硬脆性泥页岩钻井液封堵性评价方法

宋碧涛，　马成云，　徐同台，　徐浩，　何竹梅，　彭芳芳，　曾甘林

硬脆性泥页岩钻井液封堵性评价方法

宋碧涛1，马成云2，徐同台2，徐浩1，何竹梅1，彭芳芳2，曾甘林1

（1.中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏扬州 225009）；北京石大胡扬石油科技发展有限公司，北京 102299）

宋碧涛等.硬脆性泥页岩钻井液封堵性评价方法［J］.钻井液与完井液，2016，33（4）：51-55.

调研了钻井液封堵性评价方法，并针对硬脆性泥页岩的特点，筛选出4种方法进行对比实验。研究发现：高温高压滤失量能表征钻井液泥饼渗透性；高温高压砂床、渗透性封堵（PPT）等评价方法，能评价钻井液对泥页岩微米级固定裂缝或孔喉的封堵效果，但不能够准确地评价纳米级封堵剂的封堵效果，也不能反映钻井液与泥页岩相互作用过程中，岩石裂缝或孔喉发生变化情况下封堵剂的封堵效果；而压力传递实验能够评价各种类型封堵剂对硬脆性泥页岩裂缝或孔喉的封堵效果，还能反映不同类型的封堵剂在钻井液与泥页岩相互作用过程中，发生裂缝或孔喉尺寸变化情况下的封堵效果。

硬脆性泥页岩；封堵性评价；压力传递；渗透性封堵仪（PPT）；钻井液

国内外学者研究表明［1-3］：硬脆性泥页岩中黏土矿物大多为弱水化的伊蒙有序混层、伊利石与绿泥石，遇水不易发生水化分散，其孔喉大多为纳米级（1～100 nm），平均孔喉直径在10～30 nm。但大多数易坍塌的硬脆性泥页岩中存在闭合或开启的层理和微裂缝。当其被钻开后，若钻井液当量密度高于地层孔隙压力系数，会引发压力传递，导致近井筒地层孔隙压力增大，此外，在压差与毛管压力作用下，钻井液滤液容易侵入，导致泥岩水化膨胀，裂缝面或层理面开裂，岩石强度下降，并且不断沿着裂缝横向纵向发展，造成井壁失稳。因此，封堵微纳米级裂缝及孔喉成了解决硬脆性泥页岩井壁失稳的关键。但是如何来评价钻井液对硬脆性泥页岩微纳米级裂缝及孔喉的封堵是前提条件。

多年来国内外学者对钻井液封堵性能的评价方法进行研究，建立了十多种方法。最常用于评价钻井液封堵性能的方法有高温高压滤失量、高温高压渗透性滤失量、高温高压砂床滤失量、高温高压砂床渗透性滤失量和高温高压动态滤失量等［4-5］，这些方法均通过对比滤失量大小来反映钻井液封堵性能。也有人提出利用人造低渗透砂岩岩心或人造裂缝岩心作为过滤介质，对比钻井液驱替前后岩心的渗透率以及突破压力等参数，来评价钻井液的封堵能力［6-7］。近年来国外学者又研制出渗透性封堵仪（PPT/PPA），评价钻井液对不同渗透率陶瓷盘或不同宽度不锈钢裂缝圆盘的封堵效果。

为此，国内学者引入了一种新型混合纤维素滤膜来作为过滤介质，其孔径规格分别为0.05、0.10，0.15、0.30、0.6 和0.8 μm［8-9］，也有人提出利用人造泥饼作为过滤介质［10］。国内外学者研究了一种压力传递实验仪（Pressure Penetration Test）［11-14］，采用地层的岩心或特制岩屑岩心作为过滤介质，来评价钻井液的封堵效果。对上述各种封堵效果评价方法进行了对比分析，以优选出一种适应于硬脆性泥页岩钻井液封堵性的评价方法，为今后硬脆性泥页岩钻井液技术提供技术支持。

1　实验方法

1.1实验用钻井液处理剂

实验选用了纳米封堵剂Gseal、微米级特种封堵剂ZHFD与可变形封堵剂NFA-25等3种环保型封堵剂。Gseal是一种聚合物颗粒和天然高分子改性材料组成的纳微米级封堵剂；特种封堵剂ZHFD是采用多种天然高强度纤维与颗粒经特种加工而成的微米级封堵剂，其LC50值大于40 000 mg/L；可变形封堵剂NFA-25是低荧光可变形树脂，3种封堵剂的EC50值均大于40 000 mg/L。

1.2实验用封堵评价仪器

①高温高压滤失仪，测定方法见GB/T 16783.1—2012。②渗透性封堵仪（PPT），测定方法见 GB/T 29170—2012。③CKYC-Ⅱ型泥页岩孔隙压力传递装置，测定方法见仪器操作规程。

1.3钻井液性能

配制密度为1.25 g/cm3钻井液基浆，然后分别加入不同类型的封堵剂，配制成4组钻井液，其配方和性能见表1。从表1可以看出，在基浆中加入纳米封堵剂对钻井液流变性影响不大；加入ZHFD和NFA-25，黏度有所增加，在此基础之上再加入纳米封堵剂，流变性基本没有变化。

表1　实验钻井液配方与流变性能（150 ℃、16 h）

1.4钻井液的颗粒度

4组钻井液颗粒度分析结果见图1～图4。

图1　基浆颗粒度分析结果

图2　基浆+1%Gseal颗粒度分析结果

从图1～图4可知：钻井液基浆的颗粒度主要集中在1 μm和10 μm左右，加入1%纳米封堵剂Gseal以后，10 μm左右的颗粒体积分数由12%增加到了16%；加入微米级特种封堵剂ZHFD和NFA-25后，80 μm左右的颗粒含量达到了18%；既加入纳米封堵剂，又加入微米级特种封堵剂的钻井液，粒度为1 μm、10 μm、80 μm左右的颗粒峰值均比较明显，不同粒径的颗粒分布比较均匀。

图3　基浆+3%NFA-25+4%ZHFD颗粒度分析结果

图4　基浆+1%Gseal+3%NFA-25+4%ZHFD颗粒度分析结果

2　钻井液封堵性能的测定

2.1高温高压滤失量

从图5和表2可以看出，基浆中加入纳米封堵剂，对高温高压滤失量和滤失速率基本没有影响；基浆中加入ZHFD和NFA-25，高温高压滤失量降低，但滤失速率基本不变；基浆中同时加入ZHFD、NFA-25与纳米封堵剂，高温高压滤失量和滤失速率均进一步降低。

以上实验结果表明，采用高温高压滤失量单独评价纳米封堵剂的封堵效果不是很明显，对比之下，当钻井液中加入了微米级封堵剂以后，纳米封堵剂对高温高压滤失量和滤失速率影响比较明显（见表2）。这正是由于高温高压滤失量采用的过滤介质为孔隙直径20 μm左右的滤纸，其孔径远大于纳米级封堵材料的直径。为此，需要先用微米级的封堵材料填充滤纸孔隙，形成了一定渗透率的外泥饼以后，纳米级封堵剂的作用效果才能体现出来。

图5　加入不同类型封堵剂的钻井液高温高压滤失量随时间变化（150 ℃）

表2　高温高压滤失量和滤失速率

2.2高温高压砂床滤失量

从图6和表3可知，基浆能封堵粒径为0.28～0.45 mm的砂床，但初始滤失速率较大；基浆中加入纳米封堵剂对粒径为0.28～0.45 mm砂床起不到封堵作用，反而增大了初始滤失速率和滤失量；基浆中加入NFA-25与ZHFD或NFA-25、ZHFD与Gseal，其滤失量和滤失速率相比基浆降低比较明显，但是2者的变化规律基本一致。此实验结果表明，砂床封堵性评价法不适合于评价纳米级封堵剂。

图6　加入不同类型封堵剂钻井液的HTHP砂床（0.28～0.45 mm）滤失量随时间变化

2.3渗透性封堵实验

使用渗透性封堵仪（PPA/PPT），过滤介质为755×10-3μm2陶瓷滤盘（孔喉直径10 μm），测定4种钻井液的渗透性封堵滤失量，结果见图7和表4。

表3　高温高压砂床滤失量和滤失速率

图7　加入不同类型封堵剂的钻井液渗透性封堵滤液数量随时间变化（150 ℃、3.5 MPa）

表4　高温高压渗透性封堵测试结果

实验结果表明：加入不同类型封堵剂的钻井液渗透性PPT滤失量随时间变化规律与高温高压砂床滤失量的变化规律相似，但是该方法实验结果的可再现性好，实验过程受人为因素影响较小。因此在微米级封堵剂的基础上，钻井液中再加入纳米级封堵剂以后的封堵效果相比砂床要明显一些。但是该方法和砂床评价方法以及高温高压滤失量方法都只能反映钻井液对固定尺寸孔喉的封堵，而不能反映封堵剂对裂缝或孔喉的封堵效果随着时间的变化。

2.4压力传递实验

压力传递实验过滤介质采用含有闭合裂缝的硬脆性泥岩岩心小块制作的岩心（厚度为10 mm，直径为25 mm，孔隙度为4.7%，渗透率为1.04×10-3μm2）。实验温度为80 ℃，上游压力为4.2 MPa，下游压力为0 MPa。测定上述4种钻井液下游压力随时间变化规律，结果见图8。从图8可知：①钻井液中不含任何类型的封堵剂时，下游压力会瞬间增加，且增加的速率较大，1 000 min左右下游压力达到了平衡状态，平衡压力约为上游压力的83%；②钻井液中只含有纳米级封堵剂时，120 min以内下游压力基本没有变化，但是超过120 min以后，下游压力开始缓慢增加，1 400 min时下游压力依然没有达到平衡，此时下游压力约为上游压力50%；③钻井液中只含有微米特种封堵剂ZHFD和NFA-25时，下游压力也会迅速增加，500 min左右下游压力达到了平衡，但是下游平衡压力要低于基浆的下游平衡压力，约为上游压力的67%；④当钻井液中既含有纳米封堵剂，又有尺寸较大微米级特种封堵剂时，下游压力到1 400 min基本没有变化。

图8　压力传递实验结果（1 psi=6.9 kPa）

实验结果说明：钻井液压力传递实验所得出的不同类型封堵剂对泥页岩岩心的封堵规律，与使用滤纸、砂床、陶瓷盘3种过滤介质的封堵规律不完全一致；采用压力传递实验，能反映出钻井液基浆中加入纳米封堵剂后的封堵效果；只有当纳米封堵剂与微米级封堵剂复配，才能提高钻井液对硬脆性泥岩长期作用的封堵效果。

3　结论与建议

1.在没有加入微米级封堵剂的钻井液中，单加入纳米封堵剂，对钻井液泥饼渗透率影响不大。但纳米封堵剂与微米级封堵剂一起加入到钻井液中，有助于进一步降低钻井液泥饼渗透率。

2.砂床封堵、渗透性封堵实验适合于评价微米级封堵剂对微米级孔喉地层的封堵效果，这2种评价方法所得出的钻井液封堵效果规律类似。但渗透性封堵评价方法比砂床封堵评价方法测定结果重复性好。上述2种方法只能用于评价钻井液对固定尺寸微米级孔喉的封堵效果，不能评价纳米封堵剂的封堵效果，也不能评价钻井液与地层作用整个过程中，钻井液对地层孔喉直径动态变化下的封堵效果。

3.压力传递实验，能评价纳米封堵剂和微米封堵剂对钻井液与泥页岩作用整个动态过程中，随着裂缝和孔喉尺寸变化下的封堵。此方法是当前较有效的评价钻井液对硬脆性泥页岩封堵性能的方法。

4.由于压力传递实验仪器价格较贵，实验时间较长，建议先用高温高压滤失量和渗透封堵性评价法对各种封堵剂对钻井液封堵性能进行初步评价，筛选出初步钻井液配方，再使用孔隙压力传递装置进行评价，确定最佳配方。

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Methods for Evaluating the Performance of Drilling Fluids Plugging Fractures in Hard and Brittle Shales

SONG Bitao1， MA Chengyun2， XU Tongtai2， XU Hao1， HE Zhumei1， PENG Fangfang2， ZENG Ganlin1
（1. Research Institute of Petroleum Engineering Technology， SINOPEC Jiangsu Oilfield Company，Yangzhou， Jiangsu 225009；2. Beijing Shi Da Hu Yang Petroleum Technology Company Ltd.， Beijing 102299）

Methods for evaluating the performance of drilling fluids plugging fractures in hard and brittle formations have been surveyed and four methods were chosen for comparison based on the characteristics of hard and brittle shales. It was found that the HTHP filter loss can be used to characterize the osmotic property of mud cakes. The HTHP sand bed and permeability plugging tester （PPT）methods can be used to evaluate the capability of drilling fluids to plug the fixed fractures or pore throats with sizes in nanometer ranges， but they are not suitable for evaluating the performance of nanometer plugging agents， nor can they be used to evaluate the performance of plugging agents to plug fractures or pore throats that have changed during the interaction between drilling fluid and shales. The pressure transmission experiment， on the other hand， canbe used to evaluate the performance of all kinds of plugging agents to plug the fractures or pore throats in hard and brittle rocks， it is also used to test the performance of these plugging agents in plugging fractures or pore throats with sizes changed by the reaction of drilling fluid with shales.

Hard and brittle shale； Plugging performance evaluation； Pressure transmission； Permeability plugging tester； Drilling fluid

TE254.1

A

1001-5620（2016）04-0051-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.010

中石化科技攻关项目“泥页岩油气井聚醚醇纳米水基钻井液研究”（P14093）。

宋碧涛，高级工程师，1976年生，毕业于南京工业大学材料学专业，现在从事钻井防漏堵漏和钻井液技术研究工作。电话 （0514）87761675；E-mail：songbt.jsyt@sinopec.com。

（2016-5-25；HGF=1604N4；编辑王小娜）