论文导读:：抗[LU1]高温高密度水基钻井液技术已成为制约深部地层油气勘探开发的技术瓶颈。高密度水基钻井液属于较稠的胶体-悬浮体分散体系，固相含量大，固相颗粒分散程度高，自由水量少，在深井高温高压条件下往往会发生增稠或胶凝、甚至固化，导致钻井液流变性失控，严重制约深井安全、优质、高效钻井的进行。为了对高密度水基钻井液的高温高压流变性进行有效调控，就必须搞清水基钻井液流变性的影响因素。本文针对室内配制的水基钻井液体系，重点考查了配浆土的种类、配比和加量、加重剂的类型及加量、高温护胶剂GHJ-1加量、钻井液密度以及滚动老化温度和老化时间等因素对钻井液粘度、切力等流变参数的影响。实验结果表明，低密度固相是影响水基钻井液高温流变性的主要因素，适当控制钻井液中低密度固相粘土的含量和采用抗高温的抗盐土海泡石，可以有效控制高密度水基钻井液的高温流变性。在中低密度（ρ≤1.5g/cm3）盐水钻井液中保持粘土总量为3%、钠土与海泡石比例为1:2，在高密度（ρ≥1.8g/cm3）盐水钻井液中保持粘土总量不超过2%、钠土与海泡石比例为1:1时，有利于流变性的控制。在高温护胶剂GHJ-1作用下，老化温度和老化时间对钻井液流变性影响不大。
论文关键词：高密度水基钻井液，流变性影响因素，粘土，高温高压，线性拟合，流变模式，数学模型
深井钻井过程中，由于井下温度和压力较高，要求钻井液抗高温性能好，而且具有较高密度以保证井下安全。因此，抗高温钻井液技术成为高温深井钻井的技术瓶颈，其技术核心是钻井液高温流变性的有效调控[LU2][1-3]。以往高温深井钻井多采用油基钻井液体系，但由于油基钻井液存在环保和成本等自身难以克服的问题，因此，目前多选用高密度水基钻井液。高密度水基钻井液属于较稠的胶体-悬浮体分散体系，具有固相含量大，固相颗粒分散度高，钻井液中自由水含量少，侵入钻井液中的钻屑不易清除等特点。在井筒高温高压条件下，钻井液的流变性难以控制。因此，开展高密度水基钻井液高温高压流变性研究，对深井钻井液配方研制与现场应用及深部油气钻探具有重要的指导意义。
1 水基钻井液流变性影响因素[LU3]
水基钻井液流变性影响因素有多个方面，本文从钻井液体系最基本的组分出发，对水基钻井液流变性的影响因素进行系统实验研究，重点考查配浆土的种类、配比和加量、加重剂的类型及加量、高温护胶剂GHJ-1加量、钻井液密度以及滚动老化温度和老化时间等因素对钻井液粘度、切力等流变参数的影响。
1.1 粘土种类、配比及加量对水基钻井液粘度、切力的影响
钻井液粘土高温容量限是指钻井液在高温下保持良好的流变性能所能允许的最高和最低粘土含量（上、下限）。它是钻井液体系的一个固有性质。当钻井液密度在2.0g/cm3以上时，要求粘土含量小于17.lkg/m3。钻井液中实际粘土含量超过其容量上限时，高温作用下会发生增粘、胶凝现象，高温作用后则呈现增稠、胶凝、甚至固化等现象；钻井液中实际粘土含量低于其容量下限时则会发生高温作用下降粘流变性影响因素，高温作用后减稠的现象。钻井液粘土高温容量上、下限两个参数中，上限对钻井液流变性最为重要。上限愈高，上、下限差值愈大，钻井液流变性越好控制，反之则越困难 [4，5]。
1.1.1 粘土对中低密度盐水基浆粘度、切力的影响
基浆组成（均用重晶石加重到1.5g/cm3）如下：
1#：1%钠土+3%海泡石+15%NaCl；2#：1%钠土+2%海泡石+15%NaCl；3#：2%钠土+2%海泡石+15%NaCl；4#：4%钠土+15%NaCl。
实验主要考查了钠土与海泡石配比对表观粘度、塑性粘度和动切力的影响，结果见图1、图2。
图1 钠土与海泡石配比对表观粘度和塑性粘度的影响[LU4]
图2钠土与海泡石配比对动切力的影响从图1和图2可以看出[LU5]，不同配比的钠土与海泡石盐水体系，老化后塑性粘度均变小，动切力均增大，而且随着钠土相对含量的增加，老化前后动切力增大幅度明显；表观粘度在2%以下[LU6]时，表观粘度与老化前相差不大，但超过2%以后，明显上升。这说明随着钠土比例的提高，高温作用后钠土之间形成的网架结构明显增强。而海泡石相对含量越高，老化前后的粘度和切力差别越小。这主要是因为海泡石具有较高的抗温性，在盐水体系中海泡石纤维形成的空间网架结构较稳定，受温度的影响较小。因此，控制粘土含量、尤其是钠土含量是水基钻井液高温流变性调控的重要方面。采用抗高温、抗盐的海泡石代替或部分代替钠土，在粘土容限范围内尽量减少基浆中粘土的总含量是水基钻井液高温流变性调控的一项行之有效的技术措施论文怎么写。由于2＃体系[LU7]粘土总量为3%，其粘度和动切力在老化前后差别不大。因此，在密度不大于1.5g/cm3时，应控制粘土总量为3%、钠土与海泡石抗盐土比例为1:2。
1.1.2 粘土对高密度盐水基浆粘度、切力的影响
实验基浆（均用重晶石加重至2.2g/cm3）组成如下：
1#：2%海泡石+15%NaCl；2#：1%钠土+1%海泡石+15%NaCl；3#：2%钠土+15%NaCl；4#：1%钠土+1%海泡石+饱和甲酸钾。
实验方法同上，结果见图3～图4。
图3钠土与海泡石配比对表观粘度、塑性粘度的影响
图4钠土与海泡石配比对动切力的影响
由于体系密度提高，重晶石含量增加，因此控制配浆粘土的总量为2%。由图3和图4可看出，老化后的塑性粘度均低于老化前的塑性粘度。对于前3种含有15%NaCl的盐水体系，老化前后动切力变化不大，因此，总体上表现为老化后降粘。4#体系为饱和甲酸钾加重体系，老化后动切力提高的幅度远远大于塑性粘度降低的幅度，因此，表现为老化后增粘。4#体系与2#体系的差别在于将15%NaCl换成饱和甲酸钾。从理论分析来看，饱和甲酸钾溶液密度大于15%NaCl水溶液，通过对饱和甲酸钾体系进行加重[LU8]，可以实现更高密度，或者是在相同的密度下体系的固相含量会大大降低，同时体系的抑制性能也得到提高，更有利于高密度体系高温流变性的调控。但实验结果表明，用重晶石加重后的饱和甲酸钾体系老化后起泡，气味刺鼻。分析认为，高温作用后重晶石在甲酸钾饱和盐水体系中有一定的溶解现象，产生有毒的甲酸钡，并导致体系稳定性下降。当把重晶石改为钛铁矿石粉加重时流变性影响因素，老化后钻井液体系的性能仍然不理想。这主要是因为，加重剂在饱和甲酸钾盐水体系中，由于同离子效应，均发生了高温溶解现象，体系受到高价阳离子的侵污，引起粘土絮凝，最终导致动切力明显增大。因此，在配制高密度盐水体系时，必须加入抗高价盐的高温护胶剂，保持高密度钻井液的高温胶体稳定性。就本实验来看，2#，3#效果较好，其中2#老化前后的粘度、切力比3#还要好一些，参考高温高压[LU9]滤失量的评价结果（2#15.6mL、3# 19.2mL），认为高密度体系（1.8g/cm3以上）中控制粘土总量为2%、钠土与海泡石抗盐土比例为1:1，有利于体系流变性的控制。
1.2 高温护胶剂GHJ-1加量对钻井液粘度及切力的影响
为了提高高密度水基钻井液的高温胶体稳定性，室内研制开发了高温护胶剂GHJ-1。该产品抗温可达240℃，抗盐可以达到饱和，抗钙可以达到12.5g/L，室内评价结果显示，GHJ-1高温护胶能力强、降滤失效果好，与深井常用的磺化类处理剂配伍性良好，通过协同作用能大幅度提高钻井液体系的高温稳定性，在增加很少成本的情况下就达到使钻井液体系大幅度提高抗温性能的目的。用高温护胶剂GHJ-1配制的淡水和盐水体系配方如下：
淡水体系配方：1%钠土+1%海泡石+1.5%GHJ-1+4%JZA-1+4%GJZA-1+4%GFT-1 +0.5%JNL-1+0.7%Na2SO3+4%SPC-220+1%BOSST+2%SDR-1+（1:2重晶石-钛铁矿粉复合物)，ρ=2.2g/cm3；
盐水体系配方：1%钠土+1%海泡石+15%NaCl+1.5%GHJ-1+3%JZA-1+4%GJZA-1 +4%GFT-1+0.5%JNL+0.7% Na2SO3 +4%SPC-220+1%BOSST+2%SDR-1+（1:2重晶石-钛铁矿粉复合物)，ρ=2.2g/cm3。
在高密度盐水体系中，考查了高温护胶剂GHJ-1对流变性的影响，如图5、图6所示。
由图5可以看出，高温老化[LU10]前后体系粘度都随着GHJ-1加量的增加而增大。由于GHJ-1是一种中高相对分子质量的适度增粘型护胶降滤失剂，在钻井液中会形成一定的网架结构，对体系起增粘作用，因此，在钻井液体系中要注意控制GHJ-1的加量。本实验中控制其加量为1.0%～1.5%，其最大加量不超过2%，否则体系的流变性将不易调控。
图5 GHJ-1加量对高密度盐水钻井液体系表观粘度的影响
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