防塌封堵剂对油基钻井液性能的影响及机理

＊李茂森 尹雨红 范劲

（1.中国石油川庆钻探工程公司钻井液技术服务公司 四川 610051 2.西南石油大学石油与天然气工程学院 四川 610500）

四川盆地龙马溪组由于其储层构造复杂，微裂缝发育，钻井液滤液易沿着微裂隙进入地层，引起孔隙压力传递以及微裂缝扩展，从而导致泥页岩易井壁失稳。油基钻井液可避免因泥页岩的水化问题而造成的井壁失稳问题，因此提高油基钻井液的封堵性可从根本上增强井壁稳定性。目前关于油基钻井液封堵性的研究多集中于新型油基封堵剂的研制方面，而在各种封堵剂对油基钻井液封堵性和流变性影响的综合研究上却鲜有报道。本文将结合四川盆地龙马溪组微裂缝发育地层的地质特征，通过高温高压滤失量测定、流变性测试和微观形貌分析，研究了超细碳酸钙、复合树脂、成膜封堵剂等7种封堵剂对油基钻井液性能的影响，并进行了封堵剂的封堵机理分析。

1.实验部分

(1)材料与仪器

实验材料：膨胀石墨（粒径50-100μm）；弹性石墨 （粒径40μm）；磺化沥青（软化点120℃）；复合树脂（粒径20-100μm）；超细碳酸钙（粒径20μm）、聚乙二醇（1000分子量）；成膜封堵剂（FDM-1）、有机土（HFEL）、乳化剂（HFMO）、降滤失剂（HFLO）、氧化钙，由川庆钻探钻井液有限公司提供。

实验仪器：蔡司体视显微镜：V12型，上海百贺仪器科技有限公司；六速旋转粘度计：ZNN-D6B型，青岛同春石油仪器有限公司；高温高压滤失仪：GGS42-2A型，青岛创梦仪器有限公司；高温高压金属缝块封堵仪，自制。

(2)实验方法

①基浆的配置。量取320mL白油（3#）于高脚杯中，保持12000r/min转速，依次加入6.4g有机土、12.8g乳化剂、9.6g氧化钙、9.6g降滤失剂分别高速搅拌5min后，向其中加入80mL质量分数为26%的氯化钙水溶液以及一定量的重晶石分别持续搅拌20min，最终得到密度为1.5g/cm3的油基钻井液基浆。

②钻井液封堵性测定。利用实验室自制金属缝块配合使用高温高压滤失仪，通过调节缝块模拟页岩地层不同开度的微裂缝，其操作方法与高温高压滤失仪的操作方法相同，通过记录滤失量以及观察微裂缝内部封堵情况进而评价出各类封堵剂在油基钻井液中的封堵性能。

通过对各地区龙马溪组页岩微裂缝发育特征调研统计分析，以微裂缝开度为80μm作为龙马溪组微裂缝发育地层油基钻井液封堵材料封堵效果的研究对象。

③钻井液流变性测定。将同一浓度的不同种类封堵剂加入基浆中，高速搅拌20min，用六速旋转粘度计测定加入不同种类封堵剂钻井液老化前后的流变数据。

④微观作用机理分析。用体式显微镜放大90倍观察加入封堵剂前后微裂缝内部的微观封堵形态，分析各类封堵剂的封堵作用机理。

2.结果与讨论

(1)单一封堵剂对油基钻井液性能的影响

①对油基钻井液封堵性的影响。目前常用的封堵性能评价方法尚且不能有效对微裂缝进行封堵评价。为了更好地评价各类封堵剂对微裂缝的封堵效果，实验室自行研制了高温高压金属缝块封堵仪，在温度为150℃，压差为3.5MPa，裂缝宽度为80μm条件下，分别测试加入7种封堵剂的钻井液封堵微裂缝的性能，滤失量结果见图1～图3。

图1 刚性及石墨类封堵剂对油基钻井液封堵性的影响

由图1可知，3种刚性及石墨类封堵剂的加入均对油基钻井液封堵性产生影响，其中膨胀石墨的封堵效果最好，瞬时滤失量在2mL左右，总滤失量仅有3mL，说明膨胀石墨可通过架桥及石墨本身的弹性对微裂缝实现有效封堵。

由图2可知，与油基基浆对比，加入可变形类油基封堵剂的钻井液高温高压滤失量均明显下降，总滤失量均小于6mL，后20min内的滤失量几乎没有变化，说明可变形类油基封堵剂通过自身颗粒的高温软化变形能在较短时间内在微裂缝内形成致密封堵层。

图2 可变形类封堵剂对油基钻井液封堵性的影响

由图3可知，聚乙二醇对油基钻井液的滤失量降低率仅有39%，其原因为聚乙二醇不溶于油，因此并没有到达其“浊点”后胶体颗粒析出的过程，这相当于聚乙二醇在油基钻井液中是直接参与了物理封堵，因此对微裂缝的封堵效果差。

图3 其它封堵剂对油基钻井液封堵性的影响

②对油基钻井液流变性的影响。对封堵效果较好的封堵剂进行流变性测定，将浓度为3%的不同种类封堵剂加入基浆中，高速搅拌20min，测试加入不同种类封堵剂钻井液老化前后的流变数据，实验结果见表1。

表1 不同封堵剂对钻井液流变性的影响

由表1可以看出，向油基基浆中加入总浓度为3%的各类的封堵材料后，除加入膨胀石墨的钻井液的流变性参数有明显上升外，其余封堵剂加入后对钻井液流变性能影响程度不大，其中成膜封堵剂对钻井液流变性的影响最小。

(2)复配封堵剂对油基钻井液性能的影响

结合以上各类封堵剂对油基钻井液的封堵性及流变性的影响测试，选出对微裂缝封堵效果最好的复合树脂以及对油基钻井液流变性影响最小的成膜封堵剂，将两种封堵单剂按一定比例进行复配，评价其复配后钻井液的性能，并确定出最佳复配比例。

①对油基钻井液封堵性的影响。向油基基浆中加入总浓度为3%的复配封堵剂，分别测试不同比例下复配封堵剂对微裂缝的封堵性能，测试温度为150℃，压差为3.5MPa，微裂缝宽度为80μm，实验结果见图4。

图4 复配封堵剂对油基钻井液封堵性的影响

由图4可以看出，复配后的封堵剂对油基钻井液封堵性的影响较大，前5min内便能在微裂缝内形成有效封堵层，总滤失降低率达到80%左右，与单一封堵剂相对比，复配封堵剂封堵效果均强于单一封堵剂，其中复合树脂和成膜封堵剂的复配比值为2:1和1:1时封堵效果最好。

②对油基钻井液流变性的影响。将封堵效果较好复配比例的封堵剂加入基浆中，高速搅拌20min，进行流变性测定，实验结果见表2。

表2 封堵剂复配后流变性评价

由表2可以看出，复合树脂和成膜封堵剂的复配比例为2:1时的钻井液流变性参数有略微上升，复配比例为1:1时对钻井液流变性能影响较小。

因此，基于流变性评价以及封堵性评价结果，确定出复合树脂和成膜封堵剂复配比例为1:1时为最佳复配比。

(3)封堵剂作用机理分析

①单一封堵剂作用机理分析。为了进一步研究封堵剂的封堵效果以及作用机理，拆卸金属缝块从宏观观察裂缝内部的封堵情况，并利用显微镜技术放大90倍对微裂缝内部截面进行了微观研究。从宏观和微观角度对比分析了油基基浆、复合树脂和成膜封堵剂对微裂缝的封堵效果，见表3。

表3 微裂缝封堵效果图

通过表3中的微裂缝封堵宏观对比图可以看出，与基浆在微裂缝的封堵情况不同的是加入复合树脂和成膜封堵剂后的钻井液均能在微裂缝内部形成一条完整的封堵带。从裂缝内部微观结构来看，复合树脂经高温软化后进入微裂缝后层层堵塞，树脂颗粒遍布微裂缝内部整个区域，进而实现对微裂缝的致密封堵；成膜封堵剂则主要堆积在微裂缝后端，在热压差下胶粒之间相互交联、堆积在微裂缝内部形成有效封堵层。

②复配封堵剂作用机理分析。从裂缝内部宏观结构来看，加入复配封堵剂的钻井液在微裂缝中所形成的封堵带与单一封堵剂相比更为紧密，使用体式显微镜继续放大观察其微观形态后发现，复配封堵剂在微裂缝中形成了多条封堵带层层封堵，其中复合树脂封堵剂通过高温软化变形对微裂缝进行初步架桥，成膜封堵剂则在压差作用下对孔隙继续进行填充随后在温度影响下链接成膜将颗粒进一步胶结在一起，从而形成一个较为致密的整体。

图5 加入复配比例1:1封堵后微裂缝内部微宏观图（微观×90倍）

3.结论

（1）膨胀石墨、复合树脂和成膜封堵剂对微裂缝的封堵效果较优，均在裂缝内部形成了一条完整的封堵带，封堵效果好；成膜封堵剂对油基钻井液流变性的影响最小。（2）复合树脂和成膜封堵剂总浓度为3%，复配比例为1:1时，既能有效封堵微裂缝又能保证对基浆流变性能产生较小影响。（3）复合树脂和成膜封堵剂复配封堵可通过两者协同作用，复合树脂高温软化变形架桥，成膜封堵剂形成的胶膜将颗粒胶结在一起，从而在微裂缝内部形成一个致密的整体。