烏石17-2油田強封堵合成基鉆井液體系

馬磊，袁學強，張萬棟，曹峰，鄧文彪，張雪菲，楊麗麗

（1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司,廣東湛江 524051；2.中國石油大學(北京),石油工程教育部重點實驗室，北京 102239）

0 引言

烏石17-2油田位于南海北部灣盆地烏石凹陷東部，低滲原油探明地質儲量約占北部灣低滲原油地質儲量的三分之一，具有巨大的勘探開發潛力。在鉆完井過程中，由于其復雜的巖性斷塊油氣藏特征，暴露出許多工程問題：該區塊井壁失穩問題較為嚴峻，鉆井作業過程中遇阻、憋泵憋扭矩以及地層漏失等復雜情況較多，極大地制約了該地區安全高效開發。其次，低孔、低滲的水敏性儲層中較高的黏土含量極易導致顆粒堵塞，同時其微孔隙、裂縫發育造成的堵塞難以清除，最終造成嚴重的儲層損害問題[1]。因此，研發和優選有利于儲層保護和井壁穩定的烏石17-2油田鉆完井液處理劑和體系具有重要意義。目前水基鉆井液應用較為廣泛，但主力產層為水敏性儲層，少量的自由水就會導致儲層發生不可逆轉的水敏損害，降低儲層滲透率，前期實驗也證明現用的水基鉆井液體系不能滿足該區塊鉆井液性能要求。普通的油基鉆井液能有效抑制黏土水化膨脹、保持井壁穩定，但是入井后的回收和處理難度較大，并且目標區塊緊靠海洋自然保護區，對鉆井工作流體的處理和排放愈加嚴格，因此對普通油基鉆井液的使用也有了一定的限制。

自20世紀80年代初以來，國外開始出現并使用合成基鉆井液，具有與油基鉆井液相近的性能，還可以避免油基鉆井液產生的油污染及潛在的毒性危害，而且產生的鉆井廢棄物比水基少得多，特別適用于海上鉆井作業。目前，已開發并在現場使用過的合成基鉆井液有酯基鉆井液（應用于挪威油田）、聚α-烯烴鉆井液（應用于Central Basin油田）和醚基鉆井液（應用于Greater Ekofisk油田）3種?？傮w來說，合成基鉆井液具有提高機械鉆速和井眼清潔能力、降低扭矩和阻力、便于維護等優勢。同時，鉆井廢棄物少，合成基鉆井液可生物降解，在深水油氣田勘探開發中，產生的廢鉆井液和鉆屑可直接排入海洋[2–3]，因此，在環境保護方面，合成基鉆井液顯示出明顯優勢。此外，由于具有良好的潤滑性能，合成基鉆井液適用于大斜度井段和水平井段的鉆井。一些合成基鉆井液不含熒光物質，從根本上解決了油基鉆井液對后續測井和試井數據解釋不準確的問題。

然而，第二代合成基鉆井液的流變性受溫度影響很大。鉆井液的黏度在低溫下過高，而鉆井液的黏度在高溫下過低，尤其是動態剪切力過低，無法有效攜帶鉆井液中的固相。同時，合成基鉆井液在高溫乳化穩定性、油水比和鉆井液密度方面具有一定的閾值[4]。天然氣制備的氣制油黏度低、基本不含芳香烴，高溫穩定性比較好，生物降解性也比較強；同時已經開始國產化，極大地降低了合成基鉆井液的成本[5]。以氣制油為基礎的鉆井液比普通油基鉆井液黏度低、鉆速快、循環壓耗小，能有效地減少井漏、井噴、井塌等情況；毒性低，短時間可降解，污染低[6–7]。為了使合成基鉆井液滿足抗高溫、環境保護等要求，其他鉆井液處理劑的性能及環境保護效果也是重要的前提條件。目前現場所用主、輔乳化劑需要進一步研究，傳統的油基降濾失劑為瀝青類產品，對環境影響大，且降濾失效果有待提高。本題組前期成功開發了一種油基鉆井液用封堵劑，通過抗溫組分、吸附組分及親油組分的引入，實現了在白油基及柴油基鉆井液體系中均具有顯著的封堵降濾失作用，然而還未在合成基鉆井液中進行應用。因此，該研究通過優化油基鉆井液抗高溫主、輔乳化劑，并采用本課題組研制的OSD系列產品對合成基鉆井液進行優化，以開發出能夠解決烏石17-2油田鉆井液所面臨的關鍵技術難題的鉆井液技術具有重要意義。

1 合成基鉆井液核心處理劑研發

1.1 封堵劑OSD-2作用機理分析

1）OSD-2是一種兩親性的高分子樹脂納微米顆粒，接觸角大于90°，粒子更親油，因此大部分顆粒處于油相中。

2）OSD-2粒子在界面上排列，空間上阻隔分散相碰撞聚并，增加乳液穩定，降低濾失量。

3）OSD-2在油基鉆井液中起到橋塞、封堵的作用，此外，再通過OSD中的羥基、胺基等與巖石膠結，起到固結井壁，進而降低濾失的效果，還可以減少掉塊、垮塌等鉆井事故的發生。

4）OSD-2遇油微膨脹，進入到一些細小的孔隙后，隨著時間的推移體積增大，進一步堵塞微裂縫，提高濾餅致密性、降低濾失量，避免井塌和井漏等復雜情況。

1.2 核心處理劑結構表征

1.2.1 微觀形貌對比

使用掃描電鏡（SEM，日本，HITACHI,SU 8020）對OSD-2和凝膠微球（作為對照產品）的微觀形貌進行了表征，結果如圖1、圖2所示。

圖1 OSD-2掃描電鏡微觀形貌

圖2 凝膠微球掃描電鏡微觀形貌

從圖1可知，合成的產品OSD-2呈現出微納米級微球狀，且外觀圓滑，尺寸分布均勻。憑借小尺寸，OSD-2 顆粒進入地層不同尺寸的孔隙和裂縫中起到橋塞、封堵作用，同時能提高漏層內壁的摩擦力，有效提高漏層巖石的承壓能力；另一方面，OSD-2顆粒通過聚合物鏈上的羥基等與地層巖石膠結形成類似貝殼的多節點“蜂窩”膠結層狀結構，封堵地層并提高地層承壓能力和穩定性，從而避免井漏和井塌等井下復雜情況。如圖2所示，合成得到的產品形態為微米級球狀，凝膠微球粒徑不一。對照比例尺，凝膠微球粒徑為0.1～1.5 μm，其中0.5～1 μm的顆粒占比最多。

1.2.2 紅外光譜對比

為了進一步確定合成后的油基封堵劑OSD-2和凝膠微球分子結構，對其進行了紅外光譜分析（FTIR，Thermo Nicolet，iS10），如圖3和圖4所示。

圖3 OSD-2聚合物的紅外圖譜

圖4 凝膠微球紅外光譜圖

由圖3可知，3000 cm?1出現了—OH、—NH2等基團的伸縮振動吸收峰；2950.37 cm?1處為主鏈中—CH3的伸縮振動峰；1732.07 cm?1處為共聚物中—C=O—的伸縮振動吸收峰；1602.38 cm?1處為苯乙烯中的苯環基團振動吸收峰；指紋區中1385.11 cm?1處為主鏈中的—CH3的面內彎曲振動吸收峰；1000～1300 cm?1區域為酯基的伸縮振動區。分析表明，OSD-2分子鏈上帶有設計的官能團。

由圖4可知，3427.55 cm?1處為凝膠微球中酰胺基團的伸縮振動吸收峰；2956.6 cm?1處為凝膠微球中—CH3的伸縮振動吸收峰；1042.82 cm?1處為凝膠微球中—SO3?的伸縮振動吸收峰；1295.74 cm?1處為凝膠微球中季胺陽離子的伸縮振動吸收峰。上述結果表明，所合成的凝膠微球中含有所設計的官能團，證明該實驗通過反相乳液聚合法制備出了所需的產物。

1.2.3 熱重測試對比

共聚物大分子易受高溫作用而發生熱降解，導致其分子主鏈及功能性側鏈出現斷裂，若作為封堵劑的聚合物抗溫性能不足，則其性能會因為分子結構的降解而大幅降低，鉆井液體系的封堵能力隨之下降。故而對作為油基鉆井液用封堵劑的共聚物OSD-2和凝膠微球進行共聚物封堵劑的抗溫性能分析具有重要意義。

為了分析所制備共聚物封堵劑OSD-2和凝膠微球的熱穩定性，使用德國公司的STA-409型差熱-熱重同步分析儀，對其熱穩定性進行了研究。在通氫氣保護條件下，將分析儀的溫度范圍設定為25.0～600 ℃，升溫速率為10 ℃/min，通過實驗獲得了OSD-2和凝膠微球的TG-DTG曲線，實驗結果如圖5、圖6所示。

圖5 OSD-2的熱重曲線

圖6 凝膠微球熱重分析曲線

如圖5所示，封堵劑共聚物OSD-2的熱降解過程主要分為三個階段：第一階段 25～341 ℃以前。該階段的 TG 曲線逐漸下降，損失質量為17%，這主要是自由水、結合水的揮發所致。第二階段341～430 ℃之間。該階段的TG曲線快速下降，在404 ℃左右降解速率最快，損失質量78%，這主要是共聚物OSD-2中的羥基和酯基基團分解所致。第三階段 430～600 ℃之間。該階段的TG曲線進一步下降，主要是苯環分解，主鏈也發生斷裂降解，共聚物OSD-2的基本結構已被破壞。實驗表明合成的共聚物OSD-2，在 341 ℃以下質量損失少，證明了該共聚物在高溫條件下具有良好的熱穩定性。

如圖6所示，凝膠微球的熱降解過程主要分為四個階段。第一階段 25～317 ℃以前，該階段的TG 曲線逐漸下降，說明聚合物微球質量受熱減少，損失質量為22%，這主要是自由水、結合水以及外相油的揮發。第二階段 317～375 ℃之間。該階段的TG曲線快速下降，在327 ℃左右降解速率最快，該階段質量損失25%，這主要是聚合物微球中的酰胺基團開始分解所致。第三階段375～435 ℃之間。該階段的TG曲線進一步下降，質量損失為25%，主鏈和側鏈也發生斷裂降解，聚合物微球的基本結構已被破壞。第四階段435～600 ℃之間，曲線趨勢平緩，此時聚合物已經完全降解。實驗表明合成的凝膠微球，在317 ℃以下質量損失少，可滿足大多數高溫井的抗溫需要。

1.3 合成基鉆井液體系構建

合成基鉆井液實質為以油為外相、以水為內相的油包水乳液結構，因此乳化劑的性能對合成基鉆井液體系的性能至關重要。因此，首先對主、輔乳化劑和降濾失劑的種類以及加量進行了優化評價。在該實驗中，氣制油加量為320 mL，25% CaCl2水溶液加量為80 mL，油水比為80∶20。其基本配方如下。

氣制油+主乳化劑+輔乳化劑+2.5%PFMOALK(CaO）+2.5%PF-MOGEL（有機土）+3.0%PF-MOHFR（降濾失劑）+25%CaCl2水溶液+重晶石，密度為1.5 g/cm3

1.3.1 乳化劑種類及加量確定

以主乳化劑EnvaMul1699、輔乳化劑EnvaMul 1767以及主乳化劑THEM-1、輔乳化劑THEM-2分別作為乳化劑體系，進行氣制油合成基主、輔乳化劑種類的優選實驗。在主、輔乳化劑加量分別為2%、3%下，進行體系性能的測試。

1.3.2 封堵劑種類及加量確定

封堵劑能夠最大限度地控制自由水向地層的滲入，從源頭扼制儲層損害和井壁失穩問題的發生。研究選用本課題組自主研發的油基封堵劑OSD-2、凝膠微球和常用酸溶性惰性材料CaCO3進行評價篩選。評價配方如下，氣制油加量為320 mL，25%CaCl2水溶液加量為80 mL，油水比為80∶20，密度為1.5 g/cm3。

基礎配方（0#）：氣制油+3.0%主乳化劑+3.0%輔乳化劑+2.5%PF-MOALK+2.5%有機土PFMOGEL+3.0%降濾失劑PF-MOHFR+0.5%提切劑（自主研發）+25%CaCl2水溶液+重晶石

1#：0#+3%OSD-2

2#：0#+3%凝膠微球

3#：0#+3%CaCO3

2 結果與討論

2.1 體系中主、輔乳化劑種類及加量確定

乳化劑具有降低油水2種液體間的界面張力，形成堅固的界面膜，增加外相黏度的作用[8]。乳化劑EnvaMul 1699與EnvaMul 1767由改性妥爾油衍生品組成。從表1可以看出，當主、輔乳化劑加量都為2%時，體系黏度較低，破乳電壓為450 V，150 ℃老化16 h后，黏度和破乳電壓降低，高溫高壓濾失量為9.8 mL；而當加量均增加至3%時，老化前體系黏度略有增加，破乳電壓增加至516 V，老化后黏度略有增加，破乳電壓降低至419 V，老化后體系高溫高壓濾失量為7.4 mL。該套乳化劑體系由天然產物改性而來，抗溫性能有限，同時體系高溫高壓濾失量不能滿足需求。

表1 主乳化劑EnvaMul 1699與輔乳化劑EnvaMul 1767加量優選實驗

主乳化劑 THEM-1 與輔乳化劑THEM-2 加量優選實驗見表2。如表2所示，THEM-1、THEM-2具有抗高溫基團，當其加量均為2%時，老化前體系黏度較低，但高于EnvaMul 1699/EnvaMul 1767體系，150 ℃老化后黏度基本無變化，高溫高壓濾失量為6 mL，破乳電壓略有降低，但依然保持在430 V，說明該套乳化劑對合成基鉆井液有更好的乳化效果及抗溫穩定性；當加量均為3%時，體系黏度增加，破乳電壓增至533 V，老化后黏度增加，高溫高壓濾失量為5.4 mL，破乳電壓為440 V，說明其在高溫下能形成堅固的界面膜，保證體系的高溫穩定性。因此，與EnvaMul 1699/EnvaMul 1767相比，選用THEM-1/THEM-2作為主、輔乳化劑，破乳電壓更大，濾失量更低，因此確定選用主乳化劑THEM-1與輔乳化劑THEM-2，且加量均為3%。

表2 主乳化劑THEM-1與輔乳化劑THEM-2加量優選實驗

2.2 封堵劑種類及加量確定

為進一步提高體系的封堵性、降低濾失量，分別使用前期研制的膠結型堵漏材料OSD-2、凝膠微球及碳酸鈣作為封堵劑，并與CaCO3惰性材料對比，對體系進行評價，結果見表3。

表3 封堵劑種類確定

結果表明，當OSD-2、凝膠微球、CaCO3的加量均為3%時，高溫高壓濾失量分別為4.4、7.0、4.8 mL。課題組研發的凝膠微球尺寸較大，主要用于高滲地層的封堵，而OSD-2尺寸較小可以進入更小尺寸的孔隙、裂隙中，在氣制油基鉆井液中可以遇油微膨脹，隨著時間的推移體積增大，進一步堵塞微裂縫，提高濾餅致密性、降低濾失量。此外，OSD-2粒子更親油，使水分散在油中，部分粒子在油/水界面上排列，空間上阻隔分散相碰撞聚使乳液更加穩定，濾失量降低。此外，與碳酸鈣顆粒相比，OSD-2顆粒柔軟，能夠在外力作用下，進一步壓實，提高泥餅致密性。因此，OSD-2膠結型堵漏材料能夠使該體系具有最優的降濾失能力。

由實驗可知，優化后體系黏度變化不大，電穩定性較高；熱滾老化后黏度相對穩定，破乳電壓為467 V，電穩定性好；同時，優化后的體系具有更低的高溫高壓濾失量，濾餅薄而致密，顯示良好的濾失行為。低濾失量和高質量泥餅有利于減少濾液侵入地層，從而減少膨脹性黏土礦物膨脹及裂隙擴大失穩，同時能夠減少扭矩，有助于維持較高的鉆進速率。

2.3 潤滑性

將上述實驗中按API標準進行中壓濾失后所得的泥餅（見圖7）放在WTHNZ-3A型黏滯系數測定儀工作滑板的平面上，再將滑塊放在泥餅上，靜置1 min，開啟電機，當滑塊隨著工作滑板的滑動開始滑動時，讀取角度顯示窗上的角度數值，按此角度由正切函數表查的與之對應的正切函數值，即濾餅黏滯系數。

圖7 中壓濾餅（厚度為0.5 mm）

由實驗可知，優化后體系中壓濾餅的黏滯系數滾前為0.15，滾后為0.13?？梢钥闯?，滾前滾后泥餅黏滯系數變化不大，該體系具備較好的潤滑性能。

2.4 抗污染性

優異的油基鉆井液應具有一定的抗土侵性能才能保持正常鉆進。將劣質紅土按照5%、10%和15%的加量加入到鉆井液中，在150 ℃熱滾16 h后，考察添加劣質紅土粉對鉆井液性能的影響，結果見表4。

表4 合成基鉆井液抗劣質紅土污染性能評價

由實驗可知，該合成基鉆井液受劣質土污染后，鉆井液的黏度有所升高，當劣質紅土加量在10%及以下時，體系的破乳電壓在400 V以上，高溫高壓濾失量在3 mL以內，流變性能保持基本穩定；當達到15%加量時，體系增稠嚴重，熱滾后產生沉淀，表明優化后體系抗劣質紅土可達10 %。若鉆進過程中，巖屑過多，應進行有效固相控制，才能保持鉆井液的性能。

2.5 抑制性

烏石區塊存在嚴重井壁失穩問題，因此要求所選的鉆井液必須具有良好的抑制能力[9]。將合成基鉆井液在高速攪拌器下攪拌10 min后，稱取30 g、過6～10目篩孔的巖屑，分別與清水、合成基鉆井液一同倒入老化罐中，在150 ℃熱滾16 h后，用篩網回收，在70 ℃下烘干2 h，再冷卻2 h后，稱量巖樣質量，計算回收率。巖屑在清水中熱滾16 h后，回收鉆屑量為11.06 g，滾動回收率為36.9%；在未優化體系熱滾16 h后，回收鉆屑量為26.6 g，滾動回收率為87.3%；在優化體系中熱滾16 h后，回收鉆屑量為30 g，滾動回收率達100%。結果證明，優化后合成基鉆井液具有很強的抑制鉆屑水化分散的能力，有利于穩定井壁[10]。

2.6 性能對比

優化體系性能見表5，配方優化后具有更低的濾失量、更強的抑制性、更好的抗污染性，有利于井壁的穩定及井眼的暢通，保證了鉆井施工的正常進行。

表5 合成基鉆井液優化前后的性能對比

3 結論與認識

1.結合現場實際施工要求，對主乳化劑、輔乳化劑、降濾失劑的種類和加量進行研選，形成一套密度達到 1.5 g/cm3、抗溫達150 ℃的氣制油環保型合成基鉆井液體系，配方為：氣制油+3.0%THEM-1+3.0%THEM-2+2.5%PF-MOALK(CaO)+2.5%PF-MOGEL+3.0%PF-MOHFR+0.5%提切劑（自主研發）+3% OSD-2 +25% CaCl2+重晶石。

2.對氣制油環保型合成基鉆井液進行室內實驗評價，該鉆井液體系性能優異，高溫高壓濾失量小，為4.4 mL；破乳電壓≥400 V、抗污染性強（抗劣質紅土10%），巖屑滾動回收率為100%。

3.與現場鉆井液體系相比，優化后的合成基鉆井液具有更低的濾失量、更好的抑制性、更強的抗污染能力，有利于井壁的穩定及井眼的暢通，保證了鉆井施工的正常進行。同時，該鉆井液體系通過減少環境污染在海洋鉆井方面將有望取代常規柴油和白油基鉆井液，發揮重要作用。