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第五章钻井液钻井液（Drillingfluids）是在旋转钻井时循环使用的流体，包括水基、油基、气基三种类型。由于绝大多数使用的是液体，少量使用气体或泡沫，因此称之为“钻井液”，又由于最初的钻井液主要是由水和粘土组成，而且粘土一直是钻井液的主要配制材料，因此习惯称之为“泥浆”。尽管目前钻井液的成本仅占钻井总成本的5～10％左右，但它却是影响钻井工程成败的主要因素之一，井愈深，其重要性愈突出，因此，人们形象地把泥浆比喻为“钻井的血液”。第一节钻井液性能一．钻井液性能钻井液性能测试与计算的技术指标总共有40多项，但对一种钻井液体系，一般要求测定和相适应的指标常常只是几项或十几项。测试钻井液性能的方法可参见1993年版APIRP13B－l《水基钻井液现场测试程序推荐作法》和B－2《油基钻井液现场测试程序推荐作法》以及我国行业标准ZB／TE13004《钻井液测试程序》。各项性能的代号及单位见表5－1。二．钻井液性能的控制1．密度（MW）（1）钻井液密度是单位体积钻井液所含物质的质量，法定计量单位为克／厘米3（g／cm3）或千克／米3（kg／m3），钻井现场也常用其他非法定计量单位，如磅／加仑（1b／gal）或磅／英尺3（fo／ft3），有时则用压力梯度表示，如磅／英寸2／英尺（1b／in2／ft）、磅／英寸2／1000英尺（1b／in2／1000ft）、千帕／米（kPa／m）或者是公斤／厘米2／米（kg／cm2／m）等。它们之间的换算关系见单位换算表。（2）钻井液密度的设计应控制在合适的数值上。一般而言，钻井液密度提高有利于支承井壁，保证井眼的稳定，阻止地层流体流入井筒污染钻井液及引发井涌与井喷，但密度高不利于提高钻进速度。（3）钻井液密度降低有利于避免井漏，提高钻进速度和减少压差卡钻机率，也有利于产层保护，但密度降低容易引发井涌或井喷。（4）钻井液密度升高的可能因素是：①加入加重材料。②钻屑累积；③快速钻进而泵排量跟不上会使井内钻井液密度升高；④增大泵排量或泵压会使当量循环密度升高。⑤增大钻井液屈服值会使当量循环密度升高。⑥加入较多电解质（盐类）；⑦油基钻井液加入较高密度的盐水；⑧加入较高密度的新浆。（5）钻井液密度下降的可能因素是：①加入比钻井液密度低的清水。②井下油气侵；③加油；④加入较低密度的新浆或胶液；⑤加强固相清除；⑥用离心机清除（或回收）高密度固相；⑦降低钻井液屈服值或减少泵排量及泵压能使井下当量循环密度下降；⑧充气配制成充气钻井液或使用泡沫钻井液；⑨钻进速度较低情况下提高泵排量有可能使井内钻井液密度降低。2．漏斗粘度（FV）（1）钻井液粘度是指钻井液流动时固体颗粒之间、固体颗粒与流体之间和流体分子之间等的内摩擦的反映。钻井液组成复杂，常常是有结构的胶态体系，是具有触变性的塑性液体，它的内摩擦现象相当复杂。用漏斗粘度计测得的漏斗粘度是一种表观粘度，能较好地反映钻井液的稠度情况，表征钻井液的流动和泵送能力。（2）漏斗粘度可以指示出钻井液和井下可能产生的问题。应根据漏斗粘度变化的趋势对钻井液作出进一步的分析，以找出其变化的根本原因，从而确定对策。不能用漏斗粘度来定量分析钻井液的流动性质和计算水力学参数。（3）马氏漏斗粘度的法定计量单位是秒／升（s／l），非法定计量单位是秒／夸脱（s／qt），两者不能换算。（4）马氏漏斗粘度与钻井液密度有如下近似关系：（5）马氏漏斗粘度数值上与钻井液表观粘度有如下近似关系：（6）漏斗粘度上升可能是钻遇粘土层、盐膏层、气层，受到钙离子污染或加入增粘剂和土粉所致。而漏斗粘度下降则可能是受到地面或地下水侵，或者加入降粘剂所致。3．塑性粘度（PV）（1）塑性粘度是钻井液在层流条件下，剪切应力与剪切速率成线性关系时的斜率值，反映了钻井液中悬浮固相微粒间的摩擦力和连续液相粘度所引起的流动阻力。塑性粘度的大小主要取决于所存在的固体微粒的浓度、大小和形状及类型。（2）塑性粘度的法定计量单位是毫帕·秒（mPa·s），常用的非法定计量单位是厘泊（cp），两者换算关系为：（3）用直读式旋转粘度计测定时，塑性粘度等于旋转粘度计600转／分的读值减去300转／分的读值：（4）塑性粘度较高反映了固体颗粒进入钻井液体系并被研磨成较细小的尺寸而使摩擦作用增加，或表明钻井液中含有较高浓度的高分子聚合物处理剂。减少钻井液中固体颗粒特别是小于1微米的颗粒的浓度可以降低塑性粘度。通常降低塑性粘度可供采用的方法有：①加水冲稀以降低钻井液中固相和高聚物浓度。②用固控设备清除固相颗粒；③用页岩包被剂防止页岩钻屑分散和用絮凝剂沉除10微米以下的颗粒。钻井现场影响钻井液塑性粘度升高的可能因素有：①加入粘土；②钻屑污染，特别是水化性强的泥岩钻屑的侵入和累积。③钻屑被研磨而细分散；④加入高分子聚合物处理剂，特别是加入高分子增粘剂。（5）钻井中一般应尽可能维持较低的钻井液塑性粘度，这可通过保持低固相含量来达到，以利于提高钻进速度和减少井下复杂情况。塑性粘度增加不利于旋流分离器和振动筛的固相分离效果。（6）钻井液塑性粘度会随温度的升高而降低，因此每次测定塑性粘度应在同一温度下进行并加以注明。4屈服值（YP；又称动切力）（1）屈服值是钻井液在层流流动状态下活性固相颗粒之间存在互相吸引力而产生内部阻力的量度。增加钻井液中的活性固相数量、增加化学控制剂处理与添加聚合物提粘剂均能提高屈服值。相反，加水冲稀、添加降粘剂和分散剂或加强固相清除可以降低屈服值。（2）屈服值降低能提供较好的可钻性，而且有利于地面固控设备的分离效果。另外，固井前降低井内钻井液的屈服值有利于驱除井内钻屑，提高固井质量，一般要求将屈服值降低至5帕（5Pa）以内为宜。（3）屈服值提高不利于降低当量循环密度与循环压耗及起下钻时的压力波动，容易触发井涌、井喷或井漏等复杂问题，但有利于提高携砂效果和改善井眼清洗。当必须使用钻井液钻进时，在大井眼中，为了输送钻屑一般要求屈服值大于1.5～2.5Pa；在8.5英寸或更小的井眼中，为了减少紊流冲刷，屈服值则应在4～5Pa为宜；用于清扫井眼的钻井液的屈服值不应低于6Pa，而定向井钻井液的屈服值应比直井钻井液相应要求高2～3Pa左右。但对于可用清水或海水钻进的坚固地层或表层，只需增加足够大的泵排量而不必控制屈服值。（4）屈服值的法定计量单位是Pa（帕），而非法定计量单位常用1b／100ft2（磅／100英尺2）。它们的换算关系为：（5）用直读式旋转粘度计测定时，屈服值数值上等于300转／分的读数减去塑性粘度，公式如下：（6）当屈服值数值上与钻井液密度存在下列近似关系时，表明钻井液的屈服值已到达上限甚至稍为偏高了些，但若是油基钻井液，则仍合适。（7）屈服值的测定对温度非常敏感，因此每次测定应在同样的温度下进行并加以注明。5．滤失量（FL；又称失水量）（1）滤失量是对钻井液渗入地层的液体量的一种相对测量。在钻井作业中有静和动两种滤失。动滤失发生在钻井液循环时，而静滤失是在钻井液停止循环时，钻井液通过滤失介质（泥饼）进入渗透性地层的滤失，动滤失大于静滤失。至今还未能确定同一种钻井液动滤失和静滤失之间的关系。钻井液的温度、所含固相的类型、数量和大小以及滤饼压缩性、滤失持续时间和压差等对滤失量都有重大影响。API滤失量是在常温和690kPa（100psi）的压力下测定，而高温高压滤失量通常是在149.5℃（华氏300度）和3450kPa（500psi）压差下测定，也可在其他条件下测定，但要加以注明。（2）引在钻进过程中，钻井液滤失的速度和数量直接与钻进速度、泥页岩水化坍塌、损害水敏性油气储集层等问题有关，在渗透性地层还与压差卡钻的可能性有关。（3）钻井液中应含有最低限度的膨润土，以利于形成低渗透的可压缩泥饼来降低滤失量。钻屑和重晶石含量高的钻井液会形成渗透性和孔隙度较高的不可压缩的泥饼，因此，对于高密度钻井液，为了控制更低的滤失量，应在可能的范围内维持一定含量的膨润土并尽可能清除钻屑，同时，添加褐煤类、聚合物类或树脂类降滤失剂。（4）为了降低滤失量，需要增加胶体颗粒含量，这会使钻速下降，增加钻井液成本和维护费用，故应分析风险和衡量得失来确定钻井液滤失量的大小。（5）在油气层钻进时，建议控制API滤失量在5cm3以下，高温高压（HTHP）滤失量控制在10至15cm3为宜。（6）在水敏性的和易塌地层钻井时，建议滤失量尽可能严格控制在最低值，而在稳定性好的地层钻井或使用抑制性强的钻井液时，滤失量可放宽。（7）当固相含量较高而当量膨润土含量偏低时，说明钻井液中缺少膨润土胶体颗粒，滤失量必高，泥饼质量必差，在添加聚合物降滤失剂的同时，应注意增加膨润土的含量。6．泥饼（CAKE）（1）钻井液滤失过程中所形成的滤饼的质量（包括渗透性即致密程度、强韧性、摩阻性等）以及其厚度对钻井液的护壁能力和防止压差卡钻能力有直接影响。（2）具有压缩性的泥饼随着压差增大而被压实，可使泥饼的渗透性和孔隙度下降，从而减少滤失量，同时，增加泥饼强韧性可提高其护壁作用和减少压差卡钻的机会。（3）为了有利于形成薄而坚韧且摩阻小的泥饼，钻井液应含有必要数量的优质膨润土和减少钻屑粗颗粒固相，同时添加具有降滤失作用的胶体物质，例如淀粉、纤维素、合成聚合物及沥青等的改性产品。7．静切力（Gels）（1）静切力是钻井液静止时固相颗粒间互相吸引形成空间结构发育情况的量度。钻井液的静切力决定着起钻时的抽汲作用、开泵泵压以及除气的难易和泥浆池沉砂的难易，也决定着井内钻井液的悬浮固相能力，因此，与井下沉砂、开泵井漏、起钻井涌井喷及地层坍塌等复杂情况有关。（2）静止状态下钻井液中固相颗粒间微弱的静引力所形成的结构强度会随着时间而变化，不同的钻井液具有不同的变化类型，大致可分为平坦型、良好型、递增型和脆弱型（见图5－1）。一般而言，不希望钻井液具有递增型和脆弱型的静切力，而希望具有良好型的静切力，对于大斜度井和水平井钻井，则希望钻井液具有接近平坦型的静切力。（3）静切力大小的控制途径与屈服值控制相类似，通过调节钻井液中固相特别是膨润土含量、改变电解质种类和数量以及改变分散剂的类型和数量，就能控制静切力的大小和类型。8．固相含量（VS；VLDS；VHDS）（1）固相是所有钻井液中不可避免的成分，它可以是必须加入的材料和产品（如粘土、加重材料、堵漏材料及各种聚合物添加剂等），也可以是钻井本身的产物（钻屑）。钻井液中的固相可分为有用固相和无用固相，对钻井液的基本性质起着重要作用并有利于钻井工程顺利进行的固相是有用固相，而对钻井液性能有不良影响或不利于钻井工程顺利进行的固相则是无用固相。在钻井液中少量钻屑固相一般认为是无害的，但若不断地循环研磨破碎并累积，则可能发展成严重问题。钻井液中的固相常常分为低密度固相、高密度固相和搬土固相，通过测定和计算钻井液的固相含量（VS）、低密度固相含量（VLDS）、高密度固相含量（VHDS）以及搬土含量并加以控制，就能达到改变和控制钻井液的许多重要性能，使之满足钻井工程的要求。（2）钻井液的密度、流变性质和滤失性能都与地面加入或由井下岩屑形成的固相颗粒的类型、数量及大小有关。一般情况下，钻井液中的膨润土、聚合物处理剂及加重材料是配制和维护所要求的钻井液性能所必要的，而由岩屑分散形成的固体颗粒则应该设法清除掉。（3）低密度固相一般都假设其密度平均值为2.6g／cm3。在低固相聚合物轻钻井液体系中，低密度固相含量控制在不超过6％，一般能保证钻井液具有优良的各项性能。（4）钻屑颗粒含量与当量搬土含量之比是指示钻井液中固相颗粒类别的重要定性指标，可用于了解发生问题前后钻井液的性能本质，指示钻井液的处理途径和方法。在理想的情况下，对于不分散低密度钻井液，要求其比值不应超过2∶1。而对于分散性钻井液，则要求其比值不应超过4∶1、最好是3∶1。（5）由于小于1微米的细颗粒固相对机械钻速的危害要比粗颗粒固相大12倍左右，因此，在为了获得钻井液的胶体性质时，应使细颗粒固相保持在最小需求量水平。通常，在聚合物钻井液体系中，把配制合格钻井液性能所需要的膨润土用量的一半用聚合物代替，从而获得低固相体系；大大有利