谢建宇，周亚贤，耿晓慧，卢国林，刘光成，郝继双

(中原石油勘探局钻井工程技术研究院，河南濮阳 457001)

微泡钻井液是国外一种成熟的新型低密度钻井液体系，由美国MI钻井液公司和Acti－Systems公司共同研制［1］。目前，该体系已在北海、委内瑞拉西北部和墨西哥湾等地区老油田低压地层的数百口井进行了成功试验，结果表明在易漏失和易发生压差卡钻的低压层和多压力层系地层中，微泡钻井液是最佳体系。微泡钻井液通过特殊处理剂产生多层膜包裹的微泡，典型的微泡直径在25～200 μm间，微泡内部是一个球形空气核。微泡强度高、气体通透性差，使微泡能承受井底压力。微泡钻井液具有密度低，可重复使用，不受MWD和钻井液马达等井下工具的影响，现场不用添加注入气体的设备(压缩机及生产和注入气体的设备等)，能有效防止低压破碎、高渗透率砂岩及裂缝性漏失地层漏失、保护油气层、降低钻井成本等优势［2－4］。国内部分石油企业也开展了这方面的技术研究工作，并取得了一定的成果［5－7］。笔者从微泡体系形成与稳定理论出发，通过对起泡剂和稳泡剂的优选，在室内确定了抗温135℃的微泡钻井液配方，并对其进行了性能评价。

1 实验

1.1 试剂与仪器

黄原胶XC，工业品，中轩生化有限公司;低黏羧甲基纤维素钠盐Lv－CMC，高黏羧甲基纤维素钠盐Hv－CMC，丙烯酸/丙烯酰胺共聚物80A51，均为工业品，濮阳诚信钻采助剂有限公司;聚阴离子纤维素LV－PAC，工业品，山东得顺源石油科技有限公司;丙烯酰胺、环氧氯丙烷和二甲胺反应物与丙烯磺酸钠、丙烯酸钾共聚物CPS－2000，自制;丙烯酰胺和2－甲基－2－丙烯酰胺基丙磺酸共聚物PAMS601，自制;起泡剂Foam－1，由甜菜碱型两性离子主表面活性剂和非离子型辅助表面活性剂组成，自制;十二烷基磺酸钠AS、辛基酚聚氧乙烯醚OP－10、十二烷基苯磺酸钠ABS、十二烷基二甲基氧化胺OB－2、椰油酰胺丙基甜菜碱CAB－35，均为工业品，临沂兰山区绿森化工有限公司;泡沫增强剂FSA－2，小分子胺类化合物，工业品，万丰钻采助剂有限公司;聚胺抑制剂，工业品，抚顺石油化工研究院;CaCl2，NaCl，均为分析纯，天津市富宇精细化工有限公司。

高速搅拌机、表面张力仪、高温滚子炉、六速旋转黏度计，青岛海通达仪器有限公司;CL－Ⅱ型PVT流体测试仪，荆州创联石油科技发展有限公司;透反射金相显微镜，上海光学仪器一厂。

1.2 评价方法

1)泡沫半衰期测定方法

在100 mL水中加入一定量起泡剂或稳泡剂，在104r/min下，搅拌1 min，将泡沫浆加入量筒中，记录泡沫体积，并记录泡沫体系析出50 mL发泡基液所用时间，作为泡沫半衰期。

2)微泡粒径分布测定方法

将微泡钻井液样品均匀铺在载玻片上，光学显微镜照相后，用专业图像分析软件测量300～500个微泡的粒径，微泡粒径分布计算公式如下:

式中，Fi表示第i区间中微泡个数Ni占全部区间总微泡个数N0的百分数;区间依据微泡粒径范围划分，如40～60 μm为一个区间。

3)页岩回收率测试方法

取2.0～3.8 mm页岩在(105±3)℃下烘至恒重，称取10 g页岩(G0)放入待测微泡钻井液中，于135℃下滚动16 h，用孔径0.42 mm筛回收岩心，在(105±3)℃下烘至恒重，测定回收岩心质量(G1);再将其放入清水中于120℃下滚动2 h，用孔径0.42 mm筛回收岩心，于105±3℃下烘至恒重，称取回收岩心质量(G2)，页岩回收率计算公式:

2 微泡钻井液配方的确定

2.1 起泡剂

起泡剂加量0.4%，对不同种类起泡剂的起泡体积、半衰期和表面张力进行考察，结果见表1和图1。

表1 不同起泡剂对泡沫性能的影响

图1 不同起泡剂表面张力随加量的变化曲线

从表1和图1看出，Foam－1作为起泡剂体系，发泡能力强，半衰期长，有利于泡沫稳定;在相同加量下，Foam－1起泡剂表面张力最小，有利于起泡。因此，选择Foam－1作为微泡钻井液的起泡剂，加量以0.5% ～1.0%为宜。

2.2 稳泡剂

稳泡剂在微泡钻井液中能显著提高液相黏度，延长液膜排液时间，减弱微泡间碰撞冲击力，防止微泡破裂，增强微泡稳定性。Foam－1加量0.4%，稳泡剂加量0.3%，考察不同稳泡剂对起泡体积和半衰期的影响，结果见表2。

表2 不同稳泡剂对泡沫性能的影响

从表2看出，XC在发泡时由于基液黏度大造成起泡体积较小，但其半衰期远大于其他稳泡剂，稳泡效果最优。因此，选择XC作为微泡钻井液的稳泡剂。固定其他条件，考察稳泡剂XC加量对泡沫性能的影响，结果见表3。

表3 XC加量对泡沫性能影响

从表3看出，随着XC加量增加，起泡体积降低，半衰期增加。综合考虑，XC加量以0.3% ～0.8%为宜。

综上所述，确定了微泡钻井液体系最佳配方:(3.0% ～ 5.0%)膨润土 +(0.5% ～ 1.0%)Foam－1+(0.3% ～ 0.8%)XC+(0.1% ～0.5%)泡沫增强剂 FSA －2+(0.3% ～0.8%)Lv－CMC+(0.1% ～0.3%)聚胺抑制剂。

3 微泡钻井液性能评价

3.1 抗温性能

按照最佳配方配制微泡钻井液，在不同温度下老化16 h后测定钻井液性能，结果见表4。微泡钻井液经高温老化后体系表观黏度、动切力有一定程度下降，但钻井液密度在高温老化前后差别不大，表现出良好的抗温性能，能够满足现场需求。

表4 微泡钻井液的抗温性能

3.2 抗污染性能

为满足现场需要，微泡钻井液经污染后在135℃下老化16 h，对其抗污染能力进行考察，结果见表5。微泡钻井液分别经岩屑粉、水泥石粉、NaCl和CaCl2污染及高温35℃老化后，泡沫状态仍较好，说明微泡钻井液具有较强的抗污染性能。

表5 微泡钻井液的抗污染性能

3.3 抑制性能

在微泡钻井液中加入部分页岩，考察微泡钻井液对页岩的抑制和防塌性能，结果见表6。页岩在清水中回收率仅为2.7%，而微泡钻井液抑制性能明显提高，一次页岩回收率达90.1%，相对回收率达96.2%，可满足现场要求。

表6 微泡钻井液的抑制性

3.4 密度特性

微泡具有的特殊结构使其与普通泡沫相比具有良好的抗压缩性能，这对微泡钻井液密度具有重要的影响。因此，利用CL－Ⅱ型流体PVT测试仪在高压条件下对微泡钻井液密度进行了考察。

3.4.1 抗压缩性能

1)温度和压力的影响

微泡中空气随着温度升高会发生气体膨胀，会对微泡钻井液的抗压缩性能产生影响。实验中，配制密度为0.868 g/cm3微泡钻井液，不同温度下考察微泡钻井液密度随压力的变化，结果见图2。

图2 不同温度下微泡钻井液密度随压力的变化曲线

从图2看出，微泡钻井液密度随着压力增加而升高。这主要是由于微泡内空气具有可压缩性，随着压力增加，微泡内空气体积减小，造成钻井液密度升高。同时，压力小于3 MPa时，钻井液密度上升较快;而随着压力进一步升高，钻井液密度上升趋势趋于平缓。此外，随着温度升高，微泡钻井液可压缩性降低。这主要是由于微泡中空气随着温度升高发生体积膨胀，而此作用力部分抵消压力对微泡内空气的影响，导致微泡钻井液可压缩性能降低。

2)钻井液密度的影响

在高压条件下，微泡钻井液密度的不同，也使体系的抗压缩性能产生差异。在80℃下，考察不同密度的微泡钻井液密度随压力的变化曲线，结果见图3。

图3 微泡钻井液的密度随压力的变化曲线

从图3看出，密度较低的微泡钻井液可压缩性较强，密度较高的微泡钻井液可压缩性较差。这主要是由于不同密度的微泡钻井液空气含量不同，密度较低的微泡钻井液空气含量高，从而造成不同密度微泡钻井液抗压缩能力的差异。

3.4.2 密度还原性能

密度还原性能是微泡钻井液一个重要的特征［8］。利用PVT测试仪考察微泡钻井液密度随压力的变化曲线，结果见图4。

图4 微泡钻井液密度随压力的变化曲线

从图4看出，在加压过程中，微泡钻井液密度逐渐升高;而在减压过程中，微泡钻井液的密度又几乎恢复至未加压前的。这主要是由于微泡的特殊结构使其能承受短时间内重复的加压和减压。在加压过程中，微泡可被适度压缩;而随着压力下降，微泡又逐渐恢复至原来的尺寸，使微泡钻井液表现出良好的密度还原特性。

3.5 承压封堵性能

微泡钻井液能在不同漏失地层改变尺寸，具有一定的防漏堵漏作用。配制密度0.800 g/cm3微泡钻井液，在80℃下利用不同目数的砂床模拟不同孔隙的漏失地层，考察砂床目数对微泡钻井液封堵性能的影响，结果见图5。

图5 砂床目数对微泡钻井液封堵性能的影响

从图5可看出，当砂床目数为20～40目和40～60目时，微泡钻井液的承压封堵能力可达20 MPa以上;而当砂床目数在10～20目时，微泡钻井液的最大承压能力仅为3 MPa。这主要是由于砂床目数越大，形成的孔隙尺寸越小，有利于微泡钻井液中微泡对此孔隙的封堵。

4 微泡钻井液的微观表征

利用显微镜对配制的微泡钻井液中泡沫的微观形态进行观测，并对微泡粒径分布进行统计，结果见图6和图7。微泡钻井液中微泡呈不连续单个球体分布的状态，相互间没有黏连，微泡粒径主要分布在50～200 μm间。

图6 显微镜下微泡钻井液形态

图7 微泡钻井液粒径分布曲线

5 结论

1)通过起泡剂和稳泡剂的优选，确成了抗温135℃微泡钻井液配方。

2)制备的微泡钻井液具有较强的抗温、抗污染性能及抑制页岩水化分散效果，同时体系抗压缩能力强，并具有良好的密度还原特性，在20～40目砂床中，微泡钻井液承压封堵能力达20 MPa以上，表现出良好的承压封堵性能。

3)利用显微镜对微泡进行了微观表征，微泡钻井液中微泡粒径主要分布在50～200 μm间。

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