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多應用PAM鉆井液，但該鉆井液在現(xiàn)場應用中逐漸暴露出一些問題：1)鉆井液抑制能力不足，在強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，上部地層應用PAM稀液鉆進時的平均井徑擴大率高達40%，下部地層應用PAM聚合物鉆井液鉆進時的平均井徑擴大率也達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泥頁巖地層時具有較好的井眼穩(wěn)定效果[3-9]。分析認為，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，與黏土顆粒之間的吸附存在強大的靜電引力，不易發(fā)生脫附；同時，陽離子基團還可以中和黏土表面的負電性，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，并在臨盤油田進行應用，取得了很好的應用效果。

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和陽離子基團，相對分子質(zhì)量高達800萬～1 500萬，遠高于白色顆粒狀的PAM干粉。以下通過實驗室試驗，研究HRH的溶解性、絮凝性、抑制性及與其他化學添加劑的配伍性，并確定兩性離子聚合物HRH鉆井液的配方。

1.1 溶解試驗

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。試驗結(jié)果表明，PAM的溶解速度較慢，含量達到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

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)標準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

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進行巖屑滾動回收率試驗，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結(jié)果

Table1Cuttingsrecoverytestresultsofdifferentpolymerinhibitors

試驗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，如此反復直至測不出讀數(shù)[13]，結(jié)果見圖3。

圖3 不同試驗液的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，當膨潤土的質(zhì)量濃度達到100 g/L時，0.3%PAM溶液的3轉(zhuǎn)讀數(shù)顯著增大；當膨潤土的質(zhì)量濃度達到125 g/L時，0.3% FA-367 溶液的3轉(zhuǎn)讀數(shù)開始增大，當膨潤土的質(zhì)量濃度達到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 等處理劑混合進行配伍性試驗，結(jié)果見表2。

表2 HRH與各種處理劑的配伍性試驗結(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、配伍性好等特點。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及井深、油氣層保護、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。

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，進行巖屑滾動回收率試驗(在150 ℃溫度下熱滾16 h)和線性頁巖膨脹量試驗(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 等進行試驗，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 油氣層保護效果

按照中國石油天然氣行業(yè)標準《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率，試驗壓差為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油氣儲層的作用。

3 現(xiàn)場應用

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口井進行了現(xiàn)場應用，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，累計應用進尺749 517 m。

3.1 現(xiàn)場維護處理措施

1) 二開大土池循環(huán)時，使用0.1%～0.2%HRH膠液進行維護，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，以達到快速鉆進的目的。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) 改鉆井液罐進行循環(huán)時，使用好固控設備，加入 LS-1、HRH和NaOH等進行處理，而后以0.2%HRH+1.0% LS-1+0.1%NaOH膠液做細水長流式維護，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)，適當大濾失量(<10 mL)和大排量(32～36 L/s)，以獲得較大的機械鉆速和一定的井徑擴大率。

3) 沙河街組地層易坍塌，應加強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) 進入油層前50 m左右調(diào)整好鉆井液性能，嚴格控制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 等以封堵和保護油氣層。

7) 完鉆前100 m以細水長流的方式維護好性能，密度按設計和井控要求執(zhí)行，適當提高黏度(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)并進行短程起下鉆，到底后進行大排量循環(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)場應用效果

295口井的現(xiàn)場應用表明，該鉆井液性能穩(wěn)定、潤滑性好、抑制防塌能力強且具有良好的經(jīng)濟效益，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 井的整個鉆進過程中，鉆井液性能穩(wěn)定，正常鉆進時每鉆進100 m補充膠液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等降黏劑進行處理，每鉆進100 m的膠液補充量高達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性能均優(yōu)于PAM鉆井液。進一步分析發(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、提高機械鉆速及保護油氣儲層。

3.2.2 抑制防塌能力強

臨 9-平2 井整個鉆進過程中井眼穩(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，平均井徑擴大率為6.96%，而臨9-平1 井的全井平均井徑擴大率為12.69%，如圖4所示。進一步分析發(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)濟指標統(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，機械鉆速有所提高，經(jīng)濟效益顯著。

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、配伍性好等特點，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，且油氣儲層保護效果好。

2) 兩性離子聚合物HRH鉆井液抑制防塌能力強，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、明顯提高機械鉆速并減少井下故障的發(fā)生，具有良好的經(jīng)濟效益，在臨盤油田具有很高的推廣應用價值。

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

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