兩性離子聚合物HRH鉆井液在臨盤油田的應(yīng)用

張 浩, 張 斌, 徐國金

(中石化西南石油工程有限公司臨盤鉆井分公司，山東臨邑 251500)

臨盤油田上部地層平原組、明化鎮(zhèn)組、館陶組和東營組以泥巖為主，巖性膠結(jié)疏松，且黏土礦物中蒙脫石和伊/蒙無序混層含量高(60%～80%)，極易吸水膨脹和分散，黏土造漿嚴(yán)重，造成井眼縮徑和垮塌；該油田下部地層沙河街組以泥巖、泥巖/砂巖互層為主，且沙1段和沙3段存在大段泥頁巖、油泥巖、油頁巖等，長時間浸泡后易垮塌及剝蝕掉塊[1-2]。近些年，該油田油氣井鉆井應(yīng)多應(yīng)用PAM鉆井液，但該鉆井液在現(xiàn)場應(yīng)用中逐漸暴露出一些問題：1)鉆井液抑制能力不足，在強(qiáng)造漿地層無法及時清除無用固相，造成密度升高(1.14～1.21 kg/L)，固相含量上升(達(dá)10%以上)；2)鉆井液性能穩(wěn)定時間短，有時甚至不得不大量排放鉆井液，并加入大量分散劑來改善其流變性；3)防塌效果有限，上部地層應(yīng)用PAM稀液鉆進(jìn)時的平均井徑擴(kuò)大率高達(dá)40%，下部地層應(yīng)用PAM聚合物鉆井液鉆進(jìn)時的平均井徑擴(kuò)大率也達(dá)10%以上；4)PAM干粉的相對分子質(zhì)量為300萬～600萬，需要很長時間來溶脹和溶解，嚴(yán)重影響了其使用效果，并增加了鉆井液成本。調(diào)研發(fā)現(xiàn)，陽離子聚合物鉆井液和兩性離子聚合物鉆井液在鉆進(jìn)泥頁巖地層時具有較好的井眼穩(wěn)定效果[3-9]。分析認(rèn)為，由于陽離子或兩性離子聚合物主鏈上含有多個陽離子基團(tuán)，與黏土顆粒之間的吸附存在強(qiáng)大的靜電引力，不易發(fā)生脫附；同時，陽離子基團(tuán)還可以中和黏土表面的負(fù)電性，削弱黏土顆粒對極性水分子的吸附作用[10]，所以比非離子和陰離子聚合物具有更強(qiáng)的抑制性。目前，國內(nèi)外對陽離子和兩性離子聚合物抑制劑的研究比較多[11-12]，但用于現(xiàn)場的卻較少。2011年，臨盤油田引進(jìn)了新型兩性離子聚合物HRH，成功研制出兩性離子聚合物HRH鉆井液，并在臨盤油田進(jìn)行應(yīng)用，取得了很好的應(yīng)用效果。

1 HRH的性能及鉆井液配方的確定

兩性離子聚合物HRH為乳白色稠狀乳液，是采用反相乳液聚合工藝合成的嵌段共聚物(其分子結(jié)構(gòu)式見圖1)，其分子鏈上同時存在多個陰離子基團(tuán)和陽離子基團(tuán)，相對分子質(zhì)量高達(dá)800萬～1 500萬，遠(yuǎn)高于白色顆粒狀的PAM干粉。以下通過實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)，研究HRH的溶解性、絮凝性、抑制性及與其他化學(xué)添加劑的配伍性，并確定兩性離子聚合物HRH鉆井液的配方。

1.1 溶解試驗(yàn)

分別在300 mL蒸餾水中加入一定質(zhì)量的HRH和PAM，使其含量分別達(dá)到0.1%、0.2%、0.3%、0.4%和0.5%(此處0.1%表示質(zhì)量濃度為0.1 g/100mL，以與現(xiàn)場鉆井液配方相統(tǒng)一，其他同理，下同)，高速攪拌，測定其溶解時間。試驗(yàn)結(jié)果表明，PAM的溶解速度較慢，含量達(dá)到0.3%以后溶解時間均超過30 min，且有“魚眼”現(xiàn)象；而HRH乳液在水中易分散，含量在0.1%～0.5%時的溶解時間均在2 min內(nèi)，其溶解速度遠(yuǎn)快于PAM，同時HRH乳液不會飛散到空氣中傷害操作者，有利于現(xiàn)場施工。

1.2 絮凝試驗(yàn)

分別在裝有200 mL蒸餾水的具塞量筒中，加入30.0 g評價土，搖動均勻后分別加入配備好的0.50%的HRH、PAM試樣溶液2.00 mL，用蒸餾水定容至250 mL，混合均勻1 min后靜置，按企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/SLX004—2010測得其絮凝時間分別為6.5和13.4 min，說明HRH在水中對評價土的絮凝效果優(yōu)于PAM。

1.3 抑制性能試驗(yàn)

1.3.1 巖屑滾動回收率

取臨盤油田沙3段泥頁巖巖屑，粉碎成6～10目顆粒，分別以清水和0.1%～0.5% HRH、PAM、國內(nèi)常用的兩性離子聚合物 FA-367 的水溶液作為浸泡液，在150 ℃溫度下熱滾16 h進(jìn)行巖屑滾動回收率試驗(yàn)，結(jié)果見表1。

由表1可知，清水中的巖屑滾動回收率為28.2%，而HRH加量在0.1%～0.5%時均能顯著提高巖屑回收率，且?guī)r屑在HRH水溶液中的回收率均大于相同加量PAM和 FA-367 水溶液中的回收率，這說明HRH抑制泥頁巖水化分散的能力明顯優(yōu)于PAM和 FA-367。

圖1兩性離子聚合物HRH的分子結(jié)構(gòu)式
Fig.1MolecularstructuralformulaofzwitterionicpolymerHRH

1.3.2 巖心膨脹率

取臨盤油田沙3段泥頁巖巖心，分別以清水和0.3%的HRH、PAM和 FA-367 水溶液作為浸泡液，在室溫下測定巖心在16 h內(nèi)的膨脹量，結(jié)果見圖2。

表1不同聚合物包被抑制劑的巖屑回收率試驗(yàn)結(jié)果

Table1Cuttingsrecoverytestresultsofdifferentpolymerinhibitors

試驗(yàn)樣品不同加量下的巖屑滾動回收率,%00.1%0.2%0.3%0.4%0.5%HRH28.265.270.375.280.984.5PAM28.240.449.255.562.265.5FA-36728.256.263.470.677.882.0

圖2 巖心在不同浸泡液中的線膨脹量Fig.2 Linear expansion amount of the core in different test solution

從圖2可以看出，巖心在HRH水溶液中各時間點(diǎn)的膨脹量均小于在PAM、FA-367 水溶液以及清水中的膨脹量，這說明HRH抑制泥頁巖水化膨脹的能力明顯優(yōu)于PAM和 FA-367。

1.3.3 抑制膨潤土造漿性能

分別在0.3%的HRH、PAM和 FA-367 水溶液中加入一定質(zhì)量的鈉膨潤土使其質(zhì)量濃度為25 g/L，高速攪拌20 min，將其pH值調(diào)至≥9，在150 ℃溫度下熱滾16 h后采用 ZNN-D6 型六速旋轉(zhuǎn)黏度計測試漿液的流變性；然后加入等量的鈉膨潤土并調(diào)整其pH值，熱滾后再次測試其流變性能，如此反復(fù)直至測不出讀數(shù)[13]，結(jié)果見圖3。

圖3 不同試驗(yàn)液的φ3讀數(shù)隨鈉膨潤土質(zhì)量濃度的變化曲線Fig.3 Curve of φ3 value of different test solution with bentonite concentration

從圖3可以看出，當(dāng)膨潤土的質(zhì)量濃度達(dá)到100 g/L時，0.3%PAM溶液的3轉(zhuǎn)讀數(shù)顯著增大；當(dāng)膨潤土的質(zhì)量濃度達(dá)到125 g/L時，0.3% FA-367 溶液的3轉(zhuǎn)讀數(shù)開始增大，當(dāng)膨潤土的質(zhì)量濃度達(dá)到150 g/L時，加有0.3%HRH溶液的3轉(zhuǎn)讀數(shù)才明顯增大，這表明HRH抑制膨潤土造漿的能力明顯強(qiáng)于PAM和 FA-367。

1.4 配伍性及鉆井液配方

將HRH與目前臨盤油田常用的聚合物降濾失劑 LS-1、抗鹽抗溫降濾失劑 DR-10、三元共聚物降濾失劑 KJ-3、雙聚銨鹽HMP、雙保型納米乳液 SDJ-2、低熒光改性瀝青粉 GL-1 等處理劑混合進(jìn)行配伍性試驗(yàn)，結(jié)果見表2。

表2 HRH與各種處理劑的配伍性試驗(yàn)結(jié)果Table 2 Compatibility test results of HRH with various additives

注：基漿為5.0%鈉膨潤土+0.1%HRH+2.0% LS-1+0.2%NaOH；配方1為基漿+0.2%HRH；配方2為配方1+2.0% DR-10；配方3為配方1+2.0% KJ-3；配方4為配方1+2.0% KJ-3+1.0%HMP；配方5為配方4+2.0% SDJ-2；配方6為配方5+3.0% GL-1；配方7為基漿+2.0% KJ-3+1.0%HMP+2.0% SDJ-2+3.0% GL-1+重晶石粉；配方8為配方7+0.1%HRH；配方9為配方8+0.1%HRH。

從表2可以看出，HRH與現(xiàn)有各種處理劑復(fù)配后的鉆井液性能較好，這說明HRH具有良好的配伍性。

根據(jù)以上評價結(jié)果知，兩性離子聚合物HRH與傳統(tǒng)的PAM干粉相比，具有溶解速度快、絮凝效果好、抑制能力強(qiáng)、配伍性好等特點(diǎn)。結(jié)合原有PAM聚合物鉆井液配方，并充分考慮臨盤油田所鉆井的地層特點(diǎn)及井深、油氣層保護(hù)、井控等多方面因素，最終確定兩性離子聚合物HRH鉆井液基本配方(同表2中配方9)為：5.0%鈉膨潤土+0.3%HRH +2.0% LS-1+2.0% KJ-3+1.0%HMP+2.0% SDJ-2+3.0% GL-1+0.2%NaOH+重晶石粉。

2 兩性離子聚合物HRH鉆井液的性能

2.1 抗溫性能

分別在室溫下老化24 h及在80～150 ℃下滾動、老化16 h后，測定兩性離子聚合物HRH鉆井液的性能，結(jié)果見表3。

由表3可知，兩性離子聚合物HRH鉆井液老化前后流變性穩(wěn)定、濾失量都較低，且變化都不大，這說明該鉆井液具有良好的流變性、濾失性和造壁性，且抗溫能力強(qiáng)。

2.2 抑制性能

分別取臨盤油田明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組和沙河街組地層巖屑制成巖心，放入清水、PAM鉆井液和兩性離子聚合物HRH鉆井液中，進(jìn)行巖屑滾動回收率試驗(yàn)(在150 ℃溫度下熱滾16 h)和線性頁巖膨脹量試驗(yàn)(室溫，16 h)，結(jié)果見表4。

由表4可知，不同地層的巖屑在兩性離子聚合物HRH鉆井液中的回收率均大于在清水和在PAM鉆井液中的回收率，對應(yīng)巖心在兩性離子聚合物HRH鉆井液中的膨脹率也均小于在清水和在PAM鉆井液中的膨脹率，這說明兩性離子聚合物HRH鉆井液對臨盤油田不同地層的泥巖、泥頁巖、油頁巖都具有較好的抑制效果，且優(yōu)于PAM鉆井液。

2.3 與潤滑劑的配伍性

采用 NF-2 型泥餅黏附系數(shù)測定儀評價兩性離子聚合物HRH鉆井液的潤滑性，分別在該鉆井液中加入原油、無熒光白油潤滑劑(HCR-108 或 SDJ-5)和固體防塌潤滑劑 RH-2 等進(jìn)行試驗(yàn)，結(jié)果見表5。

表3 兩性離子聚合物HRH鉆井液抗溫性能試驗(yàn)結(jié)果Table 3 Test results of temperature resistance property of HRH drilling fluid

表4 兩性離子聚合物HRH鉆井液抑制性能試驗(yàn)結(jié)果Table 4 Inhibition test results of HRH drilling fluid

注：PAM鉆井液配方為5.0%鈉膨潤土+0.3%PAM +2.0% LS-1+2.0% KJ-3+1.0%HMP+2.0% SDJ-2+3.0% GL-1+0.2%NaOH+重晶石粉。

由表5可知，兩性離子聚合物HRH鉆井液本身就具有較好的潤滑性，加入各種液體或固體潤滑劑后，潤滑效果都得以提高，其中原油(或者白油)與固體潤滑劑復(fù)配的潤滑效果最佳。

表5 兩性離子聚合物HRH鉆井液潤滑性能試驗(yàn)結(jié)果Table 5 Lubrication test results of HRH drilling fluid

注：基漿配方同表2中配方9。

2.4 油氣層保護(hù)效果

按照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評價方法》(SY/T 6540—2002)，測定兩性離子聚合物HRH鉆井液污染巖心的滲透率恢復(fù)率，試驗(yàn)壓差為3.5 MPa，溫度為150 ℃，污染時間為1.5 h。1#、2#和3#巖心污染前的滲透率分別為148.7，77.4和15.7 mD，污染后的滲透率分別為138.4，70.1和14.0 mD，滲透率恢復(fù)率分別為93.1%，90.6%和90.4%，均高于90%，這表明兩性離子聚合物HRH鉆井液具有良好的保護(hù)油氣儲層的作用。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

兩性離子聚合物HRH鉆井液自2011年開始至2013年12月底，已在臨盤油田295口井進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，其中生產(chǎn)直井32口，斜井235口，水平井28口，井深為1 200～4 000 m，平均井深2 540.7 m，累計應(yīng)用進(jìn)尺749 517 m。

3.1 現(xiàn)場維護(hù)處理措施

1) 二開大土池循環(huán)時，使用0.1%～0.2%HRH膠液進(jìn)行維護(hù)，利用HRH的絮凝和包被作用控制巖屑造漿、及時沉降鉆屑，保持大土池的水足夠清潔，以達(dá)到快速鉆進(jìn)的目的。HRH在使用時需加適量解膜劑，解膜劑即用即配不宜長時間放置，以免使大分子結(jié)塊，影響使用效果。

2) 改鉆井液罐進(jìn)行循環(huán)時，使用好固控設(shè)備，加入 LS-1、HRH和NaOH等進(jìn)行處理，而后以0.2%HRH+1.0% LS-1+0.1%NaOH膠液做細(xì)水長流式維護(hù)，以抑制館陶組和東營組地層造漿，使鉆井液保持低黏切(漏斗黏度37～42 s)，適當(dāng)大濾失量(<10 mL)和大排量(32～36 L/s)，以獲得較大的機(jī)械鉆速和一定的井徑擴(kuò)大率。

3) 沙河街組地層易坍塌，應(yīng)加強(qiáng)鉆井液的封堵性和抑制性。加入2.0% LS-1 和2.0% KJ-3 等，控制API濾失量<5 mL(井深2 500 m以深要求高溫高壓濾失量<20 mL)；加入2.0% SDJ-2 和2.0%～3.0% GL-1 等封堵地層層理和微裂縫；鉆進(jìn)中不間斷加入0.3%HRH膠液，以提高鉆井液濾液的抑制性；同時，選擇合理的鉆井液密度和工藝、技術(shù)措施協(xié)同防塌。

4) 對于井斜角小于30°的定向井，由于HRH具有一定的潤滑性，可以少加入或不加入液體潤滑劑；對于井斜角大的定向井及水平井，在定向過程中加入5.0%原油或白油潤滑劑，并隨著井斜角增大及時補(bǔ)充其有效含量，同時配合加入2.0%固體防塌潤滑劑 RH-2 以提高潤滑效果。

5) 鉆進(jìn)過程中，要求鉆井液除了具有足夠大的排量外，還必須具有良好的攜巖性能和流變性能，否則容易引起鉆屑下沉及井下故障，可適時選用1.0%HMP來調(diào)節(jié)流變性。

6) 進(jìn)入油層前50 m左右調(diào)整好鉆井液性能，嚴(yán)格控制API濾失量<5 mL，高溫高壓濾失量<15 mL，并維持合理的鉆井液密度，加入2.0%～3.0% SDJ-2 和 GL-1 等以封堵和保護(hù)油氣層。

7) 完鉆前100 m以細(xì)水長流的方式維護(hù)好性能，密度按設(shè)計和井控要求執(zhí)行，適當(dāng)提高黏度(漏斗黏度45～55 s)和切力(3～6 Pa/6～10 Pa)，并有較高動塑比(0.48左右)，然后循環(huán)并進(jìn)行短程起下鉆，到底后進(jìn)行大排量循環(huán)，確保井下安全無后效后循環(huán)2～3周以清潔凈化井眼。

8) 起鉆電測前在斜井段泵入潤滑稠漿塞(井漿+1.0%～2.0%固體潤滑劑+2.0%～5.0%液體潤滑劑)；在易縮徑、垮塌井段或短程起下鉆遇阻、遇掛井段泵入稠漿塞(井漿+1.0% KJ-3 和NaOH)封閉。

9) 合理有效使用固控設(shè)備，清除鉆井液中的有害固相，提高泥餅質(zhì)量。

3.2 現(xiàn)場應(yīng)用效果

295口井的現(xiàn)場應(yīng)用表明，該鉆井液性能穩(wěn)定、潤滑性好、抑制防塌能力強(qiáng)且具有良好的經(jīng)濟(jì)效益，完全滿足臨盤油田的鉆井要求。以下筆者以2口井深相近的水平井為例進(jìn)行說明，其中 臨9-平2 井使用兩性離子聚合物HRH鉆井液，臨9-平1 井使用了PAM鉆井液。

3.2.1 鉆井液性能穩(wěn)定

在 臨9-平2 井的整個鉆進(jìn)過程中，鉆井液性能穩(wěn)定，正常鉆進(jìn)時每鉆進(jìn)100 m補(bǔ)充膠液5～10 m3，不需要排放廢鉆井液；而在 臨9-平1 井的整個鉆進(jìn)過程中，多次出現(xiàn)黏切過高現(xiàn)象，不得不采取放漿操作，并加入大量磺化褐煤SMC等降黏劑進(jìn)行處理，每鉆進(jìn)100 m的膠液補(bǔ)充量高達(dá)10～20 m3。兩性離子聚合物HRH鉆井液的流變性、濾失性和潤滑性等多項(xiàng)性能均優(yōu)于PAM鉆井液。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，采用兩性離子聚合物HRH鉆井液能將鉆井液中膨潤土含量控制在40～80 g/L，固相含量控制在10%以內(nèi)，含砂量控制在0.3%以內(nèi)，鉆井液密度控制在1.15 kg/L以內(nèi)，特別有利于穩(wěn)定鉆井液性能、提高機(jī)械鉆速及保護(hù)油氣儲層。

3.2.2 抑制防塌能力強(qiáng)

臨 9-平2 井整個鉆進(jìn)過程中井眼穩(wěn)定，未出現(xiàn)任何垮塌掉塊現(xiàn)象，且全井井徑較為規(guī)則，平均井徑擴(kuò)大率為6.96%，而臨9-平1 井的全井平均井徑擴(kuò)大率為12.69%，如圖4所示。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，采用兩性離子聚合物HRH鉆井液所鉆井的平均井徑擴(kuò)大率大多在10%以內(nèi)，而采用PAM鉆井液所鉆井的平均井徑擴(kuò)大率大多為10%～20%，且部分井出現(xiàn)“糖葫蘆”井眼的現(xiàn)象較為嚴(yán)重。由此可見，兩性離子聚合物HRH鉆井液具有良好的抑制防塌能力。

3.2.3 經(jīng)濟(jì)效益良好

臨9-平2 井鉆井周期9.58 d，建井周期17.63 d，平均機(jī)械鉆速37.28 m/h；而臨9-平1 井鉆井周期13.88 d，建井周期22.88 d，平均機(jī)械鉆速32.51 m/h。近4年采用兩性離子聚合物HRH鉆井液和PAM鉆井液所鉆井的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)統(tǒng)計對比情況見表6。

圖4 臨9-平2 井和 臨9-平1 井的井徑曲線Fig.4 Caliper curves of Well Lin 9-Ping 2 and Lin 9-Ping 1

由表6可知，HRH比PAM用量少，但用兩性離子聚合物HRH鉆井液所鉆井的井眼穩(wěn)定性高，因泥包鉆頭、抽汲、縮徑以及井塌造成的劃眼等井下故障明顯減少；完鉆電測一次成功率也明顯提高；同時，鉆井周期和建井周期縮短，機(jī)械鉆速有所提高，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

4 結(jié)論與建議

1) 兩性離子聚合物HRH與傳統(tǒng)的PAM干粉相比，具有溶解速度快、絮凝效果好、抑制能力強(qiáng)、配伍性好等特點(diǎn)，由其配制的兩性離子聚合物HRH鉆井液具有優(yōu)良的流變性、抗溫性、抑制性和潤滑性，且油氣儲層保護(hù)效果好。

2) 兩性離子聚合物HRH鉆井液抑制防塌能力強(qiáng)，能有效解決臨盤油田東營組以上地層的縮徑和垮塌問題、沙河街組泥頁巖水化坍塌及剝蝕掉塊問題，能使平均井徑擴(kuò)大率控制在10%以內(nèi)。

3) 兩性離子聚合物HRH鉆井液性能穩(wěn)定，能有效控制固相含量、明顯提高機(jī)械鉆速并減少井下故障的發(fā)生，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益，在臨盤油田具有很高的推廣應(yīng)用價值。

表6 兩種聚合物鉆井液所鉆井技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對比Table 6 Comparison of technical and economic indexes drilled by the two kinds of polymer drilling fluid

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