钻井液性能

可作为滤失控制剂和增黏剂用于钻井液中，由于膨润土颗粒的絮凝性，高温条件下膨润土颗粒会聚在一起形成疏松开放的网络，这会增加滤失量并影响膨润土的性能。而在膨润土基钻井液中加入海泡石可以控制其在高温条件下的性能。研究发现， 基钻井液可以在200℃的高温下保持良好的流变性，然而，钻井作业中不建议采用大颗粒海泡石基钻井液，因其滤失量太大。ALTUNG等研究发现，当海泡石粒径较小时，海泡石基钻井液的性能更优，海泡石对钻井液流变性的控制能力更好。

纳米颗粒粒径小（1-100nm）、比表而积大、吸附能力强。不论哪种用途，纳米颗粒的用量都很低，因此总的来说成本很低。研究表明，纳米颗粒可以减少钻井液在页岩地层中的滤失量，降低泥饼厚度，控制高温高压条件下钻井液的流变性，且可以通过改变纳米颗粒的大小来改变钻井液的性能。为了堵塞页岩中的孔隙，纳米颗粒的有效粒径应在3-10nm。这些研究都是利用纳米颗粒堵塞页岩地层孔隙从而抑制钻井液向页岩中滤失。

1、实验

原料：纳米颗粒平均直径50nm海泡石的（见图1）。

（1）纳米海泡石添加量试验

为了研究海泡石纳米颗粒对膨润土基钻井液流变性的影响，测量添加海泡石纳米颗粒前后膨润土基钻井液在低温低压条件下的塑性黏度、动切力和滤失量。分别对清水基钻井液（600mL去离子水+50g膨润土）和盐水基钻井液（600mL去离子水+50g膨润土+2%NaCl）进行研究。表1为设计的不同钻井液的组成。

（2）高温高压试验

高温高压下钻井液性能发生改变是深井钻井而临的一大难题。因此，使用OFITEHTHP黏度计测量添加海泡石纳米颗粒前后膨润土基钻井液在高温高压条件下的塑性黏度和动切力。不添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液组成为离子水+7.9%膨润土，添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液组成为去离子水+6.1%膨润土+1.4%海泡石纳米颗粒，两种钻井液pH值均为l0。

（3）砂岩样品试验

在储集层温度压力条件下，采用Berea砂岩岩心样品对添加海泡石纳米颗粒前后膨润土基钻井液在地层中的滤失量及对地层的伤害程度进行对比。不添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液组成为去离子水+7.5%膨润土+2%NaCl，添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液组成为去离子水+7.5%膨润土+1.3%海泡石纳米颗粒+2%NaCl。

Berea砂岩样品是石油工业研究中使用最广泛的一种均质砂岩样品。表2为Berea砂岩岩心的基本参数，其中渗透率和孔隙度分别采用稳态气体渗透率测试仪和氦孔隙度仪测量，采用储集层条件下地层伤害测试仪对钻井液滤失造成的地层伤害进行研究。

具体步骤为：首先，利用真空干燥器将岩心用盐水饱和，将岩心水平放置于岩心驱替设备中的岩心夹持器中；其次，在岩心上施加10.35MPa（1500psi）的围压，以0.5mL/min的速度注入盐水，测量初始渗透率；然后，在1.04MPa（150psi）压力下，从岩心的另一端注入钻井液，驱替6h后静置6h，测量动态滤失量和静态滤失量；最后，注入盐水，测量恢复渗透率。岩心驱替实验温度为60℃。

2、实验结果与讨论

（1）纳米海泡石添加量试验

图2和图3分别为室温室压条件下添加海泡石纳米颗粒前后膨润土基钻井液塑性黏度和动切力的变化情况。

在膨润土基钻井液中加入海泡石纳米颗粒后，钻井液塑性黏度和动切力均有所提高，动切力提高说明添加海泡石纳米颗粒可以增强钻井液的携岩能力；加入2%NaCl后，由于膨润土的絮凝性，钻井液的动切力降低，但加入海泡石纳米颗粒可以提高含盐膨润土基钻井液的动切力。ARIEH S等研究发现，即使在钻井液高含盐的情况下，海泡石的结构也是稳定的，可以有效控制钻井液的流变性。

图4为在室温、压力0.69MPa（100psi）条件下添加海泡石纳米颗粒前后膨润土基钻井液滤失量的变化情况，可以看出：在清水基钻井液中加入海泡石纳米颗粒并不能降低钻井液的滤失量，在盐水基钻井液中加入海泡石纳米颗粒甚至会提高钻井液滤失量，说明在较低的温度、压力条件下海泡石纳米颗粒不是一种有效的钻井液滤失控制剂；不论是添加还是不添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液，加入盐后，滤失量都显著增大。此外，加入淀粉作为滤失控制剂后，可将添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液的滤失量降低约36%（见图5）。

（2）高温高压试验

随着钻井深度的增加，温度和压力逐渐增大，钻井液性质会发生变化。为了实现成功钻井，需要钻井液在高温高压下具有稳定性。图6和图7分别为温度（50-180℃）和压力（3.45-41.37MPa）对添加海泡石纳米颗粒前后膨润土基钻井液流变性的影响。

由图6、图7可知，随着温度和压力的升高，不添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液流变性不稳定，塑性黏度和动切力波动较大且无规律，塑性黏度在0-135mPa•s，动切力在0-74.2Pa。而通常在现场应用中，塑性黏度应小于35mPa•s，动切力应为7.1-14.2Pa。由图6、图7可知，在膨润土基钻井液中添加海泡石纳米颗粒后，在各种温度压力条件下，塑性黏度在15-40mPa•s，动切力在0-14.2Pa。因此，添加海泡石纳米颗粒后，膨润土基钻井液可以在较大的温度和压力范围内特别是高温高压条件下保持稳定的流变性。

（3）砂岩样品试验

由图8可知，储集层温度（600C）和压力（10.35MPa）条件下，在含盐膨润土基钻井液中加入海泡石纳米颗粒后，钻井液滤失量降低了15%。这是因为，海泡石纳米颗粒不溶于水，它们堵塞砂岩孔隙并防止膨润土颗粒侵入砂岩地层。岩心驱替实验前，孔隙空间干净，不含膨润土或海泡石纳米颗粒（见图9）。

岩心经过不添加海泡石纳米颗粒的膨润土钻井液驱替后，膨润土侵入地层深部，且可以在注入端观察到（见图10）。

岩心经过添加海泡石纳米颗粒的膨润土钻井液驱替后，注入端没有观察到膨润土颗粒（见图11，图中细长颗粒是海泡石纳米颗粒）。因此，海泡石纳米颗粒堵塞了砂岩孔隙，减少了膨润土颗粒向地层中的侵入，膨润土聚集在地层表而形成滤饼，从而减少了钻井液滤失。

岩心经过不添加和添加海泡石纳米颗粒的膨润土钻井液驱替后，出口端既没有膨润土也没有海泡石纳米颗粒（见图12、图13）。这是由于砂岩岩心的致密性及岩心表而形成滤饼使得固体颗粒不会大量侵入地层。

由表3可知，添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液引起的砂岩岩心渗透率降低量比不添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液引起的砂岩渗透率降低量要低23.4%，显著减轻了地层伤害。

3、结论

（1）在清水和盐水膨润土基钻井液中加入海泡石纳米颗粒后，钻井液塑性黏度和动切力均有所提高，说明海泡石纳米颗粒可以作为膨润土水基钻井液的增黏剂和提切剂，增强钻井液的携岩能力。

（2）在较低的温度、压力条件下海泡石纳米颗粒不是一种有效的钻井液滤失控制剂，但是加入淀粉作为滤失控制剂后，可显著降低添加海泡石纳米颗粒膨润土基钻井液的滤失量。

（3）海泡石纳米颗粒可以在较大的温度（50-180℃和压力（3.45-41.37MPa）范围内特别是高温高压条件下控制钻井液的塑性黏度和动切力，保持钻井液流变性的稳定。

（4）在储集层温度压力条件下，添加海泡石纳米颗粒可使膨润土基钻井液的滤失量降低约15%。与不添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液相比，添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液引起的砂岩渗透率降低量要低23.4%。

（5）海泡石纳米颗粒作为膨润土基钻井液的添加剂，不仅可以控制钻井液的流变性，还可以减少钻井液滤失、减轻地层伤害。

资料来源于采用海泡石纳米颗粒控制膨润土基钻井液性能。