莫深1井高温高压水基钻井液体系室内研究

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1、莫深1井高温高压水基钻井液体系室内研究莫深1井高温高压水基钻井液体系室内研究摘要针对莫深1井钻井施工中存在的高温高压问题，如采用成熟的油基钻井液体系，在钻遇下部高压气层后，大量的气进入钻井液中成为溶解气，到达地面释放时对井口的冲击大，可能给井控工作带来安全隐患，采用水基钻井液体系可解决该问题，但目前国内尚无成熟方案，因此开展了抗高温高密度水基钻井液系列研究实验，实验均采用国产材料，优选优配抗高温处理剂，通过室内大量配方实验，成功开发出能满足莫深1井深井段施工要求的水基钻井液体系，体系的热稳定性及高温下的性能均较好，抗温可达220℃，并且在

2、高密度条件下具有良好的流变性。该体系的成功研究对莫深1井的顺利钻探意义重大。关键词莫深1井高温高密度水基钻井液流变性能1地质概况莫深1井位于准噶尔盆地中部马桥凸起莫索湾背斜，是为了了解盆地石炭系及其以上地层、构造及含油气性而部署的一口超深预探井。马桥凸起位于盆地中央隆起带中部，面积约6000km2，是盆地南部二叠纪前陆盆地发育的前隆构造，侏罗纪又经历了轻微的变形。凸起周围为二叠系生油凹陷环绕，南临侏罗系生油区，是二叠系、侏罗系油气的共同汇聚区。石油地质综合分析认为，马桥凸起莫索湾背斜侏罗系及其以下地层具有良好的油气聚集条件，以往该区勘探结

3、果也表明，马桥凸起深层侏罗系有丰富的油气资源，油气显示厚度达1000m以上，并在多层测试中获低产油气流。莫深1井设计井深7380m，钻遇地层自下而上为石炭系地层，二叠系的风城组、夏子街组、乌尔禾组地层，三叠系的百口泉组、克拉玛依组、白碱滩组，侏罗系的八道湾组、三工河组、西山窑组、头屯河组地层，下白垩系的吐谷鲁群，上白垩系和下第三系地层。压力预测表明：该井下部地层存在异常高压，拐点井深在4440m左右，至5630m左右地层压力系数达到最大值2.12。最大压力为132.58MPa，井深6371m左右，压力系数为2.08。根据邻井试油测试温度外

4、推，建立温度回归式：H=31.678T＋911.18，则得出井底温度为204℃。该井预计井深结构为一开：φ660.4mm×500m；二开：φ444.5mm×4500m；三开：φ311.2mm×6500m；四开：φ215.9mm×7380m；备用一层技术尾管。2莫深1井抗高温高密度水基钻井液体系研究2.1莫深1井抗高温高密度水基钻井液体系设计思路(1)严格控制体系中膨润土含量。因膨润土在高温下水化分散能力强，易造成高温絮凝或高温固化，增加流变性特别是高密度下流变性控制的难度，因此应严格控制体系中膨润土含量，其合理加量可通过实验确定。(2)选

5、用抗温能力强的处理剂。处理剂的抗温能力是钻井液具有抗温能力和热稳定性的基础和前提条件。(3)增大处理剂用量。因处理剂在高温下有可能部分解吸或降解，即高温降低了处理剂的作用效能，必须通过增加处理剂用量来保证体系经高温作用后或在高温下具有优良的性能。(4)深井对钻井液体系的润滑性要求高，改善泥饼质量和润滑性能的处理剂用量较大。因随井深增加井底压差值变大、滤失量的增加必然形成厚泥饼，因此深井比浅井更容易发生压差卡钻。保证体系在高温高压下具有优良的失水造壁性和润滑性尤为重要。(5)对于深井而言，钻井液循环压耗和可能产生的激动压力较大，因此钻井液的

6、粘切在满足带砂和悬浮的条件下宜控制得低一些。(6)通过加入表面活性剂提高钻井液的抗温能力。国内外抗高温钻井液研究及使用经验已证明了这一点。(7)高密度体系应使用优质加重材料以保证体系流变性易于调控。(8)体系应具有一定的抗盐钙污染能力。深部井段有可能存在含盐钙地层，钻遇该类地层时钻井液性能不能产生大幅度变化。(9)深部井段地层水化能力一般较弱，钻井液应具有一定的抑制性但可不作重点考虑，稳定井壁主要靠合理钻井液密度、优良封堵及失水造壁性来保证。2.2莫深1井抗高温高密度磺化钻井液体系配方实验该体系由抗高温降滤失剂、稀释剂、润滑封堵剂、磺化类

7、处理剂及高温增效剂组成抗高温水基钻井液体系。体系抗高温处理剂和抗高温低分子类有机处理剂共同作用，主要通过对粘土粒子有效护胶、保证体系的聚结稳定性和胶体颗粒含量的途径形成低渗透率泥饼，从而降低钻井液的API失水和HTHP滤失量。这两种处理剂热稳定性好，高温下解吸少，基本不降解。润滑剂及沥青类产品能提供大量惰性的、高温下可变形的微粒，这些微粒一方面参与建立体系的流变性，另一方面参与泥饼的形成，使泥饼更加致密，同时使钻井液体系及泥饼具有优良的润滑封堵性能。2.2.2体系性能评价通过调整处理剂加量及种类形成三套配方。(1)基本性能及抗温性能评价:

8、实验结果见表1。表1基本性能及抗温性能评价配方实验条件ρg/cm3FVsAPI失水/泥饼mL/mmGEL(Pa/Pa)pHAVmPa•sPVmPa•sYPPaHTHPm