基于仿生技术的强固壁型钻井液体系

宣扬，蒋官澄，李颖颖，耿浩男，王金树

（中国石油大学（北京）石油工程学院）

0 引言

井壁稳定问题一直是困扰国内外钻井界的难题，井壁失稳引发的事故平均每年造成近 10×108美元的经济损失[1]。大多数研究者以减轻钻井液对井壁稳定性的不利影响为主要目标，研究能避免井壁失稳的钻井液体系[2-8]。然而，由于不能完全抑制泥页岩的水化膨胀或阻止自由水的滤失，这些钻井液体系只能在一定程度上减轻井壁失稳所造成的影响，不适用于极易坍塌或造浆的地层。为了从根本上避免井壁失稳引起的缩径卡钻、井壁坍塌等工程事故，应该随钻将井壁岩石直接加固，大幅提高井壁岩石的力学稳定性，这是近年来国外学者最新研究的井壁强化技术。由于不能克服岩石表面亲水性的影响，到目前为止这项技术仍处于探索阶段，未能实现井下随钻加固岩石。

仿生技术是研究生物体的结构、功能和工作原理，并将其移植于工程技术中，用以解决工程难题的新兴技术类别，还没有被应用于钻井液体系的研究。本文基于仿生技术，模仿海洋生物贻贝的特点，研究在井下环境条件下能高效随钻加固井壁岩石的仿生钻井液体系。

1 仿生处理剂作用机理

海洋生物贻贝分泌的足丝蛋白具有超强的黏附能力，能够在水环境下牢固地黏附在几乎任何基材上，包括金属、岩石、聚合物膜等[9]。贻贝蛋白这种超强的黏附性能来源于其中包含的一种关键基团，本文称之为“X基团”。根据X基团的特性，以其为核心官能团合成了 2种模仿贻贝蛋白性能的仿生处理剂，即仿生固壁剂GBFS-1和仿生页岩抑制剂YZFS-1。

1.1 仿生固壁剂GBFS-1作用机理

通过在某聚合物主链上接枝X基团，合成一种具有类似贻贝蛋白性质的水溶性接枝聚合物，即仿生固壁剂GBFS-1。图1为一组页岩岩屑在GBFS-1水溶液中随时间的形貌变化，可以看出：①初始状态下，浸泡于淡棕色澄清溶液中的岩屑表面没有其他物质存在；②1 d后，岩屑表面开始形成淡黄色胶黏物，一定程度上将相邻的小块岩屑胶黏在一起，溶液依然澄清；③3 d后，岩屑表面淡黄色胶黏物的覆盖范围更广，胶黏更加牢固，离岩屑稍远的溶液依然澄清；④1周后，由于溶液中水分已基本蒸发，胶黏物（因氧化颜色变黑）形成于全部溶液范围内，且内聚力变得很大。

图1 浸泡在GBFS-1溶液中的页岩岩屑形貌变化

上述现象揭示了仿生固壁剂GBFS-1的固壁机理：GBFS-1在岩石表面的催化作用下定点自发固化[10]，形成致密且有黏附性的仿生壳（图 1中的淡黄色胶黏物）；仿生壳通过黏附力和内聚力将与之相接触的井壁岩石“宏观”地加固，使井壁岩石在水化膨胀时所受的水化应力被仿生壳的内聚力削弱，从而起到维持井壁稳定的作用；由于GBFS-1具有定点固化的特性，远离井壁的钻井液的流变性不会受到影响。

1.2 仿生页岩抑制剂YZFS-1作用机理

仿生固壁剂 GBFS-1在井壁岩石表面形成仿生壳需要一定时间，在此期间井壁仍有可能因页岩水化膨胀而失稳甚至坍塌。因此，合成了仿生页岩抑制剂YZFS-1，在仿生壳形成前最大程度地维持井壁稳定。YZFS-1是一种包含X基团的小分子有机物，具有极强的页岩抑制能力。

对吸附不同浓度YZFS-1溶液的膨润土进行了X射线衍射（见图2），结果表明：随着YZFS-1吸附量的增大，膨润土的层间距不断增大；当YZFS-1溶液的浓度为1.0%时，层间距达到最大值（1.54 nm），继续增大YZFS-1溶液的浓度，层间距基本保持不变，YZFS-1分子在层间吸附饱和。YZFS-1分子嵌入黏土的片层结构之间后，虽然增大了黏土的层间距，使黏土“膨胀”，但YZFS-1分子嵌入后的层间距远小于黏土水化后的层间距。此外，嵌入黏土层间后YZFS-1分子可以聚合成具有类似于双层石墨烯结构的聚合物，该聚合物与相邻的黏土表面之间形成强度远高于普通氢键的强氢键[11]（在150 ℃的高温下也不会断裂[12]），通过桥接作用将相邻黏土片层紧密束缚在一起，起到“微观”加固井壁的作用。

图2 吸附不同浓度YZFS-1溶液的膨润土X射线衍射图谱

2 仿生处理剂性能评价

2.1 仿生固壁剂GBFS-1性能评价

2.1.1 降滤失性能

表 1为仿生固壁剂 GBFS-1的降滤失性能评价结果，可以看出：不同单体配比的GBFS-1对基浆（清水+2.50%钠膨润土+0.15% Na2CO3）流变性和滤失量的影响规律基本一致，加入GBFS-1后，基浆的表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比（动切力与塑性黏度的比值）均增大，API滤失量和高温高压滤失量均显著减小。因此，GBFS-1能大量减少侵入地层的自由水，防止井壁在仿生壳形成之前就因页岩水化膨胀而失稳。

2.1.2 仿生壳固壁性能

由于仿生固壁剂 GBFS-1在井壁岩石表面形成的仿生壳具有胶黏岩石的作用，为了评价仿生壳的胶黏能力，采用分别由GBFS-1和3种常见的市售胶黏剂胶黏的岩心片进行搭接抗剪强度实验（见表 2）。实验结果表明：干燥环境下，仿生壳的胶黏能力较其他 3种胶黏剂差；水环境中，环氧树脂只有微弱的胶黏能力，聚醋酸乙烯酯和氰基丙烯酸乙酯几乎没有胶黏能力，而仿生壳的胶黏能力明显强于其他3种胶黏剂。因此，GBFS-1在井壁岩石表面形成的仿生壳可以在水基钻井液体系中起到良好的胶黏岩石的作用。

表1 不同单体配比的GBFS-1对基浆流变性和滤失量的影响

表2 GBFS-1和其他胶黏剂的搭接抗剪强度实验结果

仿生壳除了能够胶黏岩石，还应该能阻止所覆盖的岩石因为水化而分散、剥落。为了评价仿生壳抑制岩屑分散的能力，采用泥页岩和不同浓度的 GBFS-1溶液进行滚动回收实验。实验结果表明：粒径 1.70～3.35 mm（10～6目）的岩屑在清水中的滚动回收率（150 ℃下热滚 16 h）为 43.05%，在 3种不同浓度GBFS-1溶液中的滚动回收率均在75.00%以上，在5%GBFS-1溶液中的滚动回收率甚至达到90.17%。因此，GBFS-1在井壁岩石表面形成的仿生壳具有良好的抑制岩屑分散、剥落的能力。

2.2 仿生页岩抑制剂YZFS-1性能评价

通过线性膨胀实验、滚动回收实验和黏土造浆抑制实验，综合评价了仿生页岩抑制剂YZFS-1的抑制能力，并与目前国内常用的几种抑制剂进行了对比。线性膨胀实验所用岩屑为美国San Francisco地区3 917 m深处的泥页岩，滚动回收实验所用岩屑为哥伦比亚Villeta地区4 673 m深处的泥页岩，黏土造浆抑制实验所用膨润土为钠膨润土。

2.2.1 线性膨胀实验

图 3为泥页岩在不同抑制剂溶液中的线性膨胀曲线，可见：较短时间内岩屑在各种抑制剂溶液中的膨胀就基本停止，而大约240 min后岩屑在清水中的膨胀也未停止；岩屑在YZFS-1溶液中的膨胀高度明显低于在清水及其他 3种抑制剂溶液中的膨胀高度。因此，YZFS-1具有良好的抑制页岩水化膨胀的能力，且抑制效果优于目前国内常用的几种页岩抑制剂。

图3 泥页岩在不同抑制剂溶液中的线性膨胀曲线

2.2.2 滚动回收实验

泥页岩在清水和不同抑制剂溶液中的滚动回收实验结果表明：粒径1.70～3.35 mm的岩屑在1% KCl溶液和1%小阳离子溶液中的滚动回收率（150 ℃下热滚16 h）均为 50.00%左右，与在清水中的滚动回收率（43.05%）相比并没有显著提高；而岩屑在1% YZFS-1溶液中的滚动回收率高达 84.04%，比在 1%聚胺溶液中的滚动回收率高出6.42%。因此，YZFS-1具有良好的抑制泥页岩分散、剥落的能力，且抑制效果优于目前国内常用的几种页岩抑制剂。

2.2.3 黏土造浆抑制实验

造浆抑制实验能够很好地评价抑制剂抑制黏土造浆的能力。向不同抑制剂溶液和去离子水中加入膨润土，测定不同膨润土加量下悬浮液的动切力（见图4）。结果表明：在各种膨润土加量下，含YZFS-1的膨润土浆的动切力都低于不含抑制剂或含其他抑制剂的膨润土浆的动切力。因此，YZFS-1抑制黏土造浆的能力强于目前国内常用的几种页岩抑制剂。

图4 含不同抑制剂膨润土浆的动切力随膨润土加量的变化

随着近年来深井超深井逐渐增加，页岩抑制剂的耐温性能也越来越重要，为了分析YZFS-1的造浆抑制能力随温度的变化规律，测定了含YZFS-1或其他抑制剂的膨润土浆（浓度为 12%）在不同温度下的动切力（见图5）。结果表明：小阳离子和KCl的造浆抑制能力随着温度的升高而增强；聚胺的造浆抑制能力随温度升高明显减弱；随着温度升高，YZFS-1的造浆抑制能力仅略微减弱。因此，YZFS-1有良好的造浆抑制能力，且耐温性能好，能避免因造浆而损害钻井液流变性。

图5 含不同抑制剂膨润土浆（浓度12%）的动切力随温度的变化

3 仿生钻井液体系配方优化及性能评价

3.1 配方优化及基本性能

根据仿生处理剂与其他常用钻井液处理剂的配伍性评价，确定了仿生钻井液体系的基础配方：清水+2.50%钠膨润土+0.15% Na2CO3+YZFS-1+GBFS-1+降滤失剂SMP-Ⅱ（或SPNH）+增黏剂PACLV。

表3为YZFS-1加量对基浆（清水+2.50%钠膨润土+0.15% Na2CO3）流变性和滤失量的影响，可以看出：随着YZFS-1加量从0.3%增加到0.9%，基浆的表观黏度、塑性黏度、动切力、动塑比、初终切比和高温高压滤失量基本呈增大的趋势，这是由于YZFS-1高效的抑制作用使基浆中细小分散的膨润土颗粒大量絮凝形成端-端、端-面相连的三维网状结构；随着YZFS-1加量继续增大到1.2%，除了高温高压滤失量继续增大外，其他流变参数值均减小，这是因为絮凝程度过高时，膨润土颗粒由絮凝状态变为团聚状态[13]，形成了面-面相连的粗颗粒，导致三维网状结构被破坏。因此，YZFS-1加量为 0.6%比较合适，既保证了良好的页岩抑制能力，又不会因滤失量过大而需要在钻井液体系中加入大量降滤失剂。

表4为GBFS-1加量对加入0.6% YZFS-1后的基浆的流变性和滤失量的影响，可以看出：GBFS-1加量为 1%比较合适，既不会大幅降低基浆的黏度和动切力，又可以使滤失量显著降低。

对仿生页岩抑制剂YZFS-1和仿生固壁剂GBFS-1的加量进行优化后，还优化了降滤失剂 SMP-Ⅱ（或SPNH）和增黏剂PACLV的加量。优化后的仿生钻井液体系配方为：清水+2.50%膨润土+0.15% Na2CO3+0.60% YZFS-1+1.00% GBFS-1+1.00% PACLV+3.00%SMP-Ⅱ+NaOH（将pH调为8）。

评价优化仿生钻井液体系的基本性能（见表 5）,并与哥伦比亚现场应用的某种防塌钻井液体系进行对比。对比钻井液体系配方为：清水+2.0%～3.0%膨润土+0.1%～0.2% NaOH+0.3%～0.5% KPAM+1.0%～2.0%SPNH+1.0%～2.0% DLF-50+2.0%～3.0% SMP-Ⅱ+0.3%～0.5% PACLV+0.5%～0.8% NH4HPAN+ 5.0%～7.0% KCl+0.5%～1.0% RH-3+重晶石（加重）。由表5可知，仿生钻井液体系各项基本性能良好，且总体上优于对比钻井液体系。

表3 YZFS-1加量对基浆流变性和滤失量的影响

表4 GBFS-1加量对基浆流变性和滤失量的影响

表5 仿生钻井液和对比钻井液基本性能

3.2 抑制性能评价

通过线性膨胀实验和滚动回收实验对仿生钻井液体系进行了抑制性能评价，并与对比钻井液体系进行了对比，实验所用岩屑与对仿生页岩抑制剂 YZFS-1进行性能评价的线性膨胀实验和滚动回收实验所用岩屑来源相同。

图6为仿生钻井液和对比钻井液的线性膨胀曲线，可以看出：实验时间（16 h）内，页岩岩屑在2种钻井液体系中的膨胀均未停止，但仿生钻井液抑制页岩膨胀的能力明显强于对比钻井液。

图6 仿生钻井液和对比钻井液的线性膨胀曲线

粒径 1.70～3.35 mm的页岩岩屑在仿生钻井液和对比钻井液中的滚动回收率（150 ℃下热滚16 h）分别为94.24%和92.47%。由此可见：尽管仿生钻井液体系中处理剂种类较少，YZFS-1和GBFS-1的加量也较低，其抑制页岩分散剥落的能力却十分突出，甚至略强于包含多种处理剂的对比钻井液体系。

4 结论

基于仿生技术，模仿海洋生物贻贝的特点，合成了2种仿生钻井液处理剂：仿生固壁剂GBFS-1和仿生页岩抑制剂 YZFS-1。性能评价发现：GBFS-1能大量减少侵入地层的自由水，且能在井壁岩石表面形成胶黏岩石的仿生壳；YZFS-1具有良好的抑制页岩水化膨胀和分散、剥落的能力，抑制效果优于目前国内常用的页岩抑制剂，还有良好的造浆抑制能力。

以 2种仿生处理剂为核心，通过配伍性评价和加量优化，确定了仿生钻井液体系配方：清水+2.50%膨润土+0.15% Na2CO3+0.60% YZFS-1+1.00% GBFS-1+1.00% PACLV+3.00% SMP-Ⅱ+NaOH（将 pH 值调为 8）。仿生钻井液体系各项基本性能良好，总体上优于对比钻井液体系。

线性膨胀实验和滚动回收实验结果表明：仿生钻井液体系能有效抑制页岩水化膨胀和分散剥落，且抑制效果优于对比钻井液体系，可以在钻井过程中有效加固井壁并维持井壁稳定，实际应用价值突出。

[1] Anderson R L, Ratcliffe I, Greenwell H C, et al. Clay swelling: A challenge in the oilf i eld[J]. Earth-Science Reviews, 2010, 98(3/4): 201-216.

[2] 张克勤, 何纶, 安淑芳, 等. 国外高性能水基钻井液介绍[J]. 钻井液与完井液, 2007, 24(3): 68-95.Zhang Keqin, He Lun, An Shufang, et al. An introduction to the high performance water based muds abroad[J]. Drilling Fluid &Completion Fluid, 2007, 24(3): 68-95.

[3] 谢水祥, 蒋官澄, 陈勉, 等. 环保型钻井液体系[J]. 石油勘探与开发, 2011, 38(3): 369-378.Xie Shuixiang, Jiang Guancheng, Chen Mian, et al. An environment friendly drilling fluid system[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(3): 369-378.

[4] 张岩, 向兴金, 鄢捷年, 等. 低自由水钻井液体系[J]. 石油勘探与开发, 2011, 38(4): 490-494.Zhang Yan, Xiang Xingjin, Yan Jienian, et al. A novel drilling fluid with less free water[J]. Petroleum Exploration and Development,2011, 38(4): 490-494.

[5] 冯京海, 张克勤. 水基钻井液配方组合的回顾与展望[J]. 油田化学, 2005, 22(3): 269-275.Feng Jinghai, Zhang Keqin. An overview on formulation of water base drilling fluids[J]. Oilfield Chemistry, 2005, 22(3): 269-275.

[6] Clark R K, Scheuerman R F, Rath H, et al. Polyacrylamide/potassium-chloride mud for drilling water-sensitive shales[J]. Journal of Petroleum Technology, 1976, 28(6): 719-727.

[7] 孙金生. 水基钻井液成膜技术研究[D]. 成都: 西南石油大学, 2006.Sun Jinsheng. Study on membrane forming technology of waterbased mud[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2006.

[8] 郭锦棠, 卢海川, 刘硕琼, 等. 新型固井降失水剂 HTF-200C[J].石油勘探与开发, 2012, 39(3): 359-364.Guo Jintang, Lu Haichuan, Liu Shuoqiong, et al. The novel fluid loss additive HTF-200C for oil field cementing[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(3): 359-364.

[9] Lee H, Dellatore S M, Miller W M, et al. Mussel-inspired surface chemistry for multifunctional coatings[J]. Science, 2007, 318(5849): 426-430.

[10] Jaber M, Lambert J F. A new nanocomposite: L-DOPA/Laponite[J].The Journal of Physical Chemistry Letters, 2010, 1(1): 85-88.

[11] Lee H, Scherer N F, Messersmith P B. Single-molecule mechanics of mussel adhesion[J]. PNAS, 2006, 103(35): 12999-13003.

[12] Yang L, Phua S L, Teo J K H, et al. A biomimetic approach to enhancing interfacial interaction: Polydopamine-coated clay as reinforcement for epoxy resins[J]. ACS Applied Materials &Interfaces, 2011, 3(8): 3026-3032.

[13] Luckham P H, Rossi S. The colloidal and rheological properties of bentonite suspensions[J]. Advances in Colloid and Interface Science,1999, 82(13): 43-92.