钻井液用成膜封堵剂HCM的性能评价及现场应用

徐博韬，向兴金，舒福昌，郭 磊，党海锋，王 荐，林科雄，吴 彬，罗 刚

(1．中海油服股份有限公司油田化学研究院钻完井液工艺研究所，河北 燕郊101149；2.长江大学，湖北 荆州 434000；3.荆州市汉科新技术研究所，湖北 荆州 434000)

由于渤海辽东湾某油田东营组地层硬脆性泥页岩裂缝和微裂缝发育，钻井过程中易导致井壁坍塌掉块等复杂情况发生，影响钻井时效。从稳定井壁的物理化学固壁的新观念出发，研制了一种新型成膜封堵剂，通过在井筒流体与井壁界面形成一层完全隔离、封闭水相运移的膜，以达到稳定井壁的目的[1，2]。

1 成膜封堵剂HCM作用机理

成膜封堵剂HCM粒子具有特殊的核壳结构，内层黑色为核层，外层浅色为壳层，两者之间有较为明显的分界线[3]。这种核壳结构在井底压差和失水过程中，粒子间在井壁附近发生聚并、融合，当一粒子壳层进入另一粒子核层时，分布在壳层与核层的官能团发生交联反应，直至粒子壳层的亲水性官能团反应完全。井壁附近的无数胶束粒子之间都发生着同样的聚并、融合、交联过程，最后形成连续性的封堵膜。在钻井液中，成膜封堵剂HCM的这种成膜特性能够降低井眼附近岩石渗透率，减少水进入地层，改善钻井液与岩石颗粒间的粘结性能，从而提高井壁稳定性[4，5]。

2 实验

2.1 成膜封堵剂HCM的性能评价

2.1.1 对不同渗透率岩心的封堵效果

将不同渗透率的人造岩心用标准盐水抽空饱和，利用静态岩心污染试验仪在高温高压(80 ℃、3.5 MPa)条件下，测定在基浆(水+0.1%HVIS)中加入成膜封堵剂HCM前后通过人造岩心后滤失量的变化，以表征成膜封堵剂HCM对岩心的封堵效果。

2.1.2 温度和压力对封堵效果的影响

室内测定了30～180 ℃、3.5 MPa压力条件下和80 ℃、不同压力条件下，成膜封堵剂HCM加入前后体系HTHP滤失量。以HTHP滤失量的降低率(封堵率)来表征成膜封堵剂HCM对泥饼的封堵效果。

2.1.3 对钻井液性能的影响

室内选择渤海油田常用的PEM钻井液评价成膜封堵剂HCM对钻井液性能的影响，室内配方为：3%海水土浆+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.3%LV-PAC+1.5%RS-1+1%TEMP+2%LPF+0.3%PLH+3%JLX-B+5%KCl+0.1%XC(重晶石加重到 1.35 g·cm-3)。

2.2 现场应用

2012年2月，将成膜封堵剂HCM应用于渤海辽东湾某生产井三开井段(1452～2212 m)，测定钻井液体系的性能变化及滤失量。

3 结果与讨论

3.1 对不同渗透率岩心的封堵效果(图1)

图1 成膜封堵剂HCM对不同渗透率岩心的封堵效果

由图1可知，成膜封堵剂HCM加入后，不同渗透率岩心的静态HTHP滤失量均减小，表明其对岩心具有很好的封堵效果。封堵后的岩心端面可明显看到已形成一层连续的胶膜，并具有一定的疏水性。

3.2 温度和压力对成膜封堵剂HCM封堵效果的影响

3.2.1 温度的影响(表1)

由表1可知，随着温度的升高，成膜封堵剂HCM的封堵率逐渐提高，至180 ℃时封堵率为98.15%。表明升高温度有利于成膜封堵剂HCM成膜。

表1成膜封堵剂HCM在不同温度下的封堵效果

Tab.1TheblockingeffectofHCMatdifferenttemperatures

温度/℃30801201501801#滤失量/mL701081602406502#滤失量/mL1611111012封堵率/%77.1489.8193.1395.8398.15

实验配方：1#：淡水+0.2%NaOH+0.1%HVIS；2#：淡水+0.2%NaOH+0.1%HVIS+2%HCM

3.2.2 压力的影响(表2)

表2 成膜封堵剂HCM在不同压力下的封堵效果

实验配方：1#：淡水+0.2%NaOH+0.1%HVIS；2#：淡水+0.2%NaOH+0.1%HVIS+2%HCM

由表2可知，随着压力的升高，成膜封堵剂HCM的封堵率变化不大。说明压力对成膜封堵剂HCM成膜影响不大。

3.3 对PEM钻井液性能的影响(表3、图2)

表3 成膜封堵剂HCM对PEM钻井液性能的影响

图2 PEM钻井液中不同加量HCM的封堵效果

由表3、图2可知，成膜封堵剂HCM加入后对PEM钻井液流变性能影响较小，能够有效降低钻井液滤失量，提高对泥饼的封堵效果。

3.4 现场应用评价(表4)

从表4可以看出，成膜封堵剂HCM在PEM钻井液体系中对钻井液流变性能几乎没有影响，粘切力也没有较大变化，而滤失量却明显降低。表明成膜封堵剂HCM与PEM钻井液具有良好的配伍性，同时具有良好的成膜封堵效果，能显著改善滤饼质量，从而明显降低钻井液的滤失量， 大大减少钻井液滤液由于压差的作用浸入地层引起泥页岩水化膨胀而导致井壁不稳定和各种井下复杂情况的发生。

表4 现场加入HCM前后PEM钻井液性能变化

4 结论

针对渤海辽东湾某油田东营组硬脆性泥页岩裂缝和微裂缝发育的特点，研制了成膜封堵剂HCM以解决硬脆性泥页岩地层钻探过程中的坍塌掉块问题。

(1)室内评价表明，成膜封堵剂HCM对不同渗透率岩心具有很好的封堵能力，抗温能够达到180 ℃。

(2)渤海辽东湾某生产井的现场应用结果表明，成膜封堵剂HCM与PEM钻井液具有良好的配伍性，能显著改善滤饼质量，从而明显降低钻井液的滤失量，大大减少钻井液滤液由于压差的作用浸入地层引起泥页岩水化膨胀而导致井壁不稳定和各种井下复杂情况的发生。

参考文献：

[1] 徐同台，赵忠举.21世纪初国外钻井液和完井液技术[M].北京：石油工业出版社，2004.

[2] 鄢捷年.钻井液工艺学[M].北京：石油工业出版社，2001:307-348.

[3] 孙迎胜，陈渊，温栋良，等.纳米封堵剂性能评价及现场应用[J].精细石油化工进展，2010，11(11)：10-12.

[4] 梁文利，赵林.新型钻井液封堵剂FLD的研究及应用[J].中国海上油气，2009，21(2)：127-129.

[5] 陈二丁，周辉.成膜强抑制纳米封堵钻井液的研究[J].钻井液与完井液，2011，28(3)：39-41.