新型钻井液成膜剂的研制及其在埕海油田的应用

张 朔，蒋官澄，郭海涛，汤新国，金海锋

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；2.中国石油大港油田分公司，天津300289）

埕海油田位于大港油田南部埕宁隆起向歧口凹陷过渡的斜坡部位，面积约300km2。该油田主要开发层系有Nm、Ng、Es，已探明石油地质储量10×108t，含油面积60.71km2。其中沙河街组储层为中低孔、低渗储层，非均质性强，易发生敏感性损害，当外来流体进入孔道会造成水化膨胀，将对储层造成严重伤害[1-5］。储层孔隙类型以粒间孔和次生孔为主，黏土矿物多分布在粒间和粒表，微细孔道较多，这都是储层保护的不利因素。钻井液成膜降滤失剂可以在井壁上形成一层致密的隔离膜，有效防止黏土矿物水化膨胀对储层造成的伤害[6-14］。为了更好地保护储层，合成了新型储层保护材料——钻井液成膜剂LCM-8，在钻井液中加入LCM-8，能够在井壁上形成一层韧性强、渗透性极低的封堵带，最大限度地阻止钻井液中的固相和滤液侵入地层，达到保护油气层的目的。

1 钻井液成膜剂LCM-8的合成

将亲油性苯乙烯单体、亲水性丙烯酸丁酯单体、乳化剂2-甲基-2-丙烯酰胺丙磺酸钠水溶液和过硫酸铵加入有转子的容器中密封，在常温下乳化形成乳化液，抽真空后，加入实验室自制的配体，在80～90℃油浴内加热搅拌6～8h，即可制得具有两亲结构的共聚物LCM-8。

2 成膜性能评价与作用机理分析

2.1 成膜性分析

LCM-8的粒度中值0.31μm、体积平均粒径0.33μm、面积平均粒径0.27μm。将砂石置于3.0%LCM-8溶液样品中，放置24h，然后取出自然晾干后，用XL30型扫描电子显微镜（SEM）拍摄成膜形状，结果如图1所示。从图1可以看出，LCM-8在砂石表面形成了一层致密的膜状物。LCM-8侧链功能基团通过共价键与砂石表面上的硅羟基进行键合作用，从而将二氧化硅与聚合物分子连接起来。

图1 LCM-8在砂石表面成膜扫描电镜照片Fig.1 Stereoscan photograph of LCM-8film on the surface of sand

2.2 作用机理分析

合成LCM-8时采用了乳化剂和水溶性的引发剂过硫酸铵，使亲油性链与亲水性链通过共价键链接在一起形成胶粒状聚合物。在钻井过程中，胶粒状聚合物可以通过形变实现对井壁的初步封堵，同时胶粒表面带有长链结构的亲水基团在钻压作用下，通过卷曲缠绕形成立体网络结构，并通过钻井液中的颗粒填充修补形成更致密的网络结构，在温度和压差的作用下可迅速形成韧性较强的隔离膜。

3 钻井液设计与储层保护效果评价

为评价钻井液成膜剂LCM-8的储层保护效果，并对LCM-8的加量进行了优选，试验选用埕海油田30-26L井上部有机盐钻井液作为基浆，其配方为：0.3%Na2CO3＋0.2%～0.3%高分子包被剂＋1.0%～4.0%增黏剂＋1.0%～2.0%降滤失剂＋3.0%～4.0%防塌剂＋3.0%润滑防塌剂＋10.0%有机盐。分别在基浆中加入不同种类和不同量的储层保护材料，设计了13种钻井液配方：

配方1为基浆＋1.0%成膜剂CMJ-2；

配方2为基浆＋1.0%广谱“油膜”暂堵剂GPJ；

配方3为基浆＋1.0%成膜剂LCM-8；

配方4为基浆＋2.0%成膜剂CMJ-2；

配方5为基浆＋2.0%广谱“油膜”暂堵剂GPJ；

配方6为基浆＋2.0%成膜剂LCM-8；

配方7为基浆＋2.5%成膜剂CMJ-2；

配方8为基浆＋2.5%广谱“油膜”暂堵剂GPJ；

配方9为基浆＋2.5%成膜剂LCM-8；

配方10为基浆＋3.0%成膜剂CMJ-2；

配方11为基浆＋3.0%广谱“油膜”暂堵剂GPJ；

配方12为基浆＋3.0%成膜剂LCM-8；

配方13为基浆＋4.0%成膜剂LCM-8。

表1为基浆和13种配方钻井液的基本性能。从表1可以看出：基浆加入成膜剂后对其流变性影响不大，各配方的动塑比都比较高，能够满足现场施工对钻井液携岩性能的要求；与其他成膜剂相比，在同一加量下，基浆加入LCM-8后的API滤失量和高温高压滤失量明显低于加入其他成膜材料，这表明LCM-8的成膜能力更好，具有更强的封堵能力。

表1 钻井液基本性能Table 1 Basic performance of drilling fluids

3.1 封堵率和渗透率恢复率评价

采用人造岩心（渗透率60～80mD）和JHMD-Ⅱ高温高压动态损害评价仪，在污染压差3.5MPa、污染温度80℃、污染时间12h条件下，分别对各种配方钻井液进行了动态污染评价，结果见图2、图3。

图2 各配方钻井液的封堵率Fig.2 Plugging rates of drilling fluids with different formulas

从图2可知：与基浆相比，采用屏蔽暂堵技术后，封堵率有明显提高，即对污染端造成较严重的堵塞；加入成膜剂LCM-8比加入广谱“油膜”暂堵剂GPJ和CMJ-2造成的堵塞程度更高；当LCM-8加量达到3%时，封堵率达到98%以上，而当其加量大于3%时封堵率增加幅度不大。因此，当LCM-8加量为3%时，污染端的渗透率已经降至很低，可避免钻井液滤液进一步侵入储层内部。

图3 各配方钻井液的渗透率恢复率Fig.3 Recovery rate of permeability of drilling fluids with different formulas

图3为各配方钻井液污染岩心污染端切除4～6mm后，各岩样的渗透率恢复率。由图3可看出，污染端切除4～6mm后，配方12和配方13钻井液污染岩心的渗透率恢复率最高。这表明加入LCM-8确实可在污染端形成一个渗透率极低的屏蔽环，从而充分阻止钻井液中的固相颗粒和滤液进入储层，达到保护储层的目的。从图3还可看出，当LCM-8加量为3%时的渗透率恢复率大于90%，而其加量超过3%的渗透率恢复率几乎变化不大。因此，结合封堵率评价结果，在基浆中加入3%LCM-8（即配方12）作为建立屏蔽暂堵的最优配方。

3.2 抗压性能

由以上分析可知，LCM-8的最佳加量为3%，因此，仅需对配方12进行成膜钻井液抗压性能测试，结果见表2。由表2可看出，加入LCM-8能够对不同渗透率的岩心形成有效的屏蔽，当渗透率超过60 mD时，压差达到3.0MPa以上时，岩心渗透率有了较大的增加，屏蔽逐渐被破坏。埕海油田主力储层沙河街组地层平均渗透率为31.87mD，建议在实际钻井中，井底与地层的压差不超过3.0MPa。

表2 屏蔽岩心在不同压差下的渗透率Table 2 Permeability under different pressures

3.3 不同孔喉直径条件下的渗透率恢复率

采用配方12的钻井液，用不同渗透率的岩心（2～138mD）进行封堵率和渗透率恢复率测试，结果见图4。从图4可以看出，不同孔喉直径下的封堵率和渗透率恢复率都大于90%，埕海油田沙河街组储层的渗透率一般小于100mD，表明上部井浆加入3%LCM-8后能够满足储层保护的需要。

图4 封堵率与渗透率恢复率Fig.4 Plugging rate and recovery rate

3.4 返排解堵效果评价

选取被配方10、配方11和配方12钻井液污染过的岩样，测定其在不同返排压力下（0.05～0.19MPa）的反向油相渗透率，然后计算在不同返排压力下的渗透率恢复率，结果见图5。从图5可以看出：随着返排压力的增大，渗透率恢复率增大，解除屏蔽堵塞的效果也更好；在相同返排压力下，采用LCM-8作为暂堵剂时的岩心渗透率恢复率大于其他同类型暂堵剂的渗透率恢复率；返排压力达到0.19MPa时，配方12钻井液的渗透率恢复率大于90%。在实际生产中，地下油气流至井眼内的流动压力一般会大于试验中的返排压力，因此解除LCM-8的堵塞是完全可能的。此外也可通过射孔解堵。

图5 返排效果评价Fig.5 Flowback effect evaluation

4 现场应用效果

埕海油田在张海33-22井和张海28-32井应用了优选的成膜钻井液。当钻至油层顶部时，在上部钻井液中加入3%LCM-8，将其转化为成膜钻井液，转化后的钻井液流变性能、pH值等均无明显变化。在钻进过程中严格控制钻井液密度处于设计中限至高限之间。与同区块采取常规屏蔽技术的张海34-17井和张海28-33井相比，张海33-22井和张海28-32井的表皮系数有较大程度的降低，储层得到有效保护（见表3）。说明钻井液中加入成膜剂LCM-8能够满足埕海油田钻井过程中储层保护的需要，建议推广使用。

表3 成膜钻井液与常规暂堵技术实际效果对比Table 3 Comparison of the results of filming drilling fluid and conventional temporary plugging agent

5 结论与建议

1）钻井液成膜剂LCM-8与目前油田常用的钻井液成膜剂相比，具有更好的成膜性能和降滤失效果。

2）在埕海油田2口井的现场应用表明，钻井液成膜剂LCM-8能有效保护该油田的储层。

3）与国内油田常用钻井液成膜剂相比，成膜剂LCM-8性能得到一定的改善，但跟国外钻井液成膜剂相比其成膜效率仍有较大的差距。建议研制在地面配制钻井液时加入成膜单体、在地下发生化学聚合的成膜剂，以提高成膜效率。

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