莺琼盆地抗高温高密度水基钻井液

莺琼盆地地温梯度高,压力系数大,安全密度窗口窄,抗高温高密度钻井液技术是其高温高压地层钻井面临的主要技术难题之一。对该区块现用水基钻井液进行性能分析,通过对钻井液性能进行优化,构建了莺琼盆地高温高压段水基钻井液。该钻井液体系在200℃热滚16 h后的黏度为39 mPa·s,动切力为7 Pa,高温高压（200℃、3 MPa）沉降因子为0.512,高温高压滤失量为8.6 mL,高温高压砂床滤失量为14.4 mL,在4 MPa被CO₂污染后黏度为43 mPa·s,动切力为9 Pa,API滤失量为4.5 mL,高温高压滤失量为13.6 mL。研究结果表明,该体系的流变性、沉降稳定性、高温高压滤失性、封堵性及抗酸性气体CO₂污染性能均优于莺琼盆地现有高温高压段水基钻井液体系。      

抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田大北12X井的应用

大北12X井是2018年塔里木油田的一口高温高压评价井,位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12号构造东高点,该区块库姆格列木群膏盐岩段（4267～5287 m）普遍为高压～超高压,局部存在高压盐水层、漏层。钻井过程中,易出现井壁失稳、漏失、盐水侵等复杂技术难题。针对该区域的地质特点和作业要求,分析了高温高压作业条件下油基钻井液体系的技术难点,优选出抗高温高密度油基钻井液体系配方,并且通过室内实验,模拟高温高压井段作业可能出现的风险,进行了系统的工况模拟评价。实验结果表明,抗高温高密度油基钻井液体系性能稳定,破乳电压为1562 V、高温高压滤失量为1 mL,体系抗30%体积分数的近饱和NaCl盐水污染,污染后体系表观黏度变化小于10%,滤失量小于2 mL,破乳电压为1002 V。体系抗温稳定能力强,室内实验170℃老化10 d后体系流变性能稳定,沉降因子为0.522。现场应用表明,抗高温高密度油基钻井液体系能够解决塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带高温高压超高压盐膏层作业难题。四开井段,钻井液密度为2.43 g/cm3,油基钻井液保持了良好的钻井液流态,较低的黏度、切力及ECD等优良参数,未造成黏度、切力过高引起井漏等复杂情况。该井钻遇盐膏层厚度达2135 m,油基钻井液抗石膏污染能力强,流变性能稳定。      

基于黏度计读值预测的高温高压流变性预测方法

钻井液高温高压流变参数预测分析是深井超深井钻井液性能调整、水力参数计算的基础,建立了一种基于黏度计读值预测的钻井液高温高压流变性分析方法。首先,开展了高温高压流变实验,基于实测数据分析了旋转黏度计读值随温度、压力的变化规律。然后,引入比例因子将各转速测量读值归一化,运用数值方法分别分析了恒压变温、恒温变压情况下比例因子与温度、压力的变化关系,先建立了高温高压下比例因子预测模型,随后建立了通用的高温高压黏度计读值预测模型,同时给出了高温高压流变模型优选与流变参数计算方法。通过多组实验数据计算对比,运用该方法计算所得黏度计读值与实测值吻合很好。进而运用该方法分析了一组实测钻井液在井筒内的流变参数变化情况,与传统方法相比,该方法不再局限于常规流变参数（塑性黏度、表观黏度等）预测,其可以扩展到所有流变模型的高温高压流变参数预测中。      

新型高温高密度盐水钻井液研究

针对中国高温高密度盐水钻井液普遍存在的"使用处理剂种类过多,加量过大,钻井液老化后HTHP造壁性和流变性难以控制,配制成本和维护成本居高不下"的难题,分析长期攻关而至今没能很好解决的原因,在此基础上提出了"以利用钻井液中处理剂高温交联作用为基础,结合使用优化重晶石级配以解决高密度钻井液黏度高、HTHP失水量大、且性能很难调控的难题,综合形成了高温高密度盐水钻井液研究"新的技术路线,并由此研发出性能好（HTHP失水量低,流变性良好……）而处理剂种类少（共4种）、总用量大幅度降低（仅为现用量的1/2~1/3）的高温高密度盐水钻井液体系,而且具有高温条件下使用性能越来越好,性能维护方便的潜力和趋势,为有效解决中国高温高密度盐水钻井液多年未能很好解决的技术难题,提供一条可行的途径。      

水基钻井液高温高压密度特性研究

水基钻井液的密度在高温高压条件下不再是一个常数。采用高温高压静态密度测定装置，研究了不同密度水基钻井液的静态密度随温度和压力的变化规律，回归其变化关系式，建立起了水基钻井液静态密度随温度和压力而变化的数学模型，并对影响高温高压下水基钻井液密度变化的因素进行了分析。得出了温度对水基钻井液的密度影响最大，压力对其影响较小的结论。提出了随着温度的升高，压力对水基钻井液静态密度的变化影响变大的观点。准确预测钻井液在高温高压下的真实密度，有利于准确预测和控制井底压力，从而保证油气井在窄安全钻井液密度窗口下安全钻进。     

水基钻井液高温高压流变动力学研究

钻井液性能受深井超深井高温高压的影响会产生较大变化,为确保安全高效钻井作业,必须准确掌握钻井液在井底高温高压条件下的流变行为。针对一类典型的抗高温聚磺水基钻井液,开展了广域温压（～180℃,～100 MPa）下流变性能评价研究,定量评价了其流变参数随温度压力的变化规律。结果表明:聚磺水基钻井液流变参数受压力的影响明显小于温度的影响;在温压组合条件下,钻井液流变模式拟合效果排序为:赫-巴>罗-斯>宾汉>卡森>幂律。以赫-巴模式为基础,采用直接拟合方法从（T,P）、（T,1/P）、（T,lnP）、（1/T,P）、（1/T,1/P）、（1/T,lnP）、（lnT,P）、（lnT,1/P）、（lnT,lnP）9种组合中构建了其流变参数随温压变化的最佳拟合方程,建立了聚磺水基钻井液高温高压流变动力学预测模型,模型预测精度高,相对误差率98%集中在-7.15%～11.46%之间,平均误差仅为1.03%。      

高性能合成基钻井液体系的研制及性能研究

针对高温高压复杂井安全密度窗口较窄的难题,笔者通过分子结构设计和合成,研发了抗温达232℃的新型抗高温乳化剂、抗高温降滤失剂和抗高温有机土,并在此基础上构建了一套高性能合成基钻井液体系。实验结果表明,该乳化剂乳化率高达95%以上,形成的乳状液液滴尺寸分布均匀。降滤失剂与乳化剂、有机土协同增效,进一步提升了体系的乳化稳定性、高温高压流变性和降滤失功能。与传统的合成基钻井液相比,该体系在高密度下具有低黏度、低切力、沉降稳定性好、高温热稳定性好及高温高压滤失量低等优点,从而有助于解决高温高密度钻井液因结构强度太大而造成的憋泵、启动泵压过高、当量循环密度（ECD）变化大而诱发的井漏及井壁失稳等难题,为满足石油勘探开发高温高压井作业安全提供了技术保障。      

High temperature and high pressure rheological properties of high-density water-based drilling fluids for deep wells

To maintain tight control over rheological properties of high-density water-based drilling fluids, it is essential to understand the factors influencing the rheology of water-based drilling fluids. This paper examines temperature effects on the rheological properties of two types of high-density water-based drilling fluids (fresh water-based and brine-based) under high temperature and high pressure (HTHP) with a Fann 50SL rheometer. On the basis of the water-based drilling fluid systems formulated in laboratory, this paper mainly describes the influences of different types and concentration of clay, the content of a colloid stabilizer named GHJ-1 and fluid density on the rheological parameters such as viscosity and shear stress. In addition, the effects of aging temperature and aging time of the drilling fluid on these parameters were also examined. Clay content and proportions for different densities of brine-based fluids were recommended to effectively regulate the rheological properties. Four rheological models, the Bingham, power law, Casson and H-B models, were employed to fit the rheological parameters. It turns out that the H-B model was the best one to describe the rheological properties of the high-density drilling fluid under HTHP conditions and power law model produced the worst fit. In addition, a new mathematical model that describes the apparent viscosity as a function of temperature and pressure was established and has been applied on site.     

超高温高密度钻井液体系的研究与应用

针对大多数采用重晶石加重的高密度钻井液在高温下存在的流变性能调控难、高温高压滤失量大、重晶石沉降等技术难题,从抗温、降滤失、控制黏度和切力、提高沉降稳定性能等方面提出了钻井液体系的设计思路,通过研发超高温封堵降滤失剂SMPFL-UP、超高温高密度分散剂SMS-H等核心处理剂,优选抗高温封堵防塌剂SMNA-1、高温稳定剂GWW、高效润滑剂SMJH-1等关键配套处理剂,经过配方优化及评价,研发出了一套超高温高密度钻井液体系（SMUTHD）,抗温达220℃。SMUTHD密度不超过2.40 g/cm3时,经220℃老化后流变性能稳定,高温高压滤失量小于12 mL,极压润滑系数为0.178,在220℃下静置7 d沉降系数（SF）小于0.54,表现出良好流变性能、滤失性能和高温沉降稳定性能。SMUTHD在顺南蓬1井五开进行了成功应用,累计进尺581 m,井底温度为207.4℃,实钻钻井液密度为1.75～1.80 g/cm3,不同施工阶段井浆的SF均小于0.52,施工期间钻井液性能稳定,井下安全,取心顺利。SMUTHD的成功研发及现场应用,有力保障了深部油气层的勘探发现、增储建产和低成本高效开发,提高了我国超高温高密度钻井液技术的自主化水平。      

海洋超高温高压井钻井液设计与测试方法及国外钻井液新技术

介绍了国外高温高压井的最新定义和分级,以及全球海上高温高压井的分布。阐述了海洋高温高压井钻井液性能设计方法,主要包括密度、高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量、抗污染能力、低温流变性能和水合物抑制能力等,提出高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量应为高温高压井钻井液3个关键性能设计及评价指标,建立利用极高温高压流变仪Chandler 7600模拟高温高压井钻井液静态高温热稳定时间和动态循环抗高温能力的评价方法。详细介绍了国外抗232℃超高温无铬环境友好型水基钻井液、抗220℃超高温高密度甲酸铯钻井液、抗180℃高温无黏土储层钻井液、抗260℃超高温油基钻井液、抗315℃极高温氟基逆乳化钻井液。上述技术对中国超高温乃至极高温钻井液技术的研究具有一定的借鉴意义。     

莺琼盆地高温高压井水基钻井液技术

中国南海莺琼盆地具有温度梯度高、地层压力高、安全密度窗口窄的特点,在高温高压状态下经常出现钻井液流变性控制困难、井漏、电测遇阻和储层污染等问题。根据该区块地层的特点,通过大量的室内研究,在聚磺体系的基础上,引入甲酸钾作为抑制剂,优选了磺化材料及抗温聚合物,在提高抑制性的同时,有效地降低了体系的活度,通过加重剂的优化,改善钻井液的流变性,同时使其具有低的高温高压失水,密度2.4 g/cm3的体系抗温可达200℃。现场应用结果表明,该钻井液体系具有良好的抗温性和流变性,高温高压失水低,泥饼质量好,电测结果显示,该钻井液体系具有良好的储层保护效果。     

加重剂对抗高温超高密度柴油基钻井液性能的影响

在塔里木盆地库车山前钻遇库姆格列木群盐膏地层时,要求采用抗高温超高密度油基钻井液,该钻井液必须具有良好流变性、低的高温高压滤失量、良好的封堵性与动、静沉降稳定性。研讨了不同类型加重剂对抗160℃超高密度柴油基钻井液性能的影响;采用重晶石（ρ=4.2 g/cm3）、重晶石（ρ=4.3 g/cm3）、氧化铁粉、Microdense等单一加重剂配制超高密度柴油基钻井液,钻井液性能无法全面满足钻井工程的需要;采用具有超微细、高密度、球形等特点的MicroMax加重的超高密度柴油基钻井液拥有非常好的流变性能和良好的沉降稳定性,但无法控制钻井液的高温高压滤失量;当重晶石和MicroMax按60∶40比例复配时,可配制出性能良好的超高密度（2.4～3.0 g/cm3）抗高温柴油基钻井液,能满足库车山前钻进高压盐水层与易漏地层的需求。      

海上高温高压井环空ECD精细预测模型

为了准确预测高温高压井环空ECD,基于高温高压下钻井液流变性测试数据,利用多元非线性回归得到了钻井液密度和流变参数计算模型。通过将钻井液密度和流变参数计算模型与井筒传热模型耦合,建立高温高压井环空ECD精细预测模型。相比Drillbench软件计算结果,该模型更接近于实测PWD数据,误差更小。实例井计算结果表明,循环钻进过程中,下部环空温度不断降低,钻井液密度和稠度系数受温度影响不断增加,导致环空ECD不断增加;钻井液排量与地温梯度是影响环空ECD分布的关键因素,排量越大,环空压耗越大,进而环空ECD也越大;地温梯度直接影响环空温度分布,地温梯度的增加将导致环空ECD的不断降低。      

国外HTHP水基钻井液的研究进展

综述了国外高温高压（HTHP）水基钻井液的研究进展。简介了技术原理和各类HTHP水基钻井液,其中包括盐水基、重晶石加重和四氧化三锰加重HTHP水基钻井液。侧重介绍了甲酸盐基HTHP水基钻井液的原理、技术发展及应用。对重晶石加重和四氧化三锰加重HTHP水基钻井液,重点介绍了控制体系流变性、稳定性和滤失量。还给出了在德国北部、美国塔斯卡卢萨、印尼那图那海、北海、沙特阿拉伯、中国南海等油田的现场应用结果。     

南海高温高压勘探钻井技术现状及展望

南海北部莺- 琼盆地高温高压区域具有巨大的天然气资源勘探潜力。但该区域具有温度高、压力高、压力台阶多、安全密度窗口窄等地质特性,对高温高压钻井工程设计和作业提出了巨大的挑战。经过三十余年的技术攻关和在该海域超过50 口高温高压井的作业实践,形成了适用于南海高温高压天然气勘探的钻井关键技术体系,包括多机制地层超压预测、抗高温钻井液、压稳防窜固井、窄压力窗口安全钻井、高温高压一体化钻井与提速等关键技术,克服了南海复杂高温高压环境下的勘探钻井技术难题,实现了南海高温高压勘探钻井作业的安全和高效。这一套较为成熟完善的海上高温高压探井安全高效钻井技术体系和管理模式,为石油工业海上高温高压钻探提供了借鉴。     

抗高温强封堵防塌钻井液体系研究与应用

针对高温深部复杂地层的钻探需求,通过分子设计研发出一种抗温达200℃、具有刚性结构和高温形变能力的抗高温封堵防塌剂SMNA-1。该剂在140~200℃广谱温度范围内,能够通过其变形性和黏结性有效地堆积填充黏结滤饼,同时利用其自身的疏水性能在滤饼表面形成封堵膜,束缚自由水,增强滤饼的韧性和致密性、降低高温高压滤失量,提高钻井液的封堵防塌能力。以抗高温封堵防塌处理剂为主剂SMNA-1,优选抗高温降滤失剂SMPFL-L、SML-4和高效润滑剂SMJH-1等抗高温处理剂,构建出抗高温强封堵钻井液体系。抗高温聚合物降滤失剂SMPFL-L以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基长链烷基磺酸、双烯磺酸等单体采用自由基聚合制得,分子量较低,且分子量分布具有多分散性,饱和盐水基浆中加入2% SMPFL-L后可使高温高压滤失量降低至54 mL,该剂还具有良好的解絮凝作用,耐温达210℃。抗高温抗盐降滤失剂SML-4是针对高密度钻井液固相加重材料含量高对降滤失剂要求,研发的一种降滤失剂,其能够部分改变加重材料表面性质,提高加重材料的分散性,降低水化膜厚度,4% SML-4可使高密度盐水浆的API滤失量由164 mL降至5.8 mL,且不增加钻井液的黏度。在密度为2.0 g/cm3钻井液中加入2%高效润滑剂SMJH-1,极压润滑系数降低率为24%。该体系在新疆顺北1-1H井三开井段现场应用近1 300 m,施工顺利,未出现任何复杂情况,试验井段平均井径扩大率仅6.88%,井身质量好,取得了良好的应用效果。      

SPSS在高温高压钻井液密度模型中的应用

本文采用前人实测不同温度不同压力下钻井液的密度数据,首次将社会科学统计软件SPSS应用到高温高压条件下钻井液密度线性回归模型中,介绍在石油工程中的应用及实现方法,确定了其有关参数和理论数据。回归拟合结果表明,将SPSS用于高温高压条件下钻井液密度模型中是合理的。并利用SPSS对影响高温高压下水基钻井液密度变化的因素进行了分析,得出钻井液密度与压力和温度之间的相关系数分别为-0.322和-0.960,相关系数检验的概率p值分别为0.045和0。     

钻井液高温流变性能测试仪器与测试方法

高温深井钻井,井下钻井液高温流变性能好坏直接关系到井眼的安全和钻井的成败,但六速黏度计无法测试钻井液在井底随着温度、压力、剪切速率、时间等参数的变化,流变性能是如何变化的,通过高温高压流变仪评价钻井液的流变和抗温性能是一种科学而有效的评价手段。为模拟井下实际钻井液性能,建立了低剪切速率黏度测试、高温下黏度损失率测试、钻井液动态循环和静置时黏度随时间变化的测试方法,表征了钻井液的携岩性能、抗温流变性能、钻井液循环和静置条件下的高温热稳定性能,反映出了井下真实流变性能。在埕探1井进行了现场试验,说明该测试方法可以为现场工程师分析判断钻井液在井下高温下的性能能否为钻井施工提供实验数据,为高温钻井液体系优化设计、处理剂研发和应用提供科学可靠实验方法,并极大程度上弥补用六速黏度计测试钻井液流变性能的不足和缺陷。      

高性能水基钻井液在莺歌海盆地高温高压井的应用

莺歌海盆地中深层高温高压领域温度高、压力大、作业安全密度窗口窄。在复杂地质环境下,常规的聚磺钻井液易变稠、流动困难、泥饼虚厚,引起遇阻、黏卡、井漏等井下复杂问题。通过室内评价,引入新型抗高温聚合物（Calovis HT、POROSEAL）替代常规聚磺钻井液体系中的聚合物（PAC-LV、EMI1045）,构建出高性能水基钻井液体系。室内评价证实,该钻井液在高密度2.30~2.40 g/cm3、高温200~220℃环境下,能长时间保持良好的高温热稳定性,并且有较强的抗污染能力,抗50 g/L钻屑、50 mL/L地层水及5 g/L CO₂,储层保护效果良好,渗透率恢复值为84.6%。该体系在莺歌海盆地高温高压井（压力系数2.20~2.40、温度190~200℃）中进行现场应用,解决了常规聚磺钻井液体系中高温稳定性不足的难题,证实高性能水基钻井液具有良好的高温热稳定性,并且流变性能优越,为后续高温高压复杂地层钻井液体系优选提供参考。      

抗高温高密度水基钻井液流变性研究

使用Fann50SL型高温高压流变仪对抗高温、高密度水基钻井液的流变性能进行了测定。实验分析表明，该种抗高温高密度水基钻井液在高压下表观黏度、塑性黏度和剪切应力随温度升高而降低，其降低趋势逐渐递减。运用回归分析方法对实验数据进行处理，确定出钻井液在高温高压下遵循的流变模式--卡森模式，建立了预测井下高温高压条件下钻井液表观黏度的数学模型。计算表明，所建立的预测钻井液表观黏度的数学模型能够较准确地描述高密度钻井液在高压下与温度之间的关系，钻井液的表观黏度与温度呈指数函数关系。运用幂律、H B和卡森等流变模式对钻井液高温高压下的流变数据进行拟合分析时，建议最好选用卡森模式。