摘 要：为解决高温深层水平井钻井液储层保护问题，利用甲酸盐与碳酸钙复配加重构建了一套高温高密度低固相钻井液体系，实验发现，将碳酸钙粒径(D50)控制在 23 μm 左右时，碳酸钙加重对钻井液流变性和滤失性影响最小。采用甲酸钠、甲酸钾、碳酸钙三者复配加重方案，不仅可以实现钻井液良好的性能，而且使钻井液成本降低。高温高密度低固相钻井液在 150 ℃老化后，仍具有良好的流变性与滤失性能，表明该体系具有较好的耐温能力，能够满足不同温度条件下的水平井钻进的要求。另外，该钻井液受氯化钙、硫酸钙、页岩岩屑侵污影响小，具有良好的耐钙与岩屑污染能力。高密度低固相钻井液污染后的露头岩心渗透率恢复率>80%，具有良好的储层保护效果。
关键词：高密度;无黏土;储层保护;钻井液
我国常规浅层油气田资源量逐步减少，油气开发只能着眼于深层、超深层的勘探开发[1-3]，而深层、超深层都伴随着地层的高温、高压，这给钻井工程提出了严峻的考验，对钻井液而言挑战更大[4，5]。水平井开发是增大泄油面积，提高单井产能的重要手段，水平井裸眼完井对储存保护要求较高[6，7]，通常采用无固相钻井液来钻探水平井，无固相钻井液主要指不添加黏土和重晶石等固相的钻井液，其具有储层保护好的特点，通常采用可溶性盐来加重，以达到平衡地层压力的目的。目前已知的可溶盐包括无机盐氯化钾、氯化钙、氯化钠、磷酸盐、溴盐等，有机盐甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯等，无机一价金属盐加重密度有限，高价金属盐虽然加重密度高，但往往钻井液用增黏剂在高价盐中匹配性差[8]，有机盐甲酸钠和甲酸钾最高密度为 1.6 g/cm3 ，甲酸铯最高密度可达 2.3 g/cm3 ，但甲酸铯价格昂贵，无法在钻井液中应用，此时如果需要超过 1.6 g/cm3 的无固相钻井液将面临巨大的挑战[9，10]。
为解决高温、高压水平井储层保护问题，本文采用折中的方法，即采用无黏土相钻井液，辅以少量可酸溶碳酸钙来建立一种无黏土相低固相钻井液体系，无黏土相可降低黏土亚微米颗粒对储层的伤害，而碳酸钙可以通过粒径级配来降低污染储层，从而实现储层保护的目的。
1 实验部分
1.1 实验材料和仪器
NaOH、MgO、Na2CO3：分析纯，国药集团化学试剂公司;甲酸钠、甲酸钾：工业品，山东恩诺新材料有限公司;增黏剂 VIS-B：工业品，荆州嘉华科技有限公司;降滤失剂 FLO-STA：工业品，荆州嘉华科技有限公司;润滑剂 SLIP-Y：工业品，荆州嘉华科技有限公司;碳酸钙：工业品，广西龙飞矿粉厂。
GJS-B12K 高速搅拌机、XGRL-4 型滚子加热炉、 AB104-N 型电子天平、ZNN-D6 六速旋转黏度计、 SD-3 多联中压滤失仪、YM-2 液体密度计、EP-C 极压润滑仪、LS-609 激光粒度仪等。
1.2 高温高密度低固相钻井液配制
按照钻井液配制方法，采用 GJS-B12K 高速搅拌机配制高温高密度低固相钻井液，基本配方如下：淡水+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2.0%MgO+0.5%VIS-B 增黏剂+4.0%FLO-STA 降滤失剂+2.0%SLIP-Y 润滑剂，采用甲酸钠或甲酸钾加重到一定密度后，再采用碳酸钙加重到 1.8 g/cm3 。
1.3 钻井液性能测试
钻井液性能测试主要参照 GB/T 16783.1-2014 钻井液现场测试，第 1 部分水基钻井液规定的方法进行测试，主要测试钻井液的流变性能、密度、滤失性能、润滑性能等。参照 SY/T 5358-2010 储层敏感性流动实验评价方法测试钻井液的储层保护性能。
1.4 加重性能测试
为保证在高密度条件下具有良好的流变性和较低的滤失量，需要对加重材料进行不同配比的优化，通过不断调整甲酸钠、甲酸钾、碳酸钙的不同配比，同时调整碳酸钙粒径来实现高密度下的良好性能。
1.5 耐温及耐污染性能测试
本实验分别在 130 ℃、140 ℃、150 ℃条件下测试了高密度低固相钻井液的性能，考察体系的耐温性能;采用氯化钙、页岩岩屑、硫酸钙来污染钻井液，考察体系的耐污染性能。
2 结果与讨论
2.1 甲酸钾加重时碳酸钙粒径对性能影响
采用甲酸钾加重至密度为 1.6 g/cm3 ，再采用碳酸钙进行加重至 1.8 g/cm3 ，采用 LS-609 激光粒度仪对不同型号的碳酸钙粒径大小进行测试，数据(见图 1)。另外，考察不同粒径碳酸钙对钻井液性能的影响，结果(见表 1)。
相关知识推荐：钻井液方向学术论文发表期刊
从图 1 和表 1 所知，激光粒度仪显示碳酸钙型号 TS-1 到 TS-4 粒径逐渐减小，越来越细，选用的碳酸钙粒径分布均为近正态分布，代表性较强。
从表 1 可知，采用四种碳酸钙配制出的 1.8 g/cm3 密度的钻井液后，随着粒径逐步变细，黏度逐步增大，滤失量呈现先降低后略微增大的现象，实验结果说明，碳酸钙粒径对钻井液综合性能产生影响，其最优粒径为 TS-3 型号的碳酸钙，流变性与滤失量均较好。
2.2 甲酸盐加重至不同密度时性能影响
在选取了合适的碳酸钙粒径后，先采用甲酸盐将钻井液加重至一定密度后，再通过碳酸钙加重至 1.8 g/cm3 ，对钻井液性能进行评价，主要考察在不同甲酸盐及加重到不同密度时，钻井液能否达到合理性能，且能够具有最优的成本，数据(见表 2)。
从表 2 可知，甲酸钠单独加重时，采用碳酸钙加重到 1.8 g/cm3 ，钻井液黏度非常高，且滤失量增大，说明无法采用甲酸钠与碳酸钙进行复配加重;当采用甲酸钠与甲酸钾复配加重至 1.5 g/cm3 后，再采用碳酸钙加重后，钻井液流变性和滤失量均较好;采用甲酸钾单独加重至 1.5 g/cm3 和 1.6 g/cm3 后，再采用碳酸钙加重，钻井液流变性和滤失量均较好。由于甲酸钾价格远高于甲酸钠，综合考虑，可以采用甲酸钠、甲酸钾、碳酸钙三者复配的加重方案，一方面可以实现钻井液良好的性能，另一方面，成本也较低。
2.3 钻井液耐温性能测试
将钻井液在不同温度下老化 24 h 后，分别测试其流变性和滤失量数据(见表 3)。从表 3 中可知，随着温度的升高，钻井液黏切逐渐降低，且滤失量逐步升高，但仍然都在较为合理的范围内;体系的摩阻系数随着温度的升高，逐步增大，但总体均小于 0.12，体系具有较好的润滑性能，表明该高温高密度低固相体系具有较好的耐温能力，能够满足不同温度条件下的水平井钻进的要求。
2.4 钻井液耐污染性能测试
在体系中加入氯化钙、硫酸钙、页岩岩屑，在 140 ℃ 条件下老化 24 h，分别测试其流变性和滤失量，数据(见表 4)。从表 4 可知，该体系受到钙盐污染时，黏切略有降低，滤失量略有升高，具有较好的抗钙能力;体系在受到页岩岩屑污染后，黏切升高较多，滤失量变化不大，说明体系具有一定的耐岩屑污染的能力，能够满足不同地质条件下的钻井要求。
2.5 储层保护性能测试
将高温高密度低固相钻井液采用高温高压动态污染的方式对不同渗透率的露头岩心进行污染后，采用直接返排的方式测试渗透率恢复率(岩心污染端不进行切面处理)，评价钻井液的储层保护，数据(见表 5)。从表 5 可知，高温高密度低固相钻井液污染后的露头岩心渗透率恢复率可达 80%以上，说明该体系具有较好的储层保护效果，采用低固相进行水平井钻井来保护储层是可行的。
3 结论
(1)高温高密度低固相钻井液采用甲酸盐复配碳酸钙加重密度可达 1.8 g/cm3 ，且可采用甲酸钠与甲酸钾复配来降低成本，亦可采用甲酸钾单独复配碳酸钙加重以获取更优的钻井液性能，碳酸钙粒径控制在 D50 为 23 μm 左右时，且呈正态分布，对钻井液流变性和滤失性影响最小。
(2)高温高密度低固相钻井液具有较好的耐温性能，最高可达 150 ℃，具有良好的耐钙与岩屑污染性能，且具有润滑性能与储层保护性能好的特点，能够用于高温深层水平井钻井的保护储层钻井液。——论文作者：曾 佳 1 ，程慧君 2 ，杨 雪 1
参考文献：
[1] 左迪一.基于大数据分析的克深区块钻井综合提速研究[D].北京：中国石油大学(北京)，2018.
[2] 赵远远，周书胜，高阳，等.国内抗高温油基钻井液研究进展与应用[J].石油化工应用，2021，40(11)：11-14.
[3] 罗霄，蒲晓林，都伟超，等.抗温耐盐有机硅降滤失剂制备与性能研究[J].化工新型材料，2017，45(8)：138-140+143.
[4] 天工.地质力学技术体系助力塔里木油田超深油气藏高效开发[J].天然气工业，2021，41(7)：72.
[5] 汪海阁，黄洪春，毕文欣，等.深井超深井油气钻井技术进展与展望[J].天然气工业，2021，41(8)：163-177.
[6] 王胜翔，张帆，林枫，等.一种保护碳酸盐储层的可液化钻开液的研发与性能评价[J].油田化学，2020，37(1)：7-10.
[7] 房炎伟，余加水，吴义成，等.玛湖油田胺基钻井液体系应用研究[J].能源化工，2021，42(4)：39-43.
[8] 文贤利，孔明炜，罗垚，等.准噶尔盆地南缘高温高压高闭合应力致密储层改造技术研究及应用[J].新疆石油天然气，2021，17(4)：15-20.
[9] 徐明磊，佟乐，杨双春，等.环保型耐高温无固相钻井液体系研究进展[J].应用化工，2020，49(8)：2063-2067+2074.
[10] 张延鹤.无固相甲酸盐钻井液体系在龙深区块的研究与应用[D].大庆：东北石油大学，2017.
