全快速钻井。

六、结论与建议

1.MFC钻井液很好的满足了SAGD采油技术应用区域的钻井施工要求，钻井液维护处理简单，性能稳定且具有强抑制能力，井壁稳定，中完、完井电测均一次到底。

2.MFC钻井液具有良好的润滑防卡效果，在水平井施工过程中附加拉力小，起下钻顺畅，未发生卡钻等复杂情况。

3.随钻堵漏及良好封堵能力有效提高地层承压能力，能够有效预防井漏。

4.MFC钻井液抗盐、抗钙能力强，有效防止了因污水层流体侵入造成的钻井液性能恶化。

5.提高净化设备使用率，能有效地控制钻井液固相含量，保持钻井液性能稳定、具有良好的流变性，可防止阻卡的发生。

参考文献

[1]丁彤伟，鄢捷年，冯杰. 抗高温高密度水基钻井液体系的室内实验研究（J）. 中国石油大学学报，2007（31）：73-78

[2]RON Bland，GREG Mullen，YOHNNY Gonzales，et a1，HP/HT drilling fluids challenges[R].IADC/SPE103731，2006.

[3]鄢捷年.钻井液工艺学[M].东营：石油大学出版社，2001：345—346.

[4]蒲晓林，黄林基，罗兴树.深井高密度水基钻井液流变性、造壁性控制原理[J]，天然气工业，2001，21（6）：48-51.