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顺北4XH井位于塔里木盆地塔中北坡顺托果勒低隆，是中石化部署在顺北Ⅳ号断裂带的一口重点预探井，完钻井深8 270 m，为六开超深直井，井底温度超过170 ℃。该井六开为碳酸盐岩储层，溶孔、裂缝较发育，储层压力未知，发生漏失、溢流等复杂风险高。为保证六开(7 777~8 270 m)钻井顺利施工，在分析该井储层特点、井身结构、工程对钻井液设计要求及面临技术难点基础上，研发出耐温200 ℃的高密度钻井液体系并顺利钻达六开完钻井深，实现了安全高效施工。全高效施工。
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顺北4XH井六开主要钻遇奥陶系一间房组和鹰山组地层，其中一间房组岩性为灰色泥晶及含砂屑泥晶灰岩，鹰山组岩性为厚层状灰色泥晶灰岩、砂屑泥晶灰岩及含云质灰岩。邻井成像测井资料表明，一间房组和鹰山组储层有微裂缝和针孔状溶孔，储集空间属孔隙-裂缝型，电阻率为中高值。本井地质预测为碳酸盐岩裂缝型高压气藏，断裂带岩石破碎程度高，可溶蚀度大，岩溶顺着断裂、裂缝溶蚀扩大作用强，沿断裂带岩溶储层发育。邻井顺托1井钻井液密度1.92 g/cm3发生溢流后封井，中古70井奥陶系实测压力系数1.86，地温梯度2.28 ℃/100 m，钻井存在气液置换现象，气侵速度快。
工程方面，根据Ø206.4 mm套管磨损和Ø139.7 mm套管抗内压强度计算，井筒承压能力低。根据邻井奥陶系钻井情况，六开设计使用密度1.95 g/cm3开钻。此外，五开井底井斜角较大(7 749.41 m井斜17.48°，方位105.98°)，若沿当前轨迹钻进，位移较大；根据6 430~7 180 m地层倾角测井结果，预测中下奥陶统顶面(一间房组T74)之下地层倾角与上部地层倾角类似[1]，断裂带附近地层倾角变化较大，井斜及方位控制难度大。
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根据顺北4XH井六开工程、地质特点，高温高密度钻井液设计性能指标如表1所示。六开为超深(＞8 000 m)、小尺寸(Ø120.65 mm)井眼，钻井液难点概括如下：(1)因五开高角度地层造成的井斜角大和井眼轨迹复杂，六开存在井眼轨迹控制难度高、钻进过程中易出现托压、摩阻大、Ø88.9 mm钻杆安全风险高的难题；(2)奥陶系一间房组和鹰山组碳酸盐岩储层硬脆性强，且溶孔、微裂缝较发育，储层压力系数未知，密度设计不合适易发生漏失或溢流等复杂，井控风险高；(3)钻进断裂带过程中应力释放以及裂缝发育易导致掉块卡钻；(4)该预探井储层压力系数难以准确预测，为保证井控安全，六开设计钻井液开钻密度1.95 g/cm3，储层保护压力大；(5)六开预计井底温度170~180 ℃，循环温度160 ℃左右，高温对钻井液带来复杂的物理化学变化，小井眼条件下的高密度体系流型、高温沉降稳定性和HTHP滤失量、敏感性储层保护难以协同调控。
表 1 顺北4XH井六开(7 777~8 270 m)高温高密度钻井液设计性能指标
Table 1. High-temperature high-density drilling fluid designed performance for the production casing section of Well Shunbei-4XH (at 7777–8270 m)
参数 数值 参数 数值 ρ/(g · cm−3) ≤1.95 Gel10 s/Pa 4~6 FV/s 50~65 Gel10 min/Pa 5~15 PV/(mPa · s) 20~30 FLAPI/mL ＜4 YP/Pa 10~15 FLHTHP(1 min, 180 ℃)/mL ≤1.0 沉降系数SF ＜0.54 FLHTHP(30 min, 180 ℃)/mL ≤10 为保障顺北4XH井六开顺利施工，在分析储层地质特点及钻井液技术难点的基础上，构建高密度钻井液体系并对高温流变、高温高压滤失量、储层保护及高温沉降稳定性等方面的性能优化，研发出一套耐温200 ℃的高密度水基钻井液体系，在兼顾储层保护的基础上，顺利钻达设计井深，实现该井储层段的安全、高效施工。
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高密度钻井液固相含量高，体系构建除合理选择加重材料之外，研选出适用于高温高固相的配套处理剂，以保证钻进和高温静置条件下的沉降稳定性[2]、流变性、HTHP滤失量和尽量满足储层保护要求等均已成为核心问题。基于上述考虑，高密度钻井液的构建坚持如下原则：(1)高密度体系固相含量高，体系的沉降稳定性与流变性难同时兼顾，钻井液体系一旦失稳，加重材料的沉降会带来严重后果，因此，保持钻井液体系沉降稳定性与流变性的平衡至关重要；(2)高温对黏土、处理剂和黏土-处理剂相互作用都会产生影响，体系中的核心处理剂应具有抗高温的能力[3]，保证体系长时间循环仍具有较低的HTHP滤失；(3)该井六开超深井段及高固含造成摩阻大，而且目的层存在超高压油气层，不仅要求高温高密度钻井液具有良好的润滑和一定的抗油气侵的能力，而且要求密度不小于2.2 g/cm3的储备重浆具有良好的流型及高温沉降稳定性。
基于上述高温高密度钻井液构建思路，室内开展了关键处理剂研选及高密度钻井液体系室内评价及现场应用试验。
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高密度钻井液流变性难控制的重要原因之一为固相加重材料的体积分数高。高含量的固相加重材料在钻井液中易聚结和沉淀，井控风险高，而且严重影响钻井液流变性，黏附系数大，易造成卡钻事故。为满足顺北高温储层对高密度钻井液沉降稳定性的要求，考查了不同加重材料(主要有重晶石、铁矿粉、钛铁矿粉、锰矿粉)对钻井液流变性影响。基浆配方为4%钠土+3% SMC+3% SPNH+1.0%中分子量聚合物降滤失剂+2.0%小分子量聚合物降滤失剂+0.8%高密度分散剂+0.3% pH调节剂+0.2%消泡剂，密度1.04 g/cm3。由表2对比可知，加重剂密度与对体系流变性的影响成反比，重晶石加重体系的黏度较其他高密度加重剂体系黏度高，赤铁矿对体系流变性影响最小。综合考虑成本、流型影响，优选3#重晶石作为高密度钻井液用加重剂。
表 2 加重剂对钻井液流变性能影响
Table 2. Effects of weighting agents on rheology of drilling fluids
配方 ρ/
(g · cm−3)AV/
(mPa · s)PV/
(mPa · s)YP/
PaFLAPI/
mL基浆+1#重晶石 2.00 43 31 12 7.6 基浆+2#重晶石 2.00 48 33 15 7.0 基浆+3#重晶石 2.01 40 31 9 7.0 基浆+赤铁矿粉 2.01 35 28 7 8.0 基浆+微锰矿粉 2.02 37 27 10 6.4 基浆+钛铁矿粉 2.01 37 26 11 6.8 注：老化实验条件为200 ℃、16 h -
磺化类处理剂具有良好的高温稳定性，高温下有助于保持体系良好的流变性和较低的滤失量。在抗高温钻井液体系中，通常将磺化褐煤(SMC)、磺化酚醛树脂(SMP)、褐煤树脂(SPNH)、磺化丹宁(SMT)和磺化栲胶(SMK)等进行复配。前期室内单剂评价表明，SMT及SMK水溶液的起泡率较其他3种磺化材料溶液高，在具有较高黏切的高密度钻井液中难以及时消泡，因此笔者认为这2种磺化类处理剂不适合高密度钻井液体系。将SMC、SMP 和SPNH等作为高温高密度钻井液磺化处理剂并对加量进行了优化。基浆配方为1.5%钠基膨润土 +1.0%低黏降滤失剂+1%高密度润滑剂+0.1%pH调节剂+ 0.05%消泡剂+重晶石，密度2.01 g/cm3。表3实验结果表明，高密度钻井液中加入SMC、SMP-2和SPNH后，流变性能总体趋于改善，体系流变性能随着SPNH的加入逐渐改善，且HTHP滤失量降低，体系的高温稳定性增强，高温沉降性能进一步改善。当SMC、SMP-2和SPNH三者以3∶3∶2配比时体系的流变性最佳，HTHP滤失量最小。
表 3 磺化材料加量优化结果
Table 3. Optimized addition of sulfonated materials
配方 实验条件 AV/
(mPa · s)PV/
(mPa · s)YP/
PaFLHTHP/
mL基浆 室温 122 101 21 200℃、16 h 77 60 17 46 基浆+2%SMC+
2%SMP-2+
4%SPNH室温 101 77 24 200℃、16 h 55 42 13 22.4 基浆+3%SMC+
3%SMP-2+
2%SPNH室温 98 79 19 200℃、16 h 50 41 9 19 基浆+4%SMC+
4%SMP-2室温 115 90 25 200℃、16 h 55 40 15 24 基浆+3%SMC+
3%SMP-2室温 120 100 22 200℃、16 h 66 45 21 26 注：流变测试温度45~50 ℃，HTHP滤失量测试温度200 ℃ -
降滤失剂的分子量大小和配伍性直接影响钻井液流变性能，不仅需要具备改善滤饼质量、控制体系自由水渗滤的功能，而且还能有效提高体系高温胶体稳定性、增强体系抗污染能力。从控制高密度钻井液流变性考虑，降滤失剂应具有较低的黏度效应，对体系的增黏作用小，同时降滤失效率高。
通过降滤失剂水溶液的表观黏度及高密度钻井液流变性，筛选能够改善流型且降滤失效果好的降滤失剂。从表4可以看出，SML、LV-CMC、PFL-2水溶液黏度效应较低，适用于高密度钻井液，其中SML的黏度效应最小，可增大用量来控制高密度钻井液体系在高温高盐条件下的滤失量。
表 4 低分子量聚合物降滤失剂水溶液黏度
Table 4. Aqueous solution viscosity of low-molecular-weight polymer filtrate reducers
降滤失剂 Ф600 Ф300 AV/
(mPa · s)PV/
(mPa · s)1% PFL-1 21 10 10.5 11 1% PFL-2 15 8 7.5 7 1% LV-CMC 14 8 7 6 1% LV-PAC 30 16 15 14 1% SML 8 5 4 3 在4%膨润土浆+0.2%NaOH中加入质量分数2.0%低分子量降滤失剂，用重晶石将密度加重到2.0 g/cm3，测试200 ℃老化前后的黏度和滤失量，实验结果如表5所示，可以看出，相同加量、不同分子量的聚合物类降滤失剂对体系的流型影响很大。表中SML、LV-PAC的黏度效应较低，但LV-PAC在200℃老化后控制滤失的能力较差。SML的黏度效应最低，降滤失能力良好。优选SML作为高密度钻井液体系的降滤失剂，能够使体系的流变性更好。
表 5 低分子量聚合物降滤失剂对高密度钻井液性能的影响
Table 5. Effects of low-molecular-weight polymer filtrate reducers on performance of high-density drilling fluids
降滤
失剂实验
条件AV/
(mPa · s)PV/
(mPa · s)YP/
PaFLAPI/
mLPFL-1 老化前 132 107 25 4.4 200 ℃、16 h 63.5 50 13.5 8.8 PFL-2 老化前 107 87 20 9.0 200 ℃、16 h 52 43 9 10.4 LV-PAC 老化前 46 34 12 4.8 200 ℃、16 h 50 42 8 12.4 LV-CMC 老化前 55 42 13 4.8 200 ℃、16 h 45 23 6 15.0 SML 老化前 41 30 11 7.0 200 ℃、16 h 22.5 18 4.5 8.2 -
采用Fan EP 21200型极压润滑仪对润滑剂进行性能评价，实验结果见表6。基浆配方为2%钠基膨润土+1.5%SML+重晶石，密度2.01 g/cm3。对比极压润滑系数实验结果可知，润滑剂SMJH-1经过高温老化后的润滑系数小于老化前测试结果，与其他润滑剂相比SMJH-1老化后不起泡，多数润滑剂老化后润滑系数均高于老化前的实验结果。该类润滑剂通过降低摩擦面粗糙度、形成C=S金属键和弱润滑膜，达到协同提高极压润滑的目的[4]。
表 6 润滑剂对水基钻井液性能影响
Table 6. Effects of lubricants on performance of water-based drilling fluids
配方 实验条件 AV/
(mPa · s)PV/
(mPa · s)润滑系数 基浆 老化前 27.5 27.5 0.231 200 ℃、16 h 21 22 0.252 基浆+2% JM-2 老化前 63 48 0.156 200 ℃、16 h 42.5 10 0.196 基浆+2% SKY 老化前 42 29 0.170 200 ℃、16 h 32.5 19 0.119 基浆+2% SMJH-1 老化前 26.5 26 0.163 200 ℃、16 h 26 24 0.134 基浆+2% RHJ-3D 老化前 46.5 23 0.201 200 ℃、16 h 57.5 7 0.225 基浆+2% LUBE-167 老化前 28 27 0.175 200 ℃、16 h 21 20 0.210 -
高温剪切状态下高密度体系黏度、切力降低，加重材料沉降速度加快，不利于井下安全。为有效提高高温条件下体系切力、减缓加重剂沉降，优选高温稳定剂，该类分子具有强吸附和水化基团，可增强黏土颗粒的zeta电位和水化膜厚度，防止黏土颗粒高温去水化后聚结失去稳定性，提高体系高温稳定性。实验基浆配方：4%膨润土浆+1%PAC-ULV+3% SMC+3%SMP+0.2% NaOH+重晶石，加重到2.0 g/cm3测试加入产品后，体系在200 ℃下老化16、48、72 h后的高温高压滤失量和沉降系数，实验结果见表7。其中试剂A、B、C分别为乳液类、硬质石蜡类和聚硅氧烷稳定剂。由结果可知，产品C对基浆的高温稳定性效果最好，当体系经200 ℃老化72 h后，体系的高温高压滤失量最低，沉降系数最小，因此选用C作为体系的高温稳定剂，增强体系的抗温性能。
表 7 高温稳定剂对高密度体系滤失量和沉降性能影响
Table 7. Effects of high-temperature stabilizers on filter loss and settlement performance of the high-density system
配方 实验条件 FLHTHP/mL SF 基浆 200 ℃、16 h 26 沉降严重 基浆+1.5%试剂A 200 ℃、16 h 22 0.55 200 ℃、48 h 28 0.56 200 ℃、72 h 30 0.57 基浆+1.5%试剂B 200 ℃、16 h 18 0.53 200 ℃、48 h 24 0.54 200 ℃、72 h 28 0.55 基浆+1.5%试剂C 200 ℃、16 h 9.6 0.51 200 ℃、48 h 12.2 0.52 200 ℃、72 h 16.8 0.53 -
在对加重剂、降滤失剂、防塌剂、润滑剂、高温稳定剂等关键处理剂优选的基础上，形成密度1.95 g/cm3钻井液基浆配方：1.5%~2.5%膨润土+0.2%~0.3%纯碱+0.2%~0.4%烧碱+2%~3% SML+7%~9%抗高温磺化材料+2%~3%抗高温镶嵌成膜防塌剂+1%~1.5%SMJH-1+0.75%~1.0%高温稳定剂+3%屏蔽暂堵剂+重晶石。为强化钻井液体系对微裂缝及时封堵、减小压力传导并降低水力尖劈效应，实现断裂破碎带防塌和储层保护的双重效果，在上述配方中补充高酸溶封堵材料，增强体系对微米级裂缝的封堵，减少储层损害。在1.95 g/cm3钻井液体系中补充总量3%目数分别为1 200目和2 500目的超细碳酸钙，并对超细钙配比进行优化。从表8实验结果可以看出，粗目数碳酸钙加量占比越大，对体系流型影响越小，因此确定1 200目和2 500目碳酸钙加量比为2∶1。
表 8 超细钙加量及配比对高密度钻井液性质影响
Table 8. Effects of addition and proportion of super-fine calcium on properties of high-density drilling fluids
配方 AV/
(mPa · s)PV/
(mPa · s)YP/
PaGel/
(Pa/Pa)FLAPI/
mL基浆 45 29 16 7.5/14.0 2.0 基浆+1%1 200目+
2%2 500目57 39 18 9.5/18.0 1.4 基浆+1.5%1 200目+
1.5%2 500目55 37 18 9.5/17.5 1.4 基浆+2%1 200目+
1%2 500目52 36 16 9.0/17.0 1.6 注：老化条件200 ℃、16 h -
分析了上述高密度屏蔽暂堵型钻井液体系综合性能，实验结果如表9、图1、图2所示。从表9及图1粒径分布可知，碳酸钙加量w1200目∶w 2500目为2∶1的比例时体系流型良好，粒径范围5~10 μm、10~20 μm分布增加，静置测试期间团聚体粒径缓慢增大。图2为采用Turbiscan Tower对高密度钻井液进行多重光散射扫描实验结果，从底部、中部和上部背散射参比值ΔBS变化可知，井浆长时间静置过程中底部和中部性能稳定，体系因固相团聚造成背散射光参比值整体增大，上部只出现少量析出水，表现为ΔBS由负值转为正值。综合表9、图1和图2实验结果，高密度钻井液体系表现出良好的沉降稳定性和聚结稳定性能。
表 9 抗高温高密度钻井液老化后性能
Table 9. Aging resistance of high temperature and high density drilling fluid
ρ/
(g · cm−3)老化实验条件 AV/
mPa · sPV/
mPa · sYP/
PaGel/
(Pa/Pa)FLAPI/
mLFLHTHP/
mLSF 1.88 150 ℃、16 h 47 31 16 7.0/14.5 1.4 9.4 0.515 200 ℃、16 h 49 33 16 7.5/15.5 1.8 9.8 0.518 1.95 150 ℃、16 h 52 35 17 8.0/16.0 1.2 8.4 0.513 200 ℃、16 h 55 37 18 9.5/17.5 1.4 9.0 0.514 注：高温高压滤失量实验温度180 ℃ 
图 1 高密度钻井液体系粒度分布
Figure 1. Particle size distribution of the high-density drilling fluid system
Parvizinia等[5](2011)认为加重剂在沉降过程中，颗粒间的力学摩擦和动力学干扰影响沉降速度。笔者采用剪切流变实验评价悬浮体系沉降速度，发现对于非牛顿流体，沉降速度与体系黏度和颗粒间水动力干扰相关。由于剪切流变测试过程中，钻井液处理剂间作用力已经受到破坏，体系黏度以及颗粒间的作用力并不能真实反映静置过程中加重剂在体系中所处应力环境。本文通过低频率(1 Hz)原位振荡实验考查六开井浆及处理剂间的相互作用，目的是在不破坏井浆结构的条件下通过弹性模量G′和黏性模量G″表征体系中处理剂间作用及结构强度的变化。其中，弹性模量G′来源于形变产生的应力，代表体系固体或弹性性质，可反映弱凝胶溶液或胶体结构的强度，G′值较高说明体系具有良好的抗聚结稳定性。黏性模量G″代表体系中的黏性大小，通常认为弹性模量G′越高，体系越接近于固体，不易流动且稳定性高[6]；当G′＞G″，体系呈现较强的固体或弹性特征，而黏性特征较弱。图3原位振荡流变实验结果可知，随着温度的增加，体系处理剂间黏性模量G″变化不大，表明高温条件下处理剂耐温性能好，高温静置过程中处理剂间作用力未降低且变化不大[7]。弹性模量随温度增加逐渐增大，并且温度在高于140 ℃后G′迅速增加，表明高温时体系形成较强的结构强度，有助于保持高密度钻井液体系的高温沉降稳定性。
图 2 高密度钻井液体系稳定性分析
Figure 2. Stability analysis of the high-density drilling fluid system
图 3 顺北4XH井六开8 270 m井浆高温振荡流变实验
Figure 3. High-temperature oscillatory rheological testing of drilling fluids for the production casting section (8270 m) of Well Shunbei-4XH
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顺北4XH井六开将钻井液密度调整至1.95~ 1.96 g/cm3开钻。钻进过程中钻井液维护要点为：(1)在井控安全的前提下，调整钻井液流型，补充高酸溶暂堵材料，减少储层漏失，保护储层；(2)钻进过程中一间房及鹰山组地层掉块少，可将密度逐渐降低至1.88 g/cm3，以胶液形式及时补充磺化处理剂、润滑剂、降滤失剂、储层保护剂等耐高温材料，同时配制密度2.25 g/cm3重浆，按重浆与胶液体积比2∶1向循环井浆中补充，并保持井浆密度稳定、维持井浆液面及井浆性能，将HTHP滤失量控制在10 mL以内、漏斗黏度控制在65 s以内；(3)钻进期间开启振动筛、除砂器和除泥器，筛布目数＞180目，间断性开启高速离心机，减少体系中劣质固相及对储层损害；(4)起钻前配制封闭浆，补充0.5%耐高温润滑剂、1%超细钙、0.5%~1.5%SMP、0.5%防塌剂，加强对裸眼段暂堵及抑制性，降低掉块风险；(5)严格控制起下钻速度，防止对储层产生过大抽吸和激动压力。
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(1)井浆性能。通过现场应用检验，抗高温高密度钻井液性能稳定，通过重浆与胶液复配的方式维护循环井浆，井浆不仅性能稳定，而且简化了维护程序，井壁稳定，钻进过程中仅出现少量薄状掉块(占返砂量＜5%)，起下钻作业均无明显挂卡及遇阻现象，六开未出现任何复杂，钻井液性能如表10所示。综合表10及图3，结果表明钻进期间循环井浆流型保持稳定，滤失量保持在设计范围，高温沉降稳定系数均保持在0.52以内，低于设计要求的0.54。
表 10 顺北4XH井六开抗高温高密度钻井液性能
Table 10. High-temperature high-density drilling fluid performance for the production casing section of Well Shunbei-4XH
井浆 ρ/
(g · cm−3)FV/
sPV/
(mPa · s)YP/
PaGel/
(Pa/Pa)FLAPI/
mLFLHTHP,1 min/
mLFLHTHP,30 min/
mLSF 钻进井浆 1.88~1.95 55~62 25~29 13~17 5~6/11~14 1.8~2.4 0.8 9.2~10 0.518 储备重浆 2.25 99 68 36 11/24 1.6 9.8 0.513 注：HTHP实验温度180 ℃，沉降系数SF测试条件200 ℃、7 d (2)屏蔽暂堵效果。六开钻进至7 844.76 m发生漏失，瞬时漏失量0.59 m3，漏失15 min后瞬时漏速达最大3.08 m3/h，循环测漏速期间在30 min内漏速从3.08 m3/h降至1.11 m3/h，逐渐降至不漏，表明高密度钻井液体系及时对微裂缝进行了封堵，后续钻进及起下钻期间无漏失，六开作业期间共漏失密度1.88 g/cm3钻井液5.16 m3，完井测试最高折算日产天然气10.45万m3，达到屏蔽暂堵的目的。
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(1)基于高密度钻井液构建原则和顺北4XH井六开储层特点，研选关键处理剂并优化加量，形成耐温200 ℃、密度2.00~2.25 g/cm3的抗高温高密度钻井液体系。高温稳定剂、降滤失剂等关键处理剂之间作用力在高温静置过程中变化小，通过关键处理剂加量优化，高密度体系具有较强的结构强度，实现体系流型调控、随钻封堵、高温胶体稳定性、高温沉降和聚结稳定性以及储层保护等5方面的兼顾。
(2)现场应用表明，高密度钻井液体系高温下具有良好的结构强度，能够有效减缓高温沉降，同时针对微裂缝具有良好的屏蔽暂堵效果。
Research and application of a high-temperature high-density drilling fluid system in Well Shunbei-4XH
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摘要: 顺北4XH井是顺北油田Ⅳ号断裂带的一口重点预探井，该井六开奥陶系一间房组及鹰山组地层发育微裂缝和溶孔，为碳酸盐岩裂缝型高压气藏，井底温度超过170 ℃。为提高钻井液体系高温胶体稳定性、封堵防塌、高温沉降稳定性，同时兼顾储层保护，通过关键处理剂研选，研制出一套耐温200 ℃、密度2.00~2.25 g/cm3的水基钻井液体系，180℃滤失量9.2 mL，200 ℃、7 d沉降稳定系数0.513。钻井液振荡流变、动态光散射实验及现场应用表明，体系具有良好流动和润滑性能、高温沉降稳定性，高温高压滤失量≤10 mL，实现对储层微裂缝实时封堵，取得了良好的屏蔽暂堵效果。Abstract: Well Shunbei-4XH is a key preliminary prospecting well for the No. IV fault zone of the Shunbei oilfield. The Ordovician Yijianfang formation and Yingshan formation of the production casing section of this well are well-developed with micro fractures and karst vugs and represent fracture-type carbonate gas reservoir with the formation temperature exceeding 170 ℃. To enhance the gel thermal stability, plugging and anti-collapse performance, and high-temperature settlement stability of the drilling fluid system and also avoid reservoir damage, the water-based drilling fluid system with thermal resistance to 200 ℃ and density of 2.00–2.25 g/cm3 was developed via development and optimization of key additives. The filter loss at 180 ℃ is 9.2 mL and the 7-day settlement stability coefficient at 200 ℃ is 0.513. The test results of the oscillatory rheometer and dynamic light scattering as well as the field application demonstrate that the presented system has premium flow and lubricating performance, favorable high-temperature settlement stability, and low filter loss at high temperature and high pressure (≤10 mL). It can immediately plug micro fractures of the reservoir to deliver desired temporary plugging.
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Key words:
- water-based drilling fluid /
- high temperature /
- high density /
- settlement stability /
- Well Shunbei-4XH
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图 1 高密度钻井液体系粒度分布
Figure 1. Particle size distribution of the high-density drilling fluid system
图 2 高密度钻井液体系稳定性分析
Figure 2. Stability analysis of the high-density drilling fluid system
图 3 顺北4XH井六开8 270 m井浆高温振荡流变实验
Figure 3. High-temperature oscillatory rheological testing of drilling fluids for the production casting section (8270 m) of Well Shunbei-4XH
表 1 顺北4XH井六开(7 777~8 270 m)高温高密度钻井液设计性能指标
Table 1. High-temperature high-density drilling fluid designed performance for the production casing section of Well Shunbei-4XH (at 7777–8270 m)
参数 数值 参数 数值 ρ/(g · cm−3) ≤1.95 Gel10 s/Pa 4~6 FV/s 50~65 Gel10 min/Pa 5~15 PV/(mPa · s) 20~30 FLAPI/mL ＜4 YP/Pa 10~15 FLHTHP(1 min, 180 ℃)/mL ≤1.0 沉降系数SF ＜0.54 FLHTHP(30 min, 180 ℃)/mL ≤10 
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表 2 加重剂对钻井液流变性能影响
Table 2. Effects of weighting agents on rheology of drilling fluids
配方 ρ/
(g · cm−3)AV/
(mPa · s)PV/
(mPa · s)YP/
PaFLAPI/
mL基浆+1#重晶石 2.00 43 31 12 7.6 基浆+2#重晶石 2.00 48 33 15 7.0 基浆+3#重晶石 2.01 40 31 9 7.0 基浆+赤铁矿粉 2.01 35 28 7 8.0 基浆+微锰矿粉 2.02 37 27 10 6.4 基浆+钛铁矿粉 2.01 37 26 11 6.8 注：老化实验条件为200 ℃、16 h
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表 3 磺化材料加量优化结果
Table 3. Optimized addition of sulfonated materials
配方 实验条件 AV/
(mPa · s)PV/
(mPa · s)YP/
PaFLHTHP/
mL基浆 室温 122 101 21 200℃、16 h 77 60 17 46 基浆+2%SMC+
2%SMP-2+
4%SPNH室温 101 77 24 200℃、16 h 55 42 13 22.4 基浆+3%SMC+
3%SMP-2+
2%SPNH室温 98 79 19 200℃、16 h 50 41 9 19 基浆+4%SMC+
4%SMP-2室温 115 90 25 200℃、16 h 55 40 15 24 基浆+3%SMC+
3%SMP-2室温 120 100 22 200℃、16 h 66 45 21 26 注：流变测试温度45~50 ℃，HTHP滤失量测试温度200 ℃
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表 4 低分子量聚合物降滤失剂水溶液黏度
Table 4. Aqueous solution viscosity of low-molecular-weight polymer filtrate reducers
降滤失剂 Ф600 Ф300 AV/
(mPa · s)PV/
(mPa · s)1% PFL-1 21 10 10.5 11 1% PFL-2 15 8 7.5 7 1% LV-CMC 14 8 7 6 1% LV-PAC 30 16 15 14 1% SML 8 5 4 3
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表 5 低分子量聚合物降滤失剂对高密度钻井液性能的影响
Table 5. Effects of low-molecular-weight polymer filtrate reducers on performance of high-density drilling fluids
降滤
失剂实验
条件AV/
(mPa · s)PV/
(mPa · s)YP/
PaFLAPI/
mLPFL-1 老化前 132 107 25 4.4 200 ℃、16 h 63.5 50 13.5 8.8 PFL-2 老化前 107 87 20 9.0 200 ℃、16 h 52 43 9 10.4 LV-PAC 老化前 46 34 12 4.8 200 ℃、16 h 50 42 8 12.4 LV-CMC 老化前 55 42 13 4.8 200 ℃、16 h 45 23 6 15.0 SML 老化前 41 30 11 7.0 200 ℃、16 h 22.5 18 4.5 8.2
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表 6 润滑剂对水基钻井液性能影响
Table 6. Effects of lubricants on performance of water-based drilling fluids
配方 实验条件 AV/
(mPa · s)PV/
(mPa · s)润滑系数 基浆 老化前 27.5 27.5 0.231 200 ℃、16 h 21 22 0.252 基浆+2% JM-2 老化前 63 48 0.156 200 ℃、16 h 42.5 10 0.196 基浆+2% SKY 老化前 42 29 0.170 200 ℃、16 h 32.5 19 0.119 基浆+2% SMJH-1 老化前 26.5 26 0.163 200 ℃、16 h 26 24 0.134 基浆+2% RHJ-3D 老化前 46.5 23 0.201 200 ℃、16 h 57.5 7 0.225 基浆+2% LUBE-167 老化前 28 27 0.175 200 ℃、16 h 21 20 0.210
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表 7 高温稳定剂对高密度体系滤失量和沉降性能影响
Table 7. Effects of high-temperature stabilizers on filter loss and settlement performance of the high-density system
配方 实验条件 FLHTHP/mL SF 基浆 200 ℃、16 h 26 沉降严重 基浆+1.5%试剂A 200 ℃、16 h 22 0.55 200 ℃、48 h 28 0.56 200 ℃、72 h 30 0.57 基浆+1.5%试剂B 200 ℃、16 h 18 0.53 200 ℃、48 h 24 0.54 200 ℃、72 h 28 0.55 基浆+1.5%试剂C 200 ℃、16 h 9.6 0.51 200 ℃、48 h 12.2 0.52 200 ℃、72 h 16.8 0.53
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表 8 超细钙加量及配比对高密度钻井液性质影响
Table 8. Effects of addition and proportion of super-fine calcium on properties of high-density drilling fluids
配方 AV/
(mPa · s)PV/
(mPa · s)YP/
PaGel/
(Pa/Pa)FLAPI/
mL基浆 45 29 16 7.5/14.0 2.0 基浆+1%1 200目+
2%2 500目57 39 18 9.5/18.0 1.4 基浆+1.5%1 200目+
1.5%2 500目55 37 18 9.5/17.5 1.4 基浆+2%1 200目+
1%2 500目52 36 16 9.0/17.0 1.6 注：老化条件200 ℃、16 h
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表 9 抗高温高密度钻井液老化后性能
Table 9. Aging resistance of high temperature and high density drilling fluid
ρ/
(g · cm−3)老化实验条件 AV/
mPa · sPV/
mPa · sYP/
PaGel/
(Pa/Pa)FLAPI/
mLFLHTHP/
mLSF 1.88 150 ℃、16 h 47 31 16 7.0/14.5 1.4 9.4 0.515 200 ℃、16 h 49 33 16 7.5/15.5 1.8 9.8 0.518 1.95 150 ℃、16 h 52 35 17 8.0/16.0 1.2 8.4 0.513 200 ℃、16 h 55 37 18 9.5/17.5 1.4 9.0 0.514 注：高温高压滤失量实验温度180 ℃
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表 10 顺北4XH井六开抗高温高密度钻井液性能
Table 10. High-temperature high-density drilling fluid performance for the production casing section of Well Shunbei-4XH
井浆 ρ/
(g · cm−3)FV/
sPV/
(mPa · s)YP/
PaGel/
(Pa/Pa)FLAPI/
mLFLHTHP,1 min/
mLFLHTHP,30 min/
mLSF 钻进井浆 1.88~1.95 55~62 25~29 13~17 5~6/11~14 1.8~2.4 0.8 9.2~10 0.518 储备重浆 2.25 99 68 36 11/24 1.6 9.8 0.513 注：HTHP实验温度180 ℃，沉降系数SF测试条件200 ℃、7 d
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