塔里木油田富源井区深井超深井抗240 ℃高温钻井液体系研究

余 婷，曹家俊，谢建辉，余加水

（西部钻探钻井液分公司，新疆 克拉玛依 834000）

0 引言

随着全球油气资源需求量的不断增加，油气的勘探开发从中浅层逐渐转换为深层和超深层[1]。塔里木8 000～12 000 m 以深层超深层发育多套储盖组合，成藏条件优越，是未来中国陆上超深层勘探开发热点，但深井超深井钻井液面临高温、高盐、高压等严峻挑战[2]。国外抗高温水基钻井液主要以磺化和聚合物材料为主[3]，哈里伯顿和壳牌形成了一套抗高温卤水基储层钻井液[4]、贝克休斯研发了无机盐组成聚磺钻井液Pyro-Drill[5]；国内抗高温水基钻井液主要以聚磺钻井液体系为主，孙金声研发了抗高温抗盐系列处理剂，形成了抗温220 ℃的水基钻井液技术。油气井钻井实践表明，要打好深井超深井，就必须要有良好的抗高温钻井液体系，为此本文通过优选水基钻井液抗高温材料，构建了一套抗高温水基钻井液体系，以解决深井超深井的钻井液难题。

1 富源井区超深井地质介绍钻井液技术难点

目前塔里木油田富源地区的超深井的井深一般在7 000～8 000 m 左右，其目的层在奥陶系的一间房组或者鹰山组，根据目前的勘探情况来看，奥陶系以下地层至震旦系依然存在巨大油藏的可能性，其井底温度预估在220 ℃左右。万米以上地层，随着井温的增加，对钻井液抗温能力要求极高，钻井液处理剂抗温能力不足，易导致体系流变性、滤失稳定性及沉降稳定性等性能变差，可能造成井下阻卡等复杂，且钻遇地层多而杂，高温作用下，水基钻井液体系的降滤失性能和抗污染性能均不足。为推进深井、超深井油气开发，需要进一步提高钻井液体系的抗高温性能及其复杂环境下的稳定性。

2 抗240 ℃高温水基钻井液体系研究

2.1 水基钻井液抗高温处理剂优选

2.1.1 抗高温降滤失剂

目前现场水基钻井液体系采用的是抗220 ℃高温降滤失剂XZ-KGW，在240 ℃高温性能评价中，16 h 后的抗高温性能持久性差。因此对XZ-KGW 分子结构进行设计优化。评价抗高温降滤失剂XZ-KGW 改进前后的滤失量降低率，可知XZ-KGW（新）长时间滚动后的API 滤失量降低率的下降趋势得到了有效的控制，热滚160 h 后XZ-KGW（新）滤失量降低率仍可达65%以上。2%热滚XZ-KGW（新）16 h、240 ℃后常温滤失量为12.4 mL，HTHP 为20 mL，相对3%热滚XZ-KGW（老）16 h、240 ℃的滤失量显著减少，且XZ-KGW（新）高温条件下流变性能良好。XZ-KGW 抗温降滤失剂滤失量降低率评价，如表1所示。

表1 XZ-KGW 抗温降滤失剂滤失量降低率评价

2.1.2 抗高温沥青封堵剂

在原先抗220 ℃水基钻井液体系配方基础上加入各类抗高温沥青开展对比优选，图1 结果显示抗高温沥青Ⅰ型的高温高压滤失降低率和相对抑制性最优，分别为56.8%和42.5%，且当抗高温沥青Ⅰ型加量超过3%时，HTHP 滤失量都没有明显的增加，因此抗高温沥青Ⅰ型的最优加量为3%。

图1 抗高温沥青封堵剂240℃封堵性抑制性评价

2.1.3 抗高温抑制剂

在原先抗220 ℃水基钻井液体系配方基础上对各类抗高温有机盐抑制剂进行分析评价。有机盐抑制剂Ⅰ型在240 ℃条件下抑制性能力表现出一定的优势，但是有机盐抑制剂Ⅱ型在提升密度方面有自身的优越性，综上所述考虑用有机盐抑制剂Ⅰ型和有机盐抑制剂Ⅱ型复配使用。抗高温抑制剂岩芯回收率，如表2 所示，有机盐同等加量下对水溶液密度的影响分析，如图2 所示。

图2 有机盐同等加量下对水溶液密度的影响分析

表2 抗高温抑制剂岩芯回收率

2.1.4 抗高温颗粒封堵剂

开展了抗高温颗粒封堵剂性能评价和优选，图3结果显示，1 mm 以内铝合金颗粒以及超细碳酸钙在240 ℃热滚16 h 后的API 滤失量为68～70 mL 左右。封堵性能与其它封堵剂相比较为突出。

图3 240℃颗粒封堵剂API 降滤失性能评价

2.2 抗240 ℃水基钻井液构建与评价

2.2.1 抗240 ℃水基钻井液配方

通过对水基钻井液抗高温处理剂的优选，确定抗240 ℃水基钻井液配方为：3%抗温土+2.5%抗高温改性树脂+1.5%XZ-KGW（新）+1%烧碱+1.5%铝合金颗粒(＜1mm）+1.5%超细钙（2000 目～8000 目）+3%抗高温沥青Ⅰ型+3%白油沥青+0.5%+7%KCL+15%有机盐抑制剂Ⅰ型+10%有机盐抑制剂Ⅱ型+重晶石（2.00）。

2.2.2 抗240℃水基钻井液体系评价

2.2.2.1 流变性评价

将抗高温降滤失剂、沥青封堵剂、抑制剂和颗粒封堵剂引入水基钻井液体系配方后，钻井液在240℃条件下长期滚动后的抗高温性能得到有效的提升，具有良好的降滤失能力和流变性。抗240 ℃水基钻井液体系流变性评价，如表3 所示。

表3 抗240 ℃水基钻井液体系流变性评价

2.2.2.2 抑制性评价

开展了抗240 ℃水基钻井液体系配方抑制性能评价，岩屑回收率为92.5%，岩芯膨胀量降低率达84.78%表现了良好的抑制黏土水化分散的能力。密度为2.0 g/cm3钻井液体系抑制性能评价，如表4 所示。

表4 密度为2.0 g/cm3 钻井液体系抑制性能评价

2.2.2.3 封堵性评价

由于抗高温沥青的引进，抗高温水基钻井液对不同尺寸砂盘封堵能力均得到了有效的提升，20 μm和50 μm 砂盘在承压15 MPa 下漏失稳定在25 mL左右，无明显压降，150 μm 砂盘漏失量控制在50 mL内，无明显压降，封堵效果显著。

表5 密度为2.0 g/cm3 240 ℃优化后钻井液体系室内封堵性能评价

3 结论

1）8 000 m 以上地层，对钻井液抗温能力要求极高，钻井液处理剂抗温能力不足，易导致体系流变性、滤失稳定性及沉降稳定性等性能变差，可能造成井下阻卡等复杂，且钻遇地层多而杂，高温作用下，水基钻井液体系的降滤失性能和油基钻井液体系的抗污染性能均不足。

2）通过处理剂评价及优选，研制出的降滤失剂XZ-KGW（新）以及研选出的抗高温沥青Ⅰ型封堵剂、有机盐Ⅰ型与Ⅱ型复配抑制剂、铝合金颗粒与超细碳酸钙复配颗粒封堵剂可以满足抗240 ℃水基钻井液的应用要求，具有良好的流变性、抑制性和封堵性。