基于壓力傳遞的鉆井液納米封堵劑研究與應用

劉洋洋， 鄧明毅， 謝剛， 趙洋

井壁失穩問題一直以來都是石油界一個復雜且帶有世界性的難題，從20世紀40年代起就有學者對其開始進行研究[1-2]。而由于泥頁巖地層的特殊水敏性，鉆井過程中90%以上的井壁失穩問題發生在泥頁巖地層，因此泥頁巖地層的井壁失穩研究是重點。南堡地區泥頁巖地層為超低孔超低滲地層，一直以來使用的水基鉆井液固相顆粒尺寸均在微米級別以上，難以實現對泥頁巖地層的封堵，近年來大多數相關研究者致力于納米級封堵劑的研究并取得顯著成果[3]。針對南堡地區這一特殊問題，通過采用室內實驗對比分析納米級抗高溫抗壓防塌封堵劑FT-3000、環境友好型納米級可變形聚合物封堵劑Green seal與納米封堵劑HLFD-1的封堵性能，并利用南堡地區巖心進行封堵實驗驗證，優選出性能最佳且穩定的鉆井液納米封堵劑，完善鉆井液體系，達到泥頁巖地層井壁穩定及儲層保護的目的。

1 實驗條件

1）地層資料。南堡地區目的油層溫度為150 ℃，地層孔隙壓力系數為1.05。NP36-3652井和NP36-3701井地理位置位于河北省唐山市南堡開發區南堡鄉東南約15.8 km，曹妃甸工業園區內新堡古2平臺，目的層為Es1，地面海拔為3.47 m。

2）實驗巖心。選取南堡油田的巖心， 巖心直徑為 2.54 cm 左右， 長度為 2.5 cm 左右， 巖心具有一定強度且無明顯裂縫，同批次巖心滲透率相差小于 0.3 mD。

3）鉆井液納米封堵劑。室內選擇納米級鉆井液封堵劑FT-3000、Green seal與納米封堵劑HLFD-1，在150 ℃下熱滾16 h后進行性能測試，對比評價鉆井液濾失情況及封堵性能。加入不同類型及加量封堵劑后鉆井液性能參數及粒度分布情況見表1。鉆井液配方如下。

基漿 3%膨潤土+0.8%DSP-2+4%SPNH+2%SMP-1+0.5%SMT+0.8%Na2SO3

1#基漿 +3% FT-3000

2#基漿+1%FT-3000+2%HSM+3%HLGB-1

3#基漿 +3%Green seal

4#基漿 +2%HLFD-1+1% HLGB-1

表1 加入不同類型及加量封堵劑后鉆井液流變性能

2 封堵劑的降濾失性能評價

1）根據南堡油田地層數據，實驗選取150 ℃熱滾16 h后的待評價鉆井液體系。于150 ℃下進行高溫高壓濾失實驗[4-6]，結果見表2。

2）對砂盤濾失性的影響。選取平均孔喉尺寸為7～16 μm的砂盤在基漿中添加不同類型不同加量的封堵劑，測取其對砂盤濾失性能的影響，并同時測取泥餅厚度觀察其對泥餅的影響，結果見表2。

3）對泥餅承壓能力的影響。在濾失實驗的基礎上，測得濾失30 min后，繼續給系統加壓[7]測量其泥餅承壓，結果見表2。

表2 加有不同封堵劑體系對鉆井液濾失性能的影響

由表2可知，隨著時間的推移，鉆井液濾失量增加，對比1#鉆井液與2#鉆井液，可以看出，隨著封堵劑加量的增加，高溫高壓濾失量及砂盤濾失量均減少，泥餅厚度增大，泥餅承壓能力也相應增大；3#鉆井液的濾失量最小，為17 mL，且泥餅厚度最厚，為0.45 mm，表明3#鉆井液封堵效果最好，即Green seal的封堵性能最佳；對于砂盤失水，隨著時間的遞增， 濾失量逐漸增加， 但其濾失速率呈遞減趨勢， 3#體系封堵效果最佳；對于泥餅承壓能力， 1#與 3#體系的泥餅承壓能力均大于 8 MPa， 泥餅承壓能力好。綜上所述， 3% Green seal封堵性最佳， 因此推薦現場使用這一納米級鉆井液封堵劑。

3 巖心封堵性能評價

3.1 對孔隙封堵效果

選取滲透率相差不大的巖心進行不同類型的封堵劑在不同加量時封堵前后巖心滲透率變化情況實驗，見表3。由表3可知，封堵后巖心滲透率均降低，說明不同的封堵劑均可達到封堵泥頁巖地層的效果；隨著封堵劑含量增加，滲透率降低率也隨之增加；3#鉆井液封堵巖心前后滲透率降低率最大。因此3#鉆井液封堵效果最好，即環境友好型納米級可變形聚合物封堵劑Green seal封堵性能最佳。

表3 封堵前后巖心滲透率變化情況

3.2 對裂縫封堵效果

該項實驗與對孔隙封堵原理一致，只是巖心的基質滲透率與巖心滲透率級別相當，裂縫滲透率為2 D，裂縫寬度為50 μm。實驗結果見表4。

表4 對裂縫封堵效果實驗記錄

由表4可知，隨著封堵劑含量的增加，相同裂縫條數的巖心封堵后滲透率降低率增加；基漿封堵前后滲透率降低率最小，為43.4%，3#鉆井液巖心封堵前后滲透率降低率最大，為98.77%。因此3#鉆井液體系封堵效果最好，即環境友好型納米級可變形聚合物封堵劑Green seal封堵性能最佳。

3.3 壓力傳遞情況及膜效率測試分析

通過實驗模擬地層條件，研究在水力壓差和化學勢差作用下的壓力傳遞規律，以及隨著浸泡時間不同的泥頁巖強度的變化規律，建立泥頁巖井壁力學與化學耦合分析模型，可以分析水基鉆井液作用下泥頁巖地層的坍塌周期[8-10]。實驗巖心夾持系統下部為進液驅替端，電腦自動采集上端壓力即為壓力傳遞情況，結果見圖1～圖5。

圖1 基漿壓力傳遞情況

圖2 1#體系壓力傳遞情況

圖3 2#體系壓力傳遞情況

圖4 3#體系壓力傳遞情況

圖5 4#體系壓力傳遞情況

由圖1～圖5基漿巖心飽和階段可以看出，上端壓力變化曲線平滑，沒有壓力突變點，說明巖心內部結構均質。由水力壓差作用下的壓力傳遞可以看出，上端壓力隨時間的遞增逐步增加直至穩定。其中，2#體系和4#體系在增加下端驅替壓力的瞬間，上端壓力迅速增加至與下端壓力相等，隨后緩慢下降達到平衡，這是由于下端驅替壓力因活塞的問題緩慢下降而致。由化學勢差作用下的壓力傳遞可以看出，更換巖心下端溶液為活度小于地層水的鉆井液濾液，使得巖心上端溶液中的水向下端擴散而致，期間有上端壓力突變點是由于調節下端壓力而致。直至上端壓力開始增加，此時即形成半滲透膜。

巖心飽和階段，給巖樣下端驅替模擬地層水（活度為0.95的NaCl溶液），上端壓力變化曲線平滑，沒有壓力突變點，說明巖心內部結構均質。在水力壓差作用下，給巖樣下端增加驅替壓力至鉆井液液柱壓力，并維持壓力恒定不變，上端壓力隨時間的增加逐步增加，壓力遞增速率先增加后減小，水力壓差下的壓力傳遞需要10 000 s以上。在化學勢差的作用下，在保證巖樣兩端壓力相等的情況下，更換巖樣下端驅替流體為鉆井液濾液，記錄上端壓力即為水在化學勢差作用下的壓力傳遞規律。上端壓力緩慢下降，這是因為更換巖心下端溶液活度小于地層水活度，使得巖心上端溶液中的水向下端擴散而致，隨后上端壓力逐步上升，此時即形成半滲透膜。使用SCMS-C4型高溫高壓巖心滲透率測試裝置進行試驗，在巖心夾持系統中安裝好巖心后，將不同的鉆井液體系傾倒于活塞容器中，連接好管線后給系統施加圍壓及入口壓力，驅動鉆井液進入實驗巖心，記錄上端壓力的變化情況。溶液活度利用WSB-5-H2型高精度可送檢數字溫濕度計測量。通過化學勢差作用下的壓力傳遞進行監測，計算出相應膜效率，實驗結果見表5。由表5可知，基漿膜效率為最小值， 表明溶液最易通過巖心， 其穩定井壁效果最差；對比1#和2#體系，封堵劑FT-3000加量減小后膜效率有所增加， 是因為體系中加入膠束劑后其在濃度較低的體系（2#體系）中呈現出單分子分散或被吸附在溶液的表面上而降低表面張力， 成膜效果增加所致；3#體系膜效率為最大值，表明3#體系穩定井壁效果最佳， Green seal能達到最佳的封堵效果。由于Green seal是一種水基鉆井液用可變形封堵防塌劑，由微米級不可變形材料、納米級可變形可再分散聚合物顆粒和天然高分子改性材料組成，是一種無毒的環保材料。其作用機理是在正壓差作用下迅速進入近井壁帶，形成致密隔離層帶，降低濾液滲透，封堵微裂縫，減緩壓力傳遞，延長井壁穩定時間。因此現場推薦使用此封堵劑。

表5 膜效率測試結果分析

4 現場應用

現場在NP36-3652和NP36-3701井應用了環境友好型納米級可變形聚合物封堵劑Green seal進行鉆進。鉆進基本情況見表6。NP36-3701井加入Green seal后鉆井液對露頭巖心具有較好的油層保護效果，滲透率恢復值高達98.63%，濾液侵入量低，僅為1.6 mL，說明該體系具有良好的失水造壁性，能夠在近井地帶形成屏蔽暫堵帶，阻止濾液和固相顆粒進入地層。2口井加入Green seal后，鉆井液應用井段井徑規則，平均井徑擴大率為7.75%和9.32%，鉆井液表現出了良好的井壁穩定能力，井徑曲線如圖6和圖7所示。

表6 2口應用井應用井段基本情況

圖6 應用井NP36-3652井井徑曲線

圖7 應用井NP36-3701井井徑曲線

5 結論及建議

1.室內通過對高溫高壓失水、砂盤失水及泥餅承壓能力的影響研究結果顯示，加有3%Green seal的體系封堵性能最佳。

2.通過對南堡地區巖心測試顯示，3#體系（3%Green seal）對泥頁巖地層封堵性能有良好的改善。納米級可變形鉆井液封堵劑Green seal，在正壓差作用下迅速進入近井壁帶，形成致密隔離層帶，降低濾液滲透，封堵微裂縫，減緩壓力傳遞，延長井壁穩定時間。因此，現場鉆進泥頁巖地層鉆井液選用Green seal作為封堵劑。

3.現場應用結果表明，3#鉆井液體系（3%Green seal）在流變性、封堵性等方面表現良好；應用井段井壁穩定、井徑規則、滲透率恢復值高、濾液侵入量低，解決了井壁失穩問題，同時降低了鉆井液密度，實現了井壁穩定與儲層保護的雙重目的。

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