抗高温高密度钻井液技术
钻井液技术介绍
6．钾基聚合物钻井液 钾基聚合物钻井液是一类以各种聚合物的钾（或铵、钙）盐和KCI为主处理剂的防塌钻井液。在各种常见无机盐中，以KCI抑制粘土水化分散的效果为最好；而聚合物处理剂的存在使该类钻井液具有聚合物钻井液的各种优良特性。因此，在钻遇泥页岩地层时，使用它可以取得比较理想的防塌效果。
*
8．合成基钻井液 合成基钻井液是以合成的有机化合物作为连续相，盐水作为分散相，并含有乳化剂、降滤失剂、流型改进剂的一类新型钻井液。由于使用无毒并且能够生物降解的非水溶性有机物取代了油基钻井液中通常使用的柴油，因此这类钻井液既保持了油基钻井液的各种优良特性，同时又能大大减轻钻井液排放时对环境造成的不良影响，尤其适用于海上钻井。
*
1．分散钻井液 分散钻井液是指用淡水、膨润土和各种对粘土与钻屑起分散作用的处理剂（简称为分散剂）配制而成的水基钻井液。其主要特点是： （1）可容纳较多的固相，较适于配制高密度钻井液。 （2）容易在井壁上形成较致密的泥饼，故其滤失量一般较低。 （3）某些分散钻井液，如以磺化栲胶、磺化褐煤和磺化酚醛树脂作为主处理剂的三磺钻井液具有较强的抗温能力，适于在深井和超深井中使用。缺点：除抑制性和抗污染能力较差外，还因体系中固相含量高，对提高钻速和保护油气层均有不利的影响。
*
1．合成聚合物类处理剂 合成聚合物主要用作钻井液降滤失剂、降粘剂、页岩抑制剂等。 2．天然改性高分子类处理剂 改性天然材料来源丰富，价格低廉，在石油工业中有广泛的用途。可生物降解的天然大分子如淀粉纤维素作为主链结构可赋予材料以生物降解特性，使材料具有环保功能。 3．利用工业废料制备的钻井液处理剂 利用工业下脚料制备钻井液处理剂技术性较强，油田化学工作者在这方面进行了一些研究工作。
*
（二）国内外钻井液处理剂开发应用 一、国外发展情况 二、国内发展情况
钻井液用抗盐抗高温降滤失剂通用技术要求
GB/T 16783—1997水基钻井液现场测试程序
SY/T5490钻井液试验用钠膨润土
13
钻井液用抗盐抗高温降滤失剂应符合表1中规定的技术指标。
表1技术指标
项目
指标
外观
黑褐色颗粒或粉末
细度（筛孔0.59mm筛余），％≤
10.0
水分，％≤
10.0
水不溶物，％≤
15.0
5.1.3
5.2 判定
当检验结果有一项或一项以上不符合表1的规定时，应进行复验，复验结果仍不符合表1规定的技术指标时，则判定该批产品为不合格品。
16
16.1
产品应采用三合一编织袋或与其强度、密封性能等效的其它包装物进行包装，
每袋产品的净含量可为25.0k
16.2
外包装应有牢固清晰的标志，标明产品名称、规格型号、净含量、批号、生产日期、保质期、执行标准编号、生产企业名称和地址。
6——贮存条件，贮存、运输及使用中注意事项；
7——产品有效期。
14.7
4.7.1 基浆的配制
量取350 mL蒸馏水置于杯中，加入22.5 g钻井液试验用钠膨润土，高速搅拌20 min，其间至少停两次，以刮下粘附在容器壁上的粘土，在密闭容器中养护24 h作为基浆。
4.7.2淡水钻井液性能试验
向基浆中加入10.5 g样品，高速搅拌20 min，其间至少停两次，以刮下粘附在容器壁上的样品，将钻井液转入高温罐中，在180℃热滚16 h，取出高温罐，冷却后打开，按GB/T 16783—1997中的第2章及3.3的方法测定表观粘度和高温高压滤失量（150℃／3450 kPa）。
……………………………………………（1）
式中：
东濮凹陷高密度抗高温饱和盐水钻井液
东濮凹陷高密度抗高温饱和盐水钻井液
李午辰;贠功敏;高小芃
【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2012(034)005
【摘要】中原油田东濮凹陷柳屯洼陷区块文九井盐层段厚、埋藏深,地层压力系数最高2.0,井底温度高达150℃.针对高温、高盐、高固相条件下钻井液流变性难以控制、高温高压滤失量与流变性难以兼顾的技术难点,进行了室内研究,确定了高密度抗高温饱和盐水钻井液配方以及维护措施,并在濮深18井、文408井成功应用,解决了“三高”条件下顺利钻进难题,形成了一套适合东濮凹陷柳屯洼陷盐层施工的高密度抗高温饱和盐水钻井液配套技术.
【总页数】4页(P95-98)
【作者】李午辰;贠功敏;高小芃
【作者单位】中国地质大学(武汉)工程学院,湖北武汉430074;中原石油勘探局钻井液技术公司,河南濮阳457001;中原石油勘探局钻井三公司,河南濮阳457001;中原石油勘探局钻井三公司,河南濮阳457001
【正文语种】中文
【中图分类】TE254
【相关文献】
1.抗高温高密度饱和盐水钻井液研究
2.一种抗高温高密度饱和盐水钻井液的研制
3.抗高温高密度饱和盐水钻井液在川西地区的应用
4.超高密度抗高温饱和盐水钻井液技术
5.抗高温高密度饱和盐水钻井液研究
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抗高温防塌钻井液技术在渤南深探井中的应用
一
渤南
深探井
钻 井技 术
应 用
、
一
影响深 井钻井速 度 因素
是井 跟稳定 问题 ，二是机 械能量 问题 （ 防斜不 能解放 钻压 ） ，三 是 破岩方 式和效 率 问题 （ 钻头 是关键 ） ，四是钻井参 数 的优选 问题 。 近年 来 ，我 们在 开发 深井 高效 能钻 头 的工作 上做 了大 量工 作 ，取
２ ． １ ． ４抑制性 能研究 使 用义 ２ ８ ５ 地 层岩 心 ，压 碎过 筛 ，研 磨成 ２ ０ ０目以上 。检 测硅酸 盐溶液 的膨胀 抑制性采 用 Ｎ Ｐ ＇ ０ １ 仪 ，试 液分 别为蒸 馏水 、双聚 磺胺基 聚醇钻 井液 的滤 液和 聚磺钻 井 液 的滤液 。聚 磺体 系和双 聚 磺胺 基聚 醇 体系 的抑制 性能 都很 好 ，比蒸 馏水 的抑制 性 高很 多 。特 别 是双 聚磺胺 基聚 醇体 系 ，其 抑制 性 能更 佳 ，最 终 的膨胀 高 度 只有 Ｏ ． ９ ９ ｍｍ。这 是 因为胺 基聚醇 在其 中起 着关键 作用 。 ２ ． ２ 双聚磺 胺基 聚醇钻井 液体 系的应用情 况 通过在 渤南 油 田义 １ ８ ３ 、义 １ ８ ５ 、义 １ ８ ６ 、义 １ ８ ７ 井 四 口井 的现 场 实践 证明 ，该钻 井液 体 系能够 有效 提高 钻井 液 的防塌 能力 ，降 低钻井 液的 高温 高压滤 失量 ，达 到 了 “ 两 好 ，两低 ，三 适 当”水 平 ，整个施 工过程 均顺 利。以义 １ ８ ６井为例验 证该体 系的优 越性能 。 义 １ ８ ６ 井： 属渤南 区块 ，是 油 田部 署 的一 Ｅ ｌ 重 点评价 井 ，设计井 深
二 、 主 要 研 究 推 广 内容
１ ． 地层岩 性分析 渤 南油 田构 造 主要 为济 阳坳陷 的沾 化 凹陷 ，是 在始 新世 时期来 自
高密度水基钻井液高温高压流变性研究
第31卷 第2期2010年3月石油学报A CT A PETROLEI SINICAV o l.31M ar.N o.22010基金项目:国家重点基础研究发展规划(973)项目(2006AA 06A 19-4)/超高温高压条件下新型钻井液技术研究0部分成果。
作者简介:王富华,男,1968年10月生,2009年获中国石油大学(华东)博士学位,现为该校副教授,主要从事钻井液和油气层保护的教学和科研工作。
E -mail:zgs dw fh @文章编号:0253-2697(2010)02-0306-05高密度水基钻井液高温高压流变性研究王富华1 王瑞和1 刘江华1 王 力2 李 军1 车连发3 宿 辉3(11中国石油大学石油工程学院 山东东营 257061; 21中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院 黑龙江大庆 163453;31中海石油基地有限责任公司采油技术服务分公司 天津 300452)摘要: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流变性容易失控。
以室内研制的抗高温高密度淡水基和盐水基钻井液为基础,采用F ann 50SL 高温高压流变仪对钻井液在不同温度下的流变性进行了测试。
结果表明,温度是影响高密度水基钻井液流变性的主要因素。
随着温度升高,淡水基钻井液的表观黏度和塑性黏度都出现降低趋势;而盐水基钻井液的塑性黏度在150e 达到最低值,然后升高,表观黏度呈降低趋势。
利用测试数据,运用宾汉、幂律、卡森和赫-巴4种流变模式进行线性拟合发现,无论是淡水基还是盐水基钻井液,赫-巴模式最佳,幂律模式最差。
建立了预测淡水基钻井液表观黏度与温度、压力关系的数学模型,实测数据验证表明,该模型可以应用于生产实际。
关键词:高密度水基钻井液;高温高压;流变性;线性拟合;数学模型中图分类号:T E 254 文献标识码:ARheology of high -density water -based drilling fluid at hightemperature and high pressureWANG Fuhua 1 WANG Ruihe 1 LIU Jiang hua 1 WAN G Li 2 LI Jun 1 CH E Lianfa 3 SU H ui 3(11College of Petr oleum Engineer ing ,China Univ er s ity of Petroleum,D ongy ing 257061,China;21P etr oleum Eng ineer ing Resear ch I nstitute ,P etr oChina D aqing Oilf ield Comp any Limited ,D aq ing 163453,China;31CN O OC Oil Base -Oilf iel d T echnology Ser vice Comp any ,T ianj in 300452,China)Abstract :H igh -densit y drilling fluid is a thick collo id -suspension disper sed system w ith hig h solid phase content ,hig h dispersion of solid phase and lo w co ntent of free w ater.U nder the co nditions o f hig h temper atur e and high pr essure (HT HP ),t he r heo log y o fhigh -density dr illing fluid is hardly contro lled.T he rheolo g ies o f two ty pes of hig h -density w ater -based drilling f luids including the fr esh w ater -based dr illing fluid and salt w ater -based drilling fluid w ere test ed at hig h temperatur es of 50e ,80e ,120e ,150e ,180e ,200e and 220e respectiv ely ,and at hig h pressur e of 5M Pa using Fann 50SL Reometer.T he test results show ed that the t em perat ur e was the key fact or for co ntr olling t he rheolog y of high -densit y dr illing fluid.T he appar ent visco sity and plastic vis -cosity o f the fr esh water -based drilling fluid decreased with temperature increasing.F or the salt w ater -based dr illing fluid,the ap -parent visco sity decreased w ith temperature increasing ,and the plastic v isco sity decreased to the low est value at 150e and t hen in -cr eased with temperatur e rising.F our r heo log y mo dels including the Bingham M o del,P ower L aw M odel,Casson M o del and H -B M odel w ere used to simulate t he rheolog ical parameters of tw o dr illing fluids.T he results show ed that the H -B M odel was the best to depict t he hig h -density dr illing fluid at hig h temper atur e and high pressure,and the Pow er Law M o del w as the w or st.A new mathematica l model fo r descr ibing the r elations of appar ent viscosity of t he fresh w ater -based dr illing fluid wit h temper ature and pr essure w as pr oposed.T he tested data prov ed the validity o f this model in practice.Key w ords :high -density water -based drilling fluid;high temperature and hig h pressure;rheolog y;linear fitting;mathematical model深井井下温度和压力较高,这不仅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。
QSH1020 1881-2012钻井液用抗高温抗盐防塌降滤失剂通用技术条件.
式中： W ——水份，%； mo ——称量瓶的质量，g； m1 ——瓶和试样的质量，g； m2 ——烘后瓶和试样的质量，g。 4.3.3 pH 值测定 称取1.00 g试样，置于烧杯中，加入100 mL蒸馏水搅拌溶解1 h，用pH计测其pH值。 4.3.4 相对膨胀率测定 4.3.4.1 称取 5.00 g 试样加入到盛有 100 mL 蒸馏水的烧杯中，搅拌溶解 1 h，备用。 4.3.4.2 称取 105 ℃±2 ℃条件下烘 4 h 后在干燥器中冷却 30 min 的钠膨润土 10.00 g，装入页 岩膨胀仪测筒中，在压力机上缓慢加压至 4.0 MPa，待压力恒定后（10 s 内压力基本不变）保持 5 min， 制得试验岩心。 4.3.4.3 把装有岩心的测筒安装在页岩膨胀仪上，将 5.3.4.1 配制好的试样溶液注满测筒，启动仪 器，测定 8 h 的线膨胀量，同时用蒸馏水作空白试验。 4.3.4.4 按式（2）计算相对膨胀率。
_________________________
4
AV = 1 f600 ......................................(4) 2
式中： AV ——表观粘度，mPa·s； Φ600 ——试验浆的Φ600读数。 5 检验规则 5.1 从袋装产品取样时，应用取样器根据堆码高度、形状和数量，在每面的上、中、下三个不同部 位按“米”字型布置取样点。每批不得少于 15 个点，每个点取样品量 50 g～100 g，合并作为试样， 但总的试样量不得少于 1500 g。 5.2 采集的试样经充分混合，分成两份。每份取约 500 g，分别装入洁净、干燥的密封容器中，并 注明产品名称、取样日期、取样人、生产厂名及出厂批号等。一瓶送交检验，一瓶留待复检。 5.3 检验结果全部符合本标准表 1 的规定，为合格品。如果检验结果有一项指标不符合本标准表 1 的规定，应进行复检。复检结果如仍有一项指标不符合表 1 规定，即判该批产品为不合格品。 6 包装、标志及贮存 6.1 包装袋应有足够的强度，外层为三合一编织袋，内层为塑料袋，包装袋内层封口应分别单独捆扎。 6.2 包装袋上应该标有醒目牢固的标志，内容包括：产品名称、型号、标准编号、生产日期、批号、 生产厂名、厂址、保质期和净质量。 6.3 每袋净质量 25 kg，允许误差为±0.5 kg。但在每批产品中，任意抽检 50 袋，其平均值不得 少于 25 kg。 6.4 每批产品应附生产厂质量检验部门的检验合格证。 6.5 产品应存放在干燥通风的库房内，运输过程中应避免日光曝晒，要防潮、防淋、防止包装袋破损。
深井抗高温高密度盐水钻井液实验研究
影响的试验结果 ， 可以看 出烧碱含量 （ 钻井液 的 ｐ Ｈ 值） 不仅影响钻井液的流变性 ， 而且影 响钻井液的滤 失量．Ｈ值较低时（ ．） 热滚前钻井液明显增 稠， ｐ ８０ ， 热滚后钻井液的黏切降低幅度大 ， 悬浮性能差 ， 当热 滚后 钻井 液的 ｐ 值为 ８ ５时 ， Ｈ ． 高温 高压 滤失量
Ｓｐ ０ ７ ｅ ．２ ０
Ｖ０．２ Ｎｏ ５ １２ ．
文章编号：６ ３ ６ Ｘ ２０ ）５０３ ． １７ ． ４ （０７ ０ ． ７０ ０ ０ ４
深 井抗 高温 高密 度 盐 水钻 井液 实验 研 究
Ｅ ｐ ｒｍｅ ｔｌ ｔｄ ｆｔｅｈｇ －ｅ ｓｔ ａｔｗ船 ｘ ｅｉ ｎａ ｕ ｙｏ ｈ ｉｈ ｄ ｎ ｉ ｓ ｌ ｓ ｙ ｄ ｉｌ ｇ ｆｕｄ ｗｉ ｉｈｔｍｐ ｒ ｔｒ ｅ ｉ ａ ｃ ｏ ｅｐ ｗｅｌ ｒｌｎ ｉ ｔ ｈｇ ・ ｉ ｌ ｈ ｅ ｅａｕ ｅｒｓ ｔｎ ｅｆｒｄ ｅ ｌ ｓ ｓ
表 １ 不 同厂家降滤失剂对钻井液滤失量的影响
Ｓ ＭＰ加量、 种类 、 厂家
０
于 ２０ｇ ｃ ３ ． ／ｍ 的高密度钻井液 ． 在克拉 ２号气 田钻
遇地层 上 第 三 系 、 下第三 系和 白垩系 ， 主要 分布 气层
在下第三系盐膏层和白垩系， 储层压力系数高（． ～ １９ ５ ２２ ）地层温度高 （ ． ， ０ 平均地温 １５ ８℃） Ｊ需要抗 ０． ｌ， ２ 高温的高密度钻井液钻穿储层 ． 在塔里木油 田的迪 那区块， 同样存在大段盐膏层 ， 需要用高密度盐水钻 井液ｌ ． ３ 目前 ， Ｊ 对高密度钻井 液的使用 已有很多经 验， 但在使用过程 中还存在一些 问题 ， 即钻井液增 稠， 流变性 难 以控 制 等 ｌ Ｊ有 必 要 进 行 系 统 研 究 ， ４ ，
超高温超高密度钻井液室内研究
2013年2月胡小燕等．超高温超高密度钻井液室内研究5超高温超高密度钻井液室内研究胡小燕，王旭，周乐群，张滨，张丽君，王中华(中原石油勘探局钻井工程技术研究院，濮阳457001)[摘要]分析了超深井高温高压条件下钻井液技术难点，采用室内合成的黏度效应低的抗高温降滤失剂M P488，L P：527和H r I'A s P为主处理剂，同时在体系中引入K cl，制得抗温240℃、密度2．5g／c m3的超高温超高密度钻井液。
该钻井液经240℃／16h高温老化后仍具有良好的流变性，高温高压滤失量(180℃)小于25m L。
钻井液的抗盐、抗钻屑和黏土污染能力强，页岩一次回收率达99．4％，沉降稳定性好。
解决了流变性与滤失量控制难以及黏土高温分散导致钻井液增稠、胶凝等问题。
[关键词]钻井液降滤失剂流变性滤失量在超深井钻井过程中，井底可能遇到高温、高压油气层等复杂情况…。
当这些复杂情况同时存在时，要求钻井液在高温、高固相含量的复杂情况下性能稳定，而现有的钻井液体系不能满足这一要求旧一J。
为此，分析了超高温超高密度钻井液的技术难点，采用室内合成的黏度效应低的抗高温处理剂M P488，LP527和H T A sP怕。
等，在室内配制了抗温240℃、密度为2．5g／c m3的K C l 钻井液体系，解决了高温、高固相条件下钻井液的流变性和滤失量控制难题。
1实验材料膨润土(钙基)、重晶石、磺化褐煤，均取自现场；抗高温不增黏降滤失剂M P488、抗高温解絮凝剂LP527∽．7J、抗盐高温高压降滤失剂H TA s P¨j、分散剂)(J、高温保护剂C G w一5，均为室内合成。
2超高温超高密度钻井液技术难点2．1高温条件下钻井液高温增稠和胶凝室内配制了密度2．3g／cm3的淡水钻井液归J，分别经220℃／16h和240℃／16h老化，然后在60℃下测其性能，结果见表l。
220℃老化后钻井液的流变性和滤失量均较好，240℃老化后钻井液出现了高温胶凝现象，流变性变差，滤失量增大。
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抗高温高密度钻井液技术
抗高温高密度钻井液技术
摘 要：随着油田的开发，为了提高原油采收率，SAGD（蒸汽辅
助重力泄油）技术开始采用。在采用SAGD技术的区域油藏形成了温
场气腔，气腔的温度达到200-245℃，气腔造成地层异常高温的同时
也造成异常高压。这种温度和压力的异常给钻井施工带来的巨大困
难，施工中钻遇气腔时钻井液被高温气污染，粘度切力急剧增加，严
重时甚至丧失流动性，导致井下出现复杂情况，井涌、井漏、井塌、
卡钻等井下安全事故风险巨大，钻井时效低，严重影响该区块的井网
调整和开发。如何研制一套抗高温高密度钻井液体系迫在眉睫。
关键词：抗高温 高密度 流变性 抗污染
一、地质及工程简况
1.地质简况
地层自下而上为：中上元古界，新生界古近系沙河街组沙四段、
沙三段、沙1+2段，新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组。开发
油藏位于沙河街组1+2段和馆陶组，油藏底界深度750m（未穿），厚
度平均150米，岩性为浅灰色砂岩、砂砾岩与灰绿色泥岩互层，由于
长期的注气影响，局部形成异常高温、高压。
2.工程简况
二开定向井为主，设计井深在700m-900m之间，最大井斜
10°-15°之间，设计井斜典型井深结构如下：
Φ346mm×105m/Φ273.05mm×103m+Φ241.3mm×750/Φ177.8mm×74
8m。
二、钻井液技术难点
1.钻井液抗高温问题
SAGD技术的应用改变了该区域原本始的地层温度，所钻遇的局
部地层温度会达到200℃以上，地层温度高，要求钻井液的抗温能力
为180-200℃。国内目前抗高温水基钻井液的抗温能力普遍认为在
180℃以下，同时传统的抗高温水基钻井液处理剂难以满足200 ℃以
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上钻井液的需求[1]。
2.高密度下钻井液的性能控制
SAGD技术的应用导致该地区地层压力系数的升高，为平衡局部
高压，该地区要使用高密度钻井液，最高密度达到1.80g/cm3以上，
高密度钻井液在高温高压下流变性难以控制[2-3]。这是因为高密度
钻井液中固相含量高，自由水含量少[4]，体系的流动性差；在高温
作用下由于体系中粘土分散加剧、处理剂效果降低，钻井液的粘度和
切力更是难以控制。
3.高压差下的润滑防卡问题
该地区本身地层压力系数低（0.8左右），但是随着注水注气影
响，使地层压力出现了很大的不确定性，局部井段地层压力系数往往
达到1.8以上，并且不同的地层压力处于同一裸眼井段，二开全井段
处于高压差状态下钻进，加大了压差卡钻、井漏等井下复杂事故发生
的几率。
4.高密度下的污水污染问题
该地区存在污水回注层，在钻遇污水回注层时由于地层或外来流
体侵入钻井液中，使钻井液处理剂作用减弱，甚至彻底失去本来应有
的作用，导致钻井液增稠，滤失量显著增大，润滑性变差等问题，因
此，如何增强钻井液的抗污染能力，解决好污水污染问题也是施工的
难点之一。
三、室内研究
1.钻井液体系优选
通过上述分析，高密度下钻井液流变性控制和高温条件下的稳定
性是钻井液体系的关键。室内配制主要使用的无毒分散、有机硅分散、
有机硅氟和MFC分散钻井液体系，并将其加重至1.80g/cm3测定其流
变性。
实验结果是MFC钻井液体系在密度为1.80g/cm3的条件下，流动
性能良好，优于其他3种钻井液体系。因此，优选MFC钻井液体系。
2.抗温能力
为了评价形成的高密度钻井液的抗温性能，将密度为1.80g/cm3
的抗高温高密度钻井液在180℃下老化16h后冷却，在室内加热至
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60℃，恒温条件下测试流变性能和滤失量。
测试结果表明，抗高温超高密度钻井液体系具有良好的抗高温热
稳定性，在热滚之后密度没有变化，并且钻井液的流变性、滤失量没
有发生明显变化，说明该钻井液抗温能力至少可达180℃。从而解决
了该地区地层温度高，钻井液抗温能力不足的难点问题。
3.抗污染能力
在形成的抗高温钻井液配方中，在室内选择NaCl和Ca（OH）2
为污染物，在抗高温、高密度钻井液中分别加入5%NaCl、0.5%Ca（OH）
2，测试其性能。
结果显示，虽然受到不同盐的污染，但是钻井液性能没有明显变
化，HTHP失水还有所降低，说明钻井液能有效抵御盐、钙侵，从而
解决了该地区污水回注造成的钻井液污染的问题。
4.润滑性
高密度钻井液的固相含量高，形成的泥饼厚，磨阻、扭矩大，在
大压差下容易发生粘卡，要求钻井液要有良好的润滑性，室内使用
NF-2型泥饼粘滞系数测定仪测试优选钻井液经过高温老化后的泥饼
摩阻系数为0.154，表现出较好的润滑性。
四、钻井液技术
1.一开
一开表层井段，地层较软、可钻性好，钻速快，井眼大，环空返
速低，控制好流变性是施工关键，采用无机盐凝胶钻井液体系，使钻
井液具有较高的粘切，保证携岩效率，使用FT-12调整钻井液流变性
能及失水造壁性能。由于机械钻速高，保证固控设备使用率达到100%，
清除无用固相。钻井液性能控制：粘度80-100s，密度1.06-1.08
g/cm3。
2.二开
二开定向段由于注水、注气层及污水回注层影响，钻井液控制重
点是钻井液的抗温性能及钻井液抗污染能力，另外由于馆陶组地层胶
结差，承压能力弱，提密度过程中钻井液的防漏能力也是施工难点。
采用强封堵的抗温、抗盐MFC钻井液体系，注重钻井液的强抑制性，
定向后加入3-5%液体润滑剂，保证钻井液具有良好的润滑性能；大
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幅度提密度时，加入2%随钻堵漏剂防漏。控制膨润土含量在3-4%，
较低的膨润土含量有助于钻井液各种性能的调整，加强固相控制，防
止劣质固相特别是泥岩的细分散，导致的流变性能变差。钻井液性能
控制：粘度65-75s，密度1.10-1.50 g/cm3，失水5-6ml，固相<18%，
磨阻系数<0.1。
五、应用效果
该钻井液技术成功应用于SAGD采油区域6口调整井中，平均施
工密度1.72g/cm3，平均机械钻速14.8m/h，实现了安全快速钻井。
六、结论与建议
1.MFC钻井液很好的满足了SAGD采油技术应用区域的钻井施工
要求，钻井液维护处理简单，性能稳定且具有强抑制能力，井壁稳定，
中完、完井电测均一次到底。
2.MFC钻井液具有良好的润滑防卡效果，在水平井施工过程中附
加拉力小，起下钻顺畅，未发生卡钻等复杂情况。
3.随钻堵漏及良好封堵能力有效提高地层承压能力，能够有效预
防井漏。
4.MFC钻井液抗盐、抗钙能力强，有效防止了因污水层流体侵入
造成的钻井液性能恶化。
5.提高净化设备使用率，能有效地控制钻井液固相含量，保持钻
井液性能稳定、具有良好的流变性，可防止阻卡的发生。
参考文献
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内实验研究（J）. 中国石油大学学报，2007（31）：73-78
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[3]鄢捷年.钻井液工艺学[M].东营：石油大学出版社，2001：
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[4]蒲晓林，黄林基，罗兴树.深井高密度水基钻井液流变性、造
壁性控制原理[J]，天然气工业，2001，21（6）：48-51.
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