聚胺仿油基钻井液在川西长水平井段中的应用

陈智晖 兰 林 杨文静 夏海英

（中国石化西南油气分公司工程技术研究院）

川西地区气藏开发面临越来越多的低品位储层，这些储层在区域和层位上均具有较大差异，开发难度大，采用常规定向井开采，气藏开发经济效益差、单层压裂后废弃压力高、气藏采收率较低。为此，川西地区开始采用“水平井钻井＋分段压裂改造”技术进行开发。但在水平井，特别是水平段长度超过1 000m的水平井钻井中极易出现井眼摩阻高、井壁稳定性差和岩屑床等问题，已成为影响钻井安全和周期的关键因素。针对这些难题，研究出了针对川西地区长水平井段钻井的抑制性强、摩阻低的聚胺仿油基钻井液，并进行了现场应用。

1 长水平井段钻井对钻井液性能需求分析

川西中浅层水平井具有目的层埋深浅、水平段长、位垂比大的特点（表1），施工中存在：

（1）水平段长、井眼轨迹复杂，易阻卡；

（2）长裸眼、大斜度、大井径井段井眼清洁困难；

（3）水平段砂岩和泥岩互层，易发生井壁失稳和摩阻增大等问题。

表1 川西中浅层水平井基本情况Table 1 Basic situation of shallow horizontal wells in western Sichuan

针对中浅层水平井中存在的难点和问题，钻井液应具有：

（1）良好的润滑性能，水平井段控制摩阻系数在0.1以下；

（2）良好的动塑比，体系的动切力和终切保持在适当的范围，能够悬浮住岩屑，维持井眼清洁；

（3）良好的封堵性能和抑制能力，能够在钻遇砂岩夹泥岩或大段泥岩的情况下，保证井壁的稳定性。

2 聚胺仿油基钻井液研究

2.1 主要处理剂特点

据文献报道，聚胺是一种具有强抑制性的低相对分子质量阳离子聚合物。其抑制性作用机理为：聚胺分子在水中解离形成NH＋4，进入粘土层间，置换水化阳离子并与硅氧烷基形成氢键结合，降低层间距，减弱粘土水化；同时，聚胺分子链上的疏水部分覆盖在黏土表面，阻止水分子进入，进一步抑制粘土水化［1］。

仿油基处理剂MEG（甲基葡萄糖甙）是一种聚糖类高分子物质的单体衍生物，为环式单体。MEG分子链上含有4个强亲水羟基基团和一个弱亲油甲氧基基团，这种结构使其能够在井壁上形成一层类似油包水泥浆的吸附膜，把岩石中的水和钻井液中的水分隔开来。这种分子特性使得MEG在钻井液中具有：

（1）抑制作用；

（2）封堵、润滑作用；

（3）去水化作用；

（4）降滤失作用。

聚胺仿油基钻井液是以聚胺和仿油基处理剂MEG为主要处理剂的钻井液体系。这种组合方式结合了两种处理剂的优点，既保证了体系具有较强的抑制性又兼具了高润滑性和良好的降滤失性，能够满足川西长水平井段的钻井施工需求。

2.2 室内实验

2.2.1 聚胺性能评价

目前，聚胺种类繁多、性能差异较大，选择常用的聚胺产品进行性能评价。从表2和表3评价数据可以看出：聚胺处理剂的抑制性能均大大优于KCl溶液；聚胺①在抑制性方面优于其他聚胺处理剂，起泡率略为偏高，但其在钻井液中加量相对较小，对钻井液起泡性能影响不大。综合考虑，选择聚胺①为聚胺仿油基钻井液所有抑制剂。

表2 聚胺抑制剂泥页岩滚动回收性能评价Table 2 Shale scroll recycling performance evaluation of polyamine

表3 聚胺抑制剂起泡性能评价Table 3 Blistering performance evaluation of polyamine

对优选的聚胺①进行加量与抑制性变化关系评价，从实验结果（图1）可以看出，聚胺的加入能大大提高液体的抑制性能，并随加量的增加抑制性呈增强趋势。

2.2.2 MEG性能评价

实验结果（图2）表明，当w（MEG）＜15%，MEG溶液抑制性能较差；而当w（MEG）≥15%，MEG溶液抑制性突然大大提高。实验结果与国内外报道中对MEG作为抑制剂的加量推荐值趋势一致。从MEG处理剂的结构特点分析，其强抑制性主要是通过覆盖井壁，亲油基阻隔水分子进入而达到的，这也决定了MEG处理剂强抑制性作用必须在加量达到一定值时才能体现。

从表4可以看出，MEG在降滤失和润滑性能方面也有良好的表现。质量分数为3%的MEG就能大大降低钻井液的滤失量并且能改善泥饼质量；同时随MEG的加入，钻井液的润滑系数也逐渐降低，改善了钻井液的润滑性能。

表4 MEG加量对钻井液性能影响情况Table 4 Effect of MEG dosage on drilling fluid properties

MEG做为抑制剂加量较多而致使用成本较高，在聚胺仿油基体系中已有具有强抑制作用的聚胺处理剂，故MEG在体系中主要作为降滤失剂和润滑剂使用，在抑制性方面仅为辅助作用。

2.2.3 钻井液配方优化及性能评价

将聚胺和MEG处理剂与常用的降滤失剂和润滑剂做配伍性评价实验，这两种处理剂与绝大部分处理剂配伍性能良好，现场应用时，便于处理剂的选择。优化出的聚胺仿油基钻井液基本配方如下：4%（w）NV－1＋0.3%（w）聚合物包被剂＋0.2%（w）聚合物降粘剂＋3%（w）沥青类防塌剂＋0.8%（w）聚胺①＋3%（w）MEG＋1%（w）聚合物降滤失剂＋4%（w）润滑剂①＋2%（w）润滑剂②＋重晶石。

表5 聚胺仿油基钻井液热滚（100℃、16 h）后性能Table 5 Performance after heating of polyamine imitation oil－based drilling fluid（100℃，16h）

从表5体系性能评价结果可以看出，该体系流变合理；滤失量较低，泥饼薄而致密；润滑系数和粘附系数也均低于0.1，润滑性能非常优良。

从图3可以看出，聚胺仿油基钻井液在抑制性方面较常规的正电胶、钾石灰抑制体系具有显著优势，抑制水平接近了油基泥浆，能有效地抑制泥页岩的水化膨胀。适合在中浅层长水平井段（含泥页岩层位）使用，能有效地减低摩阻、维持井壁稳定，保证施工顺利进行。

3 现场应用

目前，聚胺仿油基钻井液体系已在川西60余口水平井使用，现场应用情况良好（表6、表7、图4、图5和表8）。从现场钻井液的性能检测情况可以看出，聚胺仿油基体系在现场应用中流变性、降滤失性和润滑性等方面性能良好，完全满足长水平井段的施工对钻井液的性能要求。在抑制性能方面，现场钻井液均表现出较强的抑制性，滚动回收率均在90%左右。取现场钻井液对泥页岩岩心进行高温膨胀性能测定，336h的膨胀率仅为0.16%，在作业时间内有效地抑制了泥页岩的水化膨胀。

表6 现场钻井液性能Table 6 Properties of field drilling fluid

表7 现场钻井液抑制性能Table 7 Inhibition performance of field drilling fluid

表8 现场钻井情况统计Table 8 Statistics of drilling situation

该体系在现场施工过程中表现出良好的性能优势，成功地解决了水平井段易出现的摩阻难以控制、井壁不稳定等现象，减少了井下复杂情况的发生，提高了钻井效率。在MP75－1H井，顺利地完成了500 m左右的泥页岩层位水平钻进，现场返出岩屑中未出现过于细小岩屑，且大小分布均匀，说明了该聚胺仿油基体系能有效地抑制泥页岩层段的水化膨胀。

4 认识及结论

（1）聚胺仿油基钻井液性能稳定，聚胺在体系中主要起抑制作用，MEG主要作为润滑剂使用，兼具抑制和降滤失功效。

（2）聚胺仿油基钻井液流变性能合理、滤失量小且滤饼薄，抑制性强和润滑性优于常规钻井液，接近油基钻井液水平。钻进过程中井壁稳定，井径扩大率保持在较低范围，满足川西地区长水平井段钻井需要。

［1］邱正松，钟汉毅，黄维安.新型聚胺页岩抑制剂特性及作用机理［J］.石油学报，2011，32（4）：678－682.