王星媛，陸燈云，袁志平

（1.油氣田應(yīng)用化學(xué)四川省重點實驗室，四川廣漢618300；2.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，四川廣漢618300）

川西地區(qū)深層地質(zhì)情況復(fù)雜，鉆井面臨高溫、超高壓、地層穩(wěn)定性差等難題[1-5]。經(jīng)統(tǒng)計，2015—2020年該地區(qū)深井鉆井井漏、井眼垮塌和卡鉆的發(fā)生率達到83.33%，單井平均井漏時間340.45h，單井平均垮塌時間 401.75h，單井平均卡鉆時間 916.43h。因為水基鉆井液的高溫穩(wěn)定性、抑制性和潤滑性較差，井眼垮塌后處理周期長，目前該地區(qū)深層鉆井已推廣應(yīng)用油基鉆井液，但鉆井過程中裂縫性漏失仍時有發(fā)生，井眼垮塌和卡鉆問題也較為突出。目前，油基鉆井液條件下主要用裂縫延伸法增強井壁[6-10]，即用復(fù)配的不同尺寸、類型的隨鉆顆粒對鉆井過程中張開裂縫的末端進行填充封堵和隔離，降低裂縫延伸能力。之所以采用裂縫延伸法，原因在于油基鉆井液為乳狀液，濾失量小、不易形成較厚濾餅、濾餅致密度低，防井筒壓力穿透和漏失效果差。但該方法需準(zhǔn)確獲取地層裂縫尺寸、優(yōu)選匹配性好的粒徑分布設(shè)計方法/準(zhǔn)則，對勘探開發(fā)初期井、無法獲取巖心數(shù)據(jù)的層位適用性差。

已有研究證明，鉆井液中溶劑介質(zhì)進入地層并向深部延伸，導(dǎo)致地層孔隙壓力升高、圍巖有效應(yīng)力降低，是井眼失穩(wěn)的主要原因之一。成膜護壁劑可在井壁上形成低滲透性隔離膜，有效阻止溶劑和鉆井液進入，保護井壁外圍[11]。而通過惰性固體顆粒協(xié)同堆積形成致密封堵層，是裂縫性地層防漏堵漏的常用手段之一?；诖?，筆者針對油基鉆井液特性研制了一種適用于該地區(qū)深井鉆井中地層溫度≤150℃的中部層位的致密膜護壁劑，根據(jù)川西地區(qū)裂縫性漏失嚴(yán)重層位的地質(zhì)特征研制了內(nèi)充填封堵劑，以期通過內(nèi)外濾餅雙重封堵，在近井壁內(nèi)外形成有效屏蔽環(huán)，提高地層承壓封堵能力，阻止井筒內(nèi)壓力傳遞至地層深部。

1 致密膜護壁劑的研制

丙烯酸酯類乳液是水基鉆井液成膜護壁的有效處理劑[12]，它利用極性基團與水潤濕性表面產(chǎn)生化學(xué)吸附而成膜，但極性基團太多會對流變性產(chǎn)生較大影響，常需控制基團含量；而在油基鉆井液中，其主要以油溶性乳膠干粉的形式應(yīng)用于物理封堵[13-14]。油基鉆井液以柴油、白油為分散相，油水比多為8∶2或9∶1，含水少，乳膠粒無法成膜，因此研究了側(cè)鏈高含量強極性基團、反應(yīng)性乳化劑、核殼結(jié)構(gòu)設(shè)計的丙烯酸酯類乳膠粒，以加強其在高溫條件下與水滴的結(jié)合能力，從而均勻且穩(wěn)定分布在油包水乳狀液或油基鉆井液中，在高溫高壓作用下通過氫鍵吸附、鏈端融合、交聯(lián)形成阻油性好、抗壓能力強的薄膜?；谏鲜鏊悸?，研制了致密膜護壁劑CQ-NFF，并通過室內(nèi)試驗評價了其性能。

1.1 CQ-NFF 的制備

將反應(yīng)型乳化劑、水、苯乙烯，與丙烯酸酯類、雙鍵不飽和羧酸類反應(yīng)基團，在室溫下攪拌均勻形成殼預(yù)乳液；將反應(yīng)型乳化劑、水、苯乙烯，與丙烯酸酯類、雙鍵不飽和羥基類、雙鍵不飽和羧酸類反應(yīng)基團，在室溫下攪拌均勻形成核預(yù)乳液。加入引發(fā)劑、部分核預(yù)乳液，升溫反應(yīng)至藍光出現(xiàn)后進一步升溫，然后滴加引發(fā)劑、剩余的核預(yù)乳液；降溫后向反應(yīng)瓶中滴加引發(fā)劑、部分殼預(yù)乳液，待藍光出現(xiàn)后升溫，滴加引發(fā)劑、剩余的殼預(yù)乳液，保溫反應(yīng)后降溫至室溫，調(diào)節(jié)乳液的pH值，冷卻至室溫后加入海藻酸鈉、納米類無機材料，混合均勻后形成CQ-NFF，其分子結(jié)構(gòu)式如圖1所示（圖1中：R1和R2為C1—C5烷基或環(huán)烷基；n，m，x和y為結(jié)構(gòu)單元數(shù)量）。

圖1 CQ-NFF 的分子結(jié)構(gòu)式Fig.1 Molecular structure of CQ-NFF

CQ-NFF顆粒粒徑分布如圖2所示。分析發(fā)現(xiàn)，其平均粒徑為 73.6nm，粒徑分布于 50.75～164.20nm，徑距0.57，一致性0.1918。由此可知，粒徑達納米級，且分布均勻。

圖2 CQ-NFF 顆粒粒徑分布Fig.2 Particle size distribution of CQ-NFF

1.2 CQ-NFF 性能評價

1.2.1 油包水乳狀液加入 CQ-NFF 后的成膜效應(yīng)

通過高溫高壓濾失、高溫滲透失水、高溫滲透失油試驗分析CQ-NFF的成膜有效性，試驗按照標(biāo)準(zhǔn)《石油天然氣工業(yè)：鉆井液現(xiàn)場測試：第2部分：油基鉆井液》（GB/T16783.2—2012）進行，試驗溫度 150℃；然后，采用QUNTA450掃描電子顯微鏡觀察、分析薄膜。油包水乳狀液的配方為：白油+1.0%主乳化劑+3.0%輔乳化劑+2.0%潤濕劑+25.0%CaCl2水（O/W=9︰1）。

高溫高壓濾失試驗結(jié)束后，將濾餅完整取出作為過濾介質(zhì)，試驗筒中加入工作介質(zhì)（白油或水），加壓 0.7MPa，進行 30min 高溫滲透失油/失水試驗；同上述過濾介質(zhì)和工作介質(zhì)操作，在0.5～3.5MPa壓差下進行間斷加壓測試，每隔0.5MPa穩(wěn)壓10min，若濾失變?yōu)榫€流，則判定為擊穿，結(jié)果見表1。

表1 CQ-NFF在油包水乳狀液中的成膜封堵效應(yīng)評價結(jié)果Table1 Evaluation results of the film-forming plugging effect of CQ-NFF in water-in-oil emulsion

從表1可以看出，CQ-NFF能明顯提高乳狀液的承壓能力，其加量為4.0%時的高溫高壓濾失量由擊穿降至0.5mL，高溫滲透失油量由擊穿降至8.2mL，高溫滲透失水量由擊穿降至19.2mL，對白油的最高承壓達 2.0MPa，對水的最高承壓能力達 1.0MPa。試驗結(jié)果說明，CQ-NFF可在油包水乳狀液中有效成膜，且加量越大，熱壓差下膠粒被擠壓后的分子鏈段擴散、纏繞及側(cè)鏈基團交聯(lián)的距離越短，形成的薄膜越厚越致密，承壓封堵能力越強。由于乳膠粒富含極性基團和嵌入型乳化劑，薄膜上部及下部親水性強，抗油性高。

觀測高溫高壓濾失試驗后薄膜的微觀形貌，結(jié)果如圖3所示。觀測并分析發(fā)現(xiàn)：油包水乳狀液中的薄膜為非連續(xù)、不規(guī)則片狀結(jié)構(gòu)，通過堆積、重疊、粘結(jié)而成，片狀結(jié)構(gòu)之間存在交聯(lián)體，交聯(lián)體有韌性、抗拉伸；薄膜無網(wǎng)絡(luò)空洞，致密度高，薄膜內(nèi)鑲嵌有224.8～2121.0nm無機物，此為納米級無機材料聚集而成，可進一步提高薄膜強度及抗壓能力。

1.2.2 油基鉆井液加入 CQ-NFF 后的成膜效應(yīng)

按照標(biāo)準(zhǔn)GB/T16783.2—2012測定、評價油基鉆井液的流變性、乳化性和高溫高壓濾失性能。油基鉆井液的配方為白油+1.0%主乳化劑+3.0%輔乳化劑+2.0%潤濕劑+25.0%CaCl2水+3.5%有機土+8.0%油溶性瀝青+API重晶石（油水比9∶1），密度 2.0kg/L，熱滾溫度 150℃，測試溫度 65℃，結(jié)果見表2。從表2可以看出，CQ-NFF在油基鉆井液中的加量為1.0%～2.0%時黏度及切力變化小，對破乳電壓無影響，高溫高壓濾失量由7.0mL降至0.2mL，且對濾餅厚度無影響，高溫滲透失水量、高溫高壓滲透失油量分別從擊穿降至28.2和3.4mL。試驗結(jié)果表明，CQ-NFF在油基鉆井液中可有效成膜，且對流變性和乳化性的影響較小。

表2 CQ-NFF 對油基鉆井液基本性能的影響Table2 The effect of CQ-NFF on basic properties of oil-based drilling fluid

觀察、分析油基鉆井液中加入CQ-NFF后形成的濾餅微觀形貌，結(jié)果如圖4所示。與空白樣油基鉆井液濾餅對比，150℃、3.5MPa條件下，CQ-NFF可在濾餅上黏附形成致密、邊界清晰的片狀薄膜，大規(guī)模封堵網(wǎng)絡(luò)狀濾餅中直徑86.38～526.90μm 的空洞結(jié)構(gòu)；但在 180℃ 溫度下，薄膜黏附能力降低，收縮成線狀體，薄膜效應(yīng)消失。

圖4 CQ-NFF 在油基鉆井液濾餅上的成膜效應(yīng)Fig.4 Film-forming effect of CQ-NFF on oil-based drilling fluid filter cake

2 內(nèi)充填封堵劑

油潤濕后的封堵劑表面、巖石表面存在油膜和表面活性劑膜，造成封堵劑抓壁不嚴(yán)、封堵劑之間易滑脫，導(dǎo)致封堵層松散而復(fù)漏。為此，按如下思路配制油基鉆井液用內(nèi)充填封堵劑：選用油性高分散纖維，通過物理作用進行掛壁，并在封堵層中形成 “拉筋” 效應(yīng)和網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，防止材料滑脫；選用尺寸分布寬、可軟化變形、高彈性、高強度樹脂作為封堵層內(nèi)部填充物；選用抗拉、抗壓和抗彎強度大的不規(guī)則多邊形彈性石墨作為封堵層骨架。

2.1 內(nèi)充填封堵劑配方

川西地區(qū)深層裂縫性漏失嚴(yán)重層位主要分布在長興組—棲霞組，有效裂縫寬度50～3000μm、最大寬度 1000～3000μm[15-18]，地層溫度≤175℃。利用文獻[19]提出的d90規(guī)則，并根據(jù)強力鏈力學(xué)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)原理[20-22]進行顆粒粒徑級配，選用超細碳酸鈣、彈性石墨、高強度樹脂和高分散纖維，復(fù)配形成了川西地區(qū)油基鉆井液用內(nèi)充填封堵劑，其配方為3.0%～5.0%400目超細碳酸鈣+1.0%～3.0%彈性石墨+1.0%～3.0%高強度樹脂+0.1%～0.2%高分散纖維。其中，400目超細碳酸鈣粒徑38μm，高分散纖維單絲直徑 20～30μm、長度 5～6mm，彈性石墨和高強度樹脂粒徑分析結(jié)果如圖5所示。分析圖 5可知，彈性石墨d50為 268.94μm、d90為1318.54μm，高強度樹脂d50為 75.87μm、d90為1566.72μm，滿足封堵最大寬度裂縫的要求；并且，高強度樹脂徑距為18.85，一致性為5.29×10-7，顆粒粒徑分布廣，具有較好的粒徑級配效應(yīng)，可維持力鏈網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。

2.2 承壓封堵性能評價

根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GB/T16783.2—2012評價了內(nèi)充填封堵劑對油基鉆井液流變性的影響，熱滾溫度為175℃，檢測溫度為65℃；同時，采用高溫高壓砂床濾失儀評價了油基鉆井液的封堵承壓性能，試驗溫度為175℃，結(jié)果見表3和表4。其中，油基鉆井液配方為白油+1.0%主乳化劑+3.0%輔乳化劑+2.0%潤濕劑+30mL25.0%CaCl2溶液+3.5% 有機土+8.0%油溶性瀝青+API加重劑（油水比9∶1），密度2.0kg/L。從表3和表4可以看出，內(nèi)充填封堵劑對油基鉆井液流變性的影響較小，內(nèi)濾餅形成后清水承壓封堵能力≥3.5MPa，白油承壓能力≥3.5MPa。試驗結(jié)果表明，該內(nèi)充填封堵劑能較大程度地提高油基鉆井液的承壓封堵能力。

圖5 內(nèi)充填封堵劑顆粒粒徑分布Fig.5 Particle size distribution of inner-filling plugging agent

表3內(nèi)充填封堵劑對油基鉆井液流變性的影響Table3 Effect of inner-filling plugging agent on rheological properties of oil-based drilling fluid

3 現(xiàn)場試驗

以致密膜護壁劑CQ-NFF、內(nèi)充填封堵劑為核心的川西地區(qū)油基鉆井液井壁強化技術(shù)，在雙探6井和中江2井進行了現(xiàn)場試驗，均取得了較好的試驗效果。

雙探6井位于川西雙魚石—河灣場構(gòu)造帶秀鐘潛伏構(gòu)造，井深 8200m，最大井斜角 77.1°，井底溫度170℃。該井在雷口坡組—茅口組（φ241.3mm和φ149.2mm井段）進行了油基鉆井液井壁強化技術(shù)試驗，試驗井段位于構(gòu)造低部，地質(zhì)結(jié)構(gòu)復(fù)雜，試驗效果明顯（見圖6）：與同構(gòu)造的直井相比，該井試驗井段的井漏、井眼垮塌和卡鉆時間縮短55.22%，井下故障時間占該開次鉆井總時間的比例降低56.07%；與同構(gòu)造的斜井、水平井對比，井漏、井眼垮塌和卡鉆時間縮短61.48%，井下故障時間占比降低72.63%。

中江2井位于川西中江地區(qū)二疊系斜坡帶構(gòu)造高部位，深層含火山巖，以杏仁狀玄武巖為主。杏仁狀玄武巖裂縫、孔隙較發(fā)育，地層穩(wěn)定性差，應(yīng)力性垮塌嚴(yán)重，常導(dǎo)致側(cè)鉆，鄰井井眼垮塌和卡鉆時間平均達1695.43h，井下故障時間占比平均為34.13%（見表5）。為此，中江2井進行了油基鉆井液井壁強化技術(shù)試驗，試驗效果顯著，井眼垮塌和卡鉆時間為零。可見，該技術(shù)可有效降低深層裂縫性井漏、應(yīng)力性井眼垮塌的發(fā)生率，保障大斜度井、復(fù)雜深井作業(yè)的安全。

表4內(nèi)充填封堵劑承壓封堵能力評價結(jié)果Table4 Evaluation results of the pressure resisting and plugging capacity of the inner-filling plugging agent

表5 中江2井與川西火山巖層鉆井故障情況對比Table5 Comparison of the drilling failures of Well Zhongjiang2and volcanic layers in western Sichuan Basin

4 結(jié)論與建議

1）針對川西地區(qū)深井鉆井中地層溫度≤150℃的中部層位，研制了一種具有強交聯(lián)吸附能力的致密膜護壁劑CQ-NFF。CQ-NFF利用乳狀液水滴作為聚合物乳液成膜劑載體，可形成極度致密的非網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)薄膜，油包水乳狀液承壓能力提高至2.0MPa。

2）選用超細碳酸鈣、彈性石墨、高強度樹脂和高分散纖維進行顆粒粒徑級配，復(fù)配形成了川西地區(qū)油基鉆井液內(nèi)充填封堵劑，其配方為3.0%～5.0%400目超細碳酸鈣+1.0%～3.0%彈性石墨+1.0%～3.0%高強度樹脂+0.1%～0.2%高分散纖維，承壓能力可提高至≥3.5MPa。

3）以致密膜護壁劑CQ-NFF、內(nèi)充填封堵劑為核心的川西地區(qū)油基鉆井液井壁強化技術(shù)，在雙探6井和中江2井進行了現(xiàn)場試驗，效果顯著。雙探6井φ241.3和φ149.2mm井段的井漏、井眼垮塌時間縮短至242.09h，井下故障時間占比降低至3.81%；中江2井火山巖層井眼垮塌、卡鉆時間縮短至0，井下故障時間占比降至0。

4）隨著川渝地區(qū)逐步轉(zhuǎn)向 9000m 超深井、205℃超高溫深部儲層（如川南地區(qū)大塔場構(gòu)造塔探1井，實測井底溫度203℃），井壁強化技術(shù)的抗溫能力應(yīng)進一步提升，CQ-NFF抗溫能力≤150℃，內(nèi)充填封堵劑中的纖維類材料抗溫能力不足，也不宜在溫度大于175℃的地層應(yīng)用。因此，建議進一步研究開發(fā)適用于超高溫深層、超深層井壁強化的相關(guān)材料。

圖6 雙探 6 井 φ241.3 和 φ149.2mm 井段與鄰井鉆井?dāng)?shù)據(jù)對比Fig.6 Comparison of drilling data ofφ241.3mm andφ149.2mm sections in Well Shuangtan6and adjacent wells