基于壓力傳遞的鉆井液納米封堵劑研究與應(yīng)用

劉洋洋， 鄧明毅， 謝剛， 趙洋

井壁失穩(wěn)問題一直以來都是石油界一個(gè)復(fù)雜且?guī)в惺澜缧缘碾y題，從20世紀(jì)40年代起就有學(xué)者對(duì)其開始進(jìn)行研究[1-2]。而由于泥頁巖地層的特殊水敏性，鉆井過程中90%以上的井壁失穩(wěn)問題發(fā)生在泥頁巖地層，因此泥頁巖地層的井壁失穩(wěn)研究是重點(diǎn)。南堡地區(qū)泥頁巖地層為超低孔超低滲地層，一直以來使用的水基鉆井液固相顆粒尺寸均在微米級(jí)別以上，難以實(shí)現(xiàn)對(duì)泥頁巖地層的封堵，近年來大多數(shù)相關(guān)研究者致力于納米級(jí)封堵劑的研究并取得顯著成果[3]。針對(duì)南堡地區(qū)這一特殊問題，通過采用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對(duì)比分析納米級(jí)抗高溫抗壓防塌封堵劑FT-3000、環(huán)境友好型納米級(jí)可變形聚合物封堵劑Green seal與納米封堵劑HLFD-1的封堵性能，并利用南堡地區(qū)巖心進(jìn)行封堵實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，優(yōu)選出性能最佳且穩(wěn)定的鉆井液納米封堵劑，完善鉆井液體系，達(dá)到泥頁巖地層井壁穩(wěn)定及儲(chǔ)層保護(hù)的目的。

1 實(shí)驗(yàn)條件

1）地層資料。南堡地區(qū)目的油層溫度為150 ℃，地層孔隙壓力系數(shù)為1.05。NP36-3652井和NP36-3701井地理位置位于河北省唐山市南堡開發(fā)區(qū)南堡鄉(xiāng)東南約15.8 km，曹妃甸工業(yè)園區(qū)內(nèi)新堡古2平臺(tái)，目的層為Es1，地面海拔為3.47 m。

2）實(shí)驗(yàn)巖心。選取南堡油田的巖心， 巖心直徑為 2.54 cm 左右， 長(zhǎng)度為 2.5 cm 左右， 巖心具有一定強(qiáng)度且無明顯裂縫，同批次巖心滲透率相差小于 0.3 mD。

3）鉆井液納米封堵劑。室內(nèi)選擇納米級(jí)鉆井液封堵劑FT-3000、Green seal與納米封堵劑HLFD-1，在150 ℃下熱滾16 h后進(jìn)行性能測(cè)試，對(duì)比評(píng)價(jià)鉆井液濾失情況及封堵性能。加入不同類型及加量封堵劑后鉆井液性能參數(shù)及粒度分布情況見表1。鉆井液配方如下。

基漿 3%膨潤(rùn)土+0.8%DSP-2+4%SPNH+2%SMP-1+0.5%SMT+0.8%Na2SO3

1#基漿 +3% FT-3000

2#基漿+1%FT-3000+2%HSM+3%HLGB-1

3#基漿 +3%Green seal

4#基漿 +2%HLFD-1+1% HLGB-1

表1 加入不同類型及加量封堵劑后鉆井液流變性能

2 封堵劑的降濾失性能評(píng)價(jià)

1）根據(jù)南堡油田地層數(shù)據(jù)，實(shí)驗(yàn)選取150 ℃熱滾16 h后的待評(píng)價(jià)鉆井液體系。于150 ℃下進(jìn)行高溫高壓濾失實(shí)驗(yàn)[4-6]，結(jié)果見表2。

2）對(duì)砂盤濾失性的影響。選取平均孔喉尺寸為7～16 μm的砂盤在基漿中添加不同類型不同加量的封堵劑，測(cè)取其對(duì)砂盤濾失性能的影響，并同時(shí)測(cè)取泥餅厚度觀察其對(duì)泥餅的影響，結(jié)果見表2。

3）對(duì)泥餅承壓能力的影響。在濾失實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，測(cè)得濾失30 min后，繼續(xù)給系統(tǒng)加壓[7]測(cè)量其泥餅承壓，結(jié)果見表2。

表2 加有不同封堵劑體系對(duì)鉆井液濾失性能的影響

由表2可知，隨著時(shí)間的推移，鉆井液濾失量增加，對(duì)比1#鉆井液與2#鉆井液，可以看出，隨著封堵劑加量的增加，高溫高壓濾失量及砂盤濾失量均減少，泥餅厚度增大，泥餅承壓能力也相應(yīng)增大；3#鉆井液的濾失量最小，為17 mL，且泥餅厚度最厚，為0.45 mm，表明3#鉆井液封堵效果最好，即Green seal的封堵性能最佳；對(duì)于砂盤失水，隨著時(shí)間的遞增， 濾失量逐漸增加， 但其濾失速率呈遞減趨勢(shì)， 3#體系封堵效果最佳；對(duì)于泥餅承壓能力， 1#與 3#體系的泥餅承壓能力均大于 8 MPa， 泥餅承壓能力好。綜上所述， 3% Green seal封堵性最佳， 因此推薦現(xiàn)場(chǎng)使用這一納米級(jí)鉆井液封堵劑。

3 巖心封堵性能評(píng)價(jià)

3.1 對(duì)孔隙封堵效果

選取滲透率相差不大的巖心進(jìn)行不同類型的封堵劑在不同加量時(shí)封堵前后巖心滲透率變化情況實(shí)驗(yàn)，見表3。由表3可知，封堵后巖心滲透率均降低，說明不同的封堵劑均可達(dá)到封堵泥頁巖地層的效果；隨著封堵劑含量增加，滲透率降低率也隨之增加；3#鉆井液封堵巖心前后滲透率降低率最大。因此3#鉆井液封堵效果最好，即環(huán)境友好型納米級(jí)可變形聚合物封堵劑Green seal封堵性能最佳。

表3 封堵前后巖心滲透率變化情況

3.2 對(duì)裂縫封堵效果

該項(xiàng)實(shí)驗(yàn)與對(duì)孔隙封堵原理一致，只是巖心的基質(zhì)滲透率與巖心滲透率級(jí)別相當(dāng)，裂縫滲透率為2 D，裂縫寬度為50 μm。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

表4 對(duì)裂縫封堵效果實(shí)驗(yàn)記錄

由表4可知，隨著封堵劑含量的增加，相同裂縫條數(shù)的巖心封堵后滲透率降低率增加；基漿封堵前后滲透率降低率最小，為43.4%，3#鉆井液巖心封堵前后滲透率降低率最大，為98.77%。因此3#鉆井液體系封堵效果最好，即環(huán)境友好型納米級(jí)可變形聚合物封堵劑Green seal封堵性能最佳。

3.3 壓力傳遞情況及膜效率測(cè)試分析

通過實(shí)驗(yàn)?zāi)M地層條件，研究在水力壓差和化學(xué)勢(shì)差作用下的壓力傳遞規(guī)律，以及隨著浸泡時(shí)間不同的泥頁巖強(qiáng)度的變化規(guī)律，建立泥頁巖井壁力學(xué)與化學(xué)耦合分析模型，可以分析水基鉆井液作用下泥頁巖地層的坍塌周期[8-10]。實(shí)驗(yàn)巖心夾持系統(tǒng)下部為進(jìn)液驅(qū)替端，電腦自動(dòng)采集上端壓力即為壓力傳遞情況，結(jié)果見圖1～圖5。

圖1 基漿壓力傳遞情況

圖2 1#體系壓力傳遞情況

圖3 2#體系壓力傳遞情況

圖4 3#體系壓力傳遞情況

圖5 4#體系壓力傳遞情況

由圖1～圖5基漿巖心飽和階段可以看出，上端壓力變化曲線平滑，沒有壓力突變點(diǎn)，說明巖心內(nèi)部結(jié)構(gòu)均質(zhì)。由水力壓差作用下的壓力傳遞可以看出，上端壓力隨時(shí)間的遞增逐步增加直至穩(wěn)定。其中，2#體系和4#體系在增加下端驅(qū)替壓力的瞬間，上端壓力迅速增加至與下端壓力相等，隨后緩慢下降達(dá)到平衡，這是由于下端驅(qū)替壓力因活塞的問題緩慢下降而致。由化學(xué)勢(shì)差作用下的壓力傳遞可以看出，更換巖心下端溶液為活度小于地層水的鉆井液濾液，使得巖心上端溶液中的水向下端擴(kuò)散而致，期間有上端壓力突變點(diǎn)是由于調(diào)節(jié)下端壓力而致。直至上端壓力開始增加，此時(shí)即形成半滲透膜。

巖心飽和階段，給巖樣下端驅(qū)替模擬地層水（活度為0.95的NaCl溶液），上端壓力變化曲線平滑，沒有壓力突變點(diǎn)，說明巖心內(nèi)部結(jié)構(gòu)均質(zhì)。在水力壓差作用下，給巖樣下端增加驅(qū)替壓力至鉆井液液柱壓力，并維持壓力恒定不變，上端壓力隨時(shí)間的增加逐步增加，壓力遞增速率先增加后減小，水力壓差下的壓力傳遞需要10 000 s以上。在化學(xué)勢(shì)差的作用下，在保證巖樣兩端壓力相等的情況下，更換巖樣下端驅(qū)替流體為鉆井液濾液，記錄上端壓力即為水在化學(xué)勢(shì)差作用下的壓力傳遞規(guī)律。上端壓力緩慢下降，這是因?yàn)楦鼡Q巖心下端溶液活度小于地層水活度，使得巖心上端溶液中的水向下端擴(kuò)散而致，隨后上端壓力逐步上升，此時(shí)即形成半滲透膜。使用SCMS-C4型高溫高壓巖心滲透率測(cè)試裝置進(jìn)行試驗(yàn)，在巖心夾持系統(tǒng)中安裝好巖心后，將不同的鉆井液體系傾倒于活塞容器中，連接好管線后給系統(tǒng)施加圍壓及入口壓力，驅(qū)動(dòng)鉆井液進(jìn)入實(shí)驗(yàn)巖心，記錄上端壓力的變化情況。溶液活度利用WSB-5-H2型高精度可送檢數(shù)字溫濕度計(jì)測(cè)量。通過化學(xué)勢(shì)差作用下的壓力傳遞進(jìn)行監(jiān)測(cè)，計(jì)算出相應(yīng)膜效率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。由表5可知，基漿膜效率為最小值， 表明溶液最易通過巖心， 其穩(wěn)定井壁效果最差；對(duì)比1#和2#體系，封堵劑FT-3000加量減小后膜效率有所增加， 是因?yàn)轶w系中加入膠束劑后其在濃度較低的體系（2#體系）中呈現(xiàn)出單分子分散或被吸附在溶液的表面上而降低表面張力， 成膜效果增加所致；3#體系膜效率為最大值，表明3#體系穩(wěn)定井壁效果最佳， Green seal能達(dá)到最佳的封堵效果。由于Green seal是一種水基鉆井液用可變形封堵防塌劑，由微米級(jí)不可變形材料、納米級(jí)可變形可再分散聚合物顆粒和天然高分子改性材料組成，是一種無毒的環(huán)保材料。其作用機(jī)理是在正壓差作用下迅速進(jìn)入近井壁帶，形成致密隔離層帶，降低濾液滲透，封堵微裂縫，減緩壓力傳遞，延長(zhǎng)井壁穩(wěn)定時(shí)間。因此現(xiàn)場(chǎng)推薦使用此封堵劑。

表5 膜效率測(cè)試結(jié)果分析

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

現(xiàn)場(chǎng)在NP36-3652和NP36-3701井應(yīng)用了環(huán)境友好型納米級(jí)可變形聚合物封堵劑Green seal進(jìn)行鉆進(jìn)。鉆進(jìn)基本情況見表6。NP36-3701井加入Green seal后鉆井液對(duì)露頭巖心具有較好的油層保護(hù)效果，滲透率恢復(fù)值高達(dá)98.63%，濾液侵入量低，僅為1.6 mL，說明該體系具有良好的失水造壁性，能夠在近井地帶形成屏蔽暫堵帶，阻止濾液和固相顆粒進(jìn)入地層。2口井加入Green seal后，鉆井液應(yīng)用井段井徑規(guī)則，平均井徑擴(kuò)大率為7.75%和9.32%，鉆井液表現(xiàn)出了良好的井壁穩(wěn)定能力，井徑曲線如圖6和圖7所示。

表6 2口應(yīng)用井應(yīng)用井段基本情況

圖6 應(yīng)用井NP36-3652井井徑曲線

圖7 應(yīng)用井NP36-3701井井徑曲線

5 結(jié)論及建議

1.室內(nèi)通過對(duì)高溫高壓失水、砂盤失水及泥餅承壓能力的影響研究結(jié)果顯示，加有3%Green seal的體系封堵性能最佳。

2.通過對(duì)南堡地區(qū)巖心測(cè)試顯示，3#體系（3%Green seal）對(duì)泥頁巖地層封堵性能有良好的改善。納米級(jí)可變形鉆井液封堵劑Green seal，在正壓差作用下迅速進(jìn)入近井壁帶，形成致密隔離層帶，降低濾液滲透，封堵微裂縫，減緩壓力傳遞，延長(zhǎng)井壁穩(wěn)定時(shí)間。因此，現(xiàn)場(chǎng)鉆進(jìn)泥頁巖地層鉆井液選用Green seal作為封堵劑。

3.現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，3#鉆井液體系（3%Green seal）在流變性、封堵性等方面表現(xiàn)良好；應(yīng)用井段井壁穩(wěn)定、井徑規(guī)則、滲透率恢復(fù)值高、濾液侵入量低，解決了井壁失穩(wěn)問題，同時(shí)降低了鉆井液密度，實(shí)現(xiàn)了井壁穩(wěn)定與儲(chǔ)層保護(hù)的雙重目的。

[1]劉敬平，孫金聲.川滇頁巖氣水平井水基鉆井液技術(shù)[J].鉆井液與完井液， 2017，34（2）：9-14.

LIU Jingping，SUN Jinsheng.Water base drilling fluid technology for horizontal shale gas drilling in Sichuan and Yuanan[J].Drilling Fluid & Completion Fluid， 2017，34（2）：9-14.

[2]趙凱，樊勇杰，于波，等. 硬脆性泥頁巖井壁穩(wěn)定研究進(jìn)展 [J]. 石油鉆采工藝， 2016， 38（3）： 277-285.

ZHAO Kai，F(xiàn)AN Yongjie，YU Bo，et al. Research progress of wellbore stability in hard brittle shale[J].Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）：277-285.

[3]申瑞臣，屈平，楊恒林. 煤層井壁穩(wěn)定技術(shù)研究進(jìn)展與發(fā)展趨勢(shì)[J].石油鉆探技術(shù)，2010，38（3）：1-7.

SHENG Ruichen，QU Ping，YANG Henglin. Research progress and trend of development of coal wall stability technology [J]. Petroleum Drilling Techniques，2010， 38（3）：1-7.

[4]張勇. 水基鉆井液封堵理論與技術(shù)研究[D].成都：西南石油大學(xué)，2013.

ZHANG Yong.A research on plugging theory and technology of water-based drilling fluid[D]. Chengdu ：Southwest Petroleum University， 2013.

[5]馬成云，宋碧濤，徐同臺(tái)，等. 鉆井液用納米封堵劑研究進(jìn)展[J].鉆井液與完井液，2017，34（1）：1-8.

MA Chengyun， SONG Bitao， XU Tongtai，et al.Progress in study drilling fluid nano material pulling agents[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid， 2017，34（1）：1-8.

[6]羅春芝，王越之，袁建強(qiáng). 超低滲透鉆井液處理劑的研究及應(yīng)用 [J].石油天然氣學(xué)報(bào)，2009， 31（2）： 92-95.

LUO Chunzhi，WANG Yuezhi，YUAN Jianqiang.Research and application of ultra-low permeability drilling fluid treatment agent [J].Journal of Oil and Gas Technology，2009， 31（2）： 92-95.

[7]趙素麗， 常連玉， 肖超. 超低侵害油氣層保護(hù)劑NPL-2的研制及應(yīng)用 [J].鉆井液與完井液， 2009， 26（6）：13-15. ZHAO Suli，CHANG Lianyu，XIAO Chao. Ultra-low violation of development and utilization of oil and gas layer protectant NPL-2[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid， 2009，26（6）：13-15.

[8]呂開河，邱正松，徐加放.泥頁巖和鉆井液間的壓力傳遞測(cè)試技術(shù)研究[J]. 鉆采工藝， 2006，29（4）：20-22.

LYU Kaihe，QIU Zhengsong，XU Jiafang. Between shale and drilling fluid pressure transmission testing technology research[J]. Drilling & Production Technology，2006， 29（4）：20-22.

[9]徐加放，邱正松，秦濤，等. 泥頁巖壓力傳遞特性的實(shí)驗(yàn)研究 [J]. 石油鉆探技術(shù)， 2004， 32（1）：23-25.

XU Jiafang，QIU Zhengsong，QIN Tao，et al.Experimental study on the stress transfer characteristics of the shale[J]. Petroleum Drilling Techniques，2004， 32（1）：23-25.

[10]何恕，鄭濤，敬增秀，等.利用壓力傳遞實(shí)驗(yàn)技術(shù)評(píng)價(jià)硅酸鹽鉆井液井壁穩(wěn)定性能[J]. 鉆井液與完井液，2001， 18（6）：10-13.

HE Shu，ZHENG Tao，JIN Zengxiu，et al. The evaluation of silicate drilling fluid pressure transmission experiment technology of borehole wall stability [J].Drilling Fluid & Completion Fluid， 2001， 18（6）：10-13.