新型胺基抑制剂FYZ-1在白庙油田的应用

郭建华， 马文英， 孙东营，钟 灵

(1.中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳 457001；2.中原石油工程有限公司钻井二公司，河南濮阳 457001)



新型胺基抑制剂FYZ-1在白庙油田的应用

郭建华1， 马文英1， 孙东营2，钟 灵1

(1.中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳 457001；2.中原石油工程有限公司钻井二公司，河南濮阳 457001)

针对白庙油田沙三组钻井过程中泥岩地层井壁易失稳的难题，评价使用了新型胺基抑制剂FYZ-1，加量0.2%，在120 ℃/16 h、150 ℃/16 h老化后的相对抑制率分别达90.6%和93.5%；加量0.3%时，一次回收率达96.0%，相对回收率达99.6%。与白庙油田常用的聚磺和聚磺钾盐钻井液具有良好的配伍性，加入FYZ-1后钻井液抗温达130 ℃，110 ℃老化88 h性能稳定，可有效提高钻井液的抑制能力。在白-平2HF井和白-3HF井进行了现场应用，结果表明，胺基抑制剂FYZ-1具有良好的抑制性，可有效解决坍塌、掉块等复杂情况的发生。

白庙油田 胺基抑制剂 抑制性 钻井液 井壁稳定

白庙油田的沙三组地层岩性主要为浅灰色粉砂岩、深灰色泥岩和灰色泥质细砂岩，泥岩中伊蒙混层的含量大于50%，最高达67%，易坍塌掉块；泥岩与砂岩互层频繁造成井壁易发生失稳现象，针对此情况，在提高钻井液封堵能力的基础上，选用抚顺石油化工研究院[1]开发的新型胺基抑制剂FYZ-1提高稳定井壁能力。FYZ-1是含双主链、可形成网状结构的聚胺类聚合物，运动黏度为500～1 300 mm2/s，阳离子度为1.0～3.0 mmol/g[2-3]，可充填在黏土层间，通过静电引力、氢键作用、锚固作用及疏水作用，将其束缚在一起，有效减少黏土的吸水倾向，同时该类处理剂具有生物毒性小、环境相容性好的特点[4-6]。笔者对FYZ-1进行了性能评价，并与白庙油田常用聚磺和聚磺钾盐钻井液进行了配伍性研究，对FYZ-1的现场应用效果进行了分析。

1 白庙油田沙三组岩样分析

在白-平2HF井斜井段施工过程中，发生井壁失稳，返出大量掉块，取其进行岩样分析。黏土矿物分析结果表明，黏土矿物相对含量为：伊利石12%，高岭石16%，绿泥石14%，伊/蒙混层58%，间层比25%；将岩样粉碎过筛，测其阳离子交换容量CEC为7.2 mmol/(100g土)，属易膨胀中等分散泥页岩[7]；进行岩心回收率实验，结果表明，岩样清水回收率达93.5%，可见其在水中的分散性不是很强；将岩样进行浸泡实验，室温条件下浸泡岩样无变化，90 ℃条件下浸泡3 d后，岩样可见明显纹理裂缝，见图1(a)，且部分掉块已经裂开，见图1(b)。以上实验结果表明，白庙油田沙三组的岩石有纹理存在。杨坤鹏等[8]指出，此类地层虽是硬脆性但井塌还很严重，其原因是钻井液的封堵性及滤液的抑制能力不足，致使滤液沿纹理发育方向侵入地层，引起胶结物的水化膨胀，造成孔隙压力升高，经一定时间的累积最终导致井壁坍塌掉块。

图1 白-平2HF井掉块

2 FYZ-1的抑制性评价

2.1 相对抑制率实验

相对抑制率表征胺基抑制剂FYZ-1对膨润土水化作用抑制强弱的程度，对FYZ-1在不同老化温度下进行相对抑制率的评价，准确量取350 mL蒸馏水，加入1.05 g碳酸钠，加入试样，高速搅拌5 min；加入35.0 g膨润土，高速搅拌20 min，高温养护16 h，测定100 r/min下的读数，相对抑制率按下式计算。结果见表1。

式中，X为相对抑制率，%；φ1为纯水浆的100 r/min下的读数；φ2为含样品钻井液在100 r/min下读数。

从表1看出，当FYZ-1加量大于0.2%，不同温度老化后的相对抑制率均大于90%，表现出良好的抑制性；当加量为0.4%时，相对抑制率达最高，再提高加量，相对抑制率没有变化。同时随着老化温度升高，相对抑制率呈升高趋势，抗温性良好，说明胺基抑制剂在高温条件下可更好地吸附在膨润土上，因此抑制性更好。

表1 不同温度老化后的相对抑制率

2.2 页岩滚动回收率实验

采用清水作为测试基准液，以页岩回收率实验考察不同浓度胺基抑制剂FYZ-1水溶液的抑制能力。所用岩心取自马12井，取样井深2 708.5～2 715.0 m，岩心粒径6～8目，岩性为灰色泥岩，实验条件135 ℃滚动16 h，结果见表2。FYZ-1加量0.3%时，页岩滚动回收率达96.0%，相对回收率达99.6%，说明FYZ-1具有较好的抑制能力。

表2 抑制剂FYZ-1页岩回收率

综上所述，FYZ-1加量以0.2%～0.5%为宜。

2.3 与现场常用页岩抑制剂比较

白庙油田沙三组地层钻井施工时常使用硅醇抑制剂DS-302、聚合醇及KCl等处理剂预防井壁坍塌，因此，采用页岩回收率进行抑制性对比实验，各处理剂使用其推荐的有效加量，结果见表3。胺基抑制剂FYZ-1较其他3种页岩抑制剂的回收率大幅提高，复配后具有良好的协同增效作用，可进一步提高抑制能力。

表3 抑制剂页岩回收率

3 FYZ-1与现场钻井液配伍性的研究

FYZ-1能改变膨润土颗粒的电性和分散状态，进而影响钻井液性能。因此，通过FYZ-1与白庙油田常用钻井液进行配伍性研究，确定其在白庙油田的适应性。FYZ-1加量为0.3%进行实验。

3.1 配伍性

调研白庙油田白21井、白庙平1井、白侧24井等8口完钻井情况，该油田沙三组地层钻井时使用钻井液多为聚磺或聚磺钾盐钻井液，密度为1.30～1.80 g/cm3，因此取现场不同密度的实钻钻井液，加入0.3%胺基抑制剂FYZ-1，考察其配伍性，结果见表4。加入胺基抑制剂后钻井液性能变化不大，说明FYZ-1与现场钻井液配伍性良好。

表4 FYZ-1与不同密度钻井液配伍性

胡114-1井取样井深3 37 0m，聚磺钻井液；文138-侧41井取样井深3 425 m，聚磺钻井液；白-平2HF井取样井深3 990m，聚磺钾盐钻井液。FV为漏斗黏度，PV为塑性黏度，YP为动切力，FL为失水量;下同。

3.2 钻井液抗温及稳定性能

沙三组埋深约4 000 m，钻井液循环温度约100 ℃，因此长期老化温度为110 ℃，实验钻井液为白-平2HF井聚磺钾盐钻井液，根据井深确定实验温度，对加入FYZ-1的钻井液考察抗温能力和稳定性，结果见表5。加入FYZ-1的钻井液在不同温度条件下老化后，钻井液的黏度、切力、滤失量变化不大。

表5 钻井液抗温及稳定性能

3.3 抑制性能

采用白-平2HF井钻井液，加入0.3%FYZ-1，进行岩心回收率实验，考察钻井液的抑制性能，所用岩心取自马12井，结果见表6。加入胺基抑制剂后，钻井液抑制能力提高，岩心一次回收率略提高、二次回收率和相对回收率明显提高，分别从79.5%和79.6%提至95.6%和98.5%。二次回收后的岩心见图2。

表6 页岩滚动回收率

图2 二次回收后的岩心

加入胺基抑制剂后的钻井液二次回收后的岩心棱角分明，说明胺基抑制剂与氯化钾的抑制机理不同，聚胺可长期吸附在黏土表面并将黏土片层束缚在一起，阻止水分子进入。

4 现场应用

胺基抑制剂FYZ-1在中原油田白庙油田的白-平2HF和白-3HF井进行了现场应用，结果表明，FYZ-1具有良好的抑制性，与钻井液配伍性好，有效地解决了坍塌、掉块等复杂情况，取得了良好的应用效果。

4.1 白-平2HF井的现场应用

4.1.1 基本情况

白-平2HF井位于中原油田东濮凹陷白庙构造主体北部白44块，井身结构为：钻头直径×井深：一开φ508 mm×350 m;二开φ333.4 mm×2 900 m,三开φ241.3 mm×4 158 m，四开φ152.4 mm×5 363 m；套管尺寸×下深：一开φ406.4 mm×350 m，二开φ273.1 mm×2 900 m，四开114.3 mm×(3 630～5 363 m)；三开尾管尺寸×下深φ193.7 mm×4 158 m。该区块沙河街组岩性为深灰色泥岩，地层水敏性强，易发生坍塌掉块，为保证井下安全该井三开钻井液体系为氯化钾聚磺防塌钻井液。

4.1.2 复杂情况及措施

在井斜大于30°后，钻井液密度需提高0.05 g/cm3才能稳定井壁，抑制垮塌。三开造斜段(井斜75°～86°)在井斜达87°时已在沙三下目的层钻进，使用聚磺钾盐钻井液，施工过程中泥岩层段井壁稳定性差，垮塌掉块严重，钻进至井深3 987～3 992 m时井下出现复杂情况，时有遇卡现象。

定向钻进至井深4 025 m时憋泵，上提钻具遇卡，经多次上提下放，并且转动钻具，提至210 t提开。定向钻进至井深4 035 m上提钻具遇卡，提至180 t提开，随后划眼3遍正常，无显示后准备定向，下放至距离井底1 m处憋泵，上提遇卡，反复活动钻具，最大上提至220 t解卡。解卡后循环过程中有小掉块返出。钻至井深4 038 m因井下复杂，起钻简化钻具结构，下牙轮钻头通井，下钻到底循环后返出大量掉块，掉块最大尺寸10 cm,见图3。

图3 白-平2HF井三开井内返出掉块

为保证井下安全，钻井液中KCl加量保持为6%，并加入3 t硅醇抑制剂DS-302，6 t聚合醇PAL和50 t原油。出现井下复杂后先后采取了以下技术措施：钻井液密度由1.70 g/cm3提高至1.78 g/cm3，加入硅醇抑制剂DS-302和KCl继续提高钻井液抑制性，加入磺化沥青、超钙等加强封堵提高井壁稳定性能，加入大分子聚合物加强钻井液包被能力。但效果均不理想，仍有掉块。因此，决定加入胺基抑制剂提高井壁稳定性能。

4.1.3 现场应用效果

现场从井深4 039 m开始，按循环周期加入1 t胺基抑制剂FYZ-1，加入后钻井液性能稳定，变化不大，钻井液性能见表7。

表7 现场加入胺基抑制剂前后钻井液性能比较

AV为表观黏度。

随着胺基抑制剂的加入，掉块明显减少且尺寸较小，没有井下复杂情况发生；定向及复合钻进均正常，起下钻畅通，顺利钻至井深4 160 m三开中完。中完通井过程中无阻卡现象，钻具输送电测一次成功，下套管及固井作业顺利。三开斜井段平均井径扩大率为4.9%。

4.2 白-3HF井的现场应用

4.2.1 基本情况

白-3HF井是中原油田部署在东濮凹陷黄河南白庙构造主体北部白12块的1口非常规水平井。钻探目的是白庙气田主体调整挖潜，目的层为沙三下组，设计井深5 071.59 m，完井方式采用裸眼完井，完钻井深5 086.00 m，垂深3 779.40 m，水平位移1 438.13 m，水平段长1 000 m，最大井斜95.8°，水平段垂直落差58.98 m，完井方式采用裸眼完井。白-3HF井地层简序表见表8，井身结构设计为：钻头直径×井深：一开φ508 mm×350 m，二开φ333.4 mm×3 300 m,三开φ241.3 mm×4 070.33 m，四开φ152.4 mm×5 071.59 m；套管尺寸×下深：一开φ406.4 mm×350 mm，二开φ273.1 mm×3300 m，四开φ114.3 mm×(3 570.00～5 071.59 m)；三开悬挂尾管尺寸×下深：φ193.7 mm×(2 700～3 400 mm)/φ180 mm×(3 400.00～4 070.33 mm),回接套管尺寸×下深：φ193.7 mm×(0～2 700 m)。

表8 白-3HF井地层简序表

4.2.2 现场技术难点

1)白庙油田沙二下、沙三上、中、下地层，岩性以泥页岩为主，且对水敏感性较强；受钻井液滤液侵入的影响，地层吸水后膨胀垮塌，垮塌块较大，造成井眼稳定性极差。

2)三开泥岩段长，岩屑水化分散性强，对钻井液污染严重，造成钻井液性能不稳定，膨润土和固相含量升高，黏切急剧变化，给钻井施工带来极大危害。

3)三开段长，需增斜至A靶85.3°，做到定向不脱压，摩阻小、无黏卡，钻井液润滑性是关键。

4)钻井液密度窗口窄，涌、漏、塌同存，给安全钻井带来极大不准确性。

4.2.3 现场应用效果

鉴于白-平2HF井斜井段在出现井壁失稳情况后使用胺基抑制剂取得的良好效果，白-3HF井钻进进入三开斜井段前转换为聚磺钾盐钻井液，使用胺基抑制剂预防井壁失稳情况的发生。

在三开施工过程中，始终保证全井钻井液原油含量不低于10%，FYZ-1含量不低于0.2%，减少了井壁掉块，克服定向脱压严重等问题，遏制了因钻井液密度过高造成的井漏和井下复杂情况的发生，提高了三开定向井段机械钻速。

1)三开前彻底清理循环系统，配新浆140 m3，与老浆混合均匀，加重至1.50 g/cm3。3 300 m加入胺基抑制剂600 kg，循环均匀后钻井液性能：密度1.52 g/cm3，黏度62 s，失水量4 mL，初切/终切1/2 Pa，pH=10，含砂量0.2%，氯离子含量4.3×104mg/L，坂含量21 g/L，高温高压失水量14 mL。井深3 445 m再次加入FYZ-1 200 kg，此后每钻进100 m补充100～200 kg。该井三开斜井段施工中施工井段的分段钻井液性能见表9。

2)白-3HF井在三开钻进过程中没有复杂情况出现，施工正常，基本没有掉块出现，井壁稳定，定向顺利，起下钻通畅，每一次下钻均能顺利到底。

3)白-3HF井钻井液密度小于1.65 g/cm3，而邻井白-平2HF井钻井液密度最高达1.78 g/cm3，且多次出现井壁坍塌掉块现象。三开井段白-3HF井(3 304～4 086 m)钻井周期同比白-平2HF井(3 300～4 087 m)缩短22 d。

表9 白-3HF井部分井段钻井液性能

5 结论

1)胺基抑制剂FYZ-1加量0.2%时，相对抑制率超过90%；加量0.3%时，页岩滚动一次回收率达96.0%，相对回收率达99.6%，在较低加量下即具有良好的长效抑制能力。

2)FYZ-1与白庙油田常用的聚磺、聚磺钾盐钻井液具有良好的适应性，抗温130 ℃，连续老化88 h性能良好，并可提高钻井液的抑制性能。

3)在白-平2HF井和白-3HF井的现场应用，说明胺基抑制剂可有效抑制泥岩的剥落掉块、水化分散，达到井壁稳定作用，减少井下复杂的目的。

4)由于井壁失稳是由多种原因引起的，而DS-302、聚合醇、KCl及FYZ-1等页岩抑制剂的作用机理不同，建议针对施工地层岩性及井壁失稳机理，对各种页岩抑制剂进行选择性配伍使用，以达到更好的防塌效果。

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Application of New Ployamine Shale Inhibitor FYZ-1 in Baimiao Oilfield

Guo Jianhua1,Ma Wenying1,Sun Dongying2,Zhong Ling1

(1.DrillingEngineeringTechnologyResearchInstituteofSinopecZhongyuanPetroleumEngineeringCo.Ltd.,Puyang,Henan457001; 2.No. 2DrillingCompanyofSinopecZhongyuanPetroleumEngineeringCo.Ltd.,Puyang,Henan457001)

In view of the problem of sidewall instability during the drilling process in the mudstone formation at No. 3 Tiansha Group in Baimiao Oilfield, a new polyamine inhibitor, i.e. FYZ-1, was used after evaluation. When 0.2% FYZ-1 was added and aged at 120 ℃ and 150 ℃ for 16 h respectively, the relative inhibition percent reached 90.6% and 93.5%. When 0.3% FYZ-1 was added, the once-through recovery percent reached 96.0%, and the relative recovery percent reached 99.6%. FYZ-1 is well compatible with polysulfonate drilling fluid and polysulfonated potassium drilling fluid commonly used in Baimiao Oilfield. The drilling fluid can resist the high temperature up to 130 ℃ after FYZ-1 is added and exhibits stable performance after aged at 110 ℃ for 88 h, and therefore FYZ-1 can enhance the inhibition capacity of drilling fluid effectively. Polyamine inhibitor FYZ-1 has been used in Bai-Ping 2HF Well and Bai-3HF Well. The results of application have shown that Polyamine inhibitor FYZ-1 has good inhibition property, and can be used to solve the problems of collapse and sloughing-off, etc.

Baimiao Oilfield; polyamine inhibitor; inhibition property; drilling fluid; sidewall stability

2014-12-29。

郭建华，高级工程师，硕士，主要从事管理、钻井液及防漏堵漏技术研究工作。