第32卷第4期2015年 7月V ol. 32 No.4July 2015钻 井 液 与 完 井 液DRILLING FLUID & COMPLETION FLUIDdoi: 10.3696/j.issn.1001-5620.2015.04.002抗260 ℃超高温水基钻井液体系张丽君， 王旭， 胡小燕， 张滨， 李彬， 王中华（中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳）张丽君等.抗260 ℃超高温水基钻井液体系[J].钻井液与完井液，2015，32（4）：5-8.摘要 通过引入抗高温降滤失剂MP488、高温流型调节剂CGW-6，使超高温钻井液流变性得到控制，通过采用抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C，使超高温钻井液高温高压滤失量得到有效控制，形成了抗温达260 ℃、密度为2.35 g/cm3的淡水钻井液配方，并对其进行了抗温机理分析和性能评价。
结果表明，该淡水钻井液抗NaCl污染可达饱和，页岩滚动回收率达94.1%，抗钻屑、膨润土污染能力强，具有良好的沉降稳定性，在密度为2.0～2.5 g/cm3时表现出较好的适应性，能够满足钻井液抗温260 ℃性能要求。
关键词 超高温水基钻井液；降滤失剂；流变性；高温高压滤失量中图分类号：TE254.3 文献标识码：A 文章编号：1001-5620（2015）04-0005-04近年来，超深井、特殊井和复杂井的数量逐渐增多，深井高温高密度钻井液的性能控制已成为制约深部地层油气勘探、开发的瓶颈难题之一[1]。
前期已在室内形成了抗温达220～240 ℃的高密度钻井液体系[2-5]。
通过对前期研发的处理剂、钻井液体系在260 ℃ 进行性能评价发现，部分处理剂降解严重，出现了钻井液流变性和滤失量控制难的问题。
利用自主研发的抗高温降滤失剂MP488、抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C、流型调节剂CGW-6[6-7]，配合使用其他处理剂，形成了抗温达260 ℃、密度为2.35 g/cm3 的钻井液体系，并在室内对其性能进行了评价。
1 实验材料和仪器膨润土、重晶石、NaCl、氯化钙，均取自现场；抗高温降滤失剂MP488、抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C、高温流型调节剂CGW-6，室内开发。
高温滚动加热炉（50～300 ℃）；ZNN-D6S型旋转黏度计；ZNS型失水仪；GGS-71型高温高压失水仪；变频高速搅拌机。
2 各因素对钻井液性能的影响考察各因素对抗温260 ℃、密度为2.35 g/cm3淡水钻井液的影响，将钻井液在260 ℃老化16 h后，在60 ℃测其性能。
实验用基浆配方如下。
（1%～4%）钠膨润土+（1%～7%）CGW-6+（0.3% ～2%）MP488+（1%～7%）HTASPC+1%NaOH+重晶石2.1 膨润土膨润土对抗260 ℃高温淡水钻井液性能的影响见表1。
由表1可知，随着膨润土加量的增加，钻井液的黏度、切力逐渐增加，中压滤失量变化不大，说明膨润土在钻井液中能提供较强的网架结构，但含量不能太高，避免膨润土颗粒高温分散引起的钻井液流变性、热稳定性等性能失控，控制含量在2.0%～3.0%较合适。
实验引入了流型调节剂CGW-6和抑制剂，可适当降低黏度和切力。
表1 膨润土对超高温淡水钻井液性能的影响膨润土/%AV/mPa d sPV/mPa d sYP/PaFL/mLGel/Pa/PapH1.054.041.013.0 4.29.0/15.09.02.059.543.016.54.812.0/28.59.03.066.048.018.04.410.0/28.09.04.079.051.028.0 4.623.0/48.09.0基金项目：中原石油勘探局科技攻关项目“抗温260 ℃钻井液体系研究”（2013101）部分研究成果。
第一作者简介：张丽君，工程师，1983年生，2009年毕业于郑州大学环境科学专业，现在从事钻井液技术研究工作。
地址：河南省濮阳市中原路462号；邮政编码 457001；电话（0393）4899548；E-mail：bottle_0371@。
62015年 7 月钻 井 液 与 完 井 液2.2 抗高温降滤失剂MP488从表2可以看出，MP488加量由0.3%增至2.0%，钻井液黏度由60.0 mPa d s增至70.0 mPa d s，中压滤失量由5.6 mL降至3.8 mL，说明MP488具有良好的高温降滤失能力，加量为1.5%时，钻井液性能较优。
表2 抗高温降滤失剂MP488对超高温钻井液性能的影响MP488/ %AV/mPa d sPV/mPa d sYP/PaFL/mLGel/Pa/PapH0.360.049.011.0 5.69.0/21.08.50.762.551.011.5 6.012.5/23.08.51.073.063.010.0 5.67.0/16.08.51.570.060.010.0 4.0 5.5/21.59.02.0107.086.021.03.87.5/24.09.02.3 抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C表3是抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C加量对抗温260 ℃淡水钻井液性能的影响。
从表3可以看出，随着HTASP-C加量的增加，钻井液黏度逐渐增加，中压滤失量变化不大，加量为5.0%时，表观黏度为119.5 mPa d s，塑性黏度为77.0 mPa d s，动切力为42.5 Pa，中压滤失量为4.4 mL，高温高压滤失量为14.0 mL，说明HTASP-C能有效降低高温高压滤失量，但加量不能太高，在3.0%～5.0%较为合适。
表3 抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C对超高温钻井液性能的影响HTASP-C/%AV/mPa d sPV/mPa d sYP/PaGel/Pa/PaFL/mLFL HTHP/mLpH1.0106.076.030.017.0/29.57.2269.03.0109.079.030.020.5/34.05.4169.05.0119.577.042.538.0/47.0 4.4149.07.0测不出 3.8129.0注：FL HTHP在180 ℃测定。
2.4 抗高温流型调节剂CGW-6抗高温流型调节剂对抗温260 ℃淡水钻井液性能的影响见表4。
从表4可以看出，随着抗高温流型调节剂CGW-6加量从1%增加至7%，表观黏度逐渐降低，由75.5 mPa d s降低至65 mPa d s，高温后钻井液流变性得到一定的改善。
2.5 氯化钙为提高钻井液的抑制性，在钻井液中引入CaCl2，考察CaCl2加量对抗温260 ℃淡水钻井液性能的影响，结果见表5。
从表5可以看出，加入0.3%CaCl2后，钻井液的切力、滤失量及膨润土含量均降低，表观黏度和塑性黏度略有增加，钻井液整体的流变性和滤失性较好；继续增加CaCl2加量至0.9%，钻井液的黏度和切力增加，滤失量增大，并且老化后出现增稠、结块等现象。
说明在260 ℃高温下CaCl2对膨润土颗粒的高温分散和重晶石中碱土金属的分散起到了一定的抑制作用，但加量较大时，由于Ca2+絮凝作用较强，CaCl2对钻井液中的膨润土过度抑制，造成钻井液絮凝、结块，因此加入0.3%CaCl2较合适。
表4 抗高温流型调节剂CGW-6对超高温钻井液性能的影响CGW-6/%AV/mPa d sPV/mPa·sYP/PaFL/mLGel/Pa/PapH 175.551.024.5 4.020.0/39.09.0370.048.022.0 4.217.0/35.09.0567.546.021.5 4.215.0/33.09.0765.045.020.0 4.413.0/28.09.0表5 CaCl2加量对超高温钻井液性能的影响CaCl2/%AV/mPa d sPV/mPa d sYP/PaFL/mLGel/Pa/PaMBT/g/LpH备注046.534.012.5 6.0 5.0/25.042.98.50.354.543.011.5 3.6 3.5/16.030.39.50.681.057.024.0 4.419.0/34.028.09.5增稠0.9108.069.039.012.024.0/35.027.010.0结块2.6 钻井液配方确定通过设计正交实验，根据高温高压滤失量和表观黏度值，分析得出抗260 ℃高温淡水钻井液配方如下。
（2%～4%）钠膨润土+（3%～8%）CGW-6+（1% ～2%）MP488+（3%～7%）HTASP-C+1%NaOH+（0.05%～0.5%）CaCl2+重晶石其中优化配方如下。
3%钠膨润土+5%CGW-6+1%MP488+1%NaOH +5%HTASP-C+0.3%CaCl2+重晶石钻井液性能见表6。
从表6可以看出，形成的优化配方性能较好。
表6 抗260 ℃高温淡水钻井液的性能（ρ=2.35 g/cm3）FV/sAV/mPa d sPV/mPa d sYP/PaFL/mLGel/Pa/PaFL HTHP（180 ℃）/mLpH 88.066.048.018.0 5.58.5/18.014.09.0张丽君等：抗260 ℃超高温水基钻井液体系第32卷第4期7 3 抗260℃高温淡水钻井液性能评价3.1 抗NaCl污染能力从表7可以看出，当NaCl加至饱和后，钻井液仍具有良好的流变性和较低的滤失量，表明该钻井液具有良好的抗NaCl污染能力。
表7 抗温260 ℃淡水钻井液抗NaCl污染实验（ρ=2.35 g/cm3）NaCl/%AV/mPa d s FL/mL NaCl/%AV/mPa d s FL/mL01207.6151409.01105 6.0201368.43130 6.425142 6.051469.235144 5.4101489.63.2 沉降稳定性将密度为2.35 g/cm3的淡水钻井液经260 ℃老化16 h后，测得静置48 h后上下密度差为0.02 g/cm3。
为确切考察上下密度差，将钻井液再次高速搅拌5min后，放置72 h，测得上下密度差仍为0.02 g/cm3，说明该钻井液体系具有较好的悬浮稳定性。
3.3 页岩回收率用马12井井深2 700 m处岩心进行实验，结果表明，在260 ℃滚动老化16 h后，清水的岩心回收率为10.8%，该钻井液体系的岩心回收率高达94.1%。
3.4 抗钙土、岩屑污染能力如表8所示，在钻井液中加入7%钙膨润土和10%岩屑粉后，钻井液仍具有良好的流变性和较低的滤失量，说明该钻井液具有较强的抑制能力。
表8 抗温260 ℃淡水钻井液抗污染实验（260 ℃、16 h）污染条件AV/mPa d sPV/mPa d sYP/PaFL/mLGel/Pa/PapHFL HTHP/mL066.048.018.0 5.58.5/18.09.014.0 7%钙土96.065.031.0 4.010.0/22.09.012.0 10%岩屑83.058.025.0 4.815.0/28.09.015.0注：FL HTHP在180 ℃下测定。