蒋官澄老师-复杂结构井钻井液关键技术

大港油田重点区块保护油层钻井完井液体系设计与应用蒋官澄;纪朝凤;马先平;闫丽丽;韩枝清;唐庆;王岚【摘要】大港油田部分重点产能区块属于中孔低渗油藏,非常容易发生油层损害.通过对这些区块油层基本特征、油层损害机理系统研究,优化设计了保护油层的理想充填型和广谱"油膜"暂堵型钻井完井液体系.并对2种体系的油层保护效果进行了室内评价和现场应用效果对比.结果表明,广谱"油膜"暂堵型钻井完井液体系对油层的保护效果更佳,渗透率封堵率达到91.4%以上,渗透率恢复值高达99.3%,矿场测试的纯损害表皮系数接近0,阻止了钻井完井液中固相颗粒和滤液对油层的损害,实现了对油层的更好保护.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2008(030)006【总页数】4页(P58-61)【关键词】大港油田;油层保护;油膜;广谱暂堵;钻井完井液;体系设计【作者】蒋官澄;纪朝凤;马先平;闫丽丽;韩枝清;唐庆;王岚【作者单位】中国石油大学石油工程学院,山东,东营,257061;大港油田公司粟油工艺研究院,天津,300280;大港油田公司粟油工艺研究院,天津,300280;中国石油大学石油工程学院,山东,东营,257061;大港油田公司粟油工艺研究院,天津,300280;大港油田公司粟油工艺研究院,天津,300280;大港油田公司粟油工艺研究院,天津,300280【正文语种】中文【中图分类】TE254.1钻井过程中防止油层损害是保护油层系统工程的一个重要环节，而钻井液的类型和性能的好坏直接关系到对油层的保护效果。

目前大港油田重点产能区块中的小集油田、马东东油田、唐家河油田的油层渗透率较低、物性较差、黏土含量较高，属于中孔低渗油藏，非常容易发生油层损害，而这些区块是大港油田的重要后备储量，因此针对这些区块研究保护油层的钻井完井液体系具有十分重要的意义。

大港小集、马东东和唐家河油田分别位于大港油田南区、中区和北区，具代表性的井分别是官94、港深47和新港508井，这3口井的油层主要位于枣Ⅱ和枣Ⅲ油组、沙一和板二油组、沙二油组，都属正常温压系统，原油性质较好，属于中质、中凝、中黏油，原油中均含有一定量的石蜡和胶质沥青，地层水中都含有较高的钙离子、氯离子，发生油层损害的可能性较大。

XZ-新型高性能水基钻井液的研究及应用蒋官澄;董腾飞;张县民;李亚林;赵利;刘鹏【期刊名称】《钻井液与完井液》【年(卷),期】2018(035)002【摘要】为了解决准噶尔盆地深井储层钻探难度大,钻井成本较高等问题,基于"封堵、抑制、固化、双疏、润滑"理论,采用仿生抑制剂XZ-YZJ、仿生封堵剂XZ-FDJ、键和润滑剂XZ-RHJ、固化成膜剂XZ-CMJ、双疏剂XZ-SSJ等处理剂,形成了适合该区块的XZ-新型高性能水基钻井液.该钻井液具有较好的流变性能,且具有较好的长时间老化性能和抗污染性能,老化3 d后,或被2％CaSO4或10％膨润土污染后,体系仍具有较好的流变性.该钻井液还具有较好的抑制性,对钠基膨润土岩心的线性膨胀降低率达94％以上;对于现场的泥页岩岩屑的滚动回收率均能达到95％以上.钻井液的这种较好的封堵性、润滑性、抑制性、低表面张力等有利于维持井壁稳定、润滑防卡、保护储层等,适用于复杂情况较多的深井及大位移井.现场试验表明,该钻井液体系可以降低井底复杂情况,缩小井径扩大率,缩短建井周期,满足了安全、高效、环保钻井的需要,具有很好的推广应用前景.【总页数】7页(P49-55)【作者】蒋官澄;董腾飞;张县民;李亚林;赵利;刘鹏【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院,北京 102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京 102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京 102249;西部钻探克拉玛依钻井公司泥浆技术服务公司,新疆克拉玛依 834009;西部钻探克拉玛依钻井公司泥浆技术服务公司,新疆克拉玛依 834009;西部钻探克拉玛依钻井公司泥浆技术服务公司,新疆克拉玛依 834009【正文语种】中文【中图分类】TE254.3【相关文献】1.焦石坝页岩气高性能水基钻井液的研究及应用 [J], 游云武;梁文利;宋金初;陈智源;刘静;陈明晓;梅露强2.新型聚胺水基钻井液研究及应用 [J], 张国;徐江;詹美玲;刘贵传;钟汉毅;马鹏3.新型清水混凝土的高性能化研究及应用 [J], 江杰云4.准噶尔盆地南缘高性能水基钻井液研究及应用 [J], 舒义勇;孙俊;陈俊斌;祝学飞;查凌飞5.流动式海上水基钻井液EPS处理技术研究及应用 [J], 冯硕;刘颖杰;张庆春;袁则名;朱黎;李伟因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

环保型钻井液体系谢水祥;蒋官澄;陈勉;邓皓;刘光全;许毓;王建华;邱康【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2011(038)003【摘要】在大量室内研究基础上,研发了环保型钻井液体系,其基础配方为:4%膨润土浆+0.3%IND-30+1.5%NAT-20+3%FXJS+2%NFT-25.该钻井液体系采用环保添加剂配制,抗温能力强,达150℃;抗污染性能佳,抗盐量可达30%,抗土侵量达8%;油层保护效果好,渗透率恢复率在81.5%以上;环保性能理想,废弃钻井液抛洒后,地表层0～20 cm厚度土壤的环境质量指标均保持在中国土壤环境质量标准二级水平以上,同时使沙地土壤的水分含量和肥力水平大大提高.该环保型钻井液体系已先后在塔里木、克拉玛依和江苏油田的15口井中获得成功应用,环保与油层保护效果理想.抛洒过废弃钻井液的井区周围土壤的有机质、速效氮、速效磷和速效钾含量明显提高.与常规钻井液相比,使用环保型钻井液体系单井平均可节约综合成本40.87×10<'4>元,15口井总计可节约综合成本613.05×10<'4>元.【总页数】10页(P369-378)【作者】谢水祥;蒋官澄;陈勉;邓皓;刘光全;许毓;王建华;邱康【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室;中国石油集团安全环保技术研究院;中国石油集团安全环保技术研究院;中国石油集团安全环保技术研究院;中国石油集团钻井工程技术研究院;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室【正文语种】中文【中图分类】TE254【相关文献】1.环保型钻井液体系在松地7#地质调查井中的应用 [J], 杨洪彬; 徐德生; 易亚东2.页岩气井环保型强抑制水基钻井液体系研究与应用 [J], 杨建民;刘伟;熊小伟;王丹;王希;尹后凤;冯斌3.环保型耐高温无固相钻井液体系研究进展 [J], 徐明磊;佟乐;杨双春;张同金;ELAMAN;刘阳4.枯竭气藏储气库环保型油基钻井液体系研制及性能评价 [J], 殷鹏5.新型环保型去磺化钻井液体系在川渝气区成功应用 [J],因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

基于仿生技术的强固壁型钻井液体系宣扬;蒋官澄;李颖颖;耿浩男;王金树【摘要】基于仿生技术,模仿海洋生物贻贝分泌的贻贝蛋白具超强黏附性能的特点,合成了仿生固壁剂GBFS-1和仿生页岩抑制剂YZFS-l,并以这2种仿生处理剂为核心,研制了可有效加固井壁并维持井壁稳定的仿生钻井液体系.2种仿生处理剂的性能评价结果表明:GBFS-1具有良好的降滤失性能,且在井壁岩石表面形成的仿生壳能胶黏岩石,胶黏能力强于常见的市售胶黏剂；YZFS-1具有良好的抑制页岩水化膨胀和分散、剥落的能力,抑制效果优于目前国内常用的页岩抑制剂,且有良好的造浆抑制能力.通过处理剂配伍性评价和加量优化,确定了仿生钻井液体系的配方,对其性能进行了评价并与现场应用的某种防塌钻井液体系进行了对比,结果表明:仿生钻井液体系各项基本性能良好,且能有效抑制页岩水化膨胀和分散剥落,总体上优于对比钻井液体系.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2013(040)004【总页数】5页(P497-501)【关键词】井壁稳定;仿生技术;固壁剂;页岩抑制剂;钻井液【作者】宣扬;蒋官澄;李颖颖;耿浩男;王金树【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院;中国石油大学(北京)石油工程学院;中国石油大学(北京)石油工程学院;中国石油大学(北京)石油工程学院;中国石油大学(北京)石油工程学院【正文语种】中文【中图分类】TE2540 引言井壁稳定问题一直是困扰国内外钻井界的难题，井壁失稳引发的事故平均每年造成近10×108美元的经济损失[1]。

大多数研究者以减轻钻井液对井壁稳定性的不利影响为主要目标，研究能避免井壁失稳的钻井液体系[2-8]。

然而，由于不能完全抑制泥页岩的水化膨胀或阻止自由水的滤失，这些钻井液体系只能在一定程度上减轻井壁失稳所造成的影响，不适用于极易坍塌或造浆的地层。

为了从根本上避免井壁失稳引起的缩径卡钻、井壁坍塌等工程事故，应该随钻将井壁岩石直接加固，大幅提高井壁岩石的力学稳定性，这是近年来国外学者最新研究的井壁强化技术。

增效型无土相仿生油基钻井液技术的研究与应用
蒋官澄;黄胜铭;侯博;孟凡金;屈艳平;王浩
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】2024(47)2
【摘要】针对深井超深井钻井过程中钻遇高温高压、井壁失稳及井下复杂情况的难题,基于仿生学、超分子化学以及岩石表面润湿性理论,通过优选仿生增效剂、仿生提切剂及仿生降滤失剂,配套相关处理剂,最终形成了一套适用于深井、超深井地层钻探的增效型无土相仿生油基钻井液体系。

研究发现,建立的增效型无土相仿生油基钻井液体系可抗220℃高温,配制密度为2.4 g/cm^(3),破乳电压大于400 V,高温高压滤失量为3.2 mL,人造岩心在该体系中220℃下老化后的抗压强度达到7.1 MPa,平均渗透率恢复值为93.9%。

现场应用情况表明,体系流变性能稳定,平均机械钻速比邻井提高16%,平均井径扩大率仅为1.25%,可有效解决深井超深井钻井过程中出现的井壁失稳难题,为我国深井超深井的钻探提供了技术保障。

【总页数】11页(P93-103)
【作者】蒋官澄;黄胜铭;侯博;孟凡金;屈艳平;王浩
【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院;油气资源与探测国家重点实验室;中国石油川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE2
【相关文献】
1.强封堵型无土相油基钻井液在四川页岩气井水平段中的应用
2.高密度无土相油基钻井液研究及在四川页岩气水平井的应用
3.无土相钻井液屏蔽暂堵技术研究与应用
4.无土相油基钻井液的研究与应用
5.环保型生物柴油基钻井液体系研究及应用
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油基钻井液钻井的固井技术难点与对策分析发布时间：2022-09-28T07:59:27.228Z 来源：《福光技术》2022年20期作者：邓子波杨洪雷[导读] 由于油基钻井液是亲油性工作液体系，而固井水泥浆是亲水性工作液体系，二者间不具有相容性，这为固井工程带来诸多难题。

中石化胜利石油工程公司固井技术服务中心山东省东营市 257064摘要：由于油基钻井液具有较强的抗污能力以及良好的储层保护能力，因此在深井、超深井、页岩气井领域中迅速被推广应用，受到了业内的广泛好评。

为促进油基钻井液的应用，首先要分析固井工程中可能遇到的难点，如井壁和套管清洗困难、滤饼难以清除、顶替效率低等，本文将立足于固井难点的形成原因，探讨油基钻井液钻井的固井技术。

关键词：油基钻井液；钻井；固井技术；难点；对策分析由于油基钻井液是亲油性工作液体系，而固井水泥浆是亲水性工作液体系，二者间不具有相容性，这为固井工程带来诸多难题。

塔里木油田的现场实验表明油基钻井液对固井的影响主要是：增加水泥浆稠度并降低水泥浆流动度，影响顶替效率；缩短水泥浆稠化时间，影响作业安全；大幅降低水泥石抗压强度，当油基钻井液与水泥浆掺混比例较大时，水泥石呈蜂窝状，抗压强度极低。

因此，必须对油基钻井液钻井的固井技术进行难点分析，提出相应对策。

1油基钻井液概述油基钻井液是指用油作连续相、水作分散相、乳化剂作稳定剂，形成油包水乳化钻井液，与水革钻井液相比，油基钻井液具有抗盐钙侵蚀、抗高温、润滑性好、利于井壁稳定等特点。

因此，在进行复杂地层钻井时，应用油基钻井液的效果显著，更有利于保护油气层。

但是，油基钻井液的应用，对生态环境的影响较大，而且成本较高，由此也给其广泛应用带来了一定的难度。

在采用油基钻井液进行钻井处理时，存在一些固井难点，需要加以研究和控制。

2油基钻井液钻井的固井难点2.1 井壁和套管清洗困难，滤饼难以清除使用油基钻井液会造成井壁和套管清洗困难，滤饼难以清除，从而降低水泥环的胶结质量。

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适于深水钻井的恒流变合成基钻井液韩子轩;蒋官澄;李青洋【期刊名称】《钻井液与完井液》【年(卷),期】2014(031)002【摘要】深水钻井条件下,温度变化大,对钻井液在低温环境下的流变性提出较高要求.室内合成一种缔合聚合物处理剂,该处理剂可以作为一种流型调节剂,调节钻井液低温流变性,使其在低温条件下有稳定的动切力、凝胶强度和(O)6读数.通过乳化剂和有机土加量的优选、不同油水比以及不同密度下低温流变性的对比研究,形成一种恒流变合成基钻井液.研究结果表明,与传统的合成基钻井液相比,恒流变合成基钻井液在较大的温度变化范围内具有稳定的流变性,低温下钻井液不会出现胶凝现象,保证了深水钻井的安全.【总页数】4页(P17-20)【作者】韩子轩;蒋官澄;李青洋【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京【正文语种】中文【中图分类】TE254.3【相关文献】1.恒流变合成基钻井液流变模式与流变性 [J], 丁文刚;汪鸿;王伟2.恒流变合成基钻井液新机理及体系的研制 [J], 耿铁3.恒流变合成基钻井液关键机理研究 [J], 史赫; 蒋官澄; 王国帅; 罗健生; 李超; 刘刚; 余大洲4.FLAT-PRO深水合成基钻井液恒流变作用机理研究 [J], 李超;罗健生;刘刚;史赫5.深水钻井条件下合成基钻井液流变性 [J], 岳前升;刘书杰;何保生;李玉光;胡友林因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

氯化钙水基钻井液体系现状及展望谢俊;马诚;王中华;蒋官澄【摘要】介绍了氯化钙水基钻井液的作用机理,综述了国内外氯化钙水基钻井液的研究和应用现状,分析了氯化钙水基钻井液用于页岩气开发过程中需要解决的主要问题.【期刊名称】《精细石油化工进展》【年(卷),期】2015(016)001【总页数】4页(P28-31)【关键词】氯化钙水基钻井液;作用机理;研究进展;页岩气开发【作者】谢俊;马诚;王中华;蒋官澄【作者单位】中国石化中原石油工程公司钻井工程技术研究院,河南濮阳457001;中国石化中原石油工程公司钻井工程技术研究院,河南濮阳457001;中国石化中原石油工程公司钻井工程技术研究院,河南濮阳457001;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249【正文语种】中文氯化钙水基钻井液是一种以Ca2+提供抑制性化学环境的钻井液。

传统意义上的氯化钙钻井液其滤液中Ca2+的质量浓度一般为1 000～3 500 mg/L，属于粗分散钻井液［1］。

随着储层保护、钻井提速及井壁稳定等方面对钻井液提出的更高要求，科研工作者开发出一种高浓度氯化钙无土相水基钻井液(氯化钙质量分数可达15%以上)，该类钻井液可以有效抑制泥页岩的水化膨胀，对于稳定地层十分有利，有望在页岩气开发过程中获得应用［2］。

笔者对国内外氯化钙水基钻井液的研究和应用现状进行了梳理，并结合页岩气资源勘探开发对钻井液的技术需求，探讨了氯化钙水基钻井液用于页岩气资源勘探开发存在的问题和解决方案。

1 氯化钙水基钻井液的作用机理传统意义上的氯化钙钻井液通过Na+/Ca2+交换将钠土转变为水化能力较差的钙土，并通过压缩黏土颗粒表面的扩散双电层，引起黏土晶片面－面和端－面聚结，造成黏土颗粒分散度下降，使钻井液获得化学抑制性［3］。

高浓度氯化钙无土相水基钻井液除具有传统氯化钙钻井液的抑制机理外，主要是通过降低钻井液的活度来实现其抑制性。

泥页岩井壁表面与水基钻井液间存在一层非理想的半透膜［4］，某些无机盐的加入能够明显降低钻井液的活度，进而提高半透膜效率［5－6］，有利于井壁稳定。

新型钻井液成膜剂的研制及其在埕海油田的应用张朔;蒋官澄;郭海涛;汤新国;金海锋【摘要】为了降低埕海油田钻井过程中外来流体对储层的损害,基于成膜钻井液技术的基本理论,以苯乙烯、丙烯酸丁酯单体为原料,采用乳液聚合的方法,以过硫酸铵为引发剂,合成了新型钻井液成膜剂LCM-8.室内试验表明:埕海油田上部钻井液中加入成膜剂LCM-8后,流变性能能够满足携岩要求；能在岩心污染端形成一个渗透率极低的封堵带,封堵率可达90％以上；返排渗透率恢复率大于90％.新型钻井液成膜剂LCM-8在埕海油田2口井的储层钻进过程中进行了应用,结果表明,上部钻井液加入该成膜剂后,其性能能满足钻井要求,2口井的表皮系数为-2.31和-3.11,而未用该成膜剂2口邻井的表皮系数为-0.27和0.23.这说明,成膜剂LCM-8能满足埕海油田钻井要求,实现钻井过程中的储层保护.%In order to reduce the reservoir damage caused by foreign fluid during drilling in Chenghai Oilfield,a new film-forming agent LCM-8 had been developed using styrene, butyl acrylate monomer and trigger ammonium persulfate, by emulsion polymerization method based on the film-forming technology. Laboratory tests showed that rheological properties of the drilling fluid could be gotten to carry cuttings after adding LCM-8,which could form a plugging area with low permeability at the polluted end of the core. The plugging rate and flowback permeability recovery rate could be higher than 90%. LCM-8 had been applied in two wells in Chenghai Oilfield, the results showed that the drilling fluid for the upper well section could meet the drilling demand after adding the film-forming agent,resulting in skin factors of ?. 31 and -3. 11 respectively,while the skin factors of twoadjacent wells were-0. 27 and 0. 23 respectively without adding the film forming agent. It showed that LCM-8 could meet the demand of drilling and reservoir protection in Chenghai Oilfield.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2013(041)002【总页数】5页(P44-48)【关键词】钻井液;成膜剂;防止地层损害;封堵;表皮系数;埕海油田【作者】张朔;蒋官澄;郭海涛;汤新国;金海锋【作者单位】中国石油大港油田分公司,天津300289【正文语种】中文【中图分类】TE254.+4埕海油田位于大港油田南部埕宁隆起向歧口凹陷过渡的斜坡部位，面积约300km2。

专利名称：一种随钻加固泥页岩的钻井方法
专利类型：发明专利
发明人：王学军,徐国良,陈波,苟天华,梁鼎,樊继强,蒋官澄,陈军
申请号：CN201510741130.5
申请日：20151105
公开号：CN105298385A
公开日：
20160203
专利内容由知识产权出版社提供
摘要：一种随钻加固泥页岩的钻井方法，涉及钻井技术领域，发明基于仿生技术，模仿海洋生物贻贝的特点，采用在井下环境条件下能高效随钻加固井壁岩石的仿生钻井液体系，在钻井过程中及时调整钻井液配方，仿生固壁钻井液的作用机理是能在井壁上形成牢固、致密的“仿生壳”，解决钻井中井漏、井壁失稳、随钻固壁、窄安全密度窗口等难题。

实现真正力学-化学耦合，维持井壁稳定、强化井壁。

申请人：中石化石油工程技术服务有限公司,中石化江苏石油工程有限公司
地址：100000 北京市朝阳区惠新东街甲6号第12层
国籍：CN
代理机构：扬州市锦江专利事务所
代理人：江平
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高温高密度盐水基钻井液性能蒋官澄;姚如钢;李威;夏天果;邓田青【摘要】为解决盐水基钻井液高温高密度条件下性能维护困难的问题,通过系列流变性实验并结合粒度分布和Zeta电位分析等,研究老化温度、密度及黏土含量对钻井液性能的影响.结果表明:老化温度和黏土含量对高密度盐水基钻井液黏土聚结有重要影响,黏土聚结程度随黏土含量增大而增大,聚结的临界温度随膨润土质量分数增大而降低;同时,高密度钻井液的亚微米颗粒体积分数较低密度钻井液的高,高温作用将增加钻井液的亚微米颗粒体积分数;高温和高密度将使钻井液Zeta电位降低,使体系胶体稳定性变差.尽量降低高温高密度钻井液中黏土含量,并配合使用耐温抗盐高效护胶剂是维护其性能稳定性的重要途径.【期刊名称】《东北石油大学学报》【年(卷),期】2014(038)002【总页数】6页(P74-79)【关键词】盐水基钻井液;黏土聚结;粒度分布;Zeta电位;胶体稳定性【作者】蒋官澄;姚如钢;李威;夏天果;邓田青【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油塔里木油田分公司,新疆库尔勒841000;中海油田服务股份有限公司油田化学事业部,河北廊坊065201【正文语种】中文【中图分类】TE254.60 引言深部盐膏层段安全钻井技术难题一直困扰深部油气藏的勘探开发进程，盐膏层段通常含有高压盐水层，钻井液密度窗口窄，在钻井过程中易出现井漏、溢流、井眼缩径等现象.在钻遇盐膏层时，为防止地层盐溶解，常使用矿化度很高的盐水钻井液钻进［1］，较高浓度金属盐离子将严重压缩黏土双电层，晶层间吸水能力受到极大抑制，膨润土分散造浆的能力受限.虽然海泡石、凹凸石棒等具有较好的抗盐性，但成本太高，目前现场主要采用膨润土造浆［2］.虽然无黏土相钻井完井液在降低储层伤害方面取得较好的效果［3-4］；但由于配套的处理剂及维护工艺技术等发展缓慢且尚不成熟，现场应用并不多见.为防止发生溢流及抑制盐膏层井眼缩径，通常需要增加钻井液密度，要求高密度盐水钻井液体系性能具有特殊性，荷兰皇家壳牌集团等［5-10］研究开发甲酸铯／钾等有机盐水低／无固相体系，应用效果较好，但是因成本太高而未得到广泛推广.常规高密度盐水钻井液通常由KCl和NaCl复配而成.由于常规高密度盐水钻井液体系属于较稠的胶体悬浮体系，本身具有固相含量大、固相颗粒分散程度高、钻井液体系自由水量少、钻屑的侵入和积累不易清除等特点［11］，从而大幅度增大体系的黏度，导致高温高密度钻井液流变性及造壁性能调整控制非常复杂［12］；温度、密度、压力、pH、黏土含量、固相粒径和含量、高价金属离子含量和种类，以及各种处理剂等因素将对钻井液的流变性和造壁性产生复杂的影响［13-16］.由于不清楚各种因素对钻井液流变性的影响机理和规律，导致在配制高密度钻井液或在现场维护钻井液性能时，主要依靠添加各种处理剂以达到所需要的性能，从而增加钻井液成本，不利于安全、优质和高效钻井［17］.笔者通过研究膨润土浆的高温聚结与分散特性，以及不同密度时盐水体系流变性及失水造壁性能，结合粒度分布和Zeta电位数据，分析温度、密度及膨润土质量分数对盐水基高密度钻井液性能的影响及调控方法，对高密度盐水钻井液配制与性能维护具有指导意义.1 实验部分1.1 试剂磺甲基酚醛树脂SMP-2：工业品，胜利油田正旭石油科技有限公司；两性离子聚合物包被抑制剂FA-367和褐煤树脂SPNH：工业品，新乡市隆驰化学有限责任公司；低黏聚阴离子纤维素PAC-lv：工业品，青州市清泉纤维素厂；磺化沥青FT-1A：工业品，新乡市百信化工有限公司；夏子街土、重晶石、铁矿粉和磺化树脂型改性降滤失剂（GJL-1、GJL-2及GJL-4）：工业品，中国石油钻井院；聚合醇润滑剂DY-014：工业品，东营市大用石油助剂有限责任公司；KCl：工业品，长城钻探工程公司；NaOH：分析纯，淄博三银化工有限公司；NaCl：分析纯，北京化工有限公司；蒸馏水：自制.1.2 仪器YM型液体密度计、ZNN-D6A型6速旋转黏度仪、XGRL-4型高温滚子加热炉、GJSS-B12K型变频高速搅拌器和GGS71-A型高温高压失水仪：青岛海通达专用仪器制造厂；SD6A型多联中压滤失仪：胶南同春石油仪器有限公司；Malvern Mastersizer 2000型激光粒度仪和Zetasizer Nano ZS型激光纳米粒度及Zeta 电位分析仪：英国马尔文仪器公司.2 结果与讨论2.1 黏土聚结钻井液性能主要基于黏土与钻井液内各组分之间直接或间接的物理化学作用.首先考察膨润土浆在高温下的性能，在实验过程中，将预水化膨润土浆（1%～5%及8%）（质量分数，下同）分别在不同温度下老化16h后取出，冷却至温度30℃左右测试表观黏度AV（见图1）.由图1可知，膨润土浆表观黏度呈现先逐渐升高（低于聚结温度前）再降低（高于聚结温度后）的趋势.在130℃温度时，8%膨润土浆开始聚结并下沉，聚结程度最为严重，1%及2%膨润土浆在180℃温度后并无聚结现象.老化温度及膨润土质量分数对钻井液体系的黏土聚结有重要影响，聚结程度随钻井液中膨润土质量分数增大而增大，聚结温度随膨润土质量分数增加而降低.这主要是由于高温增强水分子进入蒙脱石晶层间的能力，促进蒙脱石晶格膨胀，加剧黏土水化分散，黏土颗粒之间通过端—面和端—端黏结形成空间网架结构，从而增大钻井液黏度.随着老化温度升高，黏土颗粒热运动逐渐增强，网架结构逐步被破坏，蒙脱石晶层间水解吸附现象增强，黏土颗粒碰撞概率增大，高温聚结／固化下沉现象逐渐凸显，膨润土浆黏度开始呈现下降趋势.在实验过程中，由于动切力太小，未呈现明显规律性变化.在高温深井钻井过程中，必须严格控制膨润土质量分数在其临界聚结质量分数以下.2.2 密度及高温老化的影响2.2.1 钻井液性能通过一系列处理剂及其加量优选和处理剂配伍性实验，得到1＃实验配方——2.0% 夏子街土＋0.30%PAC-lv＋9.0%GJL-2＋1.0%GJL-4＋1.0%SMP-2＋2.0%SPNH＋2.0%FT-1A＋2.0%聚合醇＋7.0%KCl＋22.0%NaCl＋0.65%NaOH＋加重剂（m（重晶石）∶m（铁矿粉）＝1∶1），分析1＃配方在不同密度条件下的流变性及滤失造壁性能.在钻井液样品配制过程中，使用高速（8 000r／min）搅拌，按照配方依次缓慢加入各处理剂，搅拌5min后再加入下一个处理剂，所有处理剂及加重剂加入之后再高速搅拌1h；测定流变性及滤失量前先低速（3 000r／min）搅拌20min，实验结果见表1.表1 在不同密度条件下基础配方的流变性及失水造壁性能Table 1 Rheological and wall building properties of basic drilling fluid with different densities 注：①流变性能测定温度为50℃，API滤失量在室温下测定，HTHP滤失实验测试温度与老化温度相同，老化时间为16h；②T为老化温度，ρ为钻井液密度，PV为塑性黏度，YP为动切力，Gel10″／10′分别为10s和10min静切力；③FLAPI和FLHTHP分别为中压滤失量和高温高压滤失量；④h1、h2为滤饼厚度.样品编号ρ／h2／T／℃（g·cm-3）mm 1 AV／（mPa·s）PV／（mPa·s）YP／Pa Gel10″／10′／Pa／Pa FLAPI／mL h1／m m FLHTHP／mL未加重＃ 2＃22.5 20 2.6常温 1.51 29.0 23 6.1 1.0／3＃4.6 3.5 0.5 13.4 4.5 150 1.51 29.0 26 2.6 0.5／4.1 2.8 0.5 12.0 3.0常温 1.83 57.5 46 11.8 2.6／4＃14.8 3.0 0.5 10.0 4.5 150 1.83 47.5 43 4.6 1.3／10.7 3.8 0.5 11.8 4.5常温 2.00 69.5 61 8.7 2.6／＃7.7 2.6 1.0 9.8 4.0 150 2.00 57.0 47 10.2 3.1／11.2 3.0 1.0 13.2 5.5常温 2.36 117.5 100 17.9 7.2／5 30.7 2.0 1.0 17.0 10.0 150 2.36 85.0 62 23.5 20.4／43.9 6.0 4.0 56.0 ＞20由表1可以看出：各钻井液样品在150℃温度老化16h后，表观黏度和塑性黏度较老化前出现一定程度的下降，降低程度随样品密度的增加而增大.相较于老化前，在中、低密度条件下（样品2＃、样品3＃），各样品老化后的动切力出现较大幅度的下降；在高密度条件下（样品4＃、样品5＃），各样品老化后的动切力相对增大.这是由于高密度钻井液中固体颗粒表面大量吸附体系中的自由水，即增加体系剩余水中黏土的质量分数，在一定程度上促进高温条件下黏土的聚结，从而使得高密度钻井液动切力在老化后出现增大的现象.在高密度钻井液（样品5＃）中，固相质量分数高，固相颗粒间距小，颗粒间摩擦大，并且几乎全部处理剂分子参与到与固相颗粒的交联作用中，从而使得黏切力也较大，高温促进处理剂在黏土颗粒表面的解吸附及处理剂的分解，弱化体系的空间网架结构；在低密度钻井液中，由于固相质量分数低，尽管一部分处理剂在高温作用下失效，体系中仍有足够的处理剂分子与固相颗粒相互交联，从而维持体系的流变性能基本不变（样品2＃）.2.2.2 钻井液体系Zeta电位在高密度盐水基钻井液体系中，吸附在黏土片层上的金属阳离子将压缩黏土颗粒双电层，并且降低水化膜厚度，从而使体系胶体稳定性变差；同时高温也将促使处理剂在黏土颗粒上解吸附甚至分解，弱化体系的空间网架结构，降低体系的稳定性.因此，需要优选高温护胶能力强的抗盐处理剂（如GJL系列、FA-367等），进行处理剂之间的复配（如SMP-2、SPHN及聚合醇等），研发耐高温抗盐高密度钻井液高效流变性调节剂、护胶剂等.考察密度及老化温度对钻井液胶体稳定性的影响，分别测定2＃～5＃钻井液样品高温老化前后Zeta电位（见图2）.由图2可以看出：高温老化和提高钻井液密度将使Zeta电位降低.原因是随钻井液密度的提高，固相质量分数增大，体系中自由水减少，Na＋及K＋浓度增大，黏土双电层及水化膜厚度被进一步压缩，从而使得Zeta电位逐渐降低；同时，高温使得处理剂及黏土颗粒上的水化膜进一步变薄，Zeta电位再次降低，胶体稳定性变差.2.2.3 钻井液粒度分布钻井液絮凝现象是处理剂通过交联作用将钻井液体系中所含固相颗粒胶结成絮团，对高密度钻井液流变性及失水造壁性有重大影响.随钻井液密度增加，颗粒间距变小，颗粒间摩擦增大，从而使得黏切力增大.5＃钻井液样品老化前后的累计粒度分布见图3.由图3可以看出：高温后，钻井液样品微米级（1～30 μm）、亚微米级（0.1～1μm）及纳米级（1～100nm）固相颗粒体积分数呈明显上升趋势，体系向细分散转变.高温后，剩余活性处理剂分子已无力维持高温前的空间网架结构强度，处理剂在黏土颗粒表面上的解吸附加剧，从而导致体系黏切力下降（见表1），并使体系向细分散转变（见图3），体系性能维护难度增大.因此，在钻井过程中需要反复处理井浆，并不断补充各种处理剂.对于高密度钻井液，应降低钻井液加重剂体积分数，如采用更高密度加重剂或配合采用甲酸盐膨润土浆等，并且优化加重剂粒度级配.在调控高密度钻井液性能时，应加强高效耐高温包被抑制剂的研发和应用，将影响机械钻速和损害储层的亚微米颗粒体积分数控制在适当范围内.3 钻井液配方优化与性能评价在高温深井钻井过程中，黏土颗粒体积分数超过钻井液体系所能承受的范围后，易在高温条件下聚结，导致体系性能维护困难，甚至不可控；需要事先测定所用膨润土不同条件下的聚结情况，控制黏土质量分数在其聚结质量分数以下，加强固控系统的运行及其清洁能力，开发适当的处理剂对黏土改性处理，以增加聚结难度，避免黏土颗粒在高温井段发生聚结.考虑1＃钻井液样品在高密度条件下性能较差，结合前期实验结果，将GJL-2及GJL-4替换为GJL-1，同时在配方中增加FA-367，形成6＃钻井液配方——2.0%夏子街土＋0.30%PAC-lv＋9.0%GJL-1＋0.5%FA-367＋1.0%SMP-2＋2.0%SPNH＋2.0%FT-1A＋2.0%聚合醇＋7.0%KCl＋22.0%NaCl＋0.65%NaOH＋加重剂（m（重晶石）∶m（铁矿粉）＝1∶1），实验结果见表2.由表2可知：相较于5＃钻井液样品，6＃钻井液样品老化前后流变性及滤失造壁性能明显改善.表2 钻井液优化配方性能Table 2 Properties of the optimized drilling fluids样品编号ρ／h2／T／℃（g·cm-3）AV／（mPa·s）PV／（mPa·s）YP／PaGel10″／10′／Pa／Pa FLAPI／mL h1／m m FLHTHP／mL mm 6＃7常温1502.3182.5 65 17.9 11.8／＃ 8常温1502.36 41.9 2.1 1.0 80.0 57 23.5 11.2／27.1 2.5 1.5 42 ＞20 140.0 120 20.4 14.8／＃常温53.1 0.6 0.5 92.5 75 17.9 7.7／23.0 2.0 1.5 20 10.0 72.0 55 17.4 7.2／1502.3623.0 0.5 0.5 67.5 48 19.910.2／24.0 1.2 0.5 5 4.5继续调整6＃钻井液样品，将SMP-2、SPNH及聚合醇的加量统一调整为3.0%，得到7＃钻井液样品，其高温高压滤失量得到进一步降低，黏切力显著增大.这是由于SMP-2、SPNH及聚合醇起到协同增效的作用，从而改善钻井液的滤失造壁性能.考虑高温高密度条件下黏土聚结现象将使得体系增稠，并且降低钻井液造壁性能.因此，将7＃钻井液配方中膨润土质量分数降低到0.5%，得到8＃配方［18］，实验结果显示膨润土质量分数降低后黏切力得到显著下降，而滤失造壁性能得到显著提升.4 结论（1）老化温度及膨润土质量分数对盐水基钻井液黏土聚结有重要影响，黏土聚结程度随膨润土浆质量分数增大而增大，聚结温度随膨润土质量分数增大而降低，在用好固控系统的同时，也可以通过适当的处理剂对黏土进行改性处理，以增强其抗高温聚结能力.（2）在盐水基钻井液中，高温和高密度将使Zeta电位降低，从而导致体系胶体稳定性变差，可以通过优选高温护胶能力强的抗盐处理剂（如GJL系列、FA-367等），以及处理剂之间的复配（如SMP-2、SPHN以及聚合醇等）等提高钻井液性能的稳定性.（3）高密度钻井液的亚微米颗粒体积分数较低密度钻井液的高，高温老化将提高钻井液的亚微米颗粒质量分数，可以通过增强体系的抗高温抑制性、降低钻井液加重剂体积分数等措施改善体系的粒度分布.参考文献（References）：［1］杨贤友，李淑白，方慧.高矿化度盐水钻井完井液损害气层防治方法［J］.钻井液与完井液，2003，20（3）：21-24，65-66.Yang Xianyou，Li 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智能钻井液技术研究现状与发展方向
蒋官澄;董腾飞;崔凯潇;贺垠博;全晓虎;杨丽丽;付玥
【期刊名称】《石油勘探与开发》
【年(卷),期】2022(49)3
【摘要】通过对当前国内外具有初级智能特点的钻井液技术研究现状的系统总结,阐述了可变密度、盐响应、可逆转乳化、恒流变、形状记忆防漏堵漏、智能保护油气层和原位流变可控共7种初级智能钻井液技术的发展背景和智能响应机理,分析了初级智能钻井液技术目前存在的问题与未来面临的挑战,指出智能材料学、纳米科学和人工智能理论等是未来研究具有“自识别、自调节和自适应”更高级智能水平钻井液技术的重要手段。

在此基础上,结合钻井液技术需求和智能钻井液理论发展需要,提出了3个方面的发展方向:①研发响应多变地层压力、多变地层岩性、多变地层流体、多变储集层特征、高温地层与复杂地面环保需要的智能钻井液;②建立智能钻井液设计与管理专家系统;③构建实时智能检测与维护处理网络。

【总页数】9页(P577-585)
【作者】蒋官澄;董腾飞;崔凯潇;贺垠博;全晓虎;杨丽丽;付玥
【作者单位】油气资源与探测国家重点实验室;中国石油大学(北京)石油工程学院【正文语种】中文
【中图分类】TE25
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