強抑制性硅磺聚合物鉆井液體系研究

羅遠儒，陳勉，金衍，杜明翰，侯靜，李華照，楊俊良，房海濤

（1.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249；2.中國石油長城鉆探工程有限公司，北京 100101；3.中國石化中原油田分公司采油一廠，河南濮陽 457171；4.中國石油集團渤海鉆探泥漿公司，天津 300280；5.中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第五鉆井分公司，河北 滄州 062450）

強抑制性硅磺聚合物鉆井液體系研究

羅遠儒1，2，陳勉1，金衍1，杜明翰2，侯靜2，李華照3，楊俊良4，房海濤5

（1.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249；2.中國石油長城鉆探工程有限公司，北京 100101；3.中國石化中原油田分公司采油一廠，河南濮陽 457171；4.中國石油集團渤海鉆探泥漿公司，天津 300280；5.中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第五鉆井分公司，河北 滄州 062450）

隨著頁巖氣等非常規油氣藏勘探開發力度的加大，越來越需要一種抑制性強、配伍性好、成本低、化學與生物毒性低的水基鉆井液。通過室內試驗，綜合評價了復合硅酸鹽與不同鉆井液處理劑的配伍性，優選出了硅磺聚合物強抑制鉆井液鹽水和淡水基本配方，與其他強抑制鉆井液體系的對比評價實驗表明，該強抑制性硅磺聚合物鉆井液抗溫達150℃，抗鹽達飽和，有較好的抗鈣、鎂離子污染和黏土污染的能力，具有較好的防塌效果，有利于維持井壁穩定。同時，該體系鉆井液在現場配制工藝簡單，成本較低，當根據需要調整到合理的設計性能后，體系具有很好的流變性，鉆井液性能穩定，維護簡便，攜砂能力好，有利于井眼清潔，具有廣泛的應用前景。

硅磺聚合物鉆井液；復合硅酸鹽；抑制性；配伍性

隨著頁巖氣藏或富含泥巖的非常規油氣藏開發日漸增多［1］，因其地層中含有大量強水敏、硬脆性泥質礦物，極易導致地層造漿、井壁失穩等復雜情況而受到重視。常規水基鉆井液不能很好地滿足井壁穩定的要求，目前，通常使用價格昂貴且對環境有污染的油基鉆井液。研究適用于非常規油氣藏的強抑制水基鉆井液的需求越來越迫切。硅酸鹽鉆井液是一種強抑制性水基鉆井液，早在20世紀30年代就用來控制易坍塌地層，但因其流變性難以控制而沒有很好發展。近年來，隨著新型化學處理劑和鉆井液技術的發展，硅酸鹽鉆井液以其強抑制性、低成本及環境友好等特點重新進入人們的視線。研究表明，硅酸鹽鉆井液可以在泥頁巖內沉積、膠結并封固頁巖，形成一層屏障膜阻止濾液滲透，在維持井壁穩定方面基本達到油基鉆井液水平［2-14］。

1 實驗方法與性能測試

實驗所用的復合硅酸鹽CS-1由硅酸鈉和硅酸鉀復配組成，模數M2.0的硅酸鈉和硅酸鉀M3.3～3.5，M3.5～3.7由青島泡花堿廠提供。

淡水基漿、鹽水基漿均高速攪拌20 min，于室溫下養護24 h。

淡水基漿：1000mL水+40g膨潤土+5g無水碳酸鈉。

鹽水基漿：1 000 mL水+40 g膨潤土+5 g無水碳酸鈉+150～300 g氯化鈉。

按照SY/T 5621—1993鉆井液測試程序，采用API失水儀、ZNN-D6型旋轉黏度計評價鉆井液性能。

2 硅酸鹽與不同處理劑配伍性

2.1 與PMC，SMC和ASP-1

在4%膨潤土漿中加入復合硅酸鹽CS-1后，再加入SMC或PMC和抗鹽抗高溫防塌劑ASP-1，考察鉆井液的性能和抑制性的變化，結果見表1。

表1 CS-1與SMC，PMC和ASP-1的配伍性

從表1可以看出，復合硅酸鹽CS-1在淡水基漿中與SMC，PMC和ASP-1之間有良好的復配作用,在淡水鉆井液中隨著PMC和ASP-1量的增加，老化后濾失量增加，因此，在淡水鉆井液中應控制SMC或PMC和ASP-1的加量。

加入NaCl后，復合硅酸鹽CS-1在鹽水基漿中與SMC和ASP-1之間的配伍性更好。

2.2 與CPS2000和其他聚合物

在含有4%膨潤土漿中加入硅酸鹽后，再加入CPS2000，SL-1和80A51，考察鉆井液的性能和抑制性的變化，結果見表2、表3。從表中可以看出，復合硅酸鹽CS-1與CPS2000，SL-1的配伍性良好，與80A51的配伍性不好。

表2 CS-1與CPS2000的配伍性

表3 CS-1與SL-1和80A51的配伍性

2.3 與LV-CMC

在含有4%膨潤土漿中加入硅酸鹽，再加入LVCMC，考察鉆井液的性能和抑制性的變化，結果見表4。

表4 CS-1與LV-CMC的配伍性

從表4可以看出，加入復合硅酸鹽CS-1后，鉆井液的回收率提高，同時，鉆井液流變性能變化合理，濾失量降低，可以看出復合硅酸鹽與LV-CMC有良好的配伍性。

2.4 與NH4-HPAN

考察在含有NH4-HPAN的鉆井液中加入硅酸鹽后鉆井液的性能變化，結果見表5。

表5 CS-1與NH4-HPAN的配伍性

從表5可以看出，加入復合硅酸鹽CS-1后，鉆井液的回收率降低，同時，鉆井液流變性能變化不大，但對濾失量影響較大，因此復合硅酸鹽與NH4-HPAN配伍性不好。

2.5 與聚合醇

考察在含有聚合醇的鉆井液中加入硅酸鹽后，鉆井液的性能變化見表6。

表6 CS-1與聚合醇的配伍性

加入聚合醇主要是為了提高體系的防塌性和潤滑性，但從表6可以看出，聚合醇與復合硅酸鹽CS-1一起作用后濾失量嚴重增加，說明復合硅酸鹽CS-1與聚合醇之間復配效果不佳。

3 體系配方

強抑制性淡水硅酸鹽體系設計如下：（1%～5%）膨潤土漿+（0.3%～1.0%）CPS2000+（1.0%～1.5%）LV-CMC+（1%～3%）SMC+（1%～3%）ASP-1+（1%～3%）CS-1+（3%～ 8%）原油+（3%～5%）潤滑劑+重晶石（根據密度需要）。

強抑制性鹽水硅酸鹽體系設計如下：（1%～5%）膨潤土漿+（0.3%～1.0%）CPS2000+（0.5%～1.5%）LVCMC+（2%～5%）SMC+（2%～5%）ASP-1+（1%～2%）CS-1+（10%～30%）NaCl+（3%～8%）原油+（3%～5%）潤滑劑+重晶石（根據密度需要）。

上述方案中鉆井液（60°C）性能為：密度1.06～1.60 g/cm3，漏斗黏度50～100 s，pH值11～12，表觀黏度12～ 35 mPa·s，塑性黏度15～25 mPa·s，濾失量3～6 mL，HTHP濾失量≤20 mL，動切力1～10 Pa，膨潤土質量濃度10～35 g/L。

4 性能評價

4.1 抑制性對比

對比聚合物體系（A）、KCl聚合物體系（B）、硅酸鹽體系（C）、飽和鹽水聚磺體系（D）、KCl飽和鹽水聚磺體系（E）、飽和鹽水硅酸鹽體系（F）的抑制性，結果見圖1。可以看出，硅酸鹽體系巖心無論是一次回收率還是二次回收率，均比KCl聚合物體系和飽和鹽水聚磺體系好。

圖1 不同體系抑制性對比

4.2 抗溫實驗

淡水體系、鹽水體系在120℃，150℃老化16 h后的鉆井液性能，見表7。

從表7可以看出，硅酸鹽體系無論淡水體系還是鹽水體系都能抗120℃，在這個溫度下老化后，鉆井液黏切略有下降，濾失量變化不大；150℃老化后，淡水體系黏切、濾失量都升高，鹽水體系黏切也略有下降，濾失量變化不大，說明該體系完全能抗150℃。

表7 硅酸鹽體系的抗溫實驗

4.3 抗污染實驗

評價了硅酸鹽體系抗鈣膨潤土、CaCl2及淡水體系抗鹽污染性能，實驗結果如表8所示。

表8 硅酸鹽體系抗CaCl2污染實驗

此外，通過硅酸鹽體系抗CaCl2污染實驗可知，硅磺體系能抗0.5%CaCl2污染，但必須調節鉆井液的pH值，將pH值對硅酸鹽體系流變性的影響消除。通過硅酸鹽淡水體系抗NaCl污染實驗可以看出，在淡水體系中加入5%～15%NaCl后，濾失量變化不大，黏切降低。

5 結論

1）復合硅酸鹽CS-1與SMC和ASP-1，LV-CMC，CPS2000之間有良好的復配作用，與而PMC，SMP-1，SL-1等配伍性也較好，與80A51、聚合醇和NH4-HPAN之間復配效果不佳。

2）評價了強抑制性硅磺聚合物淡水鉆井液體系和鹽水鉆井液體系，硅磺聚合物鉆井液具有抗溫、抗鹽、抗鈣、鎂離子污染能力強的特點。

3）強抑制性硅磺聚合物鉆井液配制工藝簡單，一旦調整到設計性能后，鉆井液性能穩定，維護方法簡便，具有良好的攜砂能力，井眼清潔，體系具有很好的流變性。

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［14］Candno.Use ofsilicate-WBM facilicatessuccessfulprimery cementation operation on the BHP petroleoum livepoolbay development［R］.IADC/SPE 37611，1997.

（編輯 趙旭亞）

Silicate-sulfonate polymer drilling fluid system with strong inhibition

Luo Yuanru1，2,Chen Mian1,Jin Yan1,Du Minghan2,Hou Jing2,Li Huazhao3,Yang Junliang4,Fang Haitao5
(1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Great Wall Drilling Engineering Company Limited,PetroChina,Beijing 100101,China;3.No.1 Oil Production Plant,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC, Puyang 457171,China;4.Mud Fluid Company,CNPC Bohai Drilling Engineering Co.Ltd.,Tianjin 300280,China;5.No.5 Drilling Company,CNPC Bohai Drilling Engineering Co.Ltd.,Cangzhou 062450,China)

With the increasing of exploration and development degree of unconventional reservoirs such as shale gas reservoir,a water base drilling fluid with the characteristics of strong inhibition,good compatibility,low cost,low chemical and biological toxicity is greatly needed.Through laboratory testing,the compatibilities between composite silicate and different drilling fluid treating agents were assessed,and the salt water and fresh water formula of silicate-sulfonate polymer drilling fluid with strong inhibition was optimized.Especially,it is indicated that this silicate-sulfonate polymer drilling fluid with strong inhibition can tolerate the temperature of 150℃and saturated salt water,and has the ability of anti-contamination of calcium,magnesium ion and clay through the experiment of comparison with other strong-inhibition drilling fluids.It also has a good anti-sloughing effect and is of benefit to the maintenance of stable wellbore.Meanwhile,the preparation technology of the drilling fluid system is simple, with cost low.After adjusted to reasonable design performance by requirement,the system has a good rheological property,stable drilling fluid performance,convenient maintenance and strong proppant carrying capacity.It be favour of the wellbore cleaning and has a wide application prospect.

silicate-sulfonate polymer drilling fluid;composite silicate;inhibition;compatibility

TE254+.6

A

10.6056/dkyqt201204032

2012-01-31；改回日期：2012-05-20。

羅遠儒，男，1968年生，在讀博士研究生，高級工程師，主要從事油氣井工程方面的研究工作。E-mail：luoyr.gwdc@cnpc. com.cn。

羅遠儒，陳勉，金衍，等.強抑制性硅磺聚合物鉆井液體系研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（4）：537-540.

Luo Yuanru，Chen Mian，Jin Yan，et al.Silicate-sulfonate polymer drilling fluid system with strong inhibition［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（4）：537-540.