正壓成膜鉆井液技術研究與應用

摘" " 要：水基成膜鉆井液技術是近些年來研究較多和發(fā)展較快的一種井壁強化技術。試驗發(fā)現(xiàn)正壓成膜處理劑PMF可有效提高地層承壓能力。由有機鹽鉆井液或鉀鹽聚合物鉆井液與PMF復配，形成正壓成膜鉆井液體系，其滲透率恢復值高，能較好地保護油層。在60～160 ℃條件下，由正壓成膜鉆井液體系封堵的地層，其地層承壓能力可以達到5.6 MPa，在150 ℃條件下封堵0.5 mm縫寬地層時，其地層承壓能力可達到12 MPa，封堵1.0 mm縫寬地層時，其地層承壓能力可達到6.8 MPa；砂床封堵試驗表明，砂床承壓能力可達到30 MPa，封堵巖心時，巖心的承壓能力可達到15 MPa。正壓成膜處理劑PMF在兩口海上井中開展的井下承壓試驗表明，現(xiàn)場承壓試驗結果良好。

關鍵詞：正壓成膜封堵；儲層保護；護壁

Research and application of positive-pressure film-forming drilling fluid"technology

XIE Heping， YU Qinghe， WANG Lei

Drilling" Branch of CNPC Offshore Engineering Company Limited， Tianjin 300451， China

Abstract：Water-based film-forming drilling fluid technology is a kind of wellbore strengthening technology which has been studied and developed rapidly in recent years. It was found in the experiment that the positive pressure membrane-forming additive PMF can effectively improve the pressure-bearing capacity of the formation. A positive-pressure film-forming drilling fluid system was formed by combining organic salt drilling fluid or potassium salt polymer drilling fluid with PMF. Permeability recovery of the drilling fluid system is high and can effectively protect the reservoir. Under conditions of 60～160 ℃， the pressure-bearing capacity of the formation plugged by the positive-pressure film-forming drilling fluid system could be 5.6 MPa. When plugging a 0.5 mm wide formation at 150 ℃ the pressure-bearing capacity of the formation could reach 12 MPa. When plugging a 1.0 mm wide formation， the pressure-bearing capacity of the formation could reach 6.8 MPa. The sand bed plugging test showed that the bearing capacity of the sand bed could reach 30 MPa. When plugging the core， pressure pressure-bearing capacity of the core could reach 15 MPa. Downhole pressure tests were conducted on two offshore wells using the positive pressure membrane-forming additive PMF， showing good results.

Keywords：positive-pressure film-forming plugging; reservoir protection; wall protection

地層承壓通常指井內無漏失的狀況下地層所能承受的最大靜液柱壓力，是地層結構完整性、強度與工作液性質相互作用的反映。在鉆進壓力衰竭地層、裂縫發(fā)育地層破碎帶、膠結性差等特殊地層過程中，常常因為地層承壓能力低引發(fā)井漏、漏溢同層、井壁坍塌等復雜井下事故，造成經(jīng)濟損失[1-2]。近些年來，國內外專家學者提出諸多提高地層承壓能力的技術，以解決壓力衰竭油氣層、破碎或弱膠結地層、裂縫發(fā)育地層，以及深水油氣儲層鉆探過程中遇到的鉆井液安全密度窗口窄、井漏或漏溢同層等工程難題，包括物理、化學和力學等技術方法[3]。

1" " 正壓成膜鉆井液技術調研

經(jīng)過多年發(fā)展，國內外研發(fā)出多種水基成膜處理劑產(chǎn)品，這些成膜處理劑的作用機理不完全相同。常見的成膜處理劑主要有聚合物類成膜劑、封堵材料類成膜劑、鉀鹽/硅酸鹽抑制類成膜劑，以及復合材料成膜劑等[4]。

1.1" " 聚合物類成膜劑

聚合物類成膜劑是目前研究最多的封堵劑。常用的聚合物成膜劑主要是在疏水主鏈上接有親水側鏈的大分子物質，如聚甲基丙烯酸甲酯（PMMA）、聚乙酸乙烯酯、聚乙烯硬脂酸、聚丙烯酸、聚丙烯酰胺等。聚合物成膜劑具有工藝簡單、成膜快、封堵效果好、施工方便等特點[5]。

1.2" " 封堵材料成膜劑

常用的封堵材料成膜劑主要有石英、石墨粉、滑石粉、瀝青等。封堵材料成膜劑需要與其他鉆井液處理劑搭配使用，才能夠有效封堵泥頁巖表面的孔隙或裂隙，在泥頁巖表面形成一層高效的滲透膜。目前研究較多的是納米封堵材料，其在鉆井液中能夠有效減小摩阻，協(xié)助成膜，但是由于納米封堵材料生產(chǎn)工藝復雜且成本較高，技術還不夠成熟，需進一步研究以提高應用效果。

1.3" " 甲酸鹽抑制類成膜劑

甲酸鹽/硅酸鹽抑制類成膜劑可以有效提高鉆井液成膜性能。常見的甲酸鹽如甲酸鈉、甲酸鉀、甲酸銫等在鉆井液中溶解后離子濃度高，能夠中和泥頁巖表面的雙電子層，降低泥頁巖水化膨脹能力，K+、Cs+等陽離子替換泥頁巖中的鈉離子，提高泥頁巖表面結構穩(wěn)定性。硅酸鹽成膜劑能夠在鉆井液中形成硅酸根離子和膠體顆粒，硅酸根離子能夠與泥頁巖表面的Ca2+、Si2+結合產(chǎn)生不溶物，沉淀覆蓋在泥頁巖表面形成半透膜，同時膠體顆粒能夠吸附、擴散進入泥頁巖表面孔隙中起到封堵作用[6]。

1.4" " 復合材料成膜劑

復合材料成膜劑就是將幾種不同成膜劑按比例混合，結合多種成膜劑的成膜特點來彌補單一成膜劑的作用缺陷，以提高成膜效果。例如：聚丙烯酰胺（PAM）/聚乙烯醇（PVA）復合成膜劑，就是通過引入PVA來提高PAM親水性，調節(jié)PAM膜的表層和斷面結構，提高PAM膜的滲透/分離性能和耐污染能力。

2" " 正壓成膜處理劑優(yōu)選和機理研究

2.1" " 成膜處理劑對常規(guī)性能的影響

經(jīng)過調研，優(yōu)選了5種成膜處理劑產(chǎn)品，國外產(chǎn)品有FLC2000、LCP2000超低滲透劑；國產(chǎn)的有三種，分別是FST-1和FST-2非滲透劑以及正壓成膜處理劑（以下簡稱PMF）。基于以上5種成膜處理劑產(chǎn)品，開展了鉆井液流變性能與濾失性能影響評價試驗，結果如表1所示。從表中數(shù)據(jù)可以看出，在1%和2%（質量分數(shù)，以下同）加量下，F(xiàn)LC2000、LCP2000超低滲透劑和國內的FST-1、FST-2非滲透劑對3%膨潤土基漿的流變性均有不同程度的影響，而PMF對基漿的流變性影響很小。5種成膜處理劑的添加都不同程度地降低了基漿API濾失量和HTHP（高溫高壓）濾失量，說明成膜處理劑可以改善泥餅質量，降低泥餅滲透性[7]。

2.2" " 成膜處理劑對砂床高壓封堵性能的影響

對FLC2000、FST-1和PMF這3種成膜處理劑產(chǎn)品開展了鉆井液高壓砂床封堵性能評價，試驗結果如表2所示。表中數(shù)據(jù)表明，基漿穿過砂床全部漏失，F(xiàn)ST-1并不能完全封堵空隙，試驗漿持續(xù)漏失，而FLC2000和PMF進入砂床能有效地封堵孔隙，形成封堵膜，而且封堵膜一旦形成，就不會有試驗漿漏失，隨著時間的延長，試驗漿濾液也越來越少，一般在10 min后就不再濾失。試驗中發(fā)現(xiàn)，隨著壓差的增加，濾失不再增加，壓差達到10 MPa時無濾失。

2.3" " 成膜處理劑對API濾網(wǎng)成膜性能的影響

采用無濾紙中壓濾失試驗（0.8 MPa、30 min）評價低滲透劑LPF、PMF和單向壓力封閉劑（簡稱單封）對基漿（5%鈉膨潤土漿+1%處理劑）濾失性能的影響，如圖1和圖2所示。

從圖1可以明顯看出，國產(chǎn)非滲透劑和單向壓力封閉劑對濾網(wǎng)不能形成有效封堵，試驗漿漏失量較大，與此相比，PMF形成了有效封堵，幾乎沒有試驗漿漏失。漏失/濾失30 min后卸掉壓力，取出泥漿杯蓋，觀察濾網(wǎng)封堵情況，如圖2所示。從圖2可以明顯看出，PMF在API濾網(wǎng)上形成了薄而均勻的封堵膜，非滲透處理劑則在濾網(wǎng)的網(wǎng)孔處發(fā)生顆粒堆積，進而堵住孔隙，形成了較薄的顆粒堆積層，而單向壓力封閉劑則可能因含有聚合物成分，形成了不均勻的黏性封堵層[8]。

2.4" " 正壓成膜處理劑機理研究

2.4.1" " PMF樣品形貌分析

用掃描電鏡（SEM）觀察PMF產(chǎn)品的形態(tài)，見圖3。PMF由惰性材料和活性化學礦物組成，惰性材料具有多種尺寸和形狀，可以封堵地層孔隙，并形成具有一定強度的屏蔽膜；PMF中的活性化學礦物具有纖維狀結構特征，可以與地層孔隙中的黏土、砂子膠結，進而形成骨架結構，從而在惰性材料物理封堵的基礎上，進一步提高地層孔隙處的封堵承壓能力。

2.4.2" " PMF形成的泥餅分析

用掃描電鏡（SEM）觀察PMF形成的泥餅形態(tài)，見圖4、圖5。從圖中可以看出，未加入PMF時，基漿泥餅呈片狀分布且相對疏松；加入PMF后，基漿泥餅更加致密，PMF中的惰性材料可以有效封堵泥餅中的孔隙，提高泥餅的承壓能力，而纖維狀的活性礦物分布于泥餅中，可提高泥餅膠結程度，從而進一步提高泥餅承壓能力。

2.4.3" " PMF與其他樣品的對比

為與其他樣品進行對比，選用PMF、FLC2000、FST-1和FST-2共4種處理劑，制作有機鹽鉆井液泥餅，進行SEM觀察，見圖6。其中A為基漿泥餅，B為基漿中加入1% PMF后形成的泥餅，C為基漿中加入1%FLC2000后形成的泥餅，D為基漿中加入1%FST-2后形成的泥餅，E為基漿中加入1%FST-1后形成的泥餅、F為基漿加入1% PMF后形成的泥餅（放大5 000倍）[9]。

從圖中可以看出，基漿形成的泥餅中黏土顆粒堆積不明顯，且表面上包裹了一層厚薄不均的高聚物薄膜，黏土顆粒之間形成的多孔結構清晰可見，說明該泥餅具有較大的滲透率。在基漿中加入1%的FLC2000和PMF以后，其形成的泥餅結構是一致的，泥餅中的大小顆粒緊密堆積，其表面上也包著一層高聚物薄膜。但與基漿不同，該聚合物均勻且有較強的附著力，這一點從圖中聚合物拉絲形態(tài)可以看出，泥餅中固體顆粒形成的多孔結構不明顯，說明泥餅的滲透性極低，并有較大的抗壓強度。從放大到5 000倍的圖片中可更清楚地看到，在基漿中加入1%的PMF以后，其形成的泥餅具有明顯的層狀結構，說明泥餅堅實而緊密，具有非滲透性。

而在基漿中加入1%的國產(chǎn)FST-1和FST-2后，形成的泥餅與上述泥餅有較大的不同，加入FST-2的基漿所形成的泥餅只是固體顆粒的簡單堆積，形成的多孔結構清晰可見，看不到聚合物的存在，說明其滲透率較大；加入FST-1的泥餅看不到固相顆粒，只有平鋪的聚合物和片狀的顆粒，形成的多孔結構不明顯，雖然滲透率較低，但其抗壓強度也較低。

3" " 正壓成膜處理劑加量配比及配伍性

3.1" " 體系優(yōu)化和配伍性

淺海鉆井液類型主要有有機鹽鉆井液和鉀鹽聚合物鉆井液，選用PMF進行優(yōu)化、配伍性分析。對上述兩套鉆井液體系分別加入0.5%～5% PMF后，測試鉆井液性能，試驗結果如表3所示。

從表中數(shù)據(jù)可以看出：其一，有機鹽與鉀鹽體系性能接近，加入PMF后兩套鉆井液的AV和PV先降后升，1%加量為最低點，低于3%時AV和PV變化不明顯，超過3%后大幅上升。其二，PMF對動切力的影響小于對AV和PV的影響幅度，0.5%～1.0%低濃度下使用能夠明顯降低動切力。其三，從PMF對PV的影響來看，對于有機鹽鉆井液體系，PV隨PMF加量增加而小幅增大；對于鉀鹽聚合物鉆井液體系，在PMF加量為0.5%～3.0%范圍內時，PV隨PMF加量的增加而小幅下降。其四，對于兩套鉆井液體系，PMF對濾失量和泥餅厚度的影響不大。其五，加入3%的PMF后，有機鹽鉆井液的漏斗黏度增加率為7.1%；鉀鹽聚合物鉆井液的漏斗黏度增加率為3.5%。據(jù)此，后續(xù)的試驗中將PMF的加量控制在0.5%～2.0%范圍內。

3.2" " 儲層保護性能評價

為了進一步驗證PMF的儲層保護性能，在HTHP動態(tài)封堵試驗儀上，先將砂巖巖心柱封堵，將封堵后的巖心進行了返排解堵儲層保護性能評價試驗，結果見表4。由表中可以看出，對于兩種滲透率不同的裂縫巖樣，未加PMF的鉆井液滲透率恢復值只有20%左右；加入1% PMF后，煤油滲透率恢復率明顯提高，均大于90%，而且返排壓差很小。

3.3" " HTHP封堵能力評價

采用鉆井液HTHP動態(tài)評價試驗儀評價了PMF的HTHP封堵承壓性能，試驗溫度設置為150 ℃，剪切速率為150 r/min，如圖7所示。

1）0.5 mm縫寬的縫隙柱。對于有機鹽鉆井液體系和鉀鹽聚合物鉆井液體系，不加壓就全部漏失（1 600 mL）。加入0.5% PMF的試驗漿，加壓前未發(fā)生漏失。壓差從0緩慢增加至7.8 MPa，漏失試驗漿共計150 mL，繼續(xù)增加壓力至12 MPa，沒有出現(xiàn)任何漏失和濾失。

2）1.0 mm縫寬的縫隙柱。兩種體系均不加壓全漏失（1 600 mL）。加入0.5% PMF后，不加壓小漏；緩慢加壓可自行產(chǎn)生微弱封堵，緩慢加壓至0.08 MPa，全漏共計1 600 mL。加入1.0% PMF后，不加壓，小漏失；緩慢加壓，通過小漏失自行產(chǎn)生微弱封堵，緩慢加壓至2.5 MPa，全部漏失，共計1 600 mL。加入2.0% PMF后，不加壓，小漏失；緩慢加壓，通過小漏失自行產(chǎn)生封堵，緩慢加壓至6.8 MPa，全部漏失，共計1 600 mL。

3.4" " HTHP砂床封堵承壓能力評價

選用鉆井液HTHP多功能動態(tài)評價試驗儀評價PMF的HTHP封堵承壓性能，試驗溫度設置為150 ℃，剪切速率為150 r/min，封堵模型為砂床。

1）砂床模型為10～20目河沙，沙床厚度為73 mm。對于有機鹽鉆井液體系和鉀鹽聚合物鉆井液體系，兩種試驗漿在0.75 MPa壓差下全部漏失。試驗漿加入1.0% PMF的井漿，壓力從0緩慢增加至3 MPa，由小漏失轉為濾失，而且隨壓力增加，濾失速率變小，直至30 MPa仍未發(fā)生漏失，濾失微弱?？偟穆┦?濾失量為70 mL。

2）砂床模型為20～40目河沙，砂床厚度為79 mm。對于有機鹽鉆井液體系和鉀鹽聚合物鉆井液體系，試驗漿加入0.5%PMF前后，即使加壓至30 MPa，仍未發(fā)生漏失和濾失，試驗漿浸入深度（只有10 mm）小于未加PMF的試驗漿（25 mm）。

3）模型為60～80目地層砂，沙床厚度為74 mm。對于有機鹽鉆井液體系和鉀鹽聚合物鉆井液體系，試驗漿加入0.5%PMF后，加壓至30 MPa的濾失量為零，繼續(xù)加壓至儀器允許的最高工作壓差70 MPa，濾失量僅為1 mL。

3.5" " HTHP巖性封堵性能評價

在HTHP動態(tài)封堵試驗儀上，先將特定滲透率的砂巖巖心柱用鉆井液封堵，然后測定平均封堵強度，結果如表5所示。對于兩種滲透率的巖心，封堵后的強度可達15 MPa以上。

4" "正壓成膜鉆井液技術現(xiàn)場應用

4.1" " 埕海區(qū)塊某井現(xiàn)場應用（一）

4.1.1" " 基本情況

通過室內研究，考察封堵材料提高地層承壓能力的效果。在現(xiàn)場做地漏試驗時，在鉆井液中加入一定量的PMF，配制成封堵漿進行地層封堵，通過試驗對比地層承壓能力提高的情況。

4.1.2" " 現(xiàn)場試驗過程

2021年4月10日8：30，埕海1-1-XX（側鉆）二開井段開鉆準備，組合二開底部鉆具組合下鉆至518 m，探得水泥塞面，按照設計采用海水開路鉆水泥塞，在鉆塞的同時，在5#泥漿池，使用5%的海水膨潤土漿配制20 m3正壓成膜封堵漿。鉆井液配方：20 m3海水膨潤土漿+5%正壓成膜材料PMF（質量1 t），攪拌備用。

10：15，鉆穿水泥塞，并控速側鉆鉆進至550 m，鉆進至新地層后的第一個砂層，鉆壓10～50 kN，排量47 L/s，泵壓5.1 MPa，轉速60 r/min，扭矩5～10 kN·m，掃稠塞6 m3，工程按照計劃做地層承壓試驗（泥漿密度為1.03 SG，1 SG=1 g/cm3，垂深534.2 m，恒定排量1 L/min，泵壓1.82 MPa，泥漿當量密度1.39 SG，漏失），大泵上水倒至抽5#池，用泥漿泵泵入正壓成膜封堵漿15 m3，在鉆具水眼內預留5 m3封堵漿（其余10 m3封堵漿進入環(huán)空），并用循環(huán)池原漿頂替（地面管道按1 m3容積計，頂替130沖）到位。10：45，按照之前程序再做一次地層承壓試驗（泥漿密度1.03 SG，垂深534.2 m，恒定排量1 L/min，泵壓3.23 MPa，泥漿當量密度1.65 SG，未漏），持續(xù)恒定小排量泵入，壓力不再升高，現(xiàn)場決定不再繼續(xù)泵入，避免壓漏地層，承壓試驗結束。

4.1.3" " 應用效果

由于埕海X區(qū)淺部明化鎮(zhèn)組地層埋藏較淺，地層以砂泥巖為主，膠結疏松；使用常規(guī)鉆井液做承壓試驗，承壓能力差；采用正壓成膜鉆井液后對松散砂巖地層有較好封堵性，承壓能力提高了1.41 MPa。

4.2" " 埕海區(qū)塊某井現(xiàn)場應用（二）

4.2.1" " 基本情況

根據(jù)埕海某區(qū)塊之前鉆井施工情況，在三開井段沙河街地層，為了保持井壁穩(wěn)定，提高鉆井液密度，出現(xiàn)過多次因提高鉆井液密度而造成地層漏失的情況；為防止因提高密度而壓漏薄弱地層，預防井漏的發(fā)生需加入設計量的封堵材料，提高裸眼段的承壓能力，降低發(fā)生井漏的可能性。

4.2.2" " 現(xiàn)場封堵過程

鉆進至井深5 040 m時，排量22～25 L/s，泵壓10～12 MPa，全烴值80%～100%，大部分全烴值維持在100%，現(xiàn)場氣測值居高不下。為了滿足現(xiàn)場井控要求，需提高現(xiàn)有鉆井液密度以壓穩(wěn)活躍油氣層，而根據(jù)埕海3-2區(qū)之前鄰井該井段使用井漿密度的情況，提高現(xiàn)有井漿密度很可能會造成上部或者下部未鉆開薄弱地層發(fā)生漏失，因此在提高井漿密度前，必須提高地層承壓能力，防止在提高井漿密度過程中或者后續(xù)鉆進過程中出現(xiàn)地層漏失等井下復雜情況，避免使井控工作和后續(xù)完井固井施工難度增大。

在現(xiàn)場提高井漿密度前，先組織配制正壓成膜鉆井液100 m3，配方為鉆井液降濾失劑3 t、鉆井液有機鹽抑制劑12 t、無熒光潤滑劑4 t，復配鈣共9 t。配制完后，循環(huán)調整泥漿性能，采用補充消耗量的方式向井漿中均勻補入正壓成膜鉆井液，并隨時檢測鉆井液性能變化情況，將正壓成膜鉆井液全部補充至循環(huán)井漿后測試全套性能：密度1.40 g/cm3、黏度59 s、API失水1.6 mL、塑性黏度34 mPa·s、動切力20 Pa、初/終切力為3.5/5.5 Pa、150 ℃的HTHP濾失量為9.2 mL、潤滑摩阻系數(shù)0.052 4，流變性能穩(wěn)定，攜砂效果好，動速比為0.59。在后續(xù)的鉆進過程中，逐步按循環(huán)周提高鉆井液密度，直至鉆進至完鉆井深4 963 m，井漿密度最終提高至1.48 g/cm3。

4.2.3" " 應用效果

現(xiàn)場測試結果表明鉆井液性能穩(wěn)定，油氣上竄速度滿足井控要求，沒有出現(xiàn)明顯的井壁失穩(wěn)和井漏等復雜情況，起下鉆順暢，無明顯的遇阻卡情況，完井固井施工順利，沒有出現(xiàn)水泥漿漏失現(xiàn)象。應用試驗結果表明，正壓成膜鉆井液技術能夠降低泥餅的滲透性，在井壁形成的封堵層薄而堅韌，阻隔壓力傳遞能力強，可提高地層承壓能力至3.36 MPa，按密度提高0.08 g/cm3折算，井底壓力增加。

5" " 結論

1）通過性能對比試驗、高壓砂床及常溫濾網(wǎng)成膜試驗，發(fā)現(xiàn)正壓成膜處理劑PMF可有效提高地層承壓能力。

2）PMF材料及其產(chǎn)生的泥餅的微觀形態(tài)觀察表明，成膜作用是鉆井液中惰性材料封堵泥餅孔隙，活性材料增強泥餅的膠結性，由此共同提高地層的承壓能力。

3）由有機鹽鉆井液或鉀鹽聚合物鉆井液與PMF復配，形成正壓成膜鉆井液體系，其滲透率恢復值高，能較好地保護油層，屬于環(huán)保體系。

4）在60～160 ℃條件下，由正壓成膜鉆井液體系封堵的地層，其地層承壓能力可以達到5.6 MPa，在150 ℃條件下封堵0.5 mm縫寬地層時，其地層承壓能力可達到12 MPa，封堵1.0 mm縫寬地層時，其地層承壓能力可達到6.8 MPa。砂床封堵試驗表明，砂床承壓能力可達到30 MPa，封堵巖心時，巖心的承壓能力可達到15 MPa。

5）根據(jù)試驗結果并結合現(xiàn)場施工工況，在兩口海上井中開展了井下承壓試驗，現(xiàn)場承壓試驗結果良好。

參考文獻

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作者簡介：

謝和平（1982—），男，四川成都人，工程師，2006年畢業(yè)于西南石油大學應用化學專業(yè)，主要從事鉆完井液技術研究及現(xiàn)場技術服務工作。Email：xiehp@cnpc.com.cn

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