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1、国内外高密度水基钻井液研究现状前言：随着石油勘探钻探技术的日益复杂化，对于储层埋藏深度、地层压力变化、地层岩石岩性等各种不确定因素的影响，对钻井液的性能要求也越来越高。与常规地层相比，低密度的钻井液容易似的井壁变得不稳定，为了防止井壁垮塌，井下的复杂情况发生，以及降低滤矢量，就必须提高钻井液密度。高密度额钻井液，能够处理常规钻井液体系难以解决钻井液滤液高矿化度、性能不稳定、滤失量过高等一系列的技术难题。但是高的密度又会造成钻井液中固相含量过高。在这种情况下，发生压差卡钻及井喷、井漏等下复杂情况的可能性就会大大增加，这就使得性能能好的高密度钻井液的研究尤为重要。1高密度钻井液1
2、.1高密度钻井液的定义关于钻井液密度范围的界定一直以来技术界对如何界定高密度钻井液没有明确的说法。在早期的钻井作业中,密度达到1.50g/cm3以后即可视为高密度,但随着钻井液技术的发展,常规技术条件下使用1.80g/cm3以上钻井液的情况越来越多,因此高密度钻井液的定义与同时代钻井液技术水平是密切相关的。以发展的眼光看,目前被视作高密度钻井液的体系在若干年后可能就是一种常规技术。综合近10年来国内高密度钻井液的实践情况,密度低于1.70g/cm3的钻井液在技术上已逐渐不再成为被关注的重点,绝大多数相关的技术论文和现场技术总结将探讨的重点放在密度为1.90-2.40g/cm3
3、钻井液的维护与使用技术上,高于2.50g/cm3的情况也有,但数量很少。影响高密度钻井液的关键技术难题是流变性问题,依据密度对流变性的影响,绘制密度—黏度曲线,以随着密度的升高,黏度出现突变的“拐点”为分界,密度高于“拐点”的钻井液称为高密度钻井液。配方1为:1.5%膨润土+1%阳离子抑制降滤失剂HS-1+1%阳离子抗高温降滤失HS-2+0.5%小阳离子NW-1+0.2%正电胶MMH+重晶石。在室温、11000r/min高速搅拌1h后测不同密度下的黏度。测量表明:在1.80g/cm3与2.60g/cm3产生2个“拐点”。以不同的钻井液体系做密度—黏度曲线,不同体系的黏度值不同
4、,但“拐点”位置大致相同,最大相差0.05g/cm3。据此,将密度在1.80--2.60g/cm3的钻井液称为高密度钻井液,密度高于2.60g/cm3的钻井液称为超高密度钻井液。这样分类的优点在于便于现场操作,而国内外95%以上使用高密度钻井液的井所使用的钻井液密度也在1.80-2.60g/cm3之间,密度高于2.60g/cm3的钻井液多在特殊井的压井施工中或配置储备重浆时使用。1.2国内高密度水基钻井液体系研究现状随着水基钻井液体系研究的不断发展，为了满足日益复杂的勘探开发环境，我国的高密度水基钻井液体系研究在不断地吸收经验后，逐渐的形成一系列的研究成果。（1）适用于超深井
5、、深井的三磺（磺化丹宁、磺化褐煤、磺化酚醛树脂）钻井液在全国推广（2）20世纪80年代初期，研制成功了油包水乳化加重钻井液，有效地解决了钻遇井下复杂地层时出现的各种问题（3）1991-1995年成功研制出两性离子聚合物加重钻井液，最高密度可达到2.03g/cm3（4）1996-2000年，抗高温高密度聚磺体系钻井液进一步发展具体分析这些研究成果大致经历了以下几个理论依据：（1）降低配膨润土量，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)提高液相黏度，降低加重材料用
6、量，降低黏度效应;（4）对加重剂进行活化，降低加重材料对高密度水基井液产生的黏度效应。国内在高密度水基钻井液体系普遍使用聚磺体系和磺化体系，这两种体系已经有了很长的使用历史，也积累了一定的经验，取得了较好的使用效果。随着深井钻井液理论与技术的发展，后来开展了两性离子及阴离子高密度聚合物钻井液工艺技术研究，开辟出了聚合物钻井液钻深井的新路子。通过对高密度聚合物钻井液组分及流变参数的优选，实现了“井深增加、密度提高、温度提高、机械钻速提高”、“深井高温高压层段机械钻速1m/h大关突破和聚合物钻井液不能在高矿化度条件下使用关突破”及“聚合物钻井液抑制性增强”。1.3国外高密度水基钻
7、井液体系研究现状目前国外的高密度钻井液大多是用于一些高温高压的不稳定地层，使用密度一般在2.0g/cm3左右，超过该极限后钻井液的沉降稳定性与流变性就不可调和，难以同时满足需求。外国学者认为使用有机盐重晶石材料能够减少钻井液中固相颗粒的含量，增加钻井液的性能；在高密度水基钻井液中，重晶石参与钻井液内部结构的形成。在高密度的钻井液中要注意控制碱的加入量，因为在高温的环境下碱可以促进膨润土的水化分散。在高密度的水基钻井液中，重晶石参与钻井液内部的形成，在这种情况下，钻井液很有能会表现出与常规钻井液不同的流变
