高密度钻井液流变性调控技术研究与应用
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作者: 慈国良 徐军
摘要：针对高密度钻井液固相含量高、流变性难以控制这一难题，实验研究了加重材料的粒度级配与自由水对钻井液流变性的影响规律，并在此基础上优化出密度高达2.60g/cm3的高密度钻井液。室内实验表明，该高密度钻井液具有良好的流动性和悬浮稳定性。河坝1-1D井现场应用表明，该高密度钻井液性能优良，完全能够满足大斜度段钻井施工的需要。
关键词：高密度钻井液河坝1-1D井流变性自由水粒度级配
由于深井井底温度高，高密度钻井液流变性调控难度相当大。一般而言，高密度钻井液固相含量非高，当钻井液密度高达3.00g/cm3时，固相含量极高（若用重晶石作加重剂，其体积分数将大于60%）。如果固相粒子分散性增强，巨大的固相粒子比表面积通过润湿和吸附作用使得整个体系的自由水含量大幅度减少，导致体系的钻屑容量限降低，一旦遇到外来物的污染，固相粒子极易连接形成结构，从而导致体系粘切增高，体系的流变性和沉降稳定性之间的矛盾十分突出[1，2]。为此开展了高密度钻井液流变调控技术的研究，并在河坝1-1D井进行了现场应用，钻进过程中没有出现井下复杂情况，起下钻没有遇阻遇卡现象，满足了安全快速钻进的需要，表明该套钻井液完全能够满足大斜度井段钻井需要。
1 粒度级配对流变性的影响
将重晶石粉用筛子分成粒径分别为100目～400目和小于400目两种，通过改变两种不同粒径重晶石粉的配比，探索粒度级配对钻井液流变性的影响规律。所用重晶石粉的密度为4.20g/cm3。实验所用的钻井液配方：基浆 +0.2%DriscalD+1%SD-101+2%SD-202+0.2%LV-CMC+1%KFT-II+重晶石，基浆为6%膨润土浆，约加重至密度2.40g/cm3。钻井液配制后在150℃下老化24小时。粒度级配实验结果如表1所示。
由实验结果可以看出，在颗粒粒度分布较为集中的1#和6#钻井液的表观黏度很高，随着重晶石粉颗粒粒度分布范围变宽，钻井液的表观黏度降低且存在最小值。
2 自由水对流变性的影响
自由水是指钻井液体系中对流变性起积极作用的水。在稳定的钻井液体系中，在自然放置的条件下水很难析出。利用高速离心机把稳定钻井液体系中的自由水分离出来，而不影响处理剂、加重剂和其他固相表面的束缚水。通过改变高密度钻井液配方中膨润土、处理剂和重晶石粉的含量，分别考察组分对高密度钻井液自由水含量以及流变性的影响规律，实验结果如表2所示。
从表2可以看出，随着自由水含量的降低，表观粘度逐渐增加。这表明钻井液中自由水含量与流变性关系密切。自由水量相对越多，钻井液的流变性越容易控制。另外，影响因素分析表明，重晶石加量对自由水量影响最大，其次是Driscal D。重晶石加量越多，单位体积钻井液中自由水含量越少，固相表面积越大，因此被束缚住的水分子就越多，同时也可以看出大分子的Driscal D也参与了对自由水的束缚。
3 高密度钻井液配方优化
对高密度钻井液而言，固相含量往往高达40％以上，保持合理的黏度、切力是流变性控制的难点。高密度钻井液流变性的调控技术措施为：①控制膨润土含量在合适的范围，在满足钻井液性能要求的前提下，尽可能降低膨润土含量；②在满足钻井液密度的前提下，调整不同粒径重晶石的比例；③应用抗高温流型调节剂控制其加量[3-5]。
通过正交实验对超高密度高温钻井液配方进一步优化，最终得到钻井液配方如下：4%膨润土+0.25%Driscal D+1.5%SD-101+2%SD-202+0.3%LV-CMC+1.5%KFT-II+重晶石，重晶石中粒径为100～400目的颗粒比例为30%，粒径小于400目颗粒的比例为70%。优选出的钻井液配方具有非常好的流变性，如表3所示。
4 现场应用
河坝1-1D井是川东北通南巴构造带的一口大斜度开发试验井，以嘉陵江组二段、下三叠统飞仙关组为主要目的层。该井自四开嘉陵江组以下存在异常高压，现场采用高密度聚磺钻井液，钻井液密度最高达2.20g/cm3，斜井段长，施工时间长，钻井液维护处理难度大。
4.1 四开（3932～5263m）
本井段自4029m开始定向，钻至井深4400m，钻井液密度逐渐提高至2.2g/cm3。采取的主要流变性控制措施：①用大分子聚合物提高钻井液体系的抑制性，减少强分散性处理剂和稀释剂的加量；②使用120目细目振动筛，适当使用除砂器、除泥器，清除低密度岩屑颗粒；③随着密度的增加，逐渐降低膨润土含量；④增加钻井液自由水含量，适当增加钻井液滤失量；⑤用SD-102、LV-CMC为降失水剂，配合SMT，调整流变性能。通过以上措施，四开钻井液漏斗黏度均控制在60s以下，塑性黏度控制在40mPa・s左右，动切力控制在15～19Pa。既降低了泵压负荷，又防止了岩屑床的形成。
4.2 五开（5263～5810m）
五开小井眼高密度钻井液技术关键是流变性控制。将钻井液漏斗黏度控制在57～65s、动切力14～17Pa、初切/终切8～9/10～12Pa、HTHP失水12mL。即较低的黏度减少循环压耗，较高的切力增加对岩屑的悬浮能力，接近的初切终切减少开泵压力激动。通过以上措施的实施，五开裸眼段泵压18～22MPa，排量8.6～10.2L/s，保证了安全快速钻进。
通过配方的合理调配和钻井液的科学维护处理，与邻井相比，河坝1-1D井的钻井速度得到很大提高，如表4所示。
5 结论
5.1 重晶石粉粒度级配实验研究表明：钻井液的表观粘度和塑性粘度随＜400目颗粒的配比增加先降低后升高，钻井液动切力随＜400目颗粒配比的增加逐渐降低。
5.2 高密度钻井液自由水试验探索结果表明：自由水含量与钻井液粘度紧密相关，重晶石加量对自由水含量影响最大。
5.3 研制出了密度为2.60g/cm3的高密度钻井液，具有良好的流动性和悬浮稳定性，现场应用表明，该高密度钻井液完全能够满足大斜度段钻井施工的需要。
参考文献:
[1]徐同台，陈乐亮，罗平亚.深井泥浆[M].北京：石油工业出版社，1994.
[2]鄢捷年.钻井液工艺学[M].东营：石油大学出版社，2000.
[3]赵胜英，鄢捷年，丁彤伟等.抗高温高密度水基钻井液高温高压流变性研究[J].天然气工业，2007，27（5）：78～81．
[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.天然气工业，2001，21（6）：48-53.
[5]王富华，王力，张炜徽.深井水基钻井液流变性调控机理研究.断块油气田，2007，14（5）：61-64.
项目支持：国家高技术研究发展计划（863计划）项目“超深井钻井技术研究”（编号：2006AA06A19-5）部分研究成果。
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