鉆井液用高效橋聯(lián)型防塌劑的研發(fā)及現(xiàn)場應(yīng)用

張縣民， 蔣官澄*， 宣揚， 付建國， 董偉

鉆井液用高效橋聯(lián)型防塌劑的研發(fā)及現(xiàn)場應(yīng)用

張縣民1， 蔣官澄1*， 宣揚1， 付建國2， 董偉2

（1.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京102249； 2.西部鉆探工程有限公司準(zhǔn)東鉆井公司，新疆阜康831511）

張縣民， 蔣官澄， 宣揚， 等.鉆井液用高效橋聯(lián)型防塌劑的研發(fā)及現(xiàn)場應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2017，34（1）：39-44.

ZHANG Xianmin， JIANG Guancheng， XUAN Yang，et al.Development and application of high performance drilling fl uid bridging formation stabilizer[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017， 34（1）：39-44.

井壁失穩(wěn)一直是鉆井過程中未能徹底解決的問題。根據(jù)防塌劑與鉆井液中的黏土及地層礦物吸附聯(lián)結(jié)的作用機理，采用AM、AMPS和一種強吸附單體M，通過以過硫酸鉀作引發(fā)劑，在60 ℃反應(yīng)4 h，合成了一種抗溫達(dá)150 ℃的高溫橋聯(lián)型防塌劑QFT，產(chǎn)物為白色黏稠狀，QFT分子量約為（8～60）×104g/mol，有效含量為10%。該防塌劑具有強抑制、降濾失及對基漿黏度影響小的特點，對其進(jìn)行了性能評價和機理分析，并介紹了其現(xiàn)場應(yīng)用情況。與清水相比，3%QFT水溶液使泥頁巖巖心線性膨脹量降低44.56%，泥頁巖巖屑150 ℃滾動回收率提高34.1%，回收率大于KCl及KPAM和FA-367；在清水中浸泡10 min后完全分散開的巖心，在QFT溶液中浸泡24 h仍保存完整。X -射線衍射分析結(jié)果說明，QFT由于分子量較小，可以進(jìn)入黏土層間，阻止水分子進(jìn)入黏土層。含有QFT的基漿老化后黏土顆粒粒徑較小，比表面積較大，說明該防塌劑可以通過與黏土的橋聯(lián)吸附，阻止基漿中固相顆粒高溫聚集，保證基漿中具有一定量的細(xì)顆粒，有利于形成薄而致密的濾餅，老化后3% QFT可以使4%基漿的API濾失量降低48.33%。鉀鈣基鉆井液體系中引入QFT后，有效地降低了濾失量，現(xiàn)場的泥巖巖屑滾動回收率在95%以上，且120 ℃下浸泡后的人造巖心強度比原體系提高14%以上。通過在紅山嘴H160井的應(yīng)用，表明該防塌鉆井液體系能夠防止井塌等復(fù)雜事故。此外，由于該體系有良好的降濾失及抑制性，試驗井鉆井周期比鄰井H170-X 井縮短43%，鉆機月速提高了70%，顯著提高了鉆井時效，降低鉆井成本。

水基鉆井液；防塌劑；橋聯(lián)；聚合物；井壁穩(wěn)定

0 引言

現(xiàn)用鉆井液防塌劑的作用方式主要分為2種[1-4]。一種是通過阻止或延緩水從井眼向地層內(nèi)遷移來防塌，這類防塌劑包含較廣，如瀝青類封堵型防塌劑，腐植酸、纖維素類泥餅致密型防塌劑；另一種是通過增加地層礦物顆粒間結(jié)合力來防塌，如包被防塌劑，但是這類防塌劑如KPAM、FA-367增黏嚴(yán)重，嚴(yán)重影響現(xiàn)場應(yīng)用。借鑒泥餅致密型防塌劑和包被防塌劑的作用機理，設(shè)計出一種橋聯(lián)型防塌劑QFT，并研究了其作用機理。

紅山嘴油田井下復(fù)雜情況嚴(yán)重，該區(qū)域表層易漏易塌，在侏羅系八道灣組、 三疊系、 二疊系地層鉆井過程中也容易發(fā)生井漏、 井塌和井噴。針對該地層，前人嘗試了多種鉆井液體系[5-11]， 仍不能很好解決井壁失穩(wěn)問題。在該區(qū)塊常用的鉀鈣基聚磺鉆井液體系中引入該高效橋聯(lián)防塌劑，形成一種防塌鉆井液體系，評價了其井壁穩(wěn)定性能，并介紹了該體系在紅山嘴油田紅 153區(qū)塊H160井的應(yīng)用情況。

1 橋聯(lián)型防塌劑QFT的作用機理

1.1 橋聯(lián)型防塌劑QFT的制備

將一種強吸附單體M溶于蒸餾水中， 將AM、用NaOH調(diào)為中性的AMPS溶液， 加入M溶液中，攪拌均勻， 然后充氮氣30 min， 加入引發(fā)劑過硫酸鉀， 升溫至60 ℃， 反應(yīng)4 h得到橋聯(lián)型防塌劑QFT。該產(chǎn)物為白色黏稠狀液體， 固相含量為10%。

1.2 防塌性能評價

1.2.1 抑制泥頁巖分散作用

取20 g泥頁巖粉末在20 MPa下壓10 min，然后取出，得到人造巖心。分別浸泡在蒸餾水和3% QFT水溶液中，巖心在清水中很快分散，10 min后完全分散開，而在QFT溶液中巖心浸泡10 min沒有什么變化（見圖1），甚至24 h后，巖心仍保存完整。一方面橋聯(lián)型防塌劑QFT在泥頁巖上能夠形成多點吸附聯(lián)結(jié)，增加泥頁巖間的結(jié)合力，封堵微裂縫，阻止泥頁巖剝落；另一方面，QFT能夠在巖心表面形成一層致密的膜，可阻止和減緩水分子進(jìn)入泥頁巖，從而抑制泥頁巖水化分散。

圖1 QFT對泥頁巖膨脹分散的抑制性

1.2.2 頁巖巖心線性膨脹實驗

取10 g泥頁巖粉末在10 MPa下壓5 min，用CPZ-2雙通道線性膨脹儀測量巖心在清水及不同濃度的QFT水溶液中的線性膨脹量，如圖2所示。

圖2 QFT對巖心線性膨脹量的影響

由圖2可知，隨著QFT含量的增加，QFT對巖心膨脹的抑制作用增強，巖心線性膨脹量降低；在3%QFT水溶液中巖心膨脹量降低率達(dá)到44.56%，說明QFT對泥頁巖的線性膨脹具有很好的抑制作用，同時，由于巖心在3%QFT與5%QFT溶液中線性膨脹降低率相近，所以在后續(xù)實驗中QFT的加量采用3%。

1.2.3 泥頁巖滾動回收率實驗

將粒徑為2.00～3.20 mm的現(xiàn)場泥頁巖巖屑分別在不同溶液中熱滾16 h，溫度為150 ℃，熱滾后，巖屑過孔徑為0.45 mm的篩子，干燥稱重，得到巖屑在清水、7%KCl、0.3%KPAM（分子量200×104～400×104g/mol）、0.3%FA-367（分子量200×104～250×104g/mol）及3% QFT（有效含量為0.3%）的滾動回收率分別為14.6%、23.5%、32.4%、37.6%和48.7%。QFT的抑制性要好于KCl及包被劑KPAM和FA-367，具有較好的抑制防塌性能。

1.2.4 QFT的降濾失作用

配制4%的膨潤土基漿3份，一份作為空白（1#），一份加入3%QFT（2#），一份加入0.3%KPAM（3#）。將3份基漿分別老化后常溫下測得的表觀黏度和中壓濾失量如表1所示。可以看出，KPAM和QFT都可以大幅度降低基漿的API濾失量，與KPAM相比，QFT對基漿的黏度影響很小，更有利于QFT的現(xiàn)場應(yīng)用。

表1 不同防塌劑對4%膨潤土基漿性能的影響（150 ℃、16 h）

1.3 防塌機理

1.3.1 X射線衍射實驗

為了弄清QFT與黏土表面的吸附或插層行為，探討QFT對黏土晶格膨脹的影響，將老化后的1#、2#和3#鉆井液中的黏土烘干、研磨，用X-射線衍射儀（D8 Advance ，德國 Bruker公司）測定黏土層間距d（001），見圖3。含有KPAM的黏土層間距與空白黏土相近，說明大分子KPAM沒有進(jìn)入黏土層間，而含有QFT的黏土層間距變大，說明QFT由于分子量較小，可以進(jìn)入黏土層間，阻止水分子進(jìn)入黏土層，這是導(dǎo)致QFT的抑制性好于KPAM的主要原因。

圖3 不同黏土復(fù)合物的X 射線衍射譜圖

1.3.2 QFT對基漿粒度的影響

用激光粒度分析儀（MS-2000， Malvern）分別測量1#鉆井液老化前后及2#鉆井液老化后，鉆井液中固相顆粒的粒徑分布，結(jié)果見表2。可以看出，1#鉆井液老化后顆粒粒徑變大，比表面積變小，說明在老化過程中黏土顆粒發(fā)生聚集；與老化后的1#鉆井液相比，含有QFT的基漿老化后黏土顆粒粒徑較小，比表面積較大，說明QFT有利于阻止黏土顆粒高溫下聚集。

表2 QFT對基漿粒度的影響（150 ℃、16 h）

1.3.3 鉆井液黏土顆粒形貌分析

將老化后的1#和2#鉆井液稀釋200倍后，通過透射電子顯微鏡（TEM， FEI Tecnai G2 F20）觀察鉆井液中黏土顆粒的聚集狀態(tài)，結(jié)果見圖4。

圖4 1#和2#鉆井液老化后的黏土顆粒形貌

由圖4可以看出，2#鉆井液顆粒分散程度要好于1#鉆井液，說明QFT有利于增加鉆井液中黏土顆粒的穩(wěn)定性，阻止黏土顆粒高溫聚集。

1.3.4 QFT的防塌機理

QFT分子鏈上有吸附基團(tuán)羥基和酰胺基，這些基團(tuán)可以與黏土顆粒表面上的氧形成氫鍵，或與黏土顆粒邊緣上的Al3+形成配位鍵， 使QFT吸附在黏土上或進(jìn)入黏土層， 阻止水分子進(jìn)入黏土層，所以QFT具有較好的抑制性。同時，QFT上的磺酸基使黏土顆粒表面負(fù)電量增加，Zeta電位的絕對值升高，有利于阻止黏土顆粒之間在高溫下因碰撞而聚結(jié)。另外，一條QFT分子鏈上能同時吸附多個黏土顆粒，形成混合網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，從而提高黏土顆粒的聚結(jié)穩(wěn)定性，使鉆井液中具有一定含量的細(xì)顆粒，形成致密的濾餅， 降低濾失量。由于分子量較小，QFT對基漿黏度的影響較小。QFT的抑制、 降濾失以及對基漿黏度影響小的特性，更有利于現(xiàn)場應(yīng)用。

2 防塌鉆井液性能的室內(nèi)評價

以紅山嘴油田紅153區(qū)塊常用的鉀鈣基聚磺鉆井液體系為基礎(chǔ)，添加3%高效橋聯(lián)防塌劑QFT，組成適用于紅153區(qū)塊的防塌鉆井液體系，并對其性能進(jìn)行了室內(nèi)評價。鉆井液基礎(chǔ)配方如下。

4%膨潤土+0.2%Na2CO3+0.3%KOH+0.6%聚合物降濾失劑SP-8+0.3%包被劑PMHA-2+ 2%SMP-1（粉）+2%SPNH+0.2%銨鹽+7%KCl+3%磺化瀝青粉SDH+0.4%CaO+重晶石

2.1 流變性和濾失造壁性

表3是基礎(chǔ)鉆井液和防塌鉆井液于120 ℃老化后的流變性和濾失量評價結(jié)果。

表3 橋聯(lián)防塌劑QFT對鉆井液流變性和濾失量的影響

從表3可以看出，2種體系的動切力和凝膠強度相近，同時防塌鉆井液的API濾失量和高溫高壓濾失量都有所下降，說明該體系的濾失造壁性好于原體系；此外，與普通包被防塌劑KPAM及FA-367不同，橋聯(lián)防塌劑QFT對鉆井液流變性的影響很小，這有利于QFT在現(xiàn)場的應(yīng)用。

2.2 防塌抑制性

做巖屑滾動回收率實驗， 取20 g粒徑為2.00～3.20 mm的現(xiàn)場泥巖巖屑， 實驗條件為120 ℃熱滾16 h，過孔徑為0.45 mm的篩子，測得巖屑在基礎(chǔ)鉆井液和防塌鉆井液中的滾動回收率分別為84.81%和96.25%。由此可知，防塌鉆井液體系的巖屑滾動回收率比原體系高10%以上。這說明防塌鉆井液具有較強的抑制泥頁巖分散的能力。

2.3 單軸抗壓強度

通過對在不同鉆井液體系中熱滾過的巖心進(jìn)行單軸應(yīng)力實驗，考察了防塌鉆井液對泥頁巖的加固效果。巖心采用石英砂、現(xiàn)場泥巖粉末（過孔徑為0.15 mm的篩子、膠結(jié)劑混合壓制的人造巖心（現(xiàn)場泥巖粉末和石英砂質(zhì)量比為2︰8））。

將2塊人造巖心1#和2#分別于鉀鈣基聚磺鉆井液、防塌鉆井液中120 ℃下靜置16 h，取出后用水沖洗干凈表面，將晾干的巖心分別在TAW-1000巖石三軸伺服試驗儀上進(jìn)行單軸破壞實驗，單軸應(yīng)力-應(yīng)變曲線如圖4所示，結(jié)果見表4。

圖4 1#和2#巖心應(yīng)力應(yīng)變曲線

表4 巖心常規(guī)力學(xué)參數(shù)

由表4可知，與鉀鈣基聚磺鉆井液體系相比，人造巖心經(jīng)防塌鉆井液浸泡后破壞強度要大14%，因此，防塌鉆井液可以增加巖心破壞強度，起到穩(wěn)定井壁作用。

3 在紅153區(qū)塊的現(xiàn)場應(yīng)用

紅山嘴H160井是西部鉆探準(zhǔn)東鉆井公司泥漿技術(shù)服務(wù)公司承包的一口直井采油井，完鉆井深為3 038 m，鉆探目的層為夏子街組。紅153區(qū)塊H160井井身結(jié)構(gòu)為：φ444.5 mm×305 m+φ311.2 mm×2 226 m+φ215.9 mm×3 038 m，套管程序為：φ339.7 mm×305 m+φ244.5 mm×2 223 m+ φ139.7 mm×3 035 m。其中一開為CMC-膨潤土鉆井液，二開、三開為防塌鉆井液體系（體系配方如下）。

4%膨潤土+0.2%Na2CO3+0.2% KOH+（0.6%～0.8%）SP-8+（5%～7%）KCl+（0.5%～0.7%）PMHA-2+（2%～3%）SMP-1（粉）+1%SPNH+0.6% NPAN+3%白瀝青+（0.2%～0.5%）CaO+1%低熒光潤滑劑+（2%～3%）SDH+（2%～3%）QFT+重晶石

3.1 體系的抗污染性

為了保證鉆井順利進(jìn)行，時刻對現(xiàn)場鉆井液體系進(jìn)行評價記錄。防塌鉆井液體系在二開和三開期間的性能見表5。由表5可見，防塌鉆井液的流變性和濾失量比較穩(wěn)定，說明該體系受地層污染的影響較小，具有較好的抗污染性能。

表5 H160井二開和三開鉆井液工藝參數(shù)

3.2 體系的防塌性能評價

評價現(xiàn)場鉆井液抑制性能好壞的主要依據(jù)是在泥巖段或復(fù)雜區(qū)塊鉆井液能否避免井壁發(fā)生剝落掉塊或縮徑、卡鉆等情況。H160 井三開完井后電測下套管一次成功，未發(fā)生任何電測遇阻等井下復(fù)雜情況。該區(qū)塊各井的井徑變化率和復(fù)雜情況分別如表6和表7所示。由表6、表7可知，利用防塌鉆井液的H160 井的平均井徑擴(kuò)大率小于H170-X井，且沒有出現(xiàn)井眼掉塊現(xiàn)象。說明具有強抑制性的防塌鉆井液體系能夠提高井壁穩(wěn)定性，從而得到較為規(guī)則的井徑。

表6 紅153區(qū)塊應(yīng)用井與鄰井井徑擴(kuò)大率對比

表7 紅153區(qū)塊應(yīng)用井與鄰井鉆井復(fù)雜情況對比

3.3 總體效果

紅153區(qū)塊H160井與鄰井的綜合鉆井指標(biāo)對比見表8。從表8可以看出，采用防塌鉆井液的鉆井周期比鄰井H170-X井縮短了將近29 d，縮短比例達(dá)43%，鉆機月速比H170-X井提高了70%。這是由于該體系能夠極大程度地抑制泥巖巖屑的水化分散，并減少鉆頭泥包現(xiàn)象的發(fā)生，提高鉆速；另一方面通過與地層礦物的膠結(jié)作用，增強了井壁的穩(wěn)定性，沒有發(fā)生坍塌等復(fù)雜事故，這大幅節(jié)省了處理復(fù)雜事故的時間和材料費用；同時H160 井井徑比較規(guī)則，測井一次完成。綜上所述，通過防塌鉆井液體系的應(yīng)用，顯著降低了鉆井周期。

表8 紅153區(qū)塊各井鉆井工藝對比

4 結(jié)論

1.合成的高效橋聯(lián)防塌劑QFT具有抑制性高、降濾失強及對基漿黏度影響小等優(yōu)點。通過吸附基團(tuán)與黏土的氫鍵作用，QFT吸附在黏土顆粒表面，或進(jìn)入黏土層，阻止水分子進(jìn)入黏土層。泥頁巖線性膨脹降低率高達(dá)44.56%，滾動回收提高量高達(dá)34.1%。同時，磺酸基團(tuán)使黏土顆粒表面的ζ電位的絕對值升高，阻止黏土顆粒在高溫下聚集；QFT的橋聯(lián)作用使多個黏土顆粒橋聯(lián)起來形成混合網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，從而保持鉆井液中細(xì)顆粒的含量，形成致密的濾餅，降低濾失量，使基漿的API中壓濾失量降低48.33%。由于分子量較小，QFT對基漿黏度的影響較小。

2.室內(nèi)評價實驗表明，加有自研高效橋聯(lián)型防塌劑QFT的防塌鉆井液體系具有良好的流變性能和穩(wěn)定井壁性能，在120 ℃下，對現(xiàn)場泥巖的巖屑滾動回收率達(dá)到95%以上；同時，在該體系中高溫靜置后的人造巖心抗壓強度比在普通的鉀鈣基聚磺鉆井液體系提高了14%以上。

3.加有自研高效橋聯(lián)型防塌劑QFT的防塌鉆井液體系在紅153區(qū)中得到成功的應(yīng)用，井壁穩(wěn)定效果顯著。應(yīng)用防塌鉆井液體系的H160井，未出現(xiàn)復(fù)雜情況，鉆井周期比鄰井H170-X井縮短43%，鉆機月速提高了70%。顯著提高了鉆井時效，降低了鉆井成本。

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Development and Application of High Performance Drilling Fluid Bridging Formation Stabilizer

ZHANG Xianmin1, JIANG Guancheng1, XUAN Yang1, FU Jianguo2, DONG Wei2
(1. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249; 2. Zhundong Drilling Branch of Western Drilling and Exploration Engineering Company Ltd.,Fukang, Xinjiang 831511)

Borehole wall destabilization has long been a problem that needs to be solved. A high temperature bridging formation stabilizer QFT, has been developed based on the working mechanism under which formation stabilizers are adsorbed on clay particles and formation minerals. Monomers used in synthesizing QFT were AM, AMPS and a strong absorbent monomer M, and potassium persulfate was used as the initiator. The polymerization lasted for 4 hours at 60 ℃. QFT is a white viscous liquid with 10% active content. The molecular weight of QFT is ca. (8-60) × 104g/mol. QFT is a drilling additive of high inhibitive capacity, good fi ltration control and weak effect on the viscosity of base mud. The highest temperature for QFT to function is 150 ℃. Laboratory evaluation and analyses showed that, compared with fresh water, the rate of linear expansion of 3%QFT water solution (tested on shale cores) was reduced by 44.56%, and the percent recovery of shale core in hot rolling test was increased by 34.1% at 150 ℃. The percent recovery of shale cuttings tested with QFT was greater than KCl, KPAM and FA-367. Cores thoroughly disintegrated in fresh water after soaking for 10 min remained integrity after soaking 24 hours in QFT solution. X-ray diffraction showed that the low molecular weight QFTcan enter the space between the crystal layers of clay, thereby prevent water molecules from entering the clay. Base mud treated with QFT had fi ne clay particles with higher specif i c surface area, indicating that QFT had been adsorbed onto the surface of clay particles through bridging, and this inhibited the agglomeration of clay particles at high temperatures and ensured that there were fi ne particles in the base mud to form a thin tight mud cake. The API fi lter loss of a 4% bentonite base mud treated with 3% QFT was reduced by 48.33% after aging. Drilling fl uid containing potassium and calcium, when treated with QFT, had reduced fi ltration rate. With the same drilling fl uid, the percent recovery of shale cores (samples taken from fi eld) was more than 95%, and the strength of artif i cial cores soaked at 120 ℃ in the potassium calcium drilling fl uid with QFT treatment was 14% higher than the cores soaked in potassium calcium drilling fl uid with no QFT treatment. Application of QFT on the well H160 in Hongshanzui demonstrated that potassium calcium drilling fl uid treated with QFT successfully inhibited borehole wall instability. Meanwhile, the drilling time of this well was reduced by 43% than the adjacent well H170-X. Monthly drilling rate was increased by 70%, and drilling cost was thus remarkably reduced.

Water base drilling fl uid; Formation stabilizer; Bridging; Polymer; Borehole wall stabilization

TE254.4

A

1001-5620（2017）01-0039-06

2016-12-24；HGF=1701N13；編輯 王小娜）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.007

國家“863”項目“致密氣藏高效鉆井技術(shù)研究”（2013AA064803）；國家自然科學(xué)石油化工聯(lián)合基金重點支持項目（U1262201）；國家自然科學(xué)基金面上項目（51474231）；中石油重點項目（2014D-4407）；中石油新方法新技術(shù)項目（2014A-4212）。

張縣民，在讀博士研究生，1987年生，研究方向為油氣井化學(xué)工程。電話 （010）89732239；E-mail：zhangxianmin2007@126.com。

蔣官澄，電話（010）89732196；E-mail ：jgc5786@126.com。