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国内外高密度水基钻井液体系研究现状

第一节国外高密度水基钻井液体系研究现状

目前国外钻高压、不稳定地层主要采用密度为2.00g/cm3以上的钻井液及其它配套的工艺技术。国外所用的钻井液基本为聚合物或油基钻井液体系，体系中的相关处理剂均具有抑制盐膏污染、抗泥岩膨胀的作用。为了保护油气层，目前已开始向无固相钻井液体系发展，所使用的加重剂为溴盐，密度可达到2.30g/cm3以上，但成本较高。

其间，国外钻井液工作者不断实践，提出了一些针对于高密度水基钻井液的理论：

1）ChiligcrianGV等认为，重晶石的加重极限可以达到2.64g/cm3，超过此极限，钻井液的流变性与沉降稳定性之间的矛盾将不可调和，出现顾此失彼的困难；2）Cafe和Rebb等人认为，在碱性环境中，重晶石表面带微弱负电。另一方面，在碱性环境中重晶石粉表面离子处于不平衡状态，可吸附其它物质。根据法扬斯法规则，处于碱性环境中带负电的重晶石表面能吸附高价的阳离子，如Fe、Al和Ti。这些被吸附的金属离子的原子具有空轨道，可接受配位体，具有络合能力，可与－OH、－COOH等给电子基团产生络合吸附。这样，重晶石的表面弱负电性会因吸附高价离子而有所加强，重晶石在钻井液中的静电斥力增大，有利于钻井液沉降稳定性的改善，也利于弥补因重晶石颗粒变粗给钻井液沉降稳定性带来的负面影响；3）高密度水基钻井液中，重晶石参与了钻井液内部结构的形成，高密度水基钻井液可能就会表现出与其它类型的钻井液不同的流变性；4）高温下，因碱的存在促进粘土分散而影响钻井液性能的稳定，因此，要严格控制碱的加量；5）有机盐提高钻井液液相密度，从而减少了常规惰性加重材料（如重晶石、铁矿粉等）的加量即减小了低固相含量，达到了减少低固相对钻井液粘度的影响的目的。据国外报道，使用甲酸钠、甲酸钾可以使盐水溶液加重到1.60mg//l，而使用甲酸铯加重，液相密度可以达到2.30g/cm3。

在新理论出现的同时，也产生了以这些理论为依据的新型体系，出现了一系列的高密度水基钻井液体系，见表1。

表1国外高密度水基钻井液体系一览表

体系

甲酸盐

钻井液体系

高固相解絮凝聚合物钻井液体系

皂石-海泡石聚合物钻井液体系

分散性褐煤-聚合物钻井液体系

（g/cm3）

2.20

2.51

1.92

2.08

体系

石灰基

钻井液体系

高温石膏

钻井液体系

综合钾基

钻井液体系

DEHYDRILHT

钻井液体系

（g/cm3）

2.22

2.35

2.04

1.96

伴随着新的钻井液体系，同时也出现了一些新型处理剂：

甲酸盐-可溶性加重剂（降低钻井液固相含量）：使用于高密度水基钻井液，提高液相密度，减少加重剂加量，减小固相含量对钻井液粘度的影响，也降低了改善钻井液流变性的难度。

超低渗透处理剂：在破碎性地层使用超低渗透处理剂，提高地层承压能力。

低分子量阳离子聚合物（二甲胺对环氧氯丙烷）：阳离子聚合物能吸附到井壁上带负电的粘土表面和岩屑上，从而抑制页岩的分散。

超细碳酸钙：钻小井眼井连续取芯时，使用特细碳酸钙，把固相颗粒在井壁上的沉淀减少到最低限度，从而解决了因钻杆高速旋转而导致粗颗粒加重剂在离心力的作用下被甩到钻杆壁上形成“桥塞”，最终给绳索回收岩心带来困难。

聚乙二醇：被广泛用于控制出问题的页岩层。在钻井液工程中有很多优良特性，如控制流变性、流体滤失，较低稀释率和整体性能容易维护。

Thermavia（超高温钻井液材料）：增粘剂，亦有润滑性；无机合成聚合物，耐热温度约370℃，抗温能力强，使用于井下超高温钻井。

这些处理剂的出现，解决了现场上的一些技术难题或提高了钻井液的性能指标。但高密度水基钻井液技术仍然有许多地方需要提高，仍有许多难题没有解决。如流变性问题，常常一种体系在某口井使用时表现出了良好的流变性能，但换个地方就失去了良好的流变性，主要归结于体系还不成熟；钻井液体系不简化，高密度水基钻井液由于常常是上层钻井液转化而来，钻井液中处理剂种类繁多，相互之间影响突出，降低了处理剂的效用，成为井下复杂的隐患。主要归结为：1）对高密度水基钻井液体系的作用机理研究还不成熟、不深入；2）钻井液体系仍复杂，处理剂种类多而杂，流变性难以控制；3）新型处理剂效果较突出，但成本太高，推广应用阻力大。

第二节国内高密度水基钻井液体系研究现状

随着近年来对深部地层和复杂地层的勘探开发，我国高密度水基钻井液技术也得到了长足的进步，形成了自己的理论：1）降低配浆土量，减少钻井液中低密度固相含量，提高高密度水基钻井液流变性的可控性；2）释放自由水，增强高密度水基钻井液流动性；3）使用甲酸盐（如KCOOH、CsCOOH等）提高液相粘度，降低加重材料用量，降低粘度效应；4）对加重剂进行活化，降低加重材料对高密度水基钻井液产生的粘度效应。

伴随着这些