蔡 斌 張海山 王 薦 向興金 史茂勇 舒福昌 吳 彬

(1.中海石油(中國)有限公司上海分公司 上海 200335；2.荊州市漢科新技術(shù)研究所 湖北荊州 434000；3.湖北省油田化學(xué)產(chǎn)業(yè)技術(shù)研究院 湖北荊州 434000)

東海油氣田低孔滲儲層資源豐富，但大多埋藏較深、溫度高、地層壓力大[1-2]，易使鉆井液聚合物處理劑發(fā)生高溫降解，在鉆井過程中極易出現(xiàn)重晶石和巖屑沉降，造成起下鉆遇阻和卡鉆事故，嚴(yán)重影響鉆井工程的順利進(jìn)行。目前，采用較多的聚合物增黏劑80A51、PLUS等雖已實現(xiàn)工業(yè)化并且大規(guī)模生產(chǎn)，但由于其耐溫抗鹽性能較差，在高礦化度的鉆井液體系中，增黏提切效果明顯降低，很大程度上滿足不了東海油田現(xiàn)場應(yīng)用要求。黃原膠雖然具有較好的的增黏提切效果和抗鹽性能，但抗溫性能較差，在高于150 ℃的鉆井液體系中幾乎沒有什么作用[3]。因此迫切需要研發(fā)一種適合于東海深層高溫鉆井液的流型調(diào)節(jié)劑來調(diào)控鉆井液流變性，提高鉆井液沉降穩(wěn)定性和攜巖能力。通過研究開發(fā)了一種抗高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8，該高溫流型調(diào)節(jié)劑在高溫下能夠產(chǎn)生締合作用，大幅提高鉆井液高溫下的攜巖能力。以研發(fā)的高溫型調(diào)節(jié)劑HTV-8為添加劑構(gòu)建了抗高溫低自由水鉆井液體系，該鉆井液體系具有較好的抗巖屑污染能力、抗鹽污染能力、抑制性和儲層保護(hù)等性能，在東海氣田N-5-1井鉆進(jìn)過程中取得成功應(yīng)用，具有較好地推廣應(yīng)用價值。

1 高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8合成工藝及作用機(jī)理

1.1 合成工藝

高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8采用烯類單體共聚的方法[4]，由2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸、疏水單體、交聯(lián)劑N-羥甲基丙烯酰胺按以下步驟通過共聚反應(yīng)制得。

疏水單體制備方法：在裝有攪拌器、回流冷凝管及恒壓滴加漏斗的3口燒瓶中依次加入42.6 g順丁烯二酸酐和160 mL丙酮，攪拌均勻使順丁烯二酸酐完全溶解。稱取126.5 g十八烯胺置于燒杯中，用200 mL的丙酮將之溶解，在70 ℃時將十八烯胺的丙酮溶液加入恒壓滴加漏斗中將之緩慢加入到3口燒瓶中，升溫到95 ℃反應(yīng)2 h，將產(chǎn)物在旋轉(zhuǎn)蒸發(fā)器上抽取產(chǎn)物中的丙酮，即得疏水單體1#。

高溫流型調(diào)節(jié)劑制備方法：向裝有攪拌器、回流冷凝管和溫度計的4口燒瓶中，加入300 mL 蒸餾水，邊攪拌邊加入2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸28 g、疏水單體1# 6 g、N-羥甲基丙烯酰胺0.12 g、十二烷基硫酸鈉SDS 0.20 g，用氫氧化鈉調(diào)節(jié)pH=7.0，通氮氣驅(qū)氧 30 min，邊攪拌邊加熱至溫度為60 ℃，加入過氧化苯甲酰0.08 g，反應(yīng)6 h ；將反應(yīng)釜中黏稠液體120℃ 烘干、粉碎過100 目樣品篩，即得高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8。

1.2 作用機(jī)理

高溫流型調(diào)節(jié)劑是一種溫敏締合聚合物，由長鏈磺酸、疏水單體和交聯(lián)劑通過共聚反應(yīng)制得，該聚合物從鏈結(jié)構(gòu)入手，采用梳型結(jié)構(gòu)，即聚合物主鏈為C-C結(jié)構(gòu)，耐溫基團(tuán)呈梳型排列分布在主鏈的兩側(cè)；通過引入耐溫型溫敏單體，利用溫度上升促進(jìn)溫敏基團(tuán)間的締合作用這一特性，制備形成溫敏締合結(jié)構(gòu)的聚合物[5]；引入交聯(lián)單體，使聚合物形成具有適度交聯(lián)的分子鏈結(jié)構(gòu)，提高鏈的剛性和強(qiáng)度，從而進(jìn)一步提高聚合物的抗溫性能[6]。高溫流型調(diào)節(jié)劑締合作用如圖1所示。

圖1 高溫流型調(diào)節(jié)劑締合示意圖Fig.1 Diagram high temperature flow pattern regulator association

2 高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8性能評價

2.1 不同加量下的提切能力評價

室內(nèi)在常規(guī)水基鉆井液中評價了不同加量條件下HTV-8對鉆井液體系的流型調(diào)節(jié)作用，實驗條件為180 ℃下熱滾16 h,實驗結(jié)果如表1?；鶟{配方為：3%海水土漿+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.3%LV-PAC+3% SMP-2+3%SPNH+2% 磺化瀝青FT-1+3%聚合醇 JLX-C+5%KCl重晶石加重到1.2 g/cm3。從表1可以看出，HTV-8具有很好的增黏提切能力，能夠有效地提高鉆井液在高溫下的動、靜態(tài)懸浮能力，加量0.8%動切力提高率達(dá)1000%，為鉆井液在高溫下的流變性調(diào)控提供了很好的技術(shù)手段，同時也有利于提升水基鉆井液體系整體抗溫能力和流變穩(wěn)定性。

表1 HTV-8加量對鉆井液提切能力的影響Table 1 Influence of HTV-8 on yield point of drilling fluid

注：熱滾老化條件180 ℃、16 h；流變測定溫度50 ℃。

2.2 抗鹽能力評價

室內(nèi)考察了0～20%氯化鈉加量條件下對高溫水基鉆井液(流型調(diào)節(jié)劑HTV-8加量為2%)的影響，實驗條件為180 ℃下熱滾16 h，實驗結(jié)果見表2?；鶟{配方為：3%海水土漿+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.3%LV-PAC+3% SMP-2+3%SPNH+2% 磺化瀝青FT-1+3%聚合醇 JLX-C+5%KCl重晶石加重到1.2 g/cm3+2%高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8。從表2可以看出，HTV-8具有很好的抗溫抗鹽能力，鉆井液整體流變性能穩(wěn)定，具有較高的黏切，熱滾后未出現(xiàn)重晶石沉淀或析水現(xiàn)象，說明加入2%HTV-8改造后的水基鉆井液抗鹽能力達(dá)到20%，可用于提升高水基鉆井液性能以及深水鉆井液抗溫抗鹽性能。

表2 高溫流型調(diào)節(jié)劑抗鹽能力評價Table 2 High temperature flow pattern regulator salt resistance evaluation

注：熱滾老化條件 180 ℃、16 h；流變測定溫度50 ℃。

2.3 抗溫能力評價

室內(nèi)考察了溫度對高溫水基鉆井液(流型調(diào)節(jié)劑HTV-8加量為2%)的影響，實驗結(jié)果見表3。基漿配方為：3%海水土漿+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.3%LV-PAC+3% SMP-2+3%SPNH+2% 磺化瀝青FT-1+3%聚合醇 JLX-C+5%KCl重晶石加重到1.2 g/cm3+2%高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8。從表3可以看出，HTV-8具有很好的抗溫能力，從180 ℃到200 ℃熱滾后鉆井液流變穩(wěn)定，具有較高的黏切，動切力在10 Pa以上。

表3 高溫流型調(diào)節(jié)劑抗溫能力評價Table 3 High temperature flow pattern regulator temperature resistance evaluation

2.4 在高溫?zé)o黏土相水基鉆井液中的性能評價

無黏土相水基鉆井液PRD體系為海洋水平井鉆井液首選體系，但其抗溫能力有限，最高抗溫為120 ℃，通過加入甲酸鹽后可提升到150 ℃。東海地區(qū)天然氣藏埋藏深，多數(shù)井儲層溫度達(dá)到180 ℃，現(xiàn)有海上水平井鉆井液體系缺乏增黏提切的抗高溫聚合物，現(xiàn)場實際作業(yè)過程中只能使用常規(guī)有土相高溫水基鉆井液或者油基鉆井液進(jìn)行水平井作業(yè)，體系中的亞微米顆粒不可避免地給儲層造成一定的固相傷害，影響儲層保護(hù)效果。

室內(nèi)評價了使用高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8構(gòu)建的無黏土相水基鉆井液和無固相鉆井液體系抗溫能力，實驗結(jié)果見表4、5。無黏土相鉆井液配方為：海水+0.15% Na2CO3+0.2%NaOH+0.3%LV-PAC+3%聚合醇JLX-C+5%KCl+3%高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8碳酸鈣加重到1.2 g/cm3；無固相鉆井液配方為：海水+0.15% Na2CO3+0.2%NaOH+0.3%LV-PAC+3%聚合醇 JLX-C+5%KCl+3%高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8+甲酸鹽加重。從表4、5可以看出，水平井無黏土相體系和無固相體系中使用3%HTV-8作為增黏劑后鉆井液具有較高的動切力(在15 Pa以上)，動塑比都在0.5 Pa/(mPa·s)以上，針對高溫水平井具有良好的攜巖性能和抗溫能力，從150 ℃到180 ℃熱滾后鉆井液高溫性能穩(wěn)定。通過該項技術(shù)的研發(fā)可實現(xiàn)海洋高溫水平井鉆探使用無固相鉆井液體系的突破。

表4 HTV-8在無黏土相鉆井液中的性能評價Table 4 Performance evaluation on HTV-8 in no clay drilling fluid

注：流變測定溫度50 ℃。

表5 HTV-8在無固相鉆井液中的性能評價Table 5 Performance evaluation on HTV-8 in solid free drilling fluid

注：熱滾老化條件 180 ℃、16 h；流變測定溫度50 ℃。

3 抗高溫低自由水鉆井液體系構(gòu)建

室內(nèi)在現(xiàn)有東海低自由水鉆井液體系基礎(chǔ)上[6-9]通過使用高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8，防止鉆井液高溫減稠；同時配合高溫降濾失劑SMP-2和TEMP、封堵防塌材料提高泥餅質(zhì)量，降低高溫高壓濾失量；使用抑制劑HPI抑制黏土顆粒高溫增稠，同時調(diào)節(jié)鉆井液流變性和抗污染能力；使用PF-JLX-C和PF-LUBE協(xié)同提高鉆井液潤滑性。經(jīng)過大量優(yōu)化實驗，最終確定了東海抗高溫低自由水鉆井液配方：3%海水土漿+0.3%NaOH+0.15%Na2CO3+1.0%自由水絡(luò)合劑PF-HXY-3+2.5%高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8+3.0%降濾失劑SMP-2+3%降濾失劑SPNH+2%封堵劑PF-DYFT-2+2%溫壓成膜劑HCM+5%KCL+3%JLX-C+2%潤滑劑PF-LUBE，重晶石加重到1.50 g/cm3，其性能見表6。從表6可以看出，該鉆井液體系具有較好的流變性和抗高溫能力。

表6 抗高溫低自由水鉆井液性能Table 6 Performance of high temperature and low free water drilling fluid

注：老化條件 180 ℃、16 h；HTHP條件180 ℃、3.5 MPa。

3.1 抗巖屑污染能力實驗

考察抗高溫低自由水鉆井液鉆屑污染為5%、10%、15%、20%條件下的性能，結(jié)果見表7。從表7可以看出，隨著劣質(zhì)土污染量的增加，抗高溫低自由水鉆井液體系的黏切和濾失量變化不大，說明體系抗鉆屑污染的能力較強(qiáng)。

表7 鉆井液抗劣質(zhì)土污染性能評價Table 7 Pollution resistance evaluation on drilling fluid inferior soil

注：熱滾條件180 ℃、16 h；流變性測試溫度50 ℃。

3.2 抗鹽污染能力實驗

考察抗高溫低自由水鉆井液各項無機(jī)鹽污染條件下的性能，結(jié)果見表8。從表8可以看出，在各項無機(jī)鹽污染情況下，抗高溫低自由水鉆井液體系的黏切有所變化，但滾后總體性能穩(wěn)定，抗高溫低自由水鉆井液體系表現(xiàn)出良好的抗無機(jī)鹽污染的能力。

表8 鉆井液抗無機(jī)鹽污染性能評價Table 8 Resistance to inorganic salt pollution drilling fluid performance evaluation

注：熱滾條件180 ℃、16 h；流變性測試溫度50 ℃。

3.3 抗高溫低自由水鉆井液抑制性評價

鉆井液體系的抑制性以鉆屑的熱滾回收率大小來衡量。具體實驗方法：取B3-1井4 057～4 058 m鉆屑過6～10目篩，稱取30 g加入到350 mL低自由水體系中，在180 ℃下老化16 h后過40目篩，篩余在105 ℃下烘干后稱重，計算熱滾后鉆屑回收率，結(jié)果見表9。從表9可以看出，B3-1井鉆屑在清水的滾動回收率為35.4%，在高溫低自由水鉆井液中的滾動回收率高達(dá)96.1%，可明顯降低巖屑的水化分散。

表9 低自由水鉆井液體系鉆屑熱滾回收率Table 9 Hot rolling recovery in low free water drilling fluid

3.4 抗高溫低自由水鉆井液儲層保護(hù)評價

室內(nèi)研究評價了優(yōu)化后低自由水鉆井液體系的儲層保護(hù)能力，評價程序按照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T6540-2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評價方法》[10]執(zhí)行，巖樣基本物性參數(shù)見表10。采用JHDS-2高溫高壓動失水儀模擬鉆井條件下儲層保護(hù)效果進(jìn)行評價，結(jié)果見表11。具體實驗步驟如下：

1)將巖心干燥，抽真空飽和模擬地層水，老化40 h待用。

2)在常溫下正向氣測定巖心初始?xì)鉁y滲透率Ko。

表10 巖樣來源及基本物性參數(shù)Table 10 Source and basic physical parameters of sample

表11 低自由水鉆井液體系儲層保護(hù)效果Table 11 Reservoir protection of low free water drilling fluid

3)在動態(tài)條件下，低自由水鉆井液反向污染巖心，模擬壓差3.5 MPa、溫度180 ℃、速度梯度300 s-1；污染時間125 min，環(huán)壓4.5～5.0 MPa。

4)正向測定巖心損害后的氣測滲透率Kd，并計算巖心的滲透率恢復(fù)值(Kd/Ko)。

從表11可以看出，高溫低自由水鉆井液體系有很好的儲層保護(hù)能力，其切片后儲層滲透率恢復(fù)值均可以達(dá)到90%以上。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

東海地區(qū)N-5-1井φ444.5 mm井段長1 737 m，φ311.1 mm井段長2 111 m，φ212.7 mm井段長845 m，造斜段井斜角為68°，該井段存在190℃的高溫，面臨以下問題：①二開、三開、四開井段長，井眼深，地層存在泥巖、泥砂巖互層、煤層等易失穩(wěn)復(fù)雜地層條件，井壁失穩(wěn)風(fēng)險增大；②五開φ212.7 mm 井段井溫高，高達(dá)190 ℃，鉆井液面臨抗溫、高溫流變性調(diào)控、高溫攜巖及長時間高溫穩(wěn)定問題。

針對上述問題，以研發(fā)的HTV-8高溫流型調(diào)節(jié)劑為添加劑構(gòu)建了抗高溫低自由水鉆井液體系。初步確定在進(jìn)入高溫井段前降低鉆井液搬土含量到3%以下，按設(shè)計加量以膠液形式補(bǔ)充高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8，第1次向鉆井液中加入HTV-8的量必須充足，建議加量為循環(huán)鉆井液體積的1.0%以上；正常鉆進(jìn)過程中，要少量多次地補(bǔ)充HTV-8，維持井漿中高溫聚合物含量始終在1.0%以上，保證鉆井液具有強(qiáng)的高溫穩(wěn)定性和高溫攜巖能力。同時使用抗高溫降濾失劑材料PF-SMP-HT、PF-TEMP，配合封堵材料PF-LSF保障鉆井液在高溫條件下的濾失及封堵性能。充分利用井上的固控設(shè)備除去鉆井液中的有害固相，使鉆井液具有穩(wěn)定的流態(tài)。鉆井過程中，保證鉆井液pH在9以上。N-5-1井現(xiàn)場應(yīng)用井段抗高溫低自由水鉆井液性能見表12。該井四開φ311.1 mm 井眼電測第五趟鉆井井深4 455 m，旋轉(zhuǎn)井壁取心(未完)，井底溫度高達(dá)180.5 ℃，鉆井液性能穩(wěn)定，HTHP濾失量為8.8 mL(150 ℃，表12)。鉆至井深5 300 m，避臺5d，避臺后鉆井液API濾失量為2.5 mL，HTHP濾失量為9.8 mL(180 ℃)，避臺前與避臺后流變性與濾失量變化不大，性能穩(wěn)定，無沉砂，未發(fā)現(xiàn)重晶石沉降，說明經(jīng)過HTV-8流型調(diào)節(jié)劑改造后的鉆井液體系在長時間井下高溫靜置條件下具有良好的高溫穩(wěn)定性。

表12 東海地區(qū)N-5-1井現(xiàn)場應(yīng)用抗高溫低自由水鉆井液性能Table 12 Drilling fluid properties of high temperature and low free water driiling fluid in Well N-5-1 in the East China Sea area

5 結(jié)論

1)以長鏈磺酸、疏水單體和交聯(lián)劑通過共聚反應(yīng)研發(fā)的高溫流型調(diào)節(jié)劑HTV-8，具有良好的增黏提切能力及抗溫抗鹽性能，加量0.8%，動切力提高達(dá)1 000%、抗溫達(dá)200 ℃、抗鹽達(dá)20%，為鉆井液在高溫下的流變性調(diào)控提供了較好的技術(shù)手段，可構(gòu)建高溫?zé)o黏土相水平井鉆井液體系和深水鉆井液體系。

2)以研發(fā)的HTV-8高溫流型調(diào)節(jié)劑為添加劑構(gòu)建了抗高溫低自由水鉆井液體系，并在東海氣田取得成功應(yīng)用，鉆井液攜砂性能好、鉆進(jìn)過程中返砂順利，井壁穩(wěn)定，長時間避臺后重晶石無沉降，滿足了鉆井安全要求，為東海深層天然氣藏安全高效開發(fā)奠定了良好基礎(chǔ)。