抗高温高密度钻井液技术抗高温高密度钻井液技术 摘 要：随着油田的开发，为了提高原油采收率，SAGD（蒸汽辅助重力泄油）技术开始采纳。在采纳 SAGD 技术的区域油藏形成了温场气腔，气腔的温度达到 200-245℃，气腔造成地层异常高温的同时也造成异常高压。这种温度和压力的异常给钻井施工带来的巨大困难，施工中钻遇气腔时钻井液被高温气污染，粘度切力急剧增加，严重时甚至丧失流动性，导致井下出现复杂情况，井涌、井漏、井塌、卡钻等井下安全事故风险巨大，钻井时效低，严重影响该区块的井网调整和开发。如何研制一套抗高温高密度钻井液体系迫在眉睫。 关键词：抗高温 高密度 流变性 抗污染 一、地质及工程简况 1.地质简况 地层自下而上为：中上元古界，新生界古近系沙河街组沙四段、沙三段、沙 1+2 段，新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组。开发油藏位于沙河街组 1+2 段和馆陶组，油藏底界深度 750m（未穿），厚度平均 150 米，岩性为浅灰色砂岩、砂砾岩与灰绿色泥岩互层，由于长期的注气影响，局部形成异常高温、高压。 2.工程简况 二开定向井为主，设计井深在 700m-900m 之间，最大井斜 10°-15°之间，设计井斜典型井深结构如下：Φ346mm×105m/Φ273.05mm×103m+Φ241.3mm×750/Φ177.8mm×748m。 二、钻井液技术难点 1.钻井液抗高温问题 SAGD 技术的应用改变了该区域原本始的地层温度，所钻遇的局部地层温度会达到 200℃以上，地层温度高，要求钻井液的抗温能力为 180-200℃。国内目前抗高温水基钻井液的抗温能力普遍认为在 180℃以下，同时传统的抗高温水基钻井液处理剂难以满足 200 ℃以上钻井液的需求[1]。 2.高密度下钻井液的性能控制 SAGD 技术的应用导致该地区地层压力系数的升高，为平衡局部高压，该地区要使用高密度钻井液，最高密度达到 1.80g/cm3 以上，高密度钻井液在高温高压下流变性难以控制[2-3]。这是因为高密度钻井液中固相含量高，自由水含量少[4]，体系的流动性差；在高温作用下由于体系中粘土分散加剧、处理剂效果降低，钻井液的粘度和切力更是难以控制。 3.高压差下的润滑防卡问题 该地区本身地层压力系数低（0.8 左右），但是随着注水注气影响，使地层压力出现了很大的不确定性，局部井段地层压力系数往往达到 1.8 以上，并且不同的地层压力处于同一裸眼井段，二开全井段处于高压差状态下钻进，加大了压差卡钻、井漏等井下复杂事故发生的几率。 4.高密度下的污水污染...
