基于压力传递的钻井液纳米封堵剂研究与应用

刘洋洋， 邓明毅， 谢刚， 赵洋

井壁失稳问题一直以来都是石油界一个复杂且带有世界性的难题，从20世纪40年代起就有学者对其开始进行研究[1-2]。而由于泥页岩地层的特殊水敏性，钻井过程中90%以上的井壁失稳问题发生在泥页岩地层，因此泥页岩地层的井壁失稳研究是重点。南堡地区泥页岩地层为超低孔超低渗地层，一直以来使用的水基钻井液固相颗粒尺寸均在微米级别以上，难以实现对泥页岩地层的封堵，近年来大多数相关研究者致力于纳米级封堵剂的研究并取得显著成果[3]。针对南堡地区这一特殊问题，通过采用室内实验对比分析纳米级抗高温抗压防塌封堵剂FT-3000、环境友好型纳米级可变形聚合物封堵剂Green seal与纳米封堵剂HLFD-1的封堵性能，并利用南堡地区岩心进行封堵实验验证，优选出性能最佳且稳定的钻井液纳米封堵剂，完善钻井液体系，达到泥页岩地层井壁稳定及储层保护的目的。

1 实验条件

1）地层资料。南堡地区目的油层温度为150 ℃，地层孔隙压力系数为1.05。NP36-3652井和NP36-3701井地理位置位于河北省唐山市南堡开发区南堡乡东南约15.8 km，曹妃甸工业园区内新堡古2平台，目的层为Es1，地面海拔为3.47 m。

2）实验岩心。选取南堡油田的岩心， 岩心直径为 2.54 cm 左右， 长度为 2.5 cm 左右， 岩心具有一定强度且无明显裂缝，同批次岩心渗透率相差小于 0.3 mD。

3）钻井液纳米封堵剂。室内选择纳米级钻井液封堵剂FT-3000、Green seal与纳米封堵剂HLFD-1，在150 ℃下热滚16 h后进行性能测试，对比评价钻井液滤失情况及封堵性能。加入不同类型及加量封堵剂后钻井液性能参数及粒度分布情况见表1。钻井液配方如下。

基浆 3%膨润土+0.8%DSP-2+4%SPNH+2%SMP-1+0.5%SMT+0.8%Na2SO3

1#基浆 +3% FT-3000

2#基浆+1%FT-3000+2%HSM+3%HLGB-1

3#基浆 +3%Green seal

4#基浆 +2%HLFD-1+1% HLGB-1

表1 加入不同类型及加量封堵剂后钻井液流变性能

2 封堵剂的降滤失性能评价

1）根据南堡油田地层数据，实验选取150 ℃热滚16 h后的待评价钻井液体系。于150 ℃下进行高温高压滤失实验[4-6]，结果见表2。

2）对砂盘滤失性的影响。选取平均孔喉尺寸为7～16 μm的砂盘在基浆中添加不同类型不同加量的封堵剂，测取其对砂盘滤失性能的影响，并同时测取泥饼厚度观察其对泥饼的影响，结果见表2。

3）对泥饼承压能力的影响。在滤失实验的基础上，测得滤失30 min后，继续给系统加压[7]测量其泥饼承压，结果见表2。

表2 加有不同封堵剂体系对钻井液滤失性能的影响

由表2可知，随着时间的推移，钻井液滤失量增加，对比1#钻井液与2#钻井液，可以看出，随着封堵剂加量的增加，高温高压滤失量及砂盘滤失量均减少，泥饼厚度增大，泥饼承压能力也相应增大；3#钻井液的滤失量最小，为17 mL，且泥饼厚度最厚，为0.45 mm，表明3#钻井液封堵效果最好，即Green seal的封堵性能最佳；对于砂盘失水，随着时间的递增， 滤失量逐渐增加， 但其滤失速率呈递减趋势， 3#体系封堵效果最佳；对于泥饼承压能力， 1#与 3#体系的泥饼承压能力均大于 8 MPa， 泥饼承压能力好。综上所述， 3% Green seal封堵性最佳， 因此推荐现场使用这一纳米级钻井液封堵剂。

3 岩心封堵性能评价

3.1 对孔隙封堵效果

选取渗透率相差不大的岩心进行不同类型的封堵剂在不同加量时封堵前后岩心渗透率变化情况实验，见表3。由表3可知，封堵后岩心渗透率均降低，说明不同的封堵剂均可达到封堵泥页岩地层的效果；随着封堵剂含量增加，渗透率降低率也随之增加；3#钻井液封堵岩心前后渗透率降低率最大。因此3#钻井液封堵效果最好，即环境友好型纳米级可变形聚合物封堵剂Green seal封堵性能最佳。

表3 封堵前后岩心渗透率变化情况

3.2 对裂缝封堵效果

该项实验与对孔隙封堵原理一致，只是岩心的基质渗透率与岩心渗透率级别相当，裂缝渗透率为2 D，裂缝宽度为50 μm。实验结果见表4。

表4 对裂缝封堵效果实验记录

由表4可知，随着封堵剂含量的增加，相同裂缝条数的岩心封堵后渗透率降低率增加；基浆封堵前后渗透率降低率最小，为43.4%，3#钻井液岩心封堵前后渗透率降低率最大，为98.77%。因此3#钻井液体系封堵效果最好，即环境友好型纳米级可变形聚合物封堵剂Green seal封堵性能最佳。

3.3 压力传递情况及膜效率测试分析

通过实验模拟地层条件，研究在水力压差和化学势差作用下的压力传递规律，以及随着浸泡时间不同的泥页岩强度的变化规律，建立泥页岩井壁力学与化学耦合分析模型，可以分析水基钻井液作用下泥页岩地层的坍塌周期[8-10]。实验岩心夹持系统下部为进液驱替端，电脑自动采集上端压力即为压力传递情况，结果见图1～图5。

图1 基浆压力传递情况

图2 1#体系压力传递情况

图3 2#体系压力传递情况

图4 3#体系压力传递情况

图5 4#体系压力传递情况

由图1～图5基浆岩心饱和阶段可以看出，上端压力变化曲线平滑，没有压力突变点，说明岩心内部结构均质。由水力压差作用下的压力传递可以看出，上端压力随时间的递增逐步增加直至稳定。其中，2#体系和4#体系在增加下端驱替压力的瞬间，上端压力迅速增加至与下端压力相等，随后缓慢下降达到平衡，这是由于下端驱替压力因活塞的问题缓慢下降而致。由化学势差作用下的压力传递可以看出，更换岩心下端溶液为活度小于地层水的钻井液滤液，使得岩心上端溶液中的水向下端扩散而致，期间有上端压力突变点是由于调节下端压力而致。直至上端压力开始增加，此时即形成半渗透膜。

岩心饱和阶段，给岩样下端驱替模拟地层水（活度为0.95的NaCl溶液），上端压力变化曲线平滑，没有压力突变点，说明岩心内部结构均质。在水力压差作用下，给岩样下端增加驱替压力至钻井液液柱压力，并维持压力恒定不变，上端压力随时间的增加逐步增加，压力递增速率先增加后减小，水力压差下的压力传递需要10 000 s以上。在化学势差的作用下，在保证岩样两端压力相等的情况下，更换岩样下端驱替流体为钻井液滤液，记录上端压力即为水在化学势差作用下的压力传递规律。上端压力缓慢下降，这是因为更换岩心下端溶液活度小于地层水活度，使得岩心上端溶液中的水向下端扩散而致，随后上端压力逐步上升，此时即形成半渗透膜。使用SCMS-C4型高温高压岩心渗透率测试装置进行试验，在岩心夹持系统中安装好岩心后，将不同的钻井液体系倾倒于活塞容器中，连接好管线后给系统施加围压及入口压力，驱动钻井液进入实验岩心，记录上端压力的变化情况。溶液活度利用WSB-5-H2型高精度可送检数字温湿度计测量。通过化学势差作用下的压力传递进行监测，计算出相应膜效率，实验结果见表5。由表5可知，基浆膜效率为最小值， 表明溶液最易通过岩心， 其稳定井壁效果最差；对比1#和2#体系，封堵剂FT-3000加量减小后膜效率有所增加， 是因为体系中加入胶束剂后其在浓度较低的体系（2#体系）中呈现出单分子分散或被吸附在溶液的表面上而降低表面张力， 成膜效果增加所致；3#体系膜效率为最大值，表明3#体系稳定井壁效果最佳， Green seal能达到最佳的封堵效果。由于Green seal是一种水基钻井液用可变形封堵防塌剂，由微米级不可变形材料、纳米级可变形可再分散聚合物颗粒和天然高分子改性材料组成，是一种无毒的环保材料。其作用机理是在正压差作用下迅速进入近井壁带，形成致密隔离层带，降低滤液渗透，封堵微裂缝，减缓压力传递，延长井壁稳定时间。因此现场推荐使用此封堵剂。

表5 膜效率测试结果分析

4 现场应用

现场在NP36-3652和NP36-3701井应用了环境友好型纳米级可变形聚合物封堵剂Green seal进行钻进。钻进基本情况见表6。NP36-3701井加入Green seal后钻井液对露头岩心具有较好的油层保护效果，渗透率恢复值高达98.63%，滤液侵入量低，仅为1.6 mL，说明该体系具有良好的失水造壁性，能够在近井地带形成屏蔽暂堵带，阻止滤液和固相颗粒进入地层。2口井加入Green seal后，钻井液应用井段井径规则，平均井径扩大率为7.75%和9.32%，钻井液表现出了良好的井壁稳定能力，井径曲线如图6和图7所示。

表6 2口应用井应用井段基本情况

图6 应用井NP36-3652井井径曲线

图7 应用井NP36-3701井井径曲线

5 结论及建议

1.室内通过对高温高压失水、砂盘失水及泥饼承压能力的影响研究结果显示，加有3%Green seal的体系封堵性能最佳。

2.通过对南堡地区岩心测试显示，3#体系（3%Green seal）对泥页岩地层封堵性能有良好的改善。纳米级可变形钻井液封堵剂Green seal，在正压差作用下迅速进入近井壁带，形成致密隔离层带，降低滤液渗透，封堵微裂缝，减缓压力传递，延长井壁稳定时间。因此，现场钻进泥页岩地层钻井液选用Green seal作为封堵剂。

3.现场应用结果表明，3#钻井液体系（3%Green seal）在流变性、封堵性等方面表现良好；应用井段井壁稳定、井径规则、渗透率恢复值高、滤液侵入量低，解决了井壁失稳问题，同时降低了钻井液密度，实现了井壁稳定与储层保护的双重目的。

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