莫北区域高温高密度水基钻井液抗污染技术研究

摘要：针对莫北区域深井钻井中高温高密度水基钻井液因碳酸根和碳酸氢根污染导致的性能失稳问题，通过分析污染来源与机理，对比现有处理技术，并结合中探 1 井、湾探 2 井现场数据，提出适配该区域的污染处理优化方案。研究表明，莫北区域钻井液性能失稳的核心原因是地层CO2侵入引发的 HCO3-/CO32-污染，浓度最高达 20659mg/L；传统CaO处理因高温下溶解度不足效果有限，而CaCl2配合抗钙抗盐材料的处理体系可有效解决污染问题。

关键词：高温高密度钻井液；水基钻井液；流变性；抗污染；深井钻井

1、钻井液流变性恶化机理分析

1.1流变性恶化原因分析

（1）验证分析高温稳定性。通过分析井浆高温热滚性能，玻璃棒垂直到底无沉淀、高温高压滤失量更低，静切力、动切力基本无变化，验证了该井井浆在150℃温度下性能稳定，可以排除因体系不抗温造成的流变性失稳。

（2）验证分析抑制性。通过实验验证中探1、湾探2井浆对于克拉玛依组、百口泉组地层岩屑的岩屑回收率评价表现，岩屑回收率均超过90%，表现了良好的抑制该地层黏土水化分散的能力。可以排除钻井液体系因抑制性不足引起的钻井液性能失稳。

（3）验证分析地层污染。通过测定对比性能失稳前后钻井液性能数据，两口井在钻进至克拉玛依组地层之后HCO3-、CO32-总浓度由740-1220mg/L上涨至13000-20000mg/L，因此判断HCO3-、CO32-离子侵入污染是导致性能失稳的主要原因。

1.2污染来源及机理分析

（1）污染来源分析

1）地层CO2气体侵入：莫北区域克拉玛依组、百口泉组地层存在酸性气体，随着井深增加，井底压力与温度升高，CO2气体易侵入钻井液。CO2与钻井液中的水反应生成 H2CO3，进一步电离为 HCO3-与CO32-，导致污染离子浓度升高。如中探 1 井钻进至 5879m时，HCO3-浓度从基值 500mg/L 飙升至 20659mg/L，CO32-从 240mg/L 升至 920mg/L。

2）含碳酸盐地层水侵入：实钻过程中，部分井段钻遇含碳酸盐地层水，地层水中的 CO32-/HCO3-直接混入钻井液。湾探 2 井钻进至 5730m时，因地层水侵入，HCO3-浓度从 850mg/L 升至 12755mg/L，验证了地层水对钻井液的污染贡献。

3）处理剂中碳酸盐成分累积：莫北区域钻井液采用 KCl - 有机盐体系，部分处理剂在生产过程中添加 Na2CO3调节PH值。由于深井钻井周期长，处理剂用量大，碳酸盐成分在钻井液中不断累积，最终引发污染。

4）高温下有机处理剂分解：莫北区域井底温度可达 160℃，钻井液中的部分有机处理剂在高温下发生分解，释放CO2气体，进一步加剧 CO32-/HCO3-污染。室内热滚实验显示，钻井液中有机处理剂分解可使 HCO3-浓度增加 10%-15%。

（2）污染机理分析

1）压缩双电层，破坏胶体稳定性：钻井液中的膨润土颗粒表面带负电，形成双电层，维持胶体稳定。CO32-/HCO3-作为高价阴离子，会压缩膨润土颗粒的双电层厚度，降低 ζ 电位，导致颗粒间斥力减小、引力增大，进而发生絮凝。实验显示，当 HCO3-浓度超过 10000mg/L 时，膨润土颗粒粒径从 1-5μm 增大至 10-20μm，钻井液黏度显著上升。

2）消耗OH-，降低PH值，影响处理剂效能：CO32-/HCO3-与OH-发生反应，导致钻井液PH值下降。多数水基钻井液处理剂需在PH值 9-11 的碱性环境下发挥作用，PH值降至 8 以下时，处理剂分子链无法有效伸展，功能失效。

3）微气泡形成，恶化流变性：CO2气体侵入后，部分以微气泡形式残留在钻井液中，无法通过常规固控设备清除。微气泡会增加钻井液的内摩擦力，导致黏度、切力上升；同时，气泡附着在膨润土颗粒表面，形成 “气 - 固” 复合体系，进一步破坏流变性。室内实验显示，含 1% 体积分数微气泡的钻井液，漏斗黏度可升高 20-30S。

2、新型处理剂应用

（1）甲酸盐类处理剂：甲酸盐可提供 K⁺，增强钻井液对泥岩的抑制性，同时具有良好的抗盐抗钙能力。室内实验显示，20% HCOOK与7%KCl复配后，钻井液在Ca2+浓度3600mg/L、CO32-浓度2000mg/L条件下，黏度波动仅 5%-8%，远低于常规体系 15%-20% 的波动幅度；此外，甲酸盐可提高钻井液的抗温性，在 160℃下热滚 72h 后，塑性黏度仍维持在 45-50mPa・s，满足深井施工技术需求。

（2）磺酸盐共聚物：磺酸盐共聚物分子链含磺酸基，具有良好的抗温抗污染能力。室内评价显示，3% DSP-1 加入钻井液后，在 CO32-浓度 2000mg/L、HCO3-浓度 8000mg/L 条件下，API 滤失量控制在 3.2mL 以内，HTHP 滤失量 10.4mL，静切力6Pa，满足井下安全施工需求；AMPS、JNJS-220、BK519 等材料也表现出优异的抗钙抗盐性能，其中2% AMPS 在1%CaCl2污染下，钻井液黏度增幅仅5%，远低于常规体系30%的增幅。

3、莫北区域现场应用与优化建议

3.1现场问题分析

（1）污染浓度高，传统处理技术失效：两口井钻进至克拉玛依组、百口泉组时，HCO3-/CO32-总浓度达 13000-20659mg/L，远超常规处理技术的适用范围。采用CaO处理时，中探1井HCO3-浓度仅下降 17%，湾探2井甚至出现污染加剧现象；直接使用CaCl2时，因钻井液体系抗钙能力不足，引发膨润土颗粒絮凝，黏度从 54s 升至 180s，滤失量从2.4mL升至3.8mL，泥饼增厚0.3mm，处理陷入恶性循环。

（2）高温下处理剂协同性差：莫北区域井底温度160℃，常规处理剂在高温下与Ca2+发生不良反应。室内实验显示，150℃热滚后，含 SMP-II 的钻井液加入0.3% CaCl2，黏度增幅达 40%，远高于常温下 20% 的增幅；处理剂之间的协同性差，导致钻井液性能难以调控。

3.2优化方向

（1）优选抗钙抗盐材料，构建复配体系：参考李文涛在四川页岩气井的实践，抗钙抗盐材料的选择是解决污染后二次问题的关键。基于前期室内单剂评价结果，优先选用 AMPS、JNJS-220、DSP-1、BK519 等抗钙抗盐材料构建钻井液体系。推荐配方为：2%膨润土+0.2% Na2CO3+0.5%NaOH+1%REDU2+1%AP220+0.5%AHB+7%KCl+1%SPNH+1%SMP-3+20%有机盐+3%FT401+2%AMPS+3%JNJS-220。该配方在Ca2+浓度 3600mg/L、CO32-浓度 2000mg/L、HCO3-浓度 8000mg/L 条件下，塑性黏度 52mPa・s，初切力 3Pa，终切力 9Pa，HTHP 滤失量 9.2mL，性能优良。

（2）精准控制CaCl2加量，避免二次污染：采用 “少量多次” 的CaCl2添加方式，初始加量按照室内实验确定的理论值的70%加入，如处理 HCO3-浓度15000mg/L 的钻井液，初始加量为 21g/L。加入后循环 1 个周期，检测钻井液中Ca2+浓度、黏度、滤失量等性能，若HCO3-浓度未降至目标值，则补加剩余30%的CaCl2。同时配合NaOH调节PH值，NaOH加量按CaCl2加量的25%控制，确保PH值维持在9-10，既促进 HCO3-向 CO32-转化，又避免PH值过高引发泥岩水化膨胀。

（3）加强固控，降低有害固相：刘佑云在深井钻井液处理中强调，固控设备的高效运行是减少有害固相、维持钻井液性能稳定的关键。现场需确保振动筛、除砂器、除泥器、离心机连续运转，尤其在CaCl2处理后，及时清除生成的CaCO3沉淀。

（4）强化现场监测与小型实验：建立 “实时监测 - 小型实验 - 现场调整” 的闭环管理机制。每 2h 检测一次钻井液的 FV、PV、YP、Gel、FL、PH值、CO32-/HCO3-浓度；发现污染迹象后，立即取现场钻井液样品进行室内小型实验，确定最佳处理剂加量。

3.2现场应用效果

优化后的钻井液体系及工艺在深探井*北2井进行现场应用效果如下：

（1）污染控制效果：处理前采用上述配方日常维护，提高钻井液抗高温抗钙性能，在进入新地层受到污染后，钻井液中HCO3-浓度15420mg/L、CO32-浓度 2780mg/L，FV>110s，HTHP滤失量18.6mL；加入20g/L CaCl2和5g/L NaOH，循环2个周期后，HCO3-浓度降至1120mg/L，CO32-浓度降至 376mg/L，FV降至54s，HTHP滤失量降至10.4mL，恢复至污染前状态。

（2）成本与效率：前期维护采用优化配方后优化后，*北2井受地层污染后未进行大规模钻井液置换，仅消耗CaCl23.5t、NaOH0.875t，处理成本约 8.75 万元，较原计划置换 200m³ 钻井液节省91.25 万元；同时，避免停钻处理时间超48h，钻井效率提升20%。

4、结论

（1）污染根源明确：莫北区域高温高密度水基钻井液性能失稳的主要原因是地层CO2侵入，导致钻井液中 HCO3-/CO32-浓度升高，其次为含碳酸盐地层水侵入与处理剂中碳酸盐成分累积，高温环境进一步加剧污染效应。

（2）处理难点突出：传统CaO处理法因高温下 Ca(OH)2溶解度低，无法提供足量 Ca2+，对中高浓度污染效果有限；直接使用CaCl2易引发钙污染，且高温下处理剂协同性差，导致钻井液性能难以调控。

（3）有效处理途径确定：钻井液转化及日常维护推荐配方为：2%膨润土+0.2% Na2CO3+0.5%NaOH+1%REDU2+1%AP220+0.5%AHB+7%KCl+1%SPNH+1%SMP-3+20%有机盐+3%FT401+2%AMPS+3%JNJS-220。在中高浓度CO32-/HCO3-污染推荐采用CaCl2配合 NaOH处理，CaCl2初始加量按理论值的 70% 控制，NaOH 加量为CaCl2的 25%，可快速降低污染离子浓度，且避免二次污染。

（4）引入甲酸盐与磺酸盐共聚物复配体系，可显著增强钻井液抗温抗污染能力，在 160℃、HCO3-浓度 8000mg/L 条件下，仍能维持良好流变性与滤失控制能力。

（5）加强现场监测与小型实验，精准控制处理剂加量，结合高效固控，可确保钻井液性能稳定。

（6）推广价值显著：该套处理技术适配莫北区域高温水基钻井液体系，较传统技术可降低单井处理成本 90% 以上，避免井下复杂事故，同时符合绿色钻井要求，对同类高温、高污染风险区域的钻井作业具有重要推广价值。

参考文献

[1]胡金喜. 钻井液受碳酸（氢）根污染研究现状及建议[J]. 西部探矿工程, (2024)01-0024-03.

[2]张恒，回海军，肖探 1 井高温钻井液碳酸根和碳酸氢根污染及处理[J]环保与节能，2023.20.016.