温压成膜封堵技术研究及应用

王伟吉，邱正松，暴 丹，王洪伟，钟汉毅

(1.中国石油大学，山东 青岛 266580;2.中海油田服务股份有限公司，天津 塘沽 300452)

引 言

KL3-2油田开发井钻遇的明下段、馆陶组、东营组岩性复杂。明下段为泥岩与粉砂岩互层，下部为少量细砂岩，泥岩以绿灰色、红褐色泥岩为主，局部为黄褐色、紫色泥岩;馆陶组为含砾细砂岩、细砂岩与泥岩互层，下部为少量含砾中砂岩，泥岩以红褐色、绿灰色泥岩为主，少量灰褐色、黄褐色泥岩;东营组上部为泥岩与含砾细砂岩、细砂岩互层，下部为厚层泥岩夹细砂岩、粉砂岩，泥岩以绿灰色泥岩为主，部分为灰褐色、红褐色泥岩。该井段砂泥岩互层、分散性强、胶结性差、存在断层，易导致钻头泥包、起下钻遇阻、憋扭矩、倒划困难、井漏等井下复杂情况。针对上述地层情况，以加强砂岩封堵，加强砂泥岩互层的胶结，加强泥岩抑制为原则，研制了温压成膜封堵钻井液。

1 温压成膜封堵钻井液作用机理

(1)高渗砂岩防渗防漏。采用PFS复合封堵剂对高渗砂岩储层进行防渗防漏处理，PFS复合封堵剂由弹性颗粒、胶束聚合物、填充加固剂组成。封堵过程中，较大尺寸的弹性颗粒具有一定的可变形性，对不同形状与尺寸的孔隙与裂缝，进行充填和架桥，形成初级封堵;胶束聚合物能在固液界面上迅速大量吸附，形成胶束，形成进一步的封堵层;填充加固剂通过填充作用进入由弹性材料和胶束聚合物形成的封堵层的微孔隙，进一步降低封堵层的渗透率，增强封堵层的强度［1-5］。

(2)加强砂泥岩互层胶结。采用温压成膜剂HCM对砂泥岩互层进行封堵，HCM由高交联度的硬壳、含有非亲水性官能团的中间层、含有亲水性官能团的外层组成。这种核壳结构在井底温度、压差和失水作用下，粒子间在井壁附近聚并。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完全反应。井壁附近的无数胶束粒子之间都发生着同样的聚并和交联过程，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显著降低井眼附近岩石的渗透率，减少水进入地层，改善钻井液与岩石颗粒间的黏结性，从而提高井壁稳定性［6-8］。

(3)加强泥岩抑制。胺基硅醇是在聚胺抑制剂的基础上引入硅羟基，分子中的Si-OH键与黏土上的Si-OH键缩聚成Si-O-Si键，在黏土表面能有效形成疏水层，保证黏土表面具有合理的水化膜，阻止和减缓黏土表面的水化作用。同时，胺基通过电荷吸附在黏土颗粒表面，形成牢固的化学吸附，通过压缩双电层原理防止黏土水化膨胀。由于胺基硅醇首先通过硅羟基对钻井液中的黏土粒子表面形成疏水层，削弱了胺基对黏土颗粒的絮凝作用，因此，胺基硅醇对钻井液的流变性和滤失量均无明显影响，弥补了以往小阳离子、有机正电胶、聚胺等阳离子抑制剂对钻井液流变性和滤失量影响大的不足之处［9-14］。

2 温压成膜封堵钻井液性能评价

温压成膜封堵钻井液基本配方如下:3%海水土浆+0.3%NaOH+0.15%Na2CO3+0.3%LVPAC+0.5%PF-PLH+2.0%RS-1+2%HCM+1.5%PFS+1%有机正电胶+1%HAS+0.1%XC(重晶石加重到1.15 g/cm3)。

2.1 渗透性漏失堵漏性能评价

通过砂床滤失实验，在常温条件下，评价温压成膜封堵钻井液体系对高渗砂床(20～40目砂床)的堵漏效果［15］(图1)。加入PFS前砂床侵入深度为15.0 cm，加入PFS后砂床侵入深度下降到0.9 cm，表明温压成膜封堵钻井液有着较好的渗透性漏失堵漏性能。

图1 温压成膜封堵钻井液高渗砂床堵漏效果

2.2 成膜封堵性能评价

采用井壁封堵性评价实验仪评价温压成膜钻井液的成膜封堵性能(图2、3)。加入成膜封堵剂PFS后滤失速率下降60%左右，滤液侵入深度大大降低，封堵后在岩心表面、滤饼表面形成一层连续性的封堵膜。

2.3 抑制性评价

图2 瞬时滤失速率与滤失时间关系

图3 成膜封堵效果图

表1 钻井液体系岩样滚动分散回收率

图4 温压成膜钻井液页岩膨胀实验曲线

将KL3-2油田明化镇组(1 475～1 675 m井段)岩屑混合均匀，处理成粒径为2～5 mm和100目2种规格，通过滚动分散实验和膨胀率实验，对比评价温压成膜封堵钻井液与现场应用的有机正电胶钻井液(PEC)和阳离子钻井液的抑制性(表1、图4)。温压成膜封堵钻井液体系的滚动分散回收率为94.88%，高于PEC体系(76.35%)和阳离子体系(80.02%)，大幅降低了岩屑的膨胀率，膨胀率降低率大于90%，优于PEC体系和阳离子体系。实验表明，与有机正电胶钻井液和阳离子钻井液相比，温压成膜封堵钻井液体系能更好地抑制KL3-2油田上部泥岩地层水化。

2.4 储层保护性能

选用KL3-2-A4井明化镇组岩心进行动态长度为4.765 cm，直径为2.492 cm，孔隙体积为4.2 cm3，孔隙度为15.98%，气测渗透率为308.10×10-3μm2，污染前渗透率为 88.91 ×10-3μm2污染实验驱替压力为3.5 MPa，围压为5.5 MPa，测量温度为110℃［16-17］，结果见图5。90 min后动滤失量保持为0.8 mL左右，表明温压成膜钻井液具有很好的封堵性，并且能够有效地阻止钻井液滤液进入地层，减少对储层的液相伤害。

图5 动滤失量随时间的变化

岩心被污染后，岩心渗透率恢复值随驱替孔隙倍数的变化情况见图6。岩心被截去0.5 cm后，渗透率恢复值比初始渗透率恢复值提高很多，最高渗透率恢复值大于95%，说明温压成膜钻井液具有良好的封堵效果和储层保护能力。

3 现场应用

KL3-2-A4井是1口调整井，完钻井深为1 831.92 m，完钻垂深为1 673.84 m，完钻井斜角为19.25°，最大井斜角为 37.70°(436.69 m)。

该井在钻井液体系应用中主要考察PEC体系的改进，考察温压成膜剂HCM和页岩抑制剂胺基硅醇HAS在PEC体系中对体系流变性能、稳定性、封堵性的影响，以及对井壁稳定性、机械钻速、起下钻效率的影响。

图6 岩心渗透率恢复值随驱替孔隙体积的变化

KL3-2-4A井二开，采用海水膨润土浆进行作业，漏斗黏度为31 s，钻进至1 263 m时控制机械钻速为30 m/h，开始使用PEC钻井液体系。从现场的使用情况来看，使用PEC体系后，泥浆漏失情况严重(漏失速率为7.8 m3/h)，从短起下钻后循环返出的钻屑来看，钻井液的抑制性偏弱，钻屑细且呈絮凝状，同时，钻井液密度有所增加。

钻进至1 420 m，加入0.5%页岩抑制剂HAS，并加入一定量的温压成膜剂HCM，提高体系的抑制性和封堵性。从现场流变性情况来看，HAS和HCM可以起到明显稳定钻井液的作用，后期钻井过程中钻井液的漏斗黏度基本保持不变(28～32 s)，YP值由17.2 Pa下降到14.3 Pa，有所降低，在石灰石加重以后，固相含量增加，依然有良好的流变稳定作用，封堵性能明显提高，未发现严重的泥浆漏失情况。

该井完钻后短起下，直拔方式遇阻，因此，采用倒划眼的方式起钻，起钻顺利，没有出现难划眼的现象，表明胺基硅醇与有机正电胶发生了协同作用，采用软抑制的方式，不会对地层造成硬化影响。

综合来看，温压成膜剂HCM和页岩抑制剂HAS的第1口实验井初步达到了效果，能够有效维持PEC钻井液体系的流变性，并提供一定的抑制性、封堵性，增强了井壁稳定性，提高了机械钻速和起下钻效率。

4 认识与建议

(1)针对砂泥岩互层钻井复杂情况，采用复合封堵剂PFS对高渗砂岩进行防渗防漏，采用温压成膜剂HCM加强砂泥岩互层的胶结，采用页岩抑制剂HAS抑制泥页岩的水化效应。

(2)温压成膜封堵钻井液有着较强的封堵性和抑制性，储层保护效果好。现场应用表明，温压成膜封堵钻井液配置简单、性能稳定，便于维护，能有效地解决砂泥岩互层的复杂情况，显著提高钻井效率。

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