無膨潤土相水基鉆井液用抗溫流型調(diào)節(jié)劑研究與應(yīng)用

劉業(yè)文

中石化勝利石油工程有限公司渤海鉆井總公司

0 引言

濟陽坳陷古潛山油氣藏儲量豐富，勘探開發(fā)潛力大，探明地質(zhì)儲量超過40×108t，已成為勝利油田“增儲建產(chǎn)”的重要油藏類型之一[1]。但濟陽坳陷古生界潛山地層的地質(zhì)結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性強，具有埋藏深、溫度高、壓力低、裂縫發(fā)育等特點[2- 4]，屬于典型的高溫低壓油氣藏。

前期在勝利油田樁海、埕島、義古等區(qū)塊的古潛山油氣藏鉆探開發(fā)中，為了預(yù)防漏失與保護儲層，普遍采用低密度無膨潤土相水基鉆井液體系，密度為1.05～1.10 g/cm3，并選用黃原膠XC、高黏聚陰離子纖維素PAC-H等調(diào)控鉆井液流變性能[5]，保證鉆井液的井眼清潔能力。但上述流型調(diào)節(jié)劑抗溫不足150 ℃，現(xiàn)場無膨潤土相水基鉆井液的高溫穩(wěn)定性差[6- 9]，黏度高、切力低、濾失量大，極易造成儲層損害、沉砂卡鉆、井眼漏失等復(fù)雜情況[10]，限制了古潛山油氣藏的勘探開發(fā)進程。因此，本文針對古潛山油氣藏勘探開發(fā)的鉆井液技術(shù)難題，開展了無膨潤土相水基鉆井液用抗高溫流型調(diào)節(jié)劑(以下簡稱HTRM- 1)研究與應(yīng)用，構(gòu)建了一套無膨潤土相水基鉆井液體系(以下簡稱SFDF)，可為勝利油田古潛山油氣藏的勘探開發(fā)提供可靠的技術(shù)支撐。

1 HTRM- 1合成與評價

1.1 分子結(jié)構(gòu)設(shè)計

通過聚合物分子結(jié)構(gòu)(圖1)與其增黏性、抗溫性的關(guān)系分析，提出了在剛性分子主鏈上接枝疏水、交聯(lián)等功能單體的分子結(jié)構(gòu)設(shè)計思路，即采用以C-C結(jié)構(gòu)為主鏈的梳型結(jié)構(gòu)，通過接枝共聚反應(yīng)，在主鏈上引入強水化、疏水、交聯(lián)等基團，保護聚合物主鏈與功能側(cè)鏈，較好地解決了聚合物抗溫耐溫與流型調(diào)節(jié)性能難以兼顧的復(fù)雜問題。基于上述分子結(jié)構(gòu)設(shè)計，優(yōu)選了N-乙烯基吡咯烷酮NVP、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸AMPS、二乙烯苯DVB 3種合成單體，以偶氮二異丁腈AIBN為引發(fā)劑，通過膠束聚合反應(yīng)研制HTRM- 1。

圖1 分子結(jié)構(gòu)設(shè)計示意圖

1.2 合成與表征

1.2.1 合成實驗

HTRM- 1的合成實驗具體步驟如下：①在裝有溫度計、攪拌桿和冷凝管的四口燒瓶中，加入一定量的2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸AMPS、去離子水，再依次加入一定量的N-乙烯基吡咯烷酮NVP、二乙烯苯DVB，保證摩爾比(AMPS∶NVP∶DVB)為2∶2∶1；②繼續(xù)加入濃度為2～3wt%的十二烷基硫酸鈉SDS，利用NaOH調(diào)節(jié)pH值至中性，升溫到35 ℃，充分攪拌至完全溶解；③通入氮氣，升高溫度至65 ℃，加入濃度為0.1～0.2wt%的偶氮二異丁腈AIBN，繼續(xù)攪拌，保持溫度，反應(yīng)3～4 h；④反應(yīng)結(jié)束后，自然冷卻至室溫，利用丙酮沉淀、反復(fù)清洗反應(yīng)產(chǎn)物，60 ℃下真空干燥12 h，粉碎研磨，即得HTRM- 1。

1.2.2 結(jié)構(gòu)表征

分子量測試。采用凝膠滲透色譜GPC，測定了HTRM- 1的分子量。分析可知，HTRM- 1的數(shù)均分子量Mn為398 766，重均分子量Mw為103 263 4，分子量適中，且分散指數(shù)為2.49，分子量分布都很窄，接近單分散，保證其具有良好的增黏性能。

紅外光譜分析。采用傅立葉紅外光譜儀FT-IR，測定了HTRM-1的紅外光譜圖，表征其分子結(jié)構(gòu)特征。分析圖2可知，1 195 cm-1為AMPS單體的C=O伸縮振動峰，1 040 cm-1為AMPS單體的磺酸基-SO3H伸縮振動峰，1 540 cm-1為NVP單體的C-N伸縮振動峰，3 190 cm-1為DVB單體的苯環(huán)=C-H伸縮振動峰。綜上可知，HTRM- 1為N-乙烯基吡咯烷酮NVP、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸AMPS、二乙烯苯DVB的接枝共聚物，達到了分子結(jié)構(gòu)設(shè)計要求。

圖2 HTRM- 1的紅外光譜圖

熱重分析。采用同步熱分析儀TGA，測定了HTRM- 1的熱重曲線，表征其熱穩(wěn)定性。分析圖3，HTRM- 1的熱重曲線大致分為三個階段，當溫度小于150 ℃時，樣品失重率約為10%，主要是由于吸附水分蒸發(fā)形成的；當溫度高于330 ℃時，共聚物側(cè)鏈開始分解，樣品失重率達10%；當溫度高于465 ℃時，共聚物主鏈開始分解，樣品失重率約50%。說明HTRM- 1具有良好的熱穩(wěn)定性，這是由于同時引入了含交聯(lián)結(jié)構(gòu)的DVB和NVP單體，且苯環(huán)直接與主鏈相連，顯著提高了HTRM- 1的熱穩(wěn)定性。

圖3 熱重分析結(jié)果曲線

1.3 綜合性能評價

1.3.1 增黏性能

以國外增黏劑HE300作為對比，配制不同濃度的HTRM- 1和HE300水溶液，高速攪拌20 min后靜止養(yǎng)護24 h，測定實驗漿的黏度與切力，評價HTRM- 1的增黏性能。分析表1可知，隨著HTRM- 1加量的不斷增加，實驗漿的黏度、切力顯著增大，當濃度為2.0%時，動塑比達到1.05，相同濃度條件下增黏性能優(yōu)于HE300。這是由于HTRM- 1含有疏水締合、微交聯(lián)基團，當達到臨界締合濃度后，可形成疏水締合微交聯(lián)網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)[11]，顯著增大分子鏈流體力學(xué)體積，表現(xiàn)出較高的黏度。

表1 HTRM- 1的增黏性能評價結(jié)果

1.3.2 抗剪切性能

配制濃度為2%的HTRM- 1和HE300水溶液，高速攪拌20 min后靜止養(yǎng)護24 h，采用RS6000流變儀，測試在連續(xù)剪切(500 s-1)條件下表觀黏度隨剪切時間的變化情況，評價HTRM- 1的抗剪切性能。分析圖4可知，隨著連續(xù)剪切時間的不斷增加，表觀黏度稍有降低，黏度保留率為85.2%，當連續(xù)剪切超過2 min后，表觀黏度基本保持不變，說明HTRM- 1具有良好的抗剪切性能。這是由于剪切作用一定程度上減弱了HTRM- 1的分子間締合程度，但并未顯著破壞疏水締合微交聯(lián)網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)。

圖4 聚合物溶液黏度隨剪切時間的變化

1.3.3 抗溫性能

配制濃度為2%的HTRM- 1和HE300水溶液，高速攪拌20 min，在不同溫度下熱滾16 h后，測定實驗漿的黏度與切力，評價HTRM- 1的抗溫性能。分析表2可知，隨著熱滾溫度的不斷升高，實驗漿的黏度、切力逐步降低，當熱滾溫度達160 ℃時，仍保持較高的黏度與切力，與HE300相當；當熱滾溫度超過160℃時，黏度與切力顯著降低，說明HTRM- 1抗溫最高可達160 ℃。這是由于HTRM- 1主鏈的熱穩(wěn)定性好，能夠減輕高溫對液相黏度的影響，改善抗溫性能。

表2 HTRM- 1的抗溫性能評價結(jié)果

1.3.4 抗鹽性能

配制濃度為2%的HTRM- 1和HE300水溶液，高速攪拌20 min后靜止養(yǎng)護24 h，加入不同濃度的NaCl，高速攪拌20 min后測定實驗漿的黏度與切力，評價HTRM- 1的抗鹽性能。分析表3可知，隨著NaCl加量的不斷升高，實驗漿的黏度、切力逐步降低，當NaCl加量達10%時，仍保持較高的黏度與切力，動塑比為0.48，與HE300相當，說明HTRM- 1具有良好的抗鹽性能。這是由于在高鹽環(huán)境中HTRM- 1仍能形成疏水締合微交聯(lián)網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，保證較高的液相黏度，改善抗鹽性能。

表3 HTRM- 1的抗鹽性能評價結(jié)果

2 SFDF體系構(gòu)建與評價

2.1 無膨潤土相水基鉆井液體系構(gòu)建

以HTRM- 1為核心，通過單劑優(yōu)選與配伍性評價，構(gòu)建了一套SFDF體系，具體配方如下：自來水+1.0%HTRM- 1+2.5%磺甲基酚醛樹脂SMP- Ⅱ+2.0%納米乳液NM- 1+1.0%多級配封堵劑FIL- 1+1.0%胺基硅醇AP- 1+2%聚合醇JLXC+0.5%高溫穩(wěn)定劑HTP。

表4為SFDF體系的流變、濾失性能評價結(jié)果。分析可知，150 ℃熱滾前后SFDF體系的黏度、切力變化不大，塑性黏度保持在20 mPa·s以上，動塑比為0.50，API中壓濾失量為2.0 mL，高溫高壓濾失量為8.4 mL，降濾失性能良好；160℃熱滾前后SFDF體系的黏度、切力略有降低，動塑比為0.42，高溫高壓濾失量為9.6 mL，仍能夠較好地滿足鉆井工程施工要求，說明SFDF體系抗溫可達160 ℃。

表4 SFDF體系的流變、濾失性能評價結(jié)果

2.2 無固相水基鉆井液體系綜合性能評價

2.2.1 儲層保護性能

選用人造模擬巖心，采用鉆井液動態(tài)污染損害評價實驗，評價SFDF體系的儲層保護性能。分析表5可知，SFDF體系的滲透率恢復(fù)值為89.83%；模擬壓裂作業(yè)，巖心損害端截去0.5 cm后，滲透率恢復(fù)值增大至93.13%，說明SFDF體系具有良好的儲層保護性能，能夠在近井壁地層形成致密的封堵帶，阻止固相、液相侵入，有效地保護儲層。

表5 SFDF體系鉆井液儲層保護性能評價結(jié)果

2.2.2 水化抑制性能

采用鈉基膨潤土制備的模擬巖樣，以自來水作為對比，測定了SFDF體系的線性膨脹率。分析可知，模擬巖樣在自來水中8 h線性膨脹率達27%，而在SFDF體系中線性膨脹率大幅降低，8 h線性膨脹率僅為3.75%，說明SFDF體系具有良好的抑制水化膨脹性能。選用泥頁巖巖樣(6～10目)，以自來水作為對比，測定了SFDF體系的滾動回收率。分析可知，泥頁巖巖樣在自來水中的滾動回收率僅為37.96%，而在SFDF體系中的滾動回收率顯著提高至93.03%，說明SFDF體系具有良好的抑制水化分散性能。綜上可知，SFDF體系能夠有效地抑制巖屑在鉆井液中的水化膨脹、分散，有助于通過固控設(shè)備，盡可能降低鉆井液固相含量，避免固相堵塞儲層。

2.2.3 抗污染性能

采用NaCl、CaCl2作為模擬污染物，評價SFDF體系的抗污染性能。分析表6可知，加入NaCl、CaCl2后，SFDF體系仍保持了良好的流變性和濾失性，隨著NaCl、CaCl2加量的不斷增大，鉆井液的黏度、切力略有降低，動塑比仍保持在0.32以上，API濾失量小于4 mL，說明SFDF體系具有良好的抗鹽、抗鈣污染性能。

表6 SFDF體系的抗污染性能評價結(jié)果

3 現(xiàn)場試驗

目前，HTRM- 1與SFDF體系已在勝利油田ZGX411井、SG2-X6井等現(xiàn)場試驗2口井，取得了良好的現(xiàn)場試驗效果。其中，ZGX411井是部署在濟陽坳陷沾化凹陷樁西潛山構(gòu)造帶的一口預(yù)探井，采用三開制井身結(jié)構(gòu)，設(shè)計井深為4 895 m(后期加深至4 993 m)，井底最高溫度約150 ℃。ZGX411井三開(4 182～4 993 m)主要鉆探奧陶系、寒武系，主探八陡組的含油氣情況，地層巖性以碳酸鹽巖為主，發(fā)育火成巖，地層壓力系數(shù)低，極易發(fā)生井眼漏失、儲層損害等復(fù)雜情況。該井三開井段開鉆前全井替換為SFDF體系，利用HTRM- 1(膠液)調(diào)節(jié)鉆井液流變性，保證鉆井液的高溫穩(wěn)定性與井眼清潔能力。鉆至預(yù)定井深后充分循環(huán)后，利用新配制的SFDF體系封閉儲層段，保證儲層保護效果。ZGX411井SFDF體系的現(xiàn)場試驗性能如表7所示。

表7 SFDF體系的現(xiàn)場試驗性能

現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，ZGX411井三開井段采用的SFDF體系，流變、濾失性能穩(wěn)定，高溫穩(wěn)定性好，未發(fā)生井漏、卡鉆等復(fù)雜情況，電測一次成功率100%，鉆井周期縮短7.75 d，大幅減少了儲層浸泡時間。ZGX411井后期試油作業(yè)獲得高產(chǎn)油氣流，產(chǎn)油量為22.5 m3/d，產(chǎn)氣量為9 900 m3/d，說明SFDF體系具有良好的儲層保護性能。

4 結(jié)論與認識

(1)設(shè)計、研制了一種抗溫流型調(diào)節(jié)劑HTRM- 1，抗溫達160 ℃，在淡水、鹽水中均具有良好的增黏提切性能，整體性能優(yōu)于國外增黏劑HE300。

(2)構(gòu)建了一套無膨潤土相水基鉆井液體系SFDF，抗溫達160 ℃，巖心滲透率恢復(fù)值達93.13%。現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，SFDF體系流變性、濾失性穩(wěn)定，高溫穩(wěn)定性好，可有效地保護儲層。