钻井液用高效桥联型防塌剂的研发及现场应用

张县民， 蒋官澄*， 宣扬， 付建国， 董伟

钻井液用高效桥联型防塌剂的研发及现场应用

张县民1， 蒋官澄1*， 宣扬1， 付建国2， 董伟2

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249； 2.西部钻探工程有限公司准东钻井公司，新疆阜康831511）

张县民， 蒋官澄， 宣扬， 等.钻井液用高效桥联型防塌剂的研发及现场应用[J].钻井液与完井液，2017，34（1）：39-44.

ZHANG Xianmin， JIANG Guancheng， XUAN Yang，et al.Development and application of high performance drilling fl uid bridging formation stabilizer[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017， 34（1）：39-44.

井壁失稳一直是钻井过程中未能彻底解决的问题。根据防塌剂与钻井液中的黏土及地层矿物吸附联结的作用机理，采用AM、AMPS和一种强吸附单体M，通过以过硫酸钾作引发剂，在60 ℃反应4 h，合成了一种抗温达150 ℃的高温桥联型防塌剂QFT，产物为白色黏稠状，QFT分子量约为（8～60）×104g/mol，有效含量为10%。该防塌剂具有强抑制、降滤失及对基浆黏度影响小的特点，对其进行了性能评价和机理分析，并介绍了其现场应用情况。与清水相比，3%QFT水溶液使泥页岩岩心线性膨胀量降低44.56%，泥页岩岩屑150 ℃滚动回收率提高34.1%，回收率大于KCl及KPAM和FA-367；在清水中浸泡10 min后完全分散开的岩心，在QFT溶液中浸泡24 h仍保存完整。X -射线衍射分析结果说明，QFT由于分子量较小，可以进入黏土层间，阻止水分子进入黏土层。含有QFT的基浆老化后黏土颗粒粒径较小，比表面积较大，说明该防塌剂可以通过与黏土的桥联吸附，阻止基浆中固相颗粒高温聚集，保证基浆中具有一定量的细颗粒，有利于形成薄而致密的滤饼，老化后3% QFT可以使4%基浆的API滤失量降低48.33%。钾钙基钻井液体系中引入QFT后，有效地降低了滤失量，现场的泥岩岩屑滚动回收率在95%以上，且120 ℃下浸泡后的人造岩心强度比原体系提高14%以上。通过在红山嘴H160井的应用，表明该防塌钻井液体系能够防止井塌等复杂事故。此外，由于该体系有良好的降滤失及抑制性，试验井钻井周期比邻井H170-X 井缩短43%，钻机月速提高了70%，显著提高了钻井时效，降低钻井成本。

水基钻井液；防塌剂；桥联；聚合物；井壁稳定

0 引言

现用钻井液防塌剂的作用方式主要分为2种[1-4]。一种是通过阻止或延缓水从井眼向地层内迁移来防塌，这类防塌剂包含较广，如沥青类封堵型防塌剂，腐植酸、纤维素类泥饼致密型防塌剂；另一种是通过增加地层矿物颗粒间结合力来防塌，如包被防塌剂，但是这类防塌剂如KPAM、FA-367增黏严重，严重影响现场应用。借鉴泥饼致密型防塌剂和包被防塌剂的作用机理，设计出一种桥联型防塌剂QFT，并研究了其作用机理。

红山嘴油田井下复杂情况严重，该区域表层易漏易塌，在侏罗系八道湾组、 三叠系、 二叠系地层钻井过程中也容易发生井漏、 井塌和井喷。针对该地层，前人尝试了多种钻井液体系[5-11]， 仍不能很好解决井壁失稳问题。在该区块常用的钾钙基聚磺钻井液体系中引入该高效桥联防塌剂，形成一种防塌钻井液体系，评价了其井壁稳定性能，并介绍了该体系在红山嘴油田红 153区块H160井的应用情况。

1 桥联型防塌剂QFT的作用机理

1.1 桥联型防塌剂QFT的制备

将一种强吸附单体M溶于蒸馏水中， 将AM、用NaOH调为中性的AMPS溶液， 加入M溶液中，搅拌均匀， 然后充氮气30 min， 加入引发剂过硫酸钾， 升温至60 ℃， 反应4 h得到桥联型防塌剂QFT。该产物为白色黏稠状液体， 固相含量为10%。

1.2 防塌性能评价

1.2.1 抑制泥页岩分散作用

取20 g泥页岩粉末在20 MPa下压10 min，然后取出，得到人造岩心。分别浸泡在蒸馏水和3% QFT水溶液中，岩心在清水中很快分散，10 min后完全分散开，而在QFT溶液中岩心浸泡10 min没有什么变化（见图1），甚至24 h后，岩心仍保存完整。一方面桥联型防塌剂QFT在泥页岩上能够形成多点吸附联结，增加泥页岩间的结合力，封堵微裂缝，阻止泥页岩剥落；另一方面，QFT能够在岩心表面形成一层致密的膜，可阻止和减缓水分子进入泥页岩，从而抑制泥页岩水化分散。

图1 QFT对泥页岩膨胀分散的抑制性

1.2.2 页岩岩心线性膨胀实验

取10 g泥页岩粉末在10 MPa下压5 min，用CPZ-2双通道线性膨胀仪测量岩心在清水及不同浓度的QFT水溶液中的线性膨胀量，如图2所示。

图2 QFT对岩心线性膨胀量的影响

由图2可知，随着QFT含量的增加，QFT对岩心膨胀的抑制作用增强，岩心线性膨胀量降低；在3%QFT水溶液中岩心膨胀量降低率达到44.56%，说明QFT对泥页岩的线性膨胀具有很好的抑制作用，同时，由于岩心在3%QFT与5%QFT溶液中线性膨胀降低率相近，所以在后续实验中QFT的加量采用3%。

1.2.3 泥页岩滚动回收率实验

将粒径为2.00～3.20 mm的现场泥页岩岩屑分别在不同溶液中热滚16 h，温度为150 ℃，热滚后，岩屑过孔径为0.45 mm的筛子，干燥称重，得到岩屑在清水、7%KCl、0.3%KPAM（分子量200×104～400×104g/mol）、0.3%FA-367（分子量200×104～250×104g/mol）及3% QFT（有效含量为0.3%）的滚动回收率分别为14.6%、23.5%、32.4%、37.6%和48.7%。QFT的抑制性要好于KCl及包被剂KPAM和FA-367，具有较好的抑制防塌性能。

1.2.4 QFT的降滤失作用

配制4%的膨润土基浆3份，一份作为空白（1#），一份加入3%QFT（2#），一份加入0.3%KPAM（3#）。将3份基浆分别老化后常温下测得的表观黏度和中压滤失量如表1所示。可以看出，KPAM和QFT都可以大幅度降低基浆的API滤失量，与KPAM相比，QFT对基浆的黏度影响很小，更有利于QFT的现场应用。

表1 不同防塌剂对4%膨润土基浆性能的影响（150 ℃、16 h）

1.3 防塌机理

1.3.1 X射线衍射实验

为了弄清QFT与黏土表面的吸附或插层行为，探讨QFT对黏土晶格膨胀的影响，将老化后的1#、2#和3#钻井液中的黏土烘干、研磨，用X-射线衍射仪（D8 Advance ，德国 Bruker公司）测定黏土层间距d（001），见图3。含有KPAM的黏土层间距与空白黏土相近，说明大分子KPAM没有进入黏土层间，而含有QFT的黏土层间距变大，说明QFT由于分子量较小，可以进入黏土层间，阻止水分子进入黏土层，这是导致QFT的抑制性好于KPAM的主要原因。

图3 不同黏土复合物的X 射线衍射谱图

1.3.2 QFT对基浆粒度的影响

用激光粒度分析仪（MS-2000， Malvern）分别测量1#钻井液老化前后及2#钻井液老化后，钻井液中固相颗粒的粒径分布，结果见表2。可以看出，1#钻井液老化后颗粒粒径变大，比表面积变小，说明在老化过程中黏土颗粒发生聚集；与老化后的1#钻井液相比，含有QFT的基浆老化后黏土颗粒粒径较小，比表面积较大，说明QFT有利于阻止黏土颗粒高温下聚集。

表2 QFT对基浆粒度的影响（150 ℃、16 h）

1.3.3 钻井液黏土颗粒形貌分析

将老化后的1#和2#钻井液稀释200倍后，通过透射电子显微镜（TEM， FEI Tecnai G2 F20）观察钻井液中黏土颗粒的聚集状态，结果见图4。

图4 1#和2#钻井液老化后的黏土颗粒形貌

由图4可以看出，2#钻井液颗粒分散程度要好于1#钻井液，说明QFT有利于增加钻井液中黏土颗粒的稳定性，阻止黏土颗粒高温聚集。

1.3.4 QFT的防塌机理

QFT分子链上有吸附基团羟基和酰胺基，这些基团可以与黏土颗粒表面上的氧形成氢键，或与黏土颗粒边缘上的Al3+形成配位键， 使QFT吸附在黏土上或进入黏土层， 阻止水分子进入黏土层，所以QFT具有较好的抑制性。同时，QFT上的磺酸基使黏土颗粒表面负电量增加，Zeta电位的绝对值升高，有利于阻止黏土颗粒之间在高温下因碰撞而聚结。另外，一条QFT分子链上能同时吸附多个黏土颗粒，形成混合网状结构，从而提高黏土颗粒的聚结稳定性，使钻井液中具有一定含量的细颗粒，形成致密的滤饼， 降低滤失量。由于分子量较小，QFT对基浆黏度的影响较小。QFT的抑制、 降滤失以及对基浆黏度影响小的特性，更有利于现场应用。

2 防塌钻井液性能的室内评价

以红山嘴油田红153区块常用的钾钙基聚磺钻井液体系为基础，添加3%高效桥联防塌剂QFT，组成适用于红153区块的防塌钻井液体系，并对其性能进行了室内评价。钻井液基础配方如下。

4%膨润土+0.2%Na2CO3+0.3%KOH+0.6%聚合物降滤失剂SP-8+0.3%包被剂PMHA-2+ 2%SMP-1（粉）+2%SPNH+0.2%铵盐+7%KCl+3%磺化沥青粉SDH+0.4%CaO+重晶石

2.1 流变性和滤失造壁性

表3是基础钻井液和防塌钻井液于120 ℃老化后的流变性和滤失量评价结果。

表3 桥联防塌剂QFT对钻井液流变性和滤失量的影响

从表3可以看出，2种体系的动切力和凝胶强度相近，同时防塌钻井液的API滤失量和高温高压滤失量都有所下降，说明该体系的滤失造壁性好于原体系；此外，与普通包被防塌剂KPAM及FA-367不同，桥联防塌剂QFT对钻井液流变性的影响很小，这有利于QFT在现场的应用。

2.2 防塌抑制性

做岩屑滚动回收率实验， 取20 g粒径为2.00～3.20 mm的现场泥岩岩屑， 实验条件为120 ℃热滚16 h，过孔径为0.45 mm的筛子，测得岩屑在基础钻井液和防塌钻井液中的滚动回收率分别为84.81%和96.25%。由此可知，防塌钻井液体系的岩屑滚动回收率比原体系高10%以上。这说明防塌钻井液具有较强的抑制泥页岩分散的能力。

2.3 单轴抗压强度

通过对在不同钻井液体系中热滚过的岩心进行单轴应力实验，考察了防塌钻井液对泥页岩的加固效果。岩心采用石英砂、现场泥岩粉末（过孔径为0.15 mm的筛子、胶结剂混合压制的人造岩心（现场泥岩粉末和石英砂质量比为2︰8））。

将2块人造岩心1#和2#分别于钾钙基聚磺钻井液、防塌钻井液中120 ℃下静置16 h，取出后用水冲洗干净表面，将晾干的岩心分别在TAW-1000岩石三轴伺服试验仪上进行单轴破坏实验，单轴应力-应变曲线如图4所示，结果见表4。

图4 1#和2#岩心应力应变曲线

表4 岩心常规力学参数

由表4可知，与钾钙基聚磺钻井液体系相比，人造岩心经防塌钻井液浸泡后破坏强度要大14%，因此，防塌钻井液可以增加岩心破坏强度，起到稳定井壁作用。

3 在红153区块的现场应用

红山嘴H160井是西部钻探准东钻井公司泥浆技术服务公司承包的一口直井采油井，完钻井深为3 038 m，钻探目的层为夏子街组。红153区块H160井井身结构为：φ444.5 mm×305 m+φ311.2 mm×2 226 m+φ215.9 mm×3 038 m，套管程序为：φ339.7 mm×305 m+φ244.5 mm×2 223 m+ φ139.7 mm×3 035 m。其中一开为CMC-膨润土钻井液，二开、三开为防塌钻井液体系（体系配方如下）。

4%膨润土+0.2%Na2CO3+0.2% KOH+（0.6%～0.8%）SP-8+（5%～7%）KCl+（0.5%～0.7%）PMHA-2+（2%～3%）SMP-1（粉）+1%SPNH+0.6% NPAN+3%白沥青+（0.2%～0.5%）CaO+1%低荧光润滑剂+（2%～3%）SDH+（2%～3%）QFT+重晶石

3.1 体系的抗污染性

为了保证钻井顺利进行，时刻对现场钻井液体系进行评价记录。防塌钻井液体系在二开和三开期间的性能见表5。由表5可见，防塌钻井液的流变性和滤失量比较稳定，说明该体系受地层污染的影响较小，具有较好的抗污染性能。

表5 H160井二开和三开钻井液工艺参数

3.2 体系的防塌性能评价

评价现场钻井液抑制性能好坏的主要依据是在泥岩段或复杂区块钻井液能否避免井壁发生剥落掉块或缩径、卡钻等情况。H160 井三开完井后电测下套管一次成功，未发生任何电测遇阻等井下复杂情况。该区块各井的井径变化率和复杂情况分别如表6和表7所示。由表6、表7可知，利用防塌钻井液的H160 井的平均井径扩大率小于H170-X井，且没有出现井眼掉块现象。说明具有强抑制性的防塌钻井液体系能够提高井壁稳定性，从而得到较为规则的井径。

表6 红153区块应用井与邻井井径扩大率对比

表7 红153区块应用井与邻井钻井复杂情况对比

3.3 总体效果

红153区块H160井与邻井的综合钻井指标对比见表8。从表8可以看出，采用防塌钻井液的钻井周期比邻井H170-X井缩短了将近29 d，缩短比例达43%，钻机月速比H170-X井提高了70%。这是由于该体系能够极大程度地抑制泥岩岩屑的水化分散，并减少钻头泥包现象的发生，提高钻速；另一方面通过与地层矿物的胶结作用，增强了井壁的稳定性，没有发生坍塌等复杂事故，这大幅节省了处理复杂事故的时间和材料费用；同时H160 井井径比较规则，测井一次完成。综上所述，通过防塌钻井液体系的应用，显著降低了钻井周期。

表8 红153区块各井钻井工艺对比

4 结论

1.合成的高效桥联防塌剂QFT具有抑制性高、降滤失强及对基浆黏度影响小等优点。通过吸附基团与黏土的氢键作用，QFT吸附在黏土颗粒表面，或进入黏土层，阻止水分子进入黏土层。泥页岩线性膨胀降低率高达44.56%，滚动回收提高量高达34.1%。同时，磺酸基团使黏土颗粒表面的ζ电位的绝对值升高，阻止黏土颗粒在高温下聚集；QFT的桥联作用使多个黏土颗粒桥联起来形成混合网状结构，从而保持钻井液中细颗粒的含量，形成致密的滤饼，降低滤失量，使基浆的API中压滤失量降低48.33%。由于分子量较小，QFT对基浆黏度的影响较小。

2.室内评价实验表明，加有自研高效桥联型防塌剂QFT的防塌钻井液体系具有良好的流变性能和稳定井壁性能，在120 ℃下，对现场泥岩的岩屑滚动回收率达到95%以上；同时，在该体系中高温静置后的人造岩心抗压强度比在普通的钾钙基聚磺钻井液体系提高了14%以上。

3.加有自研高效桥联型防塌剂QFT的防塌钻井液体系在红153区中得到成功的应用，井壁稳定效果显著。应用防塌钻井液体系的H160井，未出现复杂情况，钻井周期比邻井H170-X井缩短43%，钻机月速提高了70%。显著提高了钻井时效，降低了钻井成本。

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Development and Application of High Performance Drilling Fluid Bridging Formation Stabilizer

ZHANG Xianmin1, JIANG Guancheng1, XUAN Yang1, FU Jianguo2, DONG Wei2
(1. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249; 2. Zhundong Drilling Branch of Western Drilling and Exploration Engineering Company Ltd.,Fukang, Xinjiang 831511)

Borehole wall destabilization has long been a problem that needs to be solved. A high temperature bridging formation stabilizer QFT, has been developed based on the working mechanism under which formation stabilizers are adsorbed on clay particles and formation minerals. Monomers used in synthesizing QFT were AM, AMPS and a strong absorbent monomer M, and potassium persulfate was used as the initiator. The polymerization lasted for 4 hours at 60 ℃. QFT is a white viscous liquid with 10% active content. The molecular weight of QFT is ca. (8-60) × 104g/mol. QFT is a drilling additive of high inhibitive capacity, good fi ltration control and weak effect on the viscosity of base mud. The highest temperature for QFT to function is 150 ℃. Laboratory evaluation and analyses showed that, compared with fresh water, the rate of linear expansion of 3%QFT water solution (tested on shale cores) was reduced by 44.56%, and the percent recovery of shale core in hot rolling test was increased by 34.1% at 150 ℃. The percent recovery of shale cuttings tested with QFT was greater than KCl, KPAM and FA-367. Cores thoroughly disintegrated in fresh water after soaking for 10 min remained integrity after soaking 24 hours in QFT solution. X-ray diffraction showed that the low molecular weight QFTcan enter the space between the crystal layers of clay, thereby prevent water molecules from entering the clay. Base mud treated with QFT had fi ne clay particles with higher specif i c surface area, indicating that QFT had been adsorbed onto the surface of clay particles through bridging, and this inhibited the agglomeration of clay particles at high temperatures and ensured that there were fi ne particles in the base mud to form a thin tight mud cake. The API fi lter loss of a 4% bentonite base mud treated with 3% QFT was reduced by 48.33% after aging. Drilling fl uid containing potassium and calcium, when treated with QFT, had reduced fi ltration rate. With the same drilling fl uid, the percent recovery of shale cores (samples taken from fi eld) was more than 95%, and the strength of artif i cial cores soaked at 120 ℃ in the potassium calcium drilling fl uid with QFT treatment was 14% higher than the cores soaked in potassium calcium drilling fl uid with no QFT treatment. Application of QFT on the well H160 in Hongshanzui demonstrated that potassium calcium drilling fl uid treated with QFT successfully inhibited borehole wall instability. Meanwhile, the drilling time of this well was reduced by 43% than the adjacent well H170-X. Monthly drilling rate was increased by 70%, and drilling cost was thus remarkably reduced.

Water base drilling fl uid; Formation stabilizer; Bridging; Polymer; Borehole wall stabilization

TE254.4

A

1001-5620（2017）01-0039-06

2016-12-24；HGF=1701N13；编辑 王小娜）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.007

国家“863”项目“致密气藏高效钻井技术研究”（2013AA064803）；国家自然科学石油化工联合基金重点支持项目（U1262201）；国家自然科学基金面上项目（51474231）；中石油重点项目（2014D-4407）；中石油新方法新技术项目（2014A-4212）。

张县民，在读博士研究生，1987年生，研究方向为油气井化学工程。电话 （010）89732239；E-mail：zhangxianmin2007@126.com。

蒋官澄，电话（010）89732196；E-mail ：jgc5786@126.com。