蔣官澄，倪曉驍，李武泉，全曉虎，羅緒武

（1.油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249；3.中國石油集團西部鉆探工程有限公司鉆井液分公司，新疆克拉瑪依 834099）

0 引言

20世紀(jì)60年代末至70年代，前人研制出以部分水解聚丙烯酰胺與其衍生物、醋酸乙烯酯與馬來酸酐共聚物為代表的兩類不分散低固相聚合物鉆井液[1]，提高了機械鉆速的同時減少了井下復(fù)雜情況。為解決不分散低固相聚合物鉆井液中處理劑品種少、不配套、鉆井液性能指標(biāo)較低等問題，先后研制了 80A（丙烯酸鹽共聚物）系列、PAC（聚陰離子纖維素）系列、SK（多功能聚電解質(zhì)）系列等處理劑[2]，使主處理劑品種發(fā)展成多種具有金屬鹽類、大中小相對分子質(zhì)量級配、不同水解度、多種功能的多元共聚物產(chǎn)品，形成了多種聚合物鉆井液體系。然而實踐證明，以上兩種聚合物鉆井液體系都難以滿足安全、高效、經(jīng)濟、環(huán)保的優(yōu)化鉆井需求，繼而又研發(fā)了以陽離子和兩性離子聚合物為主劑的聚合物鉆井液[3]，提高了鉆井液流變性，使鉆井效率得到進一步提高。

隨著對鉆井效率的要求越來越高，鉆井液體系不僅要抑制鉆井液中巖屑進一步分散變細(xì)，同時還要抑制井壁巖石水化、分散、膨脹，提高井壁穩(wěn)定性。研究者研發(fā)了系列新型處理劑，以提高水基聚合物鉆井液綜合性能，從而形成了多系列高性能水基鉆井液，如：低滲透鉆井液、水基成膜鉆井液、以納米處理劑為主的鉆井液、PDF-PLUS聚胺聚合物鉆井液、無黏土相聚胺強抑制鉆井液、低自由水鉆井液、反滲透鉆井液、多元協(xié)同鉆井液、ULTRADRILL高性能鉆井液、HydraGlyde高性能水基鉆井液、Pure-Bore鉆井液、HYDRO-GUADRTM高性能鉆井液等[1,4]。

隨著非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的逐步展開，鉆井過程中經(jīng)常遇到現(xiàn)有水基鉆井液技術(shù)難以解決的摩阻磨損大、鉆速慢、井壁易失穩(wěn)、成本高、產(chǎn)量低、環(huán)境污染嚴(yán)重等技術(shù)難題，嚴(yán)重制約了非常規(guī)油氣的鉆探進程[5-7]。為此，筆者基于井下地層巖石表面雙疏理論[8-9]，研發(fā)出可在巖石、濾餅和鉆具等表面形成納—微米乳突物理結(jié)構(gòu)并降低表面能，具有“防塌、保護儲集層、潤滑、提速”功能、剛性和柔性相結(jié)合的聚合物超雙疏劑。以該超雙疏劑為鉆井液配方的核心處理劑，結(jié)合鉆遇的地層概況，配套其他處理劑，形成了利用超雙疏方法、通過強自潔途徑使抑制性和潤滑性接近油基鉆井液水平的超雙疏強自潔高效能水基鉆井液新技術(shù)，并在現(xiàn)場進行了成功驗證與推廣應(yīng)用。

1 超雙疏劑的研發(fā)及其作用機理

1.1 超雙疏劑的合成

筆者基于納—微米多級粗糙物理結(jié)構(gòu)，結(jié)合低表面自由能形成的雙疏機理[10-11]，通過納米材料混合改性[12]、懸浮聚合法[13]，合成具有“防塌、保護儲集層、潤滑、提速”功能的水基鉆井液新材料——聚合物超雙疏劑[14]，其主要合成思路如圖1所示。其中納米材料選用的是粒徑為100 nm的納米二氧化硅（Nano-Silica）和直徑為5 nm、長1～2 μm的碳納米管（MCNTs），兩者構(gòu)建出納—微米多級粗糙物理結(jié)構(gòu)（見圖1b）；采用全氟辛基三乙氧基硅烷進行表面改性進一步降低其表面自由能（見圖1c），實現(xiàn)固體表面的超雙疏性能；最后在處理劑表面接枝一定量聚合物使超雙疏劑在溶液中具有良好的分散性能，從而能夠在鉆井液中進行應(yīng)用（見圖1d）。

圖1 超雙疏劑及聚合物接枝改性超雙疏劑合成思路示意圖（據(jù)文獻[14]修改）

1.2 超雙疏劑對固體表面微觀形貌的影響

使用場發(fā)射掃描電子顯微鏡 Quanta 200F對比分析了超雙疏劑對巖心和鉆井液濾餅表面微觀形貌的影響（見圖2）。超雙疏劑使固體表面形成粗糙物理結(jié)構(gòu)，大幅減少巖心表面孔洞數(shù)量，增加了表面粗糙度；使濾餅更致密，有利于減小濾失量并阻止鉆井液侵入儲集層，達(dá)到保護儲集層和穩(wěn)定井壁的目的。

圖2 超雙疏劑對巖心及鉆井液濾餅表面結(jié)構(gòu)的影響

1.3 超雙疏劑對固體表面自由能的影響

利用Owens二液法（見（1）式和（2）式）[14]分別計算超雙疏劑處理巖心、濾餅和金屬前后的表面自由能。

本文實驗中水相采用去離子水，油相采用正十六烷。去離子水表面自由能為72.8 mN/m，色散部分表面自由能為 21.8 mN/m，極性部分表面自由能為 51.0 mN/m；正十六烷表面自由能為27.6 mN/m，色散部分表面自由能為27.6 mN/m，極性部分表面自由能為0。因此得出以下公式：

利用（3）式和（4）式計算固體表面自由能，濃度為3%的超雙疏劑使巖心、濾餅、金屬表面自由能從62.14，61.33，36.79 mN/m分別降低至17.65，18.42，18.13 mN/m。低表面自由能可有效抑制外來液相或固相對固體表面的污染，為自清潔提供了能量基礎(chǔ)。

1.4 超雙疏劑對固體表面潤濕性能的影響

本文使用接觸角測量儀 JC2000D3分析了超雙疏劑對巖心、濾餅、金屬3種固體表面潤濕性的影響（見圖3）。結(jié)果表明，使用濃度為3%的超雙疏劑處理后，巖心、濾餅、金屬表面的水相接觸角均由20°以下增大到150°以上（見圖3a—3f），油相接觸角均從0°增大到150°以上（見圖3g—3l），實現(xiàn)了固體表面潤濕性由親水親油向超雙疏性的轉(zhuǎn)變。

1.5 超雙疏劑對固體表面自清潔性影響

固體表面的自清潔性反應(yīng)了固體表面對污染物（如污水、油）的排斥能力。由圖4可知，污水和污油在未處理固體表面完全鋪展，而在超雙疏劑處理后的固體表面則呈液滴狀滾動滑落，所以超雙疏劑在不污染固體表面的同時對固體表面具有清潔作用。

圖3 超雙疏劑對固體表面潤濕性的影響

圖4 超雙疏劑對固體表面自清潔性能的影響

2 超雙疏劑的性能評價

2.1 保護儲集層特性

本文采用毛管壓力法、自然滲吸實驗和巖心滲透率損害實驗分別評價了超雙疏劑對油氣層的保護效果，并與目前常用的儲集層保護劑進行對比。

2.1.1 毛管壓力法

測量經(jīng)不同儲集層保護劑改性后毛細(xì)管內(nèi)液面高度，再利用（5）式計算毛管壓力：

由表1可知，常用儲集層保護劑處理后的毛管壓力為正，毛細(xì)管內(nèi)液面均位于測量液面以上；而超雙疏劑處理后毛細(xì)管內(nèi)液面位于測量液面以下，毛管壓力由流體流動動力轉(zhuǎn)變?yōu)樽枇Γ柚咕壑械囊合嗲秩刖趲r石內(nèi)部，有效避免致密油氣、頁巖油氣等非常規(guī)油氣井的井壁失穩(wěn)和儲集層損害。

表1 不同儲集層保護劑溶液對毛管壓力的影響

2.1.2 自然滲吸實驗

測定了未處理巖心以及經(jīng)無滲透保護劑、成膜保護劑、超雙疏劑處理后巖心（巖心滲透率為（5.0±0.1）×10-3μm2）的自然滲吸量（見表2）。超雙疏劑處理后巖心自然滲吸含水量由 8.31 g降至 0.15 g，降低了98.19%，其降低率分別是無滲透保護劑和成膜保護劑的9.8倍和4.5倍；巖心自然滲吸油量由11.33 g降至0.87 g，降低率達(dá)92.3%，其降低率分別是無滲透保護劑和成膜保護劑的6.1倍和3.0倍。因此，超雙疏劑能夠有效阻止外來流體相侵入巖石內(nèi)部。

表2 不同處理劑對巖心自然滲吸量的影響

2.1.3 巖心滲透率損害實驗

采用 JHMD-2高溫高壓巖心動態(tài)損害評價儀，測定不同鉆井液對巖心（巖心滲透率為（5.0±0.1）×10-3μm2）污染前后的滲透率值（見表3），溫度為20 ℃，污染時間為2 h。實驗使用1號和2號鉆井液配方分別為：①3%膨潤土+0.5%降濾失劑+1%封堵劑+1%淀粉+重晶石（密度為1.2 g/cm3）；②1號鉆井液配方+3%儲集層保護劑。

表3 不同儲集層保護劑對巖心滲透率恢復(fù)的影響

由表3可知，加入3%超雙疏劑的鉆井液，巖心污染后的滲透率恢復(fù)率達(dá)94.35%，相對于未添加處理劑體系提高了23.42%，與無滲透及成膜鉆井液體系相比提高10%以上。

2.2 抑制性

采用線性膨脹和滾動回收率法評價超雙疏劑對膨潤土水化膨脹的抑制效果，并與目前常用的抑制劑進行對比。

膨潤土（符合GB/T 20973—2007[15]的鉆井液用鈉基膨潤土）在不同抑制劑溶液中的線性膨脹高度如圖5a所示。膨潤土在清水中的膨脹高度為5.74 mm，而在3%的超雙疏劑中膨脹高度僅為1.59 mm，膨脹量降低72%。各抑制劑的回收率如圖5b所示，頁巖巖屑在3%超雙疏劑溶液中滾動回收率達(dá)78.79%，相對去離子水溶液的滾動回收率14.26%提高了4.53倍，并且其抑制性能優(yōu)于相同濃度的同類抑制劑產(chǎn)品。

2.3 減阻降黏性

本文采用極壓潤滑系數(shù)和四球摩擦實驗法評價超雙疏劑的潤滑效果，并與常用的潤滑劑進行對比。

2.3.1 極壓潤滑系數(shù)測量實驗

采用極壓（EP）潤滑儀分別測定添加超雙疏劑及常用潤滑劑的基漿的極壓潤滑系數(shù)，如表4和表5所示。常溫條件下，加入濃度為0.5%超雙疏劑的基漿的極壓潤滑系數(shù)為 0.10，相比于未添加潤滑劑基漿的極壓潤滑系數(shù)0.54，超雙疏劑基漿體系降低了81.48%；經(jīng)過120 ℃高溫?zé)釢L16 h后，極壓潤滑系數(shù)進一步降低為0.07，相對于未添加潤滑劑的基漿降低了86.54%；同時，超雙疏劑的潤滑效果遠(yuǎn)好于其他常用潤滑劑。

圖5 超雙疏處理劑抑制性能評價

表4 超雙疏劑與常規(guī)潤滑劑常溫條件下潤滑性能對比

表5 超雙疏劑與常規(guī)潤滑劑高溫條件下潤滑性能對比

2.3.2 四球摩擦實驗

采用四球摩擦實驗，分別測量了添加不同潤滑劑的摩擦系數(shù)（見圖6a），數(shù)值趨于穩(wěn)定后可得，加入超雙疏劑的基漿摩擦系數(shù)約為 0.06，明顯小于其他潤滑劑處理后基漿的摩擦系數(shù)，相對于未處理基漿摩擦系數(shù) 0.57降低了 89.5%。使用掃描電子顯微鏡 Quanta 200F對四球摩擦實驗后的鋼珠表面進行觀察，在基漿加入超雙疏劑后，鋼珠表面的劃痕面積、劃痕深度明顯變淺（見圖6b、圖6c），證明超雙疏劑能有效減弱金屬表面的磨損，在金屬表面具有良好的潤滑性。

圖6 基漿中添加不同潤滑劑后四球摩擦實驗結(jié)果

2.4 提速性

采用提速效果評價儀評價超雙疏劑對水基鉆井液的提速效果，如圖7所示。在濃度為3.0%的基漿體系中，隨著超雙疏劑濃度的增加，平均機械鉆速不斷增大；當(dāng)濃度達(dá)到 3.0%時，機械鉆速達(dá) 37 cm/min，與未處理基漿相比提速166%。

圖7 超雙疏劑在基漿中的提速效果

3 超雙疏強自潔高效能水基鉆井液體系性能評價與對比

以超雙疏劑為核心，結(jié)合鉆遇地層的地質(zhì)特點，配套其他處理劑，形成了超雙疏強自潔高效能水基鉆井液體系配方，并與現(xiàn)場用高性能水基鉆井液和典型油基鉆井液的性能進行對比。

超雙疏強自潔高效能水基鉆井液配方為：1%土漿+3%超雙疏劑+2.5%降濾失劑 NFA+0.2%提切增黏劑CX+重晶石（密度為1.39 g/cm3）；現(xiàn)場用高性能水基鉆井液配方為：1%土漿+0.5%聚合物降濾失劑+4%樹脂降濾失劑+2%抗鹽降濾失劑+5%有機鹽抑制劑+7%無機鹽抑制劑+3%常規(guī)潤滑劑+2%高效潤滑劑+3%流型調(diào)節(jié)劑+3%剛性封堵劑+0.5%堿性調(diào)節(jié)劑+重晶石（密度為1.39 g/cm3）；典型油基鉆井液配方為：80% 3#白油+3%輔乳化劑+1%主乳化劑+4%潤濕劑+20%氯化鈣溶液+1%有機土+0.5%提切劑+4%超細(xì)鈣（粒徑6.5 μm，2 000目）+2.67%封堵降濾失劑+0.5%增黏降濾失劑+5%碳酸鈣+重晶石（密度為1.39 g/cm3）。

3.1 鉆井液體系基本性能評價

表6為超雙疏強自潔高效能水基鉆井液和現(xiàn)場用高性能水基鉆井液及典型油基鉆井液的基本性能對比，可以看出超雙疏強自潔高效能水基鉆井液的表觀黏度和塑性黏度低、動切力高，具有更好的流變性；高溫高壓濾失量與油基鉆井液相近，為4.6 mL。

表6 鉆井液基本性能對比

3.2 鉆井液體系抑制性能評價

采用滾動回收率和線性膨脹法對超雙疏強自潔高效能水基鉆井液與典型油基鉆井液的抑制性能進行分析（見圖8）。膨潤土在清水中的膨脹高度為5.99 mm，在典型油基鉆井液中的膨脹高度為1.11 mm，而在3%的超雙疏劑中膨脹高度僅為1.46 mm，膨脹量相對于清水中的膨潤土膨脹高度降低75.62%。清水中的滾動回收率僅為 14.26%，典型油基鉆井液中為 99.8%，超雙疏強自潔高效能水基鉆井液中為98.9%。說明超雙疏高效能水基鉆井液的抑制性與典型油基鉆井液相當(dāng)，可滿足致密油氣、頁巖油氣等非常規(guī)油氣儲集層鉆井過程對抑制性能的高要求。

圖8 鉆井液體系的抑制性能評價

3.3 鉆井液體系潤滑性能評價

對超雙疏強自潔高效能水基鉆井液與典型油基鉆井液的潤滑性能進行評價，結(jié)果表明，兩種體系的潤滑性相當(dāng)，泥餅厚度均為 1 mm；黏滯系數(shù)分別為0.036 9和0.025 8，具有良好的潤滑性能。

3.4 鉆井液體系環(huán)保性能評價

由超雙疏強自潔高效能水基鉆井液的重金屬含量測試可知（見表7），其重金屬含量遠(yuǎn)低于最高允許值，符合重金屬含量的環(huán)保要求。對鉆井液體系進行生物毒性測試可得EC50值（生物毒性值）為3.18×104mg/L；經(jīng)過生物可降解性測試發(fā)現(xiàn)CODCr（化學(xué)需氧量）值為1.32×105mg/L，BOD5（5 d生化需氧量）值為2.54×104mg/L，BOD5/CODCr（污水可生化降解性指數(shù)）值為0.192，生物無毒、可降解。因此，本技術(shù)形成的體系無毒，且安全環(huán)保。

表7 超雙疏強自潔高效能水基鉆井液重金屬含量測試

4 現(xiàn)場應(yīng)用

截至2018年12月，超雙疏強自潔高效能水基鉆井液技術(shù)已在新疆、華北、四川、吉林、長慶等油氣田推廣應(yīng)用 200余口井，解決了井壁失穩(wěn)與儲集層損害嚴(yán)重、鉆速慢、產(chǎn)量低等技術(shù)難題。與同區(qū)塊的其他鉆井液相比，平均鉆速提高32.8%以上，鉆井液綜合成本降低39.3%，平均井下復(fù)雜情況減少82.9%，平均單井產(chǎn)量提高1.5倍以上。

新疆準(zhǔn)噶爾盆地西部隆起克—烏斷裂帶南斜坡區(qū)HW8003井造斜點垂深2 547 m，水平段垂深3 767 m，水平段長1 220 m，采用現(xiàn)場高性能水基鉆井液鉆井，2018年4月15日三開鉆進至井深2 356 m砂泥巖夾雜凝灰?guī)r處，出現(xiàn)憋泵、憋頂驅(qū)、上提困難、下放遇阻、井壁垮塌嚴(yán)重等復(fù)雜情況，直至無法正常鉆進，填井眼側(cè)鉆。側(cè)鉆井眼仍采用同種高性能水基鉆井液繼續(xù)鉆進，2018年5月5日鉆至2 365 m處再次發(fā)生起下鉆過程中多次嚴(yán)重掛卡、上提困難、下放遇阻、井壁垮塌嚴(yán)重等復(fù)雜問題，無法繼續(xù)鉆井，再次填井眼。兩次填井眼共造成鉆井液材料費直接損失 233.354萬元，直接損失時間達(dá)25.58 d。

針對本井的復(fù)雜情況，在室內(nèi)對比超雙疏強自潔高效能水基鉆井液和原高性能水基鉆井液的適應(yīng)性。采用兩種鉆井液濾液浸泡巖屑16 h后（見圖9），超雙疏強自潔高效能水基鉆井液濾液中的巖心保持完整，而原高性能鉆井液濾液中的巖心快速分散、坍塌；清水、原高性能水基鉆井液濾液和超雙疏水基鉆井液濾液中巖屑滾動回收率分別為10.0%，93.4%和98.8%。現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，采用超雙疏強自潔高效能水基鉆井液能夠有效阻止泥巖吸水膨脹，避免了井壁失穩(wěn)的發(fā)生，后期鉆井過程中未出現(xiàn)任何井下復(fù)雜情況，且不同井深的鉆井液流變參數(shù)穩(wěn)定、鉆井液性能良好（見表8）。該井于2018年8月2日順利完鉆，為白堿灘井區(qū)三疊系油藏上克拉瑪依組和白堿灘組易垮、易漏井段，以及類似復(fù)雜地層油氣井安全高效鉆探提供了技術(shù)支撐與借鑒。

圖9 兩種鉆井液濾液浸泡后巖屑狀態(tài)對比

表8 HW8003井鉆井液基本性能參數(shù)

5 結(jié)論

基于納米材料表面改性接枝原理研制的水基鉆井液用超雙疏劑，其作用機理主要由兩部分組成：在固體表面形成納—微米多級結(jié)構(gòu)的物理形貌，增大表面粗糙度；降低固體表面自由能，從而使固體表面潤濕性由親液向超雙疏轉(zhuǎn)變。超雙疏劑通過巖石表面潤濕性反轉(zhuǎn)，提高表面自清潔能力，降低毛管壓力，有效阻止外來液相侵入儲集層，避免巖石水化膨脹，減輕儲集層損害，提高巖心滲透率恢復(fù)值，達(dá)到保護儲集層的目的，且其效果優(yōu)于其他類型的儲集層保護劑；同時可以有效降低鉆具、鉆井液中固相顆粒、巖石井壁相互之間的摩擦系數(shù)，避免泥包鉆頭，提高鉆速，且潤滑效果優(yōu)于目前常用潤滑劑。以超雙疏劑為核心，結(jié)合鉆遇的地層情況，配套其他處理劑，形成超雙疏強自潔高效能水基鉆井液體系，其抑制、潤滑及基本鉆井液性能參數(shù)接近油基鉆井液水平，且環(huán)境可接受?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，井下復(fù)雜情況緩解，井下事故發(fā)生頻率及鉆井液成本大幅降低，鉆速和單井產(chǎn)量得到提高，為高性能水基鉆井液的研究與應(yīng)用提供了新的理論和方法。

符號注釋：

pc——毛管壓力，kPa；r——毛細(xì)管半徑，本研究中毛細(xì)管半徑為 0.15×10-2m；γL——液體表面自由能，mN/m；γS——固體表面自由能，mN/m；θ——液體在固體表面的接觸角，（°）；θ1——水相接觸角，（°）；θ2——油相接觸角，（°）；σ——毛細(xì)管內(nèi)液相的表面張力，mN/m。下標(biāo)：D——色散部分；P——極性部分。