馬磊，袁學(xué)強(qiáng)，張萬棟，曹峰，鄧文彪，張雪菲，楊麗麗

（1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司,廣東湛江 524051；2.中國石油大學(xué)(北京),石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102239）

0 引言

烏石17-2油田位于南海北部灣盆地烏石凹陷東部，低滲原油探明地質(zhì)儲(chǔ)量約占北部灣低滲原油地質(zhì)儲(chǔ)量的三分之一，具有巨大的勘探開發(fā)潛力。在鉆完井過程中，由于其復(fù)雜的巖性斷塊油氣藏特征，暴露出許多工程問題：該區(qū)塊井壁失穩(wěn)問題較為嚴(yán)峻，鉆井作業(yè)過程中遇阻、憋泵憋扭矩以及地層漏失等復(fù)雜情況較多，極大地制約了該地區(qū)安全高效開發(fā)。其次，低孔、低滲的水敏性儲(chǔ)層中較高的黏土含量極易導(dǎo)致顆粒堵塞，同時(shí)其微孔隙、裂縫發(fā)育造成的堵塞難以清除，最終造成嚴(yán)重的儲(chǔ)層損害問題[1]。因此，研發(fā)和優(yōu)選有利于儲(chǔ)層保護(hù)和井壁穩(wěn)定的烏石17-2油田鉆完井液處理劑和體系具有重要意義。目前水基鉆井液應(yīng)用較為廣泛，但主力產(chǎn)層為水敏性儲(chǔ)層，少量的自由水就會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層發(fā)生不可逆轉(zhuǎn)的水敏損害，降低儲(chǔ)層滲透率，前期實(shí)驗(yàn)也證明現(xiàn)用的水基鉆井液體系不能滿足該區(qū)塊鉆井液性能要求。普通的油基鉆井液能有效抑制黏土水化膨脹、保持井壁穩(wěn)定，但是入井后的回收和處理難度較大，并且目標(biāo)區(qū)塊緊靠海洋自然保護(hù)區(qū)，對(duì)鉆井工作流體的處理和排放愈加嚴(yán)格，因此對(duì)普通油基鉆井液的使用也有了一定的限制。

自20世紀(jì)80年代初以來，國外開始出現(xiàn)并使用合成基鉆井液，具有與油基鉆井液相近的性能，還可以避免油基鉆井液產(chǎn)生的油污染及潛在的毒性危害，而且產(chǎn)生的鉆井廢棄物比水基少得多，特別適用于海上鉆井作業(yè)。目前，已開發(fā)并在現(xiàn)場使用過的合成基鉆井液有酯基鉆井液（應(yīng)用于挪威油田）、聚α-烯烴鉆井液（應(yīng)用于Central Basin油田）和醚基鉆井液（應(yīng)用于Greater Ekofisk油田）3種。總體來說，合成基鉆井液具有提高機(jī)械鉆速和井眼清潔能力、降低扭矩和阻力、便于維護(hù)等優(yōu)勢。同時(shí)，鉆井廢棄物少，合成基鉆井液可生物降解，在深水油氣田勘探開發(fā)中，產(chǎn)生的廢鉆井液和鉆屑可直接排入海洋[2–3]，因此，在環(huán)境保護(hù)方面，合成基鉆井液顯示出明顯優(yōu)勢。此外，由于具有良好的潤滑性能，合成基鉆井液適用于大斜度井段和水平井段的鉆井。一些合成基鉆井液不含熒光物質(zhì)，從根本上解決了油基鉆井液對(duì)后續(xù)測井和試井?dāng)?shù)據(jù)解釋不準(zhǔn)確的問題。

然而，第二代合成基鉆井液的流變性受溫度影響很大。鉆井液的黏度在低溫下過高，而鉆井液的黏度在高溫下過低，尤其是動(dòng)態(tài)剪切力過低，無法有效攜帶鉆井液中的固相。同時(shí)，合成基鉆井液在高溫乳化穩(wěn)定性、油水比和鉆井液密度方面具有一定的閾值[4]。天然氣制備的氣制油黏度低、基本不含芳香烴，高溫穩(wěn)定性比較好，生物降解性也比較強(qiáng)；同時(shí)已經(jīng)開始國產(chǎn)化，極大地降低了合成基鉆井液的成本[5]。以氣制油為基礎(chǔ)的鉆井液比普通油基鉆井液黏度低、鉆速快、循環(huán)壓耗小，能有效地減少井漏、井噴、井塌等情況；毒性低，短時(shí)間可降解，污染低[6–7]。為了使合成基鉆井液滿足抗高溫、環(huán)境保護(hù)等要求，其他鉆井液處理劑的性能及環(huán)境保護(hù)效果也是重要的前提條件。目前現(xiàn)場所用主、輔乳化劑需要進(jìn)一步研究，傳統(tǒng)的油基降濾失劑為瀝青類產(chǎn)品，對(duì)環(huán)境影響大，且降濾失效果有待提高。本題組前期成功開發(fā)了一種油基鉆井液用封堵劑，通過抗溫組分、吸附組分及親油組分的引入，實(shí)現(xiàn)了在白油基及柴油基鉆井液體系中均具有顯著的封堵降濾失作用，然而還未在合成基鉆井液中進(jìn)行應(yīng)用。因此，該研究通過優(yōu)化油基鉆井液抗高溫主、輔乳化劑，并采用本課題組研制的OSD系列產(chǎn)品對(duì)合成基鉆井液進(jìn)行優(yōu)化，以開發(fā)出能夠解決烏石17-2油田鉆井液所面臨的關(guān)鍵技術(shù)難題的鉆井液技術(shù)具有重要意義。

1 合成基鉆井液核心處理劑研發(fā)

1.1 封堵劑OSD-2作用機(jī)理分析

1）OSD-2是一種兩親性的高分子樹脂納微米顆粒，接觸角大于90°，粒子更親油，因此大部分顆粒處于油相中。

2）OSD-2粒子在界面上排列，空間上阻隔分散相碰撞聚并，增加乳液穩(wěn)定，降低濾失量。

3）OSD-2在油基鉆井液中起到橋塞、封堵的作用，此外，再通過OSD中的羥基、胺基等與巖石膠結(jié)，起到固結(jié)井壁，進(jìn)而降低濾失的效果，還可以減少掉塊、垮塌等鉆井事故的發(fā)生。

4）OSD-2遇油微膨脹，進(jìn)入到一些細(xì)小的孔隙后，隨著時(shí)間的推移體積增大，進(jìn)一步堵塞微裂縫，提高濾餅致密性、降低濾失量，避免井塌和井漏等復(fù)雜情況。

1.2 核心處理劑結(jié)構(gòu)表征

1.2.1 微觀形貌對(duì)比

使用掃描電鏡（SEM，日本，HITACHI,SU 8020）對(duì)OSD-2和凝膠微球（作為對(duì)照產(chǎn)品）的微觀形貌進(jìn)行了表征，結(jié)果如圖1、圖2所示。

圖1 OSD-2掃描電鏡微觀形貌

圖2 凝膠微球掃描電鏡微觀形貌

從圖1可知，合成的產(chǎn)品OSD-2呈現(xiàn)出微納米級(jí)微球狀，且外觀圓滑，尺寸分布均勻。憑借小尺寸，OSD-2 顆粒進(jìn)入地層不同尺寸的孔隙和裂縫中起到橋塞、封堵作用，同時(shí)能提高漏層內(nèi)壁的摩擦力，有效提高漏層巖石的承壓能力；另一方面，OSD-2顆粒通過聚合物鏈上的羥基等與地層巖石膠結(jié)形成類似貝殼的多節(jié)點(diǎn)“蜂窩”膠結(jié)層狀結(jié)構(gòu)，封堵地層并提高地層承壓能力和穩(wěn)定性，從而避免井漏和井塌等井下復(fù)雜情況。如圖2所示，合成得到的產(chǎn)品形態(tài)為微米級(jí)球狀，凝膠微球粒徑不一。對(duì)照比例尺，凝膠微球粒徑為0.1～1.5 μm，其中0.5～1 μm的顆粒占比最多。

1.2.2 紅外光譜對(duì)比

為了進(jìn)一步確定合成后的油基封堵劑OSD-2和凝膠微球分子結(jié)構(gòu)，對(duì)其進(jìn)行了紅外光譜分析（FTIR，Thermo Nicolet，iS10），如圖3和圖4所示。

圖3 OSD-2聚合物的紅外圖譜

圖4 凝膠微球紅外光譜圖

由圖3可知，3000 cm?1出現(xiàn)了—OH、—NH2等基團(tuán)的伸縮振動(dòng)吸收峰；2950.37 cm?1處為主鏈中—CH3的伸縮振動(dòng)峰；1732.07 cm?1處為共聚物中—C=O—的伸縮振動(dòng)吸收峰；1602.38 cm?1處為苯乙烯中的苯環(huán)基團(tuán)振動(dòng)吸收峰；指紋區(qū)中1385.11 cm?1處為主鏈中的—CH3的面內(nèi)彎曲振動(dòng)吸收峰；1000～1300 cm?1區(qū)域?yàn)轷セ纳炜s振動(dòng)區(qū)。分析表明，OSD-2分子鏈上帶有設(shè)計(jì)的官能團(tuán)。

由圖4可知，3427.55 cm?1處為凝膠微球中酰胺基團(tuán)的伸縮振動(dòng)吸收峰；2956.6 cm?1處為凝膠微球中—CH3的伸縮振動(dòng)吸收峰；1042.82 cm?1處為凝膠微球中—SO3?的伸縮振動(dòng)吸收峰；1295.74 cm?1處為凝膠微球中季胺陽離子的伸縮振動(dòng)吸收峰。上述結(jié)果表明，所合成的凝膠微球中含有所設(shè)計(jì)的官能團(tuán)，證明該實(shí)驗(yàn)通過反相乳液聚合法制備出了所需的產(chǎn)物。

1.2.3 熱重測試對(duì)比

共聚物大分子易受高溫作用而發(fā)生熱降解，導(dǎo)致其分子主鏈及功能性側(cè)鏈出現(xiàn)斷裂，若作為封堵劑的聚合物抗溫性能不足，則其性能會(huì)因?yàn)榉肿咏Y(jié)構(gòu)的降解而大幅降低，鉆井液體系的封堵能力隨之下降。故而對(duì)作為油基鉆井液用封堵劑的共聚物OSD-2和凝膠微球進(jìn)行共聚物封堵劑的抗溫性能分析具有重要意義。

為了分析所制備共聚物封堵劑OSD-2和凝膠微球的熱穩(wěn)定性，使用德國公司的STA-409型差熱-熱重同步分析儀，對(duì)其熱穩(wěn)定性進(jìn)行了研究。在通氫氣保護(hù)條件下，將分析儀的溫度范圍設(shè)定為25.0～600 ℃，升溫速率為10 ℃/min，通過實(shí)驗(yàn)獲得了OSD-2和凝膠微球的TG-DTG曲線，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖5、圖6所示。

圖5 OSD-2的熱重曲線

圖6 凝膠微球熱重分析曲線

如圖5所示，封堵劑共聚物OSD-2的熱降解過程主要分為三個(gè)階段：第一階段 25～341 ℃以前。該階段的 TG 曲線逐漸下降，損失質(zhì)量為17%，這主要是自由水、結(jié)合水的揮發(fā)所致。第二階段341～430 ℃之間。該階段的TG曲線快速下降，在404 ℃左右降解速率最快，損失質(zhì)量78%，這主要是共聚物OSD-2中的羥基和酯基基團(tuán)分解所致。第三階段 430～600 ℃之間。該階段的TG曲線進(jìn)一步下降，主要是苯環(huán)分解，主鏈也發(fā)生斷裂降解，共聚物OSD-2的基本結(jié)構(gòu)已被破壞。實(shí)驗(yàn)表明合成的共聚物OSD-2，在 341 ℃以下質(zhì)量損失少，證明了該共聚物在高溫條件下具有良好的熱穩(wěn)定性。

如圖6所示，凝膠微球的熱降解過程主要分為四個(gè)階段。第一階段 25～317 ℃以前，該階段的TG 曲線逐漸下降，說明聚合物微球質(zhì)量受熱減少，損失質(zhì)量為22%，這主要是自由水、結(jié)合水以及外相油的揮發(fā)。第二階段 317～375 ℃之間。該階段的TG曲線快速下降，在327 ℃左右降解速率最快，該階段質(zhì)量損失25%，這主要是聚合物微球中的酰胺基團(tuán)開始分解所致。第三階段375～435 ℃之間。該階段的TG曲線進(jìn)一步下降，質(zhì)量損失為25%，主鏈和側(cè)鏈也發(fā)生斷裂降解，聚合物微球的基本結(jié)構(gòu)已被破壞。第四階段435～600 ℃之間，曲線趨勢平緩，此時(shí)聚合物已經(jīng)完全降解。實(shí)驗(yàn)表明合成的凝膠微球，在317 ℃以下質(zhì)量損失少，可滿足大多數(shù)高溫井的抗溫需要。

1.3 合成基鉆井液體系構(gòu)建

合成基鉆井液實(shí)質(zhì)為以油為外相、以水為內(nèi)相的油包水乳液結(jié)構(gòu)，因此乳化劑的性能對(duì)合成基鉆井液體系的性能至關(guān)重要。因此，首先對(duì)主、輔乳化劑和降濾失劑的種類以及加量進(jìn)行了優(yōu)化評(píng)價(jià)。在該實(shí)驗(yàn)中，氣制油加量為320 mL，25% CaCl2水溶液加量為80 mL，油水比為80∶20。其基本配方如下。

氣制油+主乳化劑+輔乳化劑+2.5%PFMOALK(CaO）+2.5%PF-MOGEL（有機(jī)土）+3.0%PF-MOHFR（降濾失劑）+25%CaCl2水溶液+重晶石，密度為1.5 g/cm3

1.3.1 乳化劑種類及加量確定

以主乳化劑EnvaMul1699、輔乳化劑EnvaMul 1767以及主乳化劑THEM-1、輔乳化劑THEM-2分別作為乳化劑體系，進(jìn)行氣制油合成基主、輔乳化劑種類的優(yōu)選實(shí)驗(yàn)。在主、輔乳化劑加量分別為2%、3%下，進(jìn)行體系性能的測試。

1.3.2 封堵劑種類及加量確定

封堵劑能夠最大限度地控制自由水向地層的滲入，從源頭扼制儲(chǔ)層損害和井壁失穩(wěn)問題的發(fā)生。研究選用本課題組自主研發(fā)的油基封堵劑OSD-2、凝膠微球和常用酸溶性惰性材料CaCO3進(jìn)行評(píng)價(jià)篩選。評(píng)價(jià)配方如下，氣制油加量為320 mL，25%CaCl2水溶液加量為80 mL，油水比為80∶20，密度為1.5 g/cm3。

基礎(chǔ)配方（0#）：氣制油+3.0%主乳化劑+3.0%輔乳化劑+2.5%PF-MOALK+2.5%有機(jī)土PFMOGEL+3.0%降濾失劑PF-MOHFR+0.5%提切劑（自主研發(fā)）+25%CaCl2水溶液+重晶石

1#：0#+3%OSD-2

2#：0#+3%凝膠微球

3#：0#+3%CaCO3

2 結(jié)果與討論

2.1 體系中主、輔乳化劑種類及加量確定

乳化劑具有降低油水2種液體間的界面張力，形成堅(jiān)固的界面膜，增加外相黏度的作用[8]。乳化劑EnvaMul 1699與EnvaMul 1767由改性妥爾油衍生品組成。從表1可以看出，當(dāng)主、輔乳化劑加量都為2%時(shí)，體系黏度較低，破乳電壓為450 V，150 ℃老化16 h后，黏度和破乳電壓降低，高溫高壓濾失量為9.8 mL；而當(dāng)加量均增加至3%時(shí)，老化前體系黏度略有增加，破乳電壓增加至516 V，老化后黏度略有增加，破乳電壓降低至419 V，老化后體系高溫高壓濾失量為7.4 mL。該套乳化劑體系由天然產(chǎn)物改性而來，抗溫性能有限，同時(shí)體系高溫高壓濾失量不能滿足需求。

表1 主乳化劑EnvaMul 1699與輔乳化劑EnvaMul 1767加量優(yōu)選實(shí)驗(yàn)

主乳化劑 THEM-1 與輔乳化劑THEM-2 加量優(yōu)選實(shí)驗(yàn)見表2。如表2所示，THEM-1、THEM-2具有抗高溫基團(tuán)，當(dāng)其加量均為2%時(shí)，老化前體系黏度較低，但高于EnvaMul 1699/EnvaMul 1767體系，150 ℃老化后黏度基本無變化，高溫高壓濾失量為6 mL，破乳電壓略有降低，但依然保持在430 V，說明該套乳化劑對(duì)合成基鉆井液有更好的乳化效果及抗溫穩(wěn)定性；當(dāng)加量均為3%時(shí)，體系黏度增加，破乳電壓增至533 V，老化后黏度增加，高溫高壓濾失量為5.4 mL，破乳電壓為440 V，說明其在高溫下能形成堅(jiān)固的界面膜，保證體系的高溫穩(wěn)定性。因此，與EnvaMul 1699/EnvaMul 1767相比，選用THEM-1/THEM-2作為主、輔乳化劑，破乳電壓更大，濾失量更低，因此確定選用主乳化劑THEM-1與輔乳化劑THEM-2，且加量均為3%。

表2 主乳化劑THEM-1與輔乳化劑THEM-2加量優(yōu)選實(shí)驗(yàn)

2.2 封堵劑種類及加量確定

為進(jìn)一步提高體系的封堵性、降低濾失量，分別使用前期研制的膠結(jié)型堵漏材料OSD-2、凝膠微球及碳酸鈣作為封堵劑，并與CaCO3惰性材料對(duì)比，對(duì)體系進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果見表3。

表3 封堵劑種類確定

結(jié)果表明，當(dāng)OSD-2、凝膠微球、CaCO3的加量均為3%時(shí)，高溫高壓濾失量分別為4.4、7.0、4.8 mL。課題組研發(fā)的凝膠微球尺寸較大，主要用于高滲地層的封堵，而OSD-2尺寸較小可以進(jìn)入更小尺寸的孔隙、裂隙中，在氣制油基鉆井液中可以遇油微膨脹，隨著時(shí)間的推移體積增大，進(jìn)一步堵塞微裂縫，提高濾餅致密性、降低濾失量。此外，OSD-2粒子更親油，使水分散在油中，部分粒子在油/水界面上排列，空間上阻隔分散相碰撞聚使乳液更加穩(wěn)定，濾失量降低。此外，與碳酸鈣顆粒相比，OSD-2顆粒柔軟，能夠在外力作用下，進(jìn)一步壓實(shí)，提高泥餅致密性。因此，OSD-2膠結(jié)型堵漏材料能夠使該體系具有最優(yōu)的降濾失能力。

由實(shí)驗(yàn)可知，優(yōu)化后體系黏度變化不大，電穩(wěn)定性較高；熱滾老化后黏度相對(duì)穩(wěn)定，破乳電壓為467 V，電穩(wěn)定性好；同時(shí)，優(yōu)化后的體系具有更低的高溫高壓濾失量，濾餅薄而致密，顯示良好的濾失行為。低濾失量和高質(zhì)量泥餅有利于減少濾液侵入地層，從而減少膨脹性黏土礦物膨脹及裂隙擴(kuò)大失穩(wěn)，同時(shí)能夠減少扭矩，有助于維持較高的鉆進(jìn)速率。

2.3 潤滑性

將上述實(shí)驗(yàn)中按API標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行中壓濾失后所得的泥餅（見圖7）放在WTHNZ-3A型黏滯系數(shù)測定儀工作滑板的平面上，再將滑塊放在泥餅上，靜置1 min，開啟電機(jī)，當(dāng)滑塊隨著工作滑板的滑動(dòng)開始滑動(dòng)時(shí)，讀取角度顯示窗上的角度數(shù)值，按此角度由正切函數(shù)表查的與之對(duì)應(yīng)的正切函數(shù)值，即濾餅黏滯系數(shù)。

圖7 中壓濾餅（厚度為0.5 mm）

由實(shí)驗(yàn)可知，優(yōu)化后體系中壓濾餅的黏滯系數(shù)滾前為0.15，滾后為0.13?？梢钥闯?，滾前滾后泥餅黏滯系數(shù)變化不大，該體系具備較好的潤滑性能。

2.4 抗污染性

優(yōu)異的油基鉆井液應(yīng)具有一定的抗土侵性能才能保持正常鉆進(jìn)。將劣質(zhì)紅土按照5%、10%和15%的加量加入到鉆井液中，在150 ℃熱滾16 h后，考察添加劣質(zhì)紅土粉對(duì)鉆井液性能的影響，結(jié)果見表4。

表4 合成基鉆井液抗劣質(zhì)紅土污染性能評(píng)價(jià)

由實(shí)驗(yàn)可知，該合成基鉆井液受劣質(zhì)土污染后，鉆井液的黏度有所升高，當(dāng)劣質(zhì)紅土加量在10%及以下時(shí)，體系的破乳電壓在400 V以上，高溫高壓濾失量在3 mL以內(nèi)，流變性能保持基本穩(wěn)定；當(dāng)達(dá)到15%加量時(shí)，體系增稠嚴(yán)重，熱滾后產(chǎn)生沉淀，表明優(yōu)化后體系抗劣質(zhì)紅土可達(dá)10 %。若鉆進(jìn)過程中，巖屑過多，應(yīng)進(jìn)行有效固相控制，才能保持鉆井液的性能。

2.5 抑制性

烏石區(qū)塊存在嚴(yán)重井壁失穩(wěn)問題，因此要求所選的鉆井液必須具有良好的抑制能力[9]。將合成基鉆井液在高速攪拌器下攪拌10 min后，稱取30 g、過6～10目篩孔的巖屑，分別與清水、合成基鉆井液一同倒入老化罐中，在150 ℃熱滾16 h后，用篩網(wǎng)回收，在70 ℃下烘干2 h，再冷卻2 h后，稱量巖樣質(zhì)量，計(jì)算回收率。巖屑在清水中熱滾16 h后，回收鉆屑量為11.06 g，滾動(dòng)回收率為36.9%；在未優(yōu)化體系熱滾16 h后，回收鉆屑量為26.6 g，滾動(dòng)回收率為87.3%；在優(yōu)化體系中熱滾16 h后，回收鉆屑量為30 g，滾動(dòng)回收率達(dá)100%。結(jié)果證明，優(yōu)化后合成基鉆井液具有很強(qiáng)的抑制鉆屑水化分散的能力，有利于穩(wěn)定井壁[10]。

2.6 性能對(duì)比

優(yōu)化體系性能見表5，配方優(yōu)化后具有更低的濾失量、更強(qiáng)的抑制性、更好的抗污染性，有利于井壁的穩(wěn)定及井眼的暢通，保證了鉆井施工的正常進(jìn)行。

表5 合成基鉆井液優(yōu)化前后的性能對(duì)比

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1.結(jié)合現(xiàn)場實(shí)際施工要求，對(duì)主乳化劑、輔乳化劑、降濾失劑的種類和加量進(jìn)行研選，形成一套密度達(dá)到 1.5 g/cm3、抗溫達(dá)150 ℃的氣制油環(huán)保型合成基鉆井液體系，配方為：氣制油+3.0%THEM-1+3.0%THEM-2+2.5%PF-MOALK(CaO)+2.5%PF-MOGEL+3.0%PF-MOHFR+0.5%提切劑（自主研發(fā)）+3% OSD-2 +25% CaCl2+重晶石。

2.對(duì)氣制油環(huán)保型合成基鉆井液進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，該鉆井液體系性能優(yōu)異，高溫高壓濾失量小，為4.4 mL；破乳電壓≥400 V、抗污染性強(qiáng)（抗劣質(zhì)紅土10%），巖屑滾動(dòng)回收率為100%。

3.與現(xiàn)場鉆井液體系相比，優(yōu)化后的合成基鉆井液具有更低的濾失量、更好的抑制性、更強(qiáng)的抗污染能力，有利于井壁的穩(wěn)定及井眼的暢通，保證了鉆井施工的正常進(jìn)行。同時(shí)，該鉆井液體系通過減少環(huán)境污染在海洋鉆井方面將有望取代常規(guī)柴油和白油基鉆井液，發(fā)揮重要作用。