林家昱 谢 涛 王晓鹏 韩耀图 刘永勤

1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459;2. 海洋石油高效开发国家重点实验室, 天津 300459

0 前言

渤海油田大部分储层深度浅,胶结疏松,成岩性较差,泥质含量较高,具有高孔高渗特点,且不同的储层之间渗透率差异大,造成层间及层内非均质性均较强[1-3]。在钻进的过程中,因钻速过快,加上储层中明化镇组、馆陶组及东营组上的泥岩段造浆严重,导致钻井液流变性控制较为困难,使得各种材料加量很难达到设计量,在后期钻井过程中易出现流变性难控制、处理剂补加困难、抑制能力降低、封堵能力下降、滤失量变大等一系列问题。

胺基硅醇分子是一种有效地抑制剂,何振奎、王洪伟、邱春阳、崔应中等人[4-7]对相关钻井液进行了研究应用,但并未给出详细的作用机理。本文针对上述问题,基于渤海油田的实际情况,对胺基硅醇JFC钻井液体系[8-10]的适用性进行了研究。

1 抑制性优化研究

地层容易造浆以及抑制剂带正电性的特征,导致钻井液在钻井过程中出现流变性调控困难的问题,其主要原因是钻井液体系的抑制能力达不到过快钻速产生的钻屑及钻屑水化分散严重的控制能力,才会产生钻井液体系增稠和流变性控制难的问题[11-14]。针对这一情况对抑制剂进行了相关的室内实验研究。

从单剂筛选结果可以看出,处理剂胺基硅醇比JFC小阳离子及JMH-YJ有机正电胶有更好的抑制黏土水化膨胀的效果,能够有效地抑制地层黏土矿物的水化膨胀和水化分散,有利于降低水化应力,提高井壁稳定性,减小储层水敏伤害,保护储层。

2 胺基硅醇作用机理

聚胺及季铵盐是目前常用的钻井液抑制剂处理剂,聚胺水解产生的阳离子及季铵盐含有的阳离子能够吸附在黏土表面抑制水化作用[15-18]。但胺基对黏土颗粒絮凝作用强,易导致钻井液中亚微粒子含量过高,引起钻井液黏切上升,泥饼虚厚,滤失量增加,严重制约了有机胺类处理剂的应用。

胺基硅醇是聚胺抑制剂分子中的Si—OH键与黏土上的Si—OH键进行缩聚形成Si—O—Si键,从而在黏土的表面能形成有效的疏水层,保证了黏土表面具有一定的水化膜,减缓和阻止黏土表面水化作用的发生;此外胺基在电荷作用下吸附于黏土颗粒的表面,从而形成牢固的化学吸附,由于压缩双电层原理而防止黏土的水化膨胀。因为胺基硅醇的硅羟基先与钻井液中的黏土作用,在黏土颗粒表面形成疏水层,从而可大大削弱胺基对黏土颗粒的絮凝作用,因此胺基硅醇对钻井液的流变性和滤失量均产生不了明显影响,与小阳离子、聚胺等阳离子抑制剂相比,具有明显的优势[19]。

胺基硅醇为含硅羟基、胺基的有机高分子,其分子结构如下:

胺基硅醇的作用能力主要体现在以下两个方面:

1)胺基硅醇通过提高体系抑制黏土的水化能力,可适用于水化能力强的地层,提高钻井液的固相容量限,并且能增强滤液抑制性达到保护水敏性储层的目的;

2)对于阳离子型钻井液体系,胺基硅醇可以削弱阳离子对钻井液中黏土颗粒的絮凝作用,提高体系流变稳定时间。

3 胺基硅醇的作用机理

3.1 胺基硅醇的疏水特性

a)水滴到无处理的砂岩表面

b)水滴到胺基硅醇水溶液 浸泡过的砂岩表面

a)水滴到无处理的页岩表面

b)水滴到胺基硅醇水溶液 浸泡过的页岩表面

从图2～3可以看出,水滴在经过胺基硅醇溶液浸泡过的岩石表面基本不展开,说明胺基硅醇改变岩石表面亲水性,具有很好的疏水能力,有利于井壁稳定和储层保护。

3.2 胺基硅醇抑制黏土水化造浆特性

室内研究通过测定胺基硅醇对膨润土的相对抑制率来考察其抑制黏土水化造浆的能力,实验过程中的老化温度为120℃,老化时间为16 h[20],具体情况见表1,实验基本配方为400 mL蒸馏水+0.8 g Na2CO3+胺基硅醇+40 g膨润土,相对抑制率的计算公式为:

(1)

式中:φ1为蒸馏水浆在100 r/min时的读数;φ2为不同胺基硅醇浆在100 r/min时的读数。

表1胺基硅醇加量对膨润土的相对抑制率

HAS加量/(%)实验条件ϕ600/ϕ300ϕ200/ϕ100相对抑制率/(%)0滚前80/6457/48-滚后79/4735/20-0.5滚前25/1815/1275滚后18/107/5751.0滚前21/1512/1079滚后10/66/4801.5滚前25/1615/1275滚后6/44/3852.0滚前25/1815/1275滚后7/43/290

3.3 胺基硅醇水溶液对黏土的容量限

图4 胺基硅醇对不同搬含下表观黏度的影响

图5 胺基硅醇对不同搬含下动切力的影响

3.4 胺基硅醇对钻井液的影响

表2中的数据表明胺基硅醇对钻井液流变性和滤失量均无明显影响,应用过程中不会出现黏度上升和滤失量上涨等问题。

表2胺基硅醇对钻井液性能的影响

胺基硅醇加量/(%)实验条件表观黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)动切力/Paϕ6/ϕ3API滤失量/mL高温高压滤失量/mL0滚前262065/4--滚后332675/45.413.60.5滚前312475/4--滚后292275/45.012.61.0滚前282176/5--滚后282265/45.013.01.5滚前3524117/6--滚后302285/45.2142.0滚前32.5239.56/5--滚后27.5207.55/45.213.8

4 胺基硅醇对JFC钻井液体系的影响

通过现场资料分析,结合室内实验情况,JFC钻井液体系后期维护困难的主要原因是膨润土、小阳离子、钻屑相互作用形成网架结构引起钻井液增稠严重,导致后期材料补充不到设计加量,以至于进入恶性循环。结合胺基硅醇的作用特点,室内进行了胺基硅醇对JFC钻井液体系的影响规律研究。

4.1 胺基硅醇-土浆-JFC的相互作用

室内实验对胺基硅醇与JFC钻井液在不同含量土浆中的作用情况进行了研究。

实验结果见图6～7。

实验结果见图8～9。

图6 不同JFC/胺基硅醇加量对3土浆表观黏度的影响曲线

图7 不同JFC/胺基硅醇加量对3土浆动切力的影响曲线

图8 不同JFC/胺基硅醇加量对4土浆表观黏度的影响曲线

图9 不同JFC/胺基硅醇加量对4土浆动切力的影响曲线

从图6～9实验数据可以看出,胺基硅醇在土浆中不会造成黏度上涨,基本不影响其流变性,同时对土浆的黏度有一定降低作用。而JFC钻井液对整个土浆的黏度变化影响是随着加量的增加先增加后降低;加量少的时候,正电离子的絮凝作用为主要作用能力,土浆黏度成倍增加,严重影响其使用;当加量继续提高时,正电离子的抑制作用为主要作用能力,黏度逐渐下降。

4.2 胺基硅醇应用实验及效果

现场出现JFC钻井液体系增稠的原因主要为正电离子与进入钻井液的黏土水化产生絮凝,针对能否通过胺基硅醇进行调整,恢复体系的流变稳定性,提高体系的抑制能力这一问题,进行了以下室内研究。

图10 胺基硅醇对JFC钻井液体系的影响

在实验过程中,向钻屑污染严重的体系中加入JFC钻井液及胺基硅醇,在6 r/min与3 r/min下的旋转黏度计读数比值都在1左右,影响很小。从图10实验结果数据来看,在钻屑污染严重的体系中JFC的加入,钻井液增稠的现象不但没有得到缓解,反而有上升的趋势,但加入胺基硅醇后,体系黏度下降很多,流变性达到正常状态,说明胺基硅醇拆散了JFC钻井液与土浆、钻屑之间形成的结构,达到降黏、稳定流变性的目的。

5 结论

1)通过室内实验对比分析,可以看出处理剂胺基硅醇比UHIB聚胺、JFC小阳离子及JMH-YJ有机正电胶有更好的抑制黏土水化膨胀的效果。

2)胺基硅醇通过提高体系抑制黏土的水化能力,适用于水化能力强的地层,提高钻井液的固相容量限,并且其增强滤液抑制性达到保护水敏性储层的目的。

3)通过两种不同含量土浆加入胺基硅醇的实验,说明针对阳离子型钻井液体系,胺基硅醇可以削弱阳离子对钻井液中黏土颗粒的絮凝作用,提高体系流变稳定时间。

4)室内对胺基硅醇优化后的JFC钻井液体系进行评价,实验结果显示,优化后体系具有很好的流变稳定性,经过岩屑污染后,其流变性及其它各项性能基本不变。