钻头泥包原因分析及松科二井防泥包钻井液的应用.pdf

第 48 卷 第 5 期 煤田地质与勘探 Vol. 48 No.5 2020 年 10 月 COAL GEOLOGY 2. CAGS, Beijing 100000, China; 3. Institute of Exploration Techniques, CAGS, Langfang 065000, China Abstract In order to solve the problem of the high mud content and easy hydration and dispersion of the Creta- ceous sedimentary strata in well Songke-2, the bit balling is prone to occur in the water-based drilling fluid envi- ronment, which affects the drill bit ROP and induces downhole adhesion stuck, the paper combined the core drilling technology of well Songke-2, systematically analyzed of the causes of bit balling generated by the drill bit in the mudstone and water-based drilling fluid environment, provided a basis for the design of the anti-balling of the drill bit and the ulation of the anti-ball in drilling fluid, and proposed a drilling fluid ulation with excellent anti-balling perance. The results show that the mudstone drilled in well Songke-2 had the characteristics of high shale content and easy hydration and viscosity, it is very easy to induce the bit balling caused by the adhesion of cuttings and the mechanical “inlaying” of cuttings. Mechanical adhesion of drill bit and drill structure size, bottom hole hydraulic condition, bit material and surface condition, drilling procedure parameters and drilling fluid perance indicators are closely related. Adjusting the perance of the drilling fluid is an effective way to solve the bit balling problem at the drilling site. According to the technical characteristics of the high-temperature and high-pressure sections in the fourth opening of the well Songke-2,after repeated matching, the drilling fluid composition with excellent high temperature resistance and anti-adhesion perance was obtained. The test 万方数据 第 5 期 胡郁乐等 钻头泥包原因分析及松科二井防泥包钻井液的应用 255 results of high temperature inhibition, water loss wall-building and the lubricity show that this drilling fluid has strong inhibition at high temperature230,℃ little water loss and good lubricity, it can solve the bit balling problem of the well Songke-2, effectively avoid the instability of the ROP and the occurrence of sticking stuck, the field application effect is ideal. Keywords well Songke-2; mudstone; bit balling; drilling fluid; ROP; adhesion 松辽盆地大陆深部科学钻探二号井以下简称 松科二井设计井深 6 400 m，完钻井深 7 018 m，是 目前亚洲国家实施的最深大陆科学钻井，也是国际 大陆科学钻探计划ICDP成立 22 年来实施的最深 钻井。 松科二井首次钻穿松辽盆地白垩纪陆相地层， 取心进尺共计 4 279 m，获取岩心 4 135 m，岩心采 取率 96.6， 建立了松辽盆地陆相地层标准剖面“金 柱子”，在深部能源勘探开发、古气候演变规律研 究、超高温钻探技术等领域取得了一系列重要成 果，为我国“向地球深部进军”计划的开展积累了宝 贵的经验[1]。 松科二井位于松辽盆地东南断陷区徐家围子断 陷带宋站鼻状构造上，平均地温梯度 4/hm℃ [2]，为 典型的高温区块。所钻地层中的泥质砂岩、泥页岩 交替成层分布[3]，黏土矿物含量高，其地层易水化 膨胀而具有强的黏性， 特别在水基钻井液的环境下， 易引发钻头泥包现象， 从而带来钻速下降或不进尺、 井下动力钻具堵塞失速、钻具黏附卡钻风险增加等 问题，降低了钻井效率，甚至造成黏附卡钻等井下 事故。 为了针对性解决泥包和黏附难题，论文详细分 析了泥页岩的黏附性特征及钻头泥包的形成原因， 研究了钻井工艺参数、钻头结构设计等多个方面对 钻头泥包的影响， 并开展了防泥包钻井液在抑制性、 流变性等试验验证, 为今后钻头的防泥包设计和防 泥包钻井液的配置提供了依据。 1 钻进工艺下的钻头泥包问题 目前，石油钻井以全面钻进工艺为主，钻遇地 层主要以沉积岩为主，泥页岩占 60以上，在该类 型地层中钻进时，因泥岩岩屑容易水化膨胀黏附在 钻具表面，钻头泥包的形成概率大幅增加。钻头产 生泥包时，其特征和影响如下① 钻进速度明显变 慢，碎岩效率低，回转阻力增大，严重影响了钻井 及建井周期，增加了钻井成本；② 改变钻压值一般 对钻速无明显影响、提离井底循环并高速回转后， 刚接触井底钻速又会有所增加； ③ 泵压一般会略有 升高或无明显变化，有时也会阻塞循环通道，甚至 憋泵；④ 泥包时切削齿产生高温下的非正常磨损， 钻头寿命降低；⑤ 由于钻头的泥包，在起下钻过程 中，也可能引起抽吸或压力激动，造成压裂漏失或 井涌井喷事故。多年来，针对全面钻进中对泥岩黏 附产生泥包问题的研究较多，可通过多种方式改善 或解决钻头泥包问题。如从钻头选用方面，牙轮和 PDC 全面钻进钻头的黏附泥包问题均有较为成熟的 技术措施，牙轮钻头可采用移轴、超顶等自洗方式 改善泥包问题；PDC 全面钻头采用特殊结构设计、 水力参数设计等方式解决黏附问题[4]；也可通过钻 井液调配等方法解决钻头泥包问题。总体而言，石 油天然气钻井的泵量大、水马力大、钻井液性能参 数可调整余地大，具有井底排渣及时等优势条件， 已基本形成较为成熟的泥包问题解决方案。 不同于油气井全面钻进的工艺， 松科二井的主 要目的为获取富含地质信息的深部岩心， 钻进过程 以取心钻进工艺为主，重点在 2 8656 400 m 井段 开展连续取心，取心进尺 3 723.89 m，获得岩心 3 585.27 m，总岩心采取率 96.28；加深段的基底石 炭–二叠层系取得原状岩心 624.59 m，取心率达 96.58。钻进时由于泥岩岩屑容易水化膨胀黏附在 钻具表面， 在泥页岩地层中钻进时极易产生钻头泥 包，因此，针对泥岩黏附问题的研究较多，尤其 泥页岩地层问题更为突出[5-8]。究其原因主要为以 下 3 个方面 ① 取心钻头出刃小， 特别是孕镶金刚石取心钻 头，容易造成泥包，进尺缓慢甚至无进尺，在泥岩 和砂岩地层钻进实践中，钻进速度对比差别就非常 明显； ② 取心钻进泵量相对较小，排屑能力有限，水 功率小，造成泥包黏附的可能性较大； ③ 取心钻头很难通过结构方面的设计改善水 力冲刷或机械自洗效果。 针对泥页岩地层采用 PDC 钻头具有较好的钻 效优势，但是抗泥包设计非常关键。如图 1 所示为 一种底喷式 PDC 取心钻头， 在钻进过程中发生的泥 包现象， 形成后将直接导致进尺缓慢甚至是无进尺， 小泵量环境泥包问题将十分突出。 因此，针对松科二井主要面向的、易泥包的泥 页岩地层，开展钻头泥包本质研究，对工程具有重 要的指导意义。论文将从钻头的结构、规程参数和 钻井液等方面进行分析，为钻头的防泥包设计加工 万方数据 256 煤田地质与勘探 第 48 卷 图 1 取心钻头的泥包 Fig.1 Bit balling of the coring bit 提供参考，通过钻井液性能的分析控制，研究相应 的防泥包钻井液配方，为松科二井服务。 2 泥质岩的黏附性分析 一般情况下，泥质岩岩屑黏附需要满足 3 个条 件地层或岩屑在自由水作用下具有较强的黏附能 力；与自由水协同作用下，水化速度快，短时间即 能产生电性吸附和毛细吸附；界面正压力足够大。 2.1 岩屑矿物含量的影响 当在外力作用下岩屑产生的压力压向钻头表面 时，微观接触点上仍有分子间引力作用，正压力大， 分子间引力也增大，因此，泥岩黏附性的大小与黏 土矿物的含量紧密相关。黏附性或黏附能力随颗粒 尺寸的减小而增大，比表面积越大，则表面能越大， 吸附作用越大。如含水量一定时，从表 1 可以看出， 黏土矿物中蒙脱石的比表面积最大，吸附性也就越 大，伊利石次之，高岭土的黏附性相对更小，而与 细砂粒和胶粒比较，黏土矿物比表面积更大。 表 1 几种颗粒和黏土矿物的比表面积对比 Table 1 Comparison of the specific surface area of several particles and clay minerals 类型 比表面积/m2g–1 细砂粒0.01 mm 0.226 胶粒100 nm 22.6 高岭土 520 伊利石 100200 蒙脱石 700800 在晶格的取代作用下，岩屑颗粒中的电荷主要 集中分布在黏土矿物上， 且负电荷量大于正电荷量。 在静电引力作用下，产生阳离子交换，电化学上用 阳离子交换量CEC指标来表征这种交换能力。由 表 2 可知，黏土矿物中蒙脱石的交换能力最强。 2.2 自由水协同作用的影响 当泥质类岩屑被自由水浸润如钻井液失水 后，黏土矿物由于水化分散而呈现胶体特性。岩屑 片状结构的表面因负电性，将吸引钻井液中的阳离 子而形成双电层，其双电层结构[6]如图 2 所示。静 电引力作用将吸引极性水分子和水化离子，从而形 成由吸附层和扩散层组成的外层；由胶体扩散双电 层理论可知，吸附层外界面存在电动电位 ξ。该电 势的大小，反映了胶粒的带电程度。 表 2 不同黏土矿物的阳离子交换量 Table 2 Cation exchange capacity of different clay minerals 黏土矿物类型 阳离子交换量/mmol100–1g–1 高岭石 515 伊利石 2040 蒙脱石 80100 x胶体粒子间的距离；y内核层与外层间的电位 图 2 胶体双电层效应 Fig.2 Schematic diagram of colloidal double layer effect 颗粒通过电动电位吸引极性水分子形成的水膜 来影响吸附效能，随着 ξ 电位的增大水膜将变厚， 颗粒间斥力大于引力；反之亦然。可见，是水膜厚 薄将影响颗粒间的引力和斥力大小的变化。当引力 大于斥力时，岩屑聚集而黏附性增强；当引力小于 斥力时，岩屑分散。因此，研究认为，钻头和钻井 液自身的电性严重影响钻头泥包程度正由于岩屑 的负电荷和钻头金属表面产生异性吸引，在该静电 引力作用下，钻头表面与岩屑颗粒形成黏附泥包。 一方面，岩屑与钻头金属表面之间自由水由于浸润 和表面张力作用，在二者接触面产生毛细管力，使 其紧密结合。另一方面，其水膜厚度直接影响表面 张力大小，当水膜厚度超出某值时，黏附力又急剧 减小，即存在一个极大值。研究表明黏附能力随 泥岩岩屑含水量的变化呈抛物线规律变化，黏附的 最大值出现在塑限与液限之间[6]。分析认为，当含 水量在塑限以下时，其水膜之间没有形成连续分布 万方数据 第 5 期 胡郁乐等 钻头泥包原因分析及松科二井防泥包钻井液的应用 257 状态，尚处于结构水状态，泥岩岩屑与钻头表面的 实际接触面积较小，其黏附力相对较小；随着含水 量的增加， 其水膜逐渐变大并相互联结成网状组织， 毛细管力增大导致黏附力增强，同时，泥岩岩屑将 产生塑性形变，水膜的连续性进一步增大，当接近 液限时，黏附力快速增加。而当含水量继续增大超 过液限时，岩屑颗粒呈完全浸润状态，自由水增多， 由于自由水孔隙压力作用， 水膜张力迅速下降。 由张 力变化为黏附界面的润滑作用，逆变为解黏附作用。 3 钻头的机械黏附作用分析 钻头的机械黏附与钻头结构尺寸、井底水力条 件、钻头材料与表面状态、钻进规程参数以及钻井 液性能指标均有着密切关系[9]。 3.1 钻进规程参数 钻压的大小对钻头与岩屑间的接触应力影响最 大。正压力越大，摩擦力增加越快，岩屑与钻头接 触越紧密，越容易产生岩屑滞留泥包。反之，钻压 小、接触应力小，岩屑容易剥离钻头表面，泥包可 能性减小。 研究认为钻压造成的压力差将把岩屑“机 械镶嵌模式”包裹在钻头表面上， 这是产生泥包的机 械因素。 在钻压和回转力共同作用下，岩屑不断地生成 并在井底堆积，如不能及时分离，岩屑不断被压实 并紧紧镶嵌在钻头唇面或刀翼表面。如果钻井液冲 刷能力弱，不足以克服黏附力时，岩屑最终被压实 堆积，产生泥包。 井底流场结构中存在流体速度较低的漩涡区， 在漩涡区水力能量损失大，一方面增大了泥岩岩屑 与钻头触碰造成黏附的概率；另一方面由于水力损 耗，岩屑难以运移。涡流虽然有利于解附，但由于 水力能量损失大，综合冲刷力降低，岩屑就不能及 时排除。因此，解决该矛盾是钻头结构设计的关键。 在确定最小环空返速的基础上，优化井底流场，对 防止岩屑井底聚集非常关键。 若泵量较大，钻头水口或刀翼附近的钻井液流 速将增大，水功率大，能有效地清洗钻头死区所附 着的岩屑，不易产生泥包，机械钻速会明显增大。 实践证明在一定的范围内增大泥浆泵的水功率可 以提高钻头清洗效果，提高机械钻速。但无限超过 流量范围，继续增大泵功率对于钻头清洗效果改善 不大，对钻头的冲蚀作用又增大，对钻头寿命的影 响是负面的。在石油天然气大口径钻井排量都比较 大，如 216 mm 井眼中的排量推荐一般要求保持在 3035 L/s 范围, 而现场实际排量一般为 2528 L/s, 冲刷效果较好。而对于小口径取心钻探，小环隙取 心的需要，泵量均比较小[10]，如 75 mm 钻孔的排 量一般为 42100 L/min，无足够的排量，在水口形 成不了较高的流速，不能迅速冲刷钻屑，增大了泥 包的可能性。 显然，岩心钻探井底流量在工程上是无法达到 所需的流速范围，仅靠优化水力设计不能有效预防 泥包。因此，研究钻头的结构与表面状态，并优化 钻井液性能等，对有效预防钻头泥包有益。 为预防泥包，钻进工艺措施有 a. 钻压的控制 在软泥页岩地层钻进时，加大 钻压会使岩屑在钻头表面受到的挤压增大， 产生较大 的摩擦阻力， 容易形成泥包。 因此， 在泥岩中钻进时， 应采用低钻压、大排量，均匀精确送钻的原则。 b. 起下钻及通井 在滤饼较厚的井段、 井斜变 化大的井段，用自洗式牙轮钻头通井、划眼后再下 钻头。起钻前保持钻井液的充分循环，防止岩屑井 内堆积；下钻时，控制下钻速度，增加短循环次数， 必要时在钻头和水道表面适量涂抹油脂。 c. 钻头的选用 若采用 PDC 钻头，需要大排 量充分清洗井底和钻头。用低钻压完成井底造型钻 进后，再逐渐增加钻压。当有泥包迹象时，将钻头 提离井底一段距离，增大排量，提高转速，利用离 心力将泥包的岩屑甩掉，再继续正常钻进[11]。 3.2 钻头结构和水力特征 钻头尺寸与轮廓，切削材料类型、切削齿的形 状与数量、水口形状与数量、排屑槽容量的设计是 否合理，对于泥岩岩屑在井底的运移和清洗有较大 的影响。 泥岩可钻性好，钻进速度相对较快、吃深大， 钻屑多，特别是 PDC 钻头相对于金刚石孕镶钻头， 其出刃大，更有利于提高钻进速度，是优选的钻头 类型，但是提速后大量的岩屑也增加了形成泥包的 风险。因此，针对 PDC 钻头的设计非常关键。如在 排量有限条件下，钻头唇面的高、低齿设计、低密 度齿的设计能明显减少泥包。其比改变水基钻井液 性能来预防泥包的效果更好。因此，通过优化 PDC 钻头结构是预防泥包的有效手段之一[12-13]。 3.3 钻头材料与表面状态 黏附力与黏附程度与钻头材料表面状态、电化 学性质和摩擦特性等息息相关。不同材料的界面张 力和接触角是不同的。即使相同的材料，不同形式 工艺处理方法，其表面微观形貌、光洁度、吸附力 等也会出现较大差异，泥包程度表现不一样。 钻头组成材料成分不一，如 PDC 复合片、胎体 万方数据 258 煤田地质与勘探 第 48 卷 部分、钢体部分以及耐磨熔覆堆焊等，各部分表面 自由能均有较大差别，黏附岩屑能力差异较大。有 关研究表明 泥岩岩屑在耐磨熔覆堆焊表面层的黏 附系数相比较合金钢而言，约为后者的 2 倍。经过 表面处理的 PDC 齿其黏附性大幅降低。因此，相 比较而言， 钢体式钻头要比胎体式钻头解黏附能力 好[14]。 通过提高钻头工作唇面的表面材料的硬度，表 面状态和形貌尺寸是降黏附的有效手段。提高钻头 表面的光洁度有利于减小泥岩岩屑黏附系数。表面 粗糙导致光滑度降低，岩屑运移时受到更大的黏附 阻力，容易聚集黏附于钻头表面，结果导致钻头泥 包[14-15]。 与标准 PDC 切削齿相比，对切削齿进行抛光 处理和浑圆化处理，光洁度提高，黏附死角减少， 可明显减少钻头泥包[16]。同样，对钻头工作唇面采 用流线型设计，可降低泥岩岩屑在其表面的黏附； 钻头人工覆焊如果经过表面抛光处理，如进行喷砂 处理，也有利于减轻泥包[16-17]。 在实际生产过程中，由于孕镶金刚石钻头表面 镍铜含量高，其唇面的正电性与水基钻井液中岩屑 中的负电荷存在的静电引力作用，易发生黏附。而 经过表面氮化改性或专用涂层处理后的钻头表面电 性发生变化或被屏蔽，降低了与钻井液体系本身的 电性引力，从而起到防止泥包的效果[18-20]。 3.4 钻井液性能 钻井液影响钻头泥包的要素主要包括 抑制性、 滤失性、润滑性以及固相含量。如果钻井液的抑制 性差，岩屑容易水化膨胀分散，泥质含量增加，易 泥包；钻井液滤失性能差，滤失量大，失水造壁后 形成过厚的泥饼，易泥包；钻井液润滑性差，黏附 系数大，钻头表面不易形成有效的润滑膜，易黏附； 如果钻井液固相含量大，特别是有害固相的增加， 会导致泥饼致密性差，钻井液稠化，增加了泥包的 可能。而一些固相，如重晶石的加入在地层中形成 的“承压层”，改善了钻具与地层的接触条件。摩阻 系数没有增大，反而略有减小[21-22]。 3.4.1 钻井液类型 使用水基钻井液时，由于黏土矿物具有强烈的 吸水性，钻井液失水不可避免，泥质岩矿物水化膨 胀而具有黏性，易聚集凝结黏附在钻头表面；而由 于油基钻井液是油相胶体，泥岩岩屑的水化膨胀被 抑制，加之润滑性，极大降低了泥岩岩屑的黏附性， 不易泥包。测试表明，油基钻井液的黏附阻力系数 是水基钻井液的 1/51/3， 故油基钻井液能明显抑制 泥岩岩屑黏附性[6]。但是由于油基钻井液容易引起 环境污染以及成本较高目前受限使用。 3.4.2 抑制性 如钾基钻井液体系的抑制性能要优于钠基钻井 液体系， K与 Na相比， 前者具有较弱的水化能力， 且具有易嵌入黏土矿物晶格空穴的离子半径，能有 效抑制泥质岩中黏土矿物的水化膨胀和分散，其抑 制效果更佳。反之，当钻井液体系中 Na含量多于 K时，则黏土矿物上的 K会被 Na部分置换，黏 土的水化程度增大，不利于防止钻头泥包。 在钻井过程中，如加入一些聚合醇、包被剂、 高分子聚合物等外加剂，亦能抑制泥页岩的水化膨 胀，减少钻头泥包。如利用聚丙烯酸钾 KPAM 、两 性离子聚合物等高聚物材料的多点吸附作用和包被 作用，能有效抑制泥页岩的水化分散，降低劣质固 相含量，达到减少钻头泥包的目的[23]。 3.4.3 滤失性 钻井液滤失量过大，一方面泥岩地层易水化膨 胀，容易导致岩屑的黏附；另一方面，滤失量大在 井壁形成过厚的酥松泥饼，在此情况下，起下钻易 刮削井壁泥饼，导致岩屑在钻头表面积聚泥包。 因此，增加降滤失剂的含量能控制钻井液滤失 量的大小，并减小钻头泥包的概率。对于渗透率较 高的地层，可采用特殊的封堵材料，从而提高泥饼 的致密性，降低滤失。如在工程实践中通常加入超 细碳酸钙来达到单向封堵地层空隙，提高泥饼质量 的目的[24]。 3.4.4 润滑性 钻井液润滑性不仅可以降低钻井液的流动阻力 和泥饼摩阻系数，而且可减少扭矩和提高水马力。 在泥岩中钻进，还可通过润滑性从根本上消除或减 弱泥岩岩屑的黏附作用。一般水基钻井液的摩阻系 数为 0.200.35，当在加入适量的油类、表面活性剂 或润滑剂之后，其摩阻系数可以降低至 0.10 以下。 通过在水基钻井液中加入油类衍生物、表面活 性剂以及玻璃微珠、碳珠、塑料微珠等固体润滑剂 后，钻井液的润滑性能得到改善，对钻头表面的润 滑效果好，是较好的防泥包剂。 4 松科二井防泥包钻井液设计与应用 松科二井为研究松辽盆地古气候古环境为主的 科学钻探深井，完钻深度为 7 018 m。主要钻遇地层 包括泥质页岩和泥质砂岩，如钻遇地层为沙河子组 下部，岩性以黑色泥岩、粉砂质泥岩为主，泥质含 量较高，同时由于地下高温环境，钻井液性能受高 万方数据 第 5 期 胡郁乐等 钻头泥包原因分析及松科二井防泥包钻井液的应用 259 温影响较大。采取了全面钻进、取心钻进等工艺方 法，工作量主要为取心进尺。取心钻头设计采用孕 镶金刚石钻头、TSP 热聚晶钻头和部分 PDC 钻头。 在高温条件下，钻井液会出现高温增稠、高温减稠、 高温胶凝乃至高温固化等多种情况，考虑钻遇对象 泥质含量高，为避免泥包，特别是高温环境条件下 的钻井液性能，进行了专项设计和测试。 从上述分析可知，钻井液指标中的抑制性、滤 失性、润滑性均与泥包相关。因此，论文重点讨论 钻井液的高温抑制性、流变性、热稳定性及润滑性 等问题。 a. 确保钻井液的抑制性 松科二井的泥岩地 层对钻井液抑制性能要求高，而且，井底预测温度 达 230℃以上，泥岩地层的高温分散将使钻井液的 黏度和固相含量急剧增大。 b. 降低高温钻井液的滤失量 通过添加适量 的抗高温高分子聚合物，提高稳定性，控制高温滤 失。并利用超细碳酸钙屏蔽封堵技术，形成的泥饼 更加均匀致密，起到封堵、防塌的作用。 c. 保证钻井液高温态的润滑性 加入适量抗 高温的润滑剂，适度增加井壁软化性，改善黏性泥 岩在钻头上的黏附。 d. 强化固相含量的控制 配备了四级固控设 备，及时清除钻井液中的无用固相，减少黏附卡钻 的可能性。 针对四开钻井液技术难点问题，如随着地层温 度逐渐升高， 钻井液体系的抗温能力无法达到要求， 导致体系有害固相含量升高、钻井液性能发生变化 的情况。一是将膨润土与凹凸棒土进行复配，提高 抗高温土比例，以保证钻井液中的胶粒浓度，保障 高温流变性和携屑能力，避免堆积泥包；二是遴选 抗高温处理剂，使之具有良好降滤失效果的同时， 也保障钻井液的低黏度，减小循环阻力，提高剪切 稀释性能；三是增加高温润滑性。实验研究确定的 1 号钻井液基本配方 2凹凸棒土2钠土1SO-11TD-11 成膜剂4SMC4防塌剂3润滑剂0.5乳化 剂5KCl3超细碳酸钙0.5Na2SO3。其基本性 能见表 3。其中，凹凸棒土和钠土为抗高温固相成 分，以提高钻井液切力和改善高温流变性；KCl 具 有强的抑制性能；SMC、防塌剂、超细具有碳酸钙 具有较好的护壁和造壁性能，减少滤失量；润滑剂 和乳化剂具有较强的润滑和清洁作用[25]。 4.1 高温抑制性试验 实验岩屑取自松科二井现场。其矿物组分为 表 3 室内抗高温钻井液配方性能表230℃℃ Table 3 ulation perance of indoor high temperature resistant drilling fluid 实验 条件 AV/ mPas PV/ mPas YP/ Pa Gel/ PaPa–1 FL/ mL HTHP/ mL pH 滚前47.5 38 9.5 5/12 24 h44.0 33 11.0 4/8 2.6 14.29 注常规性能测试条件为 5560℃，HTHP 条件的温度为 180℃，压力为 3.5 MPa；AV 为表观黏度；PV 为塑性黏度；YP 为动切力；Gel 为静切力；FL 为低温低压滤失量；HTHP 为高 温高压滤失量；pH 为酸碱度指标。 非黏土矿物含量为 25，伊蒙混层含量为 65，绿 泥石含量为 5，伊利石含量为 5。在 230℃高温 条件下热滚 16 h。回收率测试结果为清水条件回 收率为 37.2，而在实验钻井液中的回收率为 90.4。钻屑的回收分散如图 3、图 4 所示。清水中 回收的钻屑颗粒较细，说明分散分解较严重，而在 实验配方下回收的钻屑形貌完整、棱角分明。说明 1 号配方在 230℃高温条件下仍然具备较强的抑制 水化分散的能力。 图 3 清水热滚回收的岩屑 Fig.3 Recovered cuttings with hot water 图 4 钻井液热滚回收的岩屑 Fig.4 Recovered cuttings with hot rolling of drilling fluid 4.2 热稳定性试验 热稳定性能的测试时通过连续加热滚动后， 再分别测试其流变性和滤失性能指标，实验结果 见表 4。 万方数据 260 煤田地质与勘探 第 48 卷 表 4 钻井液热稳定性能评价230℃℃ Table 4 Drilling fluid thermal stability perance uation table 实验条件 AV/mPas PV/mPas YP/Pa Gel/PaPa–1 FL/mL HTHP/mL pH 滚前 47.5 38 9.5 5/12 24 h 44 33 11 4/8 2.6 14.2 9 48 h 34 26 8 3/6 3.8 17.2 9 72 h 33.5 20 13.5 3/7 4.2 18.4 9 96 h 23 16 7 2/5 4.8 26.0 9 由表 4 分析可知在 230℃加热滚动条件下， 钻井液黏度和切力随着热滚时间的增加呈现缓慢下 降趋势，而滤失量则呈增大趋势，常压滤失量较低， 满足泥岩对滤失量的要求；高温高压滤失量在 72 h 以内均保持在 20 mL 以内，满足高温态钻井液的滤 失量要求；而 96 h 后泥皮起层开裂，致密性差，如 图 5 所示。说明 1 号配方在连续长时间高温下稳定 性、流变性能变化不大，滤失量控制较好，为钻头 泥包问题的改善提供了低滤失必要条件[26]。 图 5 不同热滚时间泥皮变化 Fig.5 Change of mud skin at different hot rolling time 4.3 润滑性试验 用极压润滑仪对将 230℃老化 16 h 后的钻井液 样品进行润滑性对比测试，摩阻系数在 0.090.13 之间变化不大。虽然高温老化后的极压润滑系数略 有小幅度升高，但基本性能良好，优于常规水基钻 井液的润滑性能，这是松科二井通过增加钻井液润 滑性来减少钻头泥包和黏附卡钻的例证。 4.4 现场应用 现场应用过程中，1 号钻井液取得了较好的应 用效果，利用该配方钻井液在高温环境中顺利钻进 至 5 500 m，显著改善了取心钻头的泥包问题，取心 率高达 95％，有效提高了钻进效率，性能稳定且满 足经济性要求，具有较高的推广价值。 5 结 论 a. 钻头泥包主要是由于岩屑的黏附作用和由 钻头的机械“镶嵌”作用共同引起，对在泥页岩地层 的钻进中，钻头泥包现象尤为突出。 b. 钻头的泥包问题可通过优化钻头结构、提高 钻头表面光洁度、采用科学的钻井方法以及改善钻 井液性能等方法予以解决，在钻井现场调整钻井液 的流变性能是最为可行的方法之一。 c. 针对松科二井钻遇地层，研制成功的 1 号钻 井液具有高温态的强抑制性、低滤失量和较好润滑 性，在很大程度上解决了取心钻头的泥包问题。 请听作者语音介绍创新技术成果 等信息，欢迎与作者进行交流 参考文献References OSID 码 [1] 李立鑫，张丰琰，张恒春，等. 深井复合钻柱技术在特深科学 钻探中的应用探讨[J]. 中国地质，2019，4651200–1208. 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