两性离子聚合物HRH钻井液在临盘油田的应用

张 浩, 张 斌, 徐国金

(中石化西南石油工程有限公司临盘钻井分公司，山东临邑 251500)

临盘油田上部地层平原组、明化镇组、馆陶组和东营组以泥岩为主，岩性胶结疏松，且黏土矿物中蒙脱石和伊/蒙无序混层含量高(60%～80%)，极易吸水膨胀和分散，黏土造浆严重，造成井眼缩径和垮塌；该油田下部地层沙河街组以泥岩、泥岩/砂岩互层为主，且沙1段和沙3段存在大段泥页岩、油泥岩、油页岩等，长时间浸泡后易垮塌及剥蚀掉块[1-2]。近些年，该油田油气井钻井应多应用PAM钻井液，但该钻井液在现场应用中逐渐暴露出一些问题：1)钻井液抑制能力不足，在强造浆地层无法及时清除无用固相，造成密度升高(1.14～1.21 kg/L)，固相含量上升(达10%以上)；2)钻井液性能稳定时间短，有时甚至不得不大量排放钻井液，并加入大量分散剂来改善其流变性；3)防塌效果有限，上部地层应用PAM稀液钻进时的平均井径扩大率高达40%，下部地层应用PAM聚合物钻井液钻进时的平均井径扩大率也达10%以上；4)PAM干粉的相对分子质量为300万～600万，需要很长时间来溶胀和溶解，严重影响了其使用效果，并增加了钻井液成本。调研发现，阳离子聚合物钻井液和两性离子聚合物钻井液在钻进泥页岩地层时具有较好的井眼稳定效果[3-9]。分析认为，由于阳离子或两性离子聚合物主链上含有多个阳离子基团，与黏土颗粒之间的吸附存在强大的静电引力，不易发生脱附；同时，阳离子基团还可以中和黏土表面的负电性，削弱黏土颗粒对极性水分子的吸附作用[10]，所以比非离子和阴离子聚合物具有更强的抑制性。目前，国内外对阳离子和两性离子聚合物抑制剂的研究比较多[11-12]，但用于现场的却较少。2011年，临盘油田引进了新型两性离子聚合物HRH，成功研制出两性离子聚合物HRH钻井液，并在临盘油田进行应用，取得了很好的应用效果。

1 HRH的性能及钻井液配方的确定

两性离子聚合物HRH为乳白色稠状乳液，是采用反相乳液聚合工艺合成的嵌段共聚物(其分子结构式见图1)，其分子链上同时存在多个阴离子基团和阳离子基团，相对分子质量高达800万～1 500万，远高于白色颗粒状的PAM干粉。以下通过实验室试验，研究HRH的溶解性、絮凝性、抑制性及与其他化学添加剂的配伍性，并确定两性离子聚合物HRH钻井液的配方。

1.1 溶解试验

分别在300 mL蒸馏水中加入一定质量的HRH和PAM，使其含量分别达到0.1%、0.2%、0.3%、0.4%和0.5%(此处0.1%表示质量浓度为0.1 g/100mL，以与现场钻井液配方相统一，其他同理，下同)，高速搅拌，测定其溶解时间。试验结果表明，PAM的溶解速度较慢，含量达到0.3%以后溶解时间均超过30 min，且有“鱼眼”现象；而HRH乳液在水中易分散，含量在0.1%～0.5%时的溶解时间均在2 min内，其溶解速度远快于PAM，同时HRH乳液不会飞散到空气中伤害操作者，有利于现场施工。

1.2 絮凝试验

分别在装有200 mL蒸馏水的具塞量筒中，加入30.0 g评价土，摇动均匀后分别加入配备好的0.50%的HRH、PAM试样溶液2.00 mL，用蒸馏水定容至250 mL，混合均匀1 min后静置，按企业标准Q/SLX004—2010测得其絮凝时间分别为6.5和13.4 min，说明HRH在水中对评价土的絮凝效果优于PAM。

1.3 抑制性能试验

1.3.1 岩屑滚动回收率

取临盘油田沙3段泥页岩岩屑，粉碎成6～10目颗粒，分别以清水和0.1%～0.5% HRH、PAM、国内常用的两性离子聚合物 FA-367 的水溶液作为浸泡液，在150 ℃温度下热滚16 h进行岩屑滚动回收率试验，结果见表1。

由表1可知，清水中的岩屑滚动回收率为28.2%，而HRH加量在0.1%～0.5%时均能显著提高岩屑回收率，且岩屑在HRH水溶液中的回收率均大于相同加量PAM和 FA-367 水溶液中的回收率，这说明HRH抑制泥页岩水化分散的能力明显优于PAM和 FA-367。

图1两性离子聚合物HRH的分子结构式
Fig.1MolecularstructuralformulaofzwitterionicpolymerHRH

1.3.2 岩心膨胀率

取临盘油田沙3段泥页岩岩心，分别以清水和0.3%的HRH、PAM和 FA-367 水溶液作为浸泡液，在室温下测定岩心在16 h内的膨胀量，结果见图2。

表1不同聚合物包被抑制剂的岩屑回收率试验结果

Table1Cuttingsrecoverytestresultsofdifferentpolymerinhibitors

试验样品不同加量下的岩屑滚动回收率,%00.1%0.2%0.3%0.4%0.5%HRH28.265.270.375.280.984.5PAM28.240.449.255.562.265.5FA-36728.256.263.470.677.882.0

图2 岩心在不同浸泡液中的线膨胀量Fig.2 Linear expansion amount of the core in different test solution

从图2可以看出，岩心在HRH水溶液中各时间点的膨胀量均小于在PAM、FA-367 水溶液以及清水中的膨胀量，这说明HRH抑制泥页岩水化膨胀的能力明显优于PAM和 FA-367。

1.3.3 抑制膨润土造浆性能

分别在0.3%的HRH、PAM和 FA-367 水溶液中加入一定质量的钠膨润土使其质量浓度为25 g/L，高速搅拌20 min，将其pH值调至≥9，在150 ℃温度下热滚16 h后采用 ZNN-D6 型六速旋转黏度计测试浆液的流变性；然后加入等量的钠膨润土并调整其pH值，热滚后再次测试其流变性能，如此反复直至测不出读数[13]，结果见图3。

图3 不同试验液的φ3读数随钠膨润土质量浓度的变化曲线Fig.3 Curve of φ3 value of different test solution with bentonite concentration

从图3可以看出，当膨润土的质量浓度达到100 g/L时，0.3%PAM溶液的3转读数显著增大；当膨润土的质量浓度达到125 g/L时，0.3% FA-367 溶液的3转读数开始增大，当膨润土的质量浓度达到150 g/L时，加有0.3%HRH溶液的3转读数才明显增大，这表明HRH抑制膨润土造浆的能力明显强于PAM和 FA-367。

1.4 配伍性及钻井液配方

将HRH与目前临盘油田常用的聚合物降滤失剂 LS-1、抗盐抗温降滤失剂 DR-10、三元共聚物降滤失剂 KJ-3、双聚铵盐HMP、双保型纳米乳液 SDJ-2、低荧光改性沥青粉 GL-1 等处理剂混合进行配伍性试验，结果见表2。

表2 HRH与各种处理剂的配伍性试验结果Table 2 Compatibility test results of HRH with various additives

注：基浆为5.0%钠膨润土+0.1%HRH+2.0% LS-1+0.2%NaOH；配方1为基浆+0.2%HRH；配方2为配方1+2.0% DR-10；配方3为配方1+2.0% KJ-3；配方4为配方1+2.0% KJ-3+1.0%HMP；配方5为配方4+2.0% SDJ-2；配方6为配方5+3.0% GL-1；配方7为基浆+2.0% KJ-3+1.0%HMP+2.0% SDJ-2+3.0% GL-1+重晶石粉；配方8为配方7+0.1%HRH；配方9为配方8+0.1%HRH。

从表2可以看出，HRH与现有各种处理剂复配后的钻井液性能较好，这说明HRH具有良好的配伍性。

根据以上评价结果知，两性离子聚合物HRH与传统的PAM干粉相比，具有溶解速度快、絮凝效果好、抑制能力强、配伍性好等特点。结合原有PAM聚合物钻井液配方，并充分考虑临盘油田所钻井的地层特点及井深、油气层保护、井控等多方面因素，最终确定两性离子聚合物HRH钻井液基本配方(同表2中配方9)为：5.0%钠膨润土+0.3%HRH +2.0% LS-1+2.0% KJ-3+1.0%HMP+2.0% SDJ-2+3.0% GL-1+0.2%NaOH+重晶石粉。

2 两性离子聚合物HRH钻井液的性能

2.1 抗温性能

分别在室温下老化24 h及在80～150 ℃下滚动、老化16 h后，测定两性离子聚合物HRH钻井液的性能，结果见表3。

由表3可知，两性离子聚合物HRH钻井液老化前后流变性稳定、滤失量都较低，且变化都不大，这说明该钻井液具有良好的流变性、滤失性和造壁性，且抗温能力强。

2.2 抑制性能

分别取临盘油田明化镇组、馆陶组、东营组和沙河街组地层岩屑制成岩心，放入清水、PAM钻井液和两性离子聚合物HRH钻井液中，进行岩屑滚动回收率试验(在150 ℃温度下热滚16 h)和线性页岩膨胀量试验(室温，16 h)，结果见表4。

由表4可知，不同地层的岩屑在两性离子聚合物HRH钻井液中的回收率均大于在清水和在PAM钻井液中的回收率，对应岩心在两性离子聚合物HRH钻井液中的膨胀率也均小于在清水和在PAM钻井液中的膨胀率，这说明两性离子聚合物HRH钻井液对临盘油田不同地层的泥岩、泥页岩、油页岩都具有较好的抑制效果，且优于PAM钻井液。

2.3 与润滑剂的配伍性

采用 NF-2 型泥饼黏附系数测定仪评价两性离子聚合物HRH钻井液的润滑性，分别在该钻井液中加入原油、无荧光白油润滑剂(HCR-108 或 SDJ-5)和固体防塌润滑剂 RH-2 等进行试验，结果见表5。

表3 两性离子聚合物HRH钻井液抗温性能试验结果Table 3 Test results of temperature resistance property of HRH drilling fluid

表4 两性离子聚合物HRH钻井液抑制性能试验结果Table 4 Inhibition test results of HRH drilling fluid

注：PAM钻井液配方为5.0%钠膨润土+0.3%PAM +2.0% LS-1+2.0% KJ-3+1.0%HMP+2.0% SDJ-2+3.0% GL-1+0.2%NaOH+重晶石粉。

由表5可知，两性离子聚合物HRH钻井液本身就具有较好的润滑性，加入各种液体或固体润滑剂后，润滑效果都得以提高，其中原油(或者白油)与固体润滑剂复配的润滑效果最佳。

表5 两性离子聚合物HRH钻井液润滑性能试验结果Table 5 Lubrication test results of HRH drilling fluid

注：基浆配方同表2中配方9。

2.4 油气层保护效果

按照中国石油天然气行业标准《钻井液完井液损害油层室内评价方法》(SY/T 6540—2002)，测定两性离子聚合物HRH钻井液污染岩心的渗透率恢复率，试验压差为3.5 MPa，温度为150 ℃，污染时间为1.5 h。1#、2#和3#岩心污染前的渗透率分别为148.7，77.4和15.7 mD，污染后的渗透率分别为138.4，70.1和14.0 mD，渗透率恢复率分别为93.1%，90.6%和90.4%，均高于90%，这表明两性离子聚合物HRH钻井液具有良好的保护油气储层的作用。

3 现场应用

两性离子聚合物HRH钻井液自2011年开始至2013年12月底，已在临盘油田295口井进行了现场应用，其中生产直井32口，斜井235口，水平井28口，井深为1 200～4 000 m，平均井深2 540.7 m，累计应用进尺749 517 m。

3.1 现场维护处理措施

1) 二开大土池循环时，使用0.1%～0.2%HRH胶液进行维护，利用HRH的絮凝和包被作用控制岩屑造浆、及时沉降钻屑，保持大土池的水足够清洁，以达到快速钻进的目的。HRH在使用时需加适量解膜剂，解膜剂即用即配不宜长时间放置，以免使大分子结块，影响使用效果。

2) 改钻井液罐进行循环时，使用好固控设备，加入 LS-1、HRH和NaOH等进行处理，而后以0.2%HRH+1.0% LS-1+0.1%NaOH胶液做细水长流式维护，以抑制馆陶组和东营组地层造浆，使钻井液保持低黏切(漏斗黏度37～42 s)，适当大滤失量(<10 mL)和大排量(32～36 L/s)，以获得较大的机械钻速和一定的井径扩大率。

3) 沙河街组地层易坍塌，应加强钻井液的封堵性和抑制性。加入2.0% LS-1 和2.0% KJ-3 等，控制API滤失量<5 mL(井深2 500 m以深要求高温高压滤失量<20 mL)；加入2.0% SDJ-2 和2.0%～3.0% GL-1 等封堵地层层理和微裂缝；钻进中不间断加入0.3%HRH胶液，以提高钻井液滤液的抑制性；同时，选择合理的钻井液密度和工艺、技术措施协同防塌。

4) 对于井斜角小于30°的定向井，由于HRH具有一定的润滑性，可以少加入或不加入液体润滑剂；对于井斜角大的定向井及水平井，在定向过程中加入5.0%原油或白油润滑剂，并随着井斜角增大及时补充其有效含量，同时配合加入2.0%固体防塌润滑剂 RH-2 以提高润滑效果。

5) 钻进过程中，要求钻井液除了具有足够大的排量外，还必须具有良好的携岩性能和流变性能，否则容易引起钻屑下沉及井下故障，可适时选用1.0%HMP来调节流变性。

6) 进入油层前50 m左右调整好钻井液性能，严格控制API滤失量<5 mL，高温高压滤失量<15 mL，并维持合理的钻井液密度，加入2.0%～3.0% SDJ-2 和 GL-1 等以封堵和保护油气层。

7) 完钻前100 m以细水长流的方式维护好性能，密度按设计和井控要求执行，适当提高黏度(漏斗黏度45～55 s)和切力(3～6 Pa/6～10 Pa)，并有较高动塑比(0.48左右)，然后循环并进行短程起下钻，到底后进行大排量循环，确保井下安全无后效后循环2～3周以清洁净化井眼。

8) 起钻电测前在斜井段泵入润滑稠浆塞(井浆+1.0%～2.0%固体润滑剂+2.0%～5.0%液体润滑剂)；在易缩径、垮塌井段或短程起下钻遇阻、遇挂井段泵入稠浆塞(井浆+1.0% KJ-3 和NaOH)封闭。

9) 合理有效使用固控设备，清除钻井液中的有害固相，提高泥饼质量。

3.2 现场应用效果

295口井的现场应用表明，该钻井液性能稳定、润滑性好、抑制防塌能力强且具有良好的经济效益，完全满足临盘油田的钻井要求。以下笔者以2口井深相近的水平井为例进行说明，其中 临9-平2 井使用两性离子聚合物HRH钻井液，临9-平1 井使用了PAM钻井液。

3.2.1 钻井液性能稳定

在 临9-平2 井的整个钻进过程中，钻井液性能稳定，正常钻进时每钻进100 m补充胶液5～10 m3，不需要排放废钻井液；而在 临9-平1 井的整个钻进过程中，多次出现黏切过高现象，不得不采取放浆操作，并加入大量磺化褐煤SMC等降黏剂进行处理，每钻进100 m的胶液补充量高达10～20 m3。两性离子聚合物HRH钻井液的流变性、滤失性和润滑性等多项性能均优于PAM钻井液。进一步分析发现，采用两性离子聚合物HRH钻井液能将钻井液中膨润土含量控制在40～80 g/L，固相含量控制在10%以内，含砂量控制在0.3%以内，钻井液密度控制在1.15 kg/L以内，特别有利于稳定钻井液性能、提高机械钻速及保护油气储层。

3.2.2 抑制防塌能力强

临 9-平2 井整个钻进过程中井眼稳定，未出现任何垮塌掉块现象，且全井井径较为规则，平均井径扩大率为6.96%，而临9-平1 井的全井平均井径扩大率为12.69%，如图4所示。进一步分析发现，采用两性离子聚合物HRH钻井液所钻井的平均井径扩大率大多在10%以内，而采用PAM钻井液所钻井的平均井径扩大率大多为10%～20%，且部分井出现“糖葫芦”井眼的现象较为严重。由此可见，两性离子聚合物HRH钻井液具有良好的抑制防塌能力。

3.2.3 经济效益良好

临9-平2 井钻井周期9.58 d，建井周期17.63 d，平均机械钻速37.28 m/h；而临9-平1 井钻井周期13.88 d，建井周期22.88 d，平均机械钻速32.51 m/h。近4年采用两性离子聚合物HRH钻井液和PAM钻井液所钻井的技术经济指标统计对比情况见表6。

图4 临9-平2 井和 临9-平1 井的井径曲线Fig.4 Caliper curves of Well Lin 9-Ping 2 and Lin 9-Ping 1

由表6可知，HRH比PAM用量少，但用两性离子聚合物HRH钻井液所钻井的井眼稳定性高，因泥包钻头、抽汲、缩径以及井塌造成的划眼等井下故障明显减少；完钻电测一次成功率也明显提高；同时，钻井周期和建井周期缩短，机械钻速有所提高，经济效益显著。

4 结论与建议

1) 两性离子聚合物HRH与传统的PAM干粉相比，具有溶解速度快、絮凝效果好、抑制能力强、配伍性好等特点，由其配制的两性离子聚合物HRH钻井液具有优良的流变性、抗温性、抑制性和润滑性，且油气储层保护效果好。

2) 两性离子聚合物HRH钻井液抑制防塌能力强，能有效解决临盘油田东营组以上地层的缩径和垮塌问题、沙河街组泥页岩水化坍塌及剥蚀掉块问题，能使平均井径扩大率控制在10%以内。

3) 两性离子聚合物HRH钻井液性能稳定，能有效控制固相含量、明显提高机械钻速并减少井下故障的发生，具有良好的经济效益，在临盘油田具有很高的推广应用价值。

表6 两种聚合物钻井液所钻井技术经济指标对比Table 6 Comparison of technical and economic indexes drilled by the two kinds of polymer drilling fluid

参考文献
References

[1] 刘同富，王树永，李文明，等.胜利油田沙河街组及以下地层井壁稳定技术[J].钻井液与完井液，2003，20(5):64-65.

Liu Tongfu,Wang Shuyong,Li Wenming,et al.Wellbore stabilization technology of the lower Shahejie Formation in Shengli Oilfield[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2003,20(5):64-65.

[2] 王佩平，曹汉原，罗恒荣，等.一种多功能水基钻井液在临盘油田的应用[J].石油钻探技术，2007，35(3):49-52.

Wang Peiping,Cao Hanyuan,Luo Hengrong,et al.The application of multifunctional water based drilling fluid in Linpan Oilfield[J].Petroleum Drilling Techniques,2007,35(3):49-52.

[3] 杨小华.钻井液用阳离子型和两性离子型聚合物处理剂的研究与应用[J].油田化学，1996，13(3):266-268.

Yang Xiaohua.Cationic and amphoteric polymers as additives for drilling fluids:a review[J].Oilfield Chemistry,1996,13(3):266-268.

[4] 曾李，于培志，任凌云，等.阳离子聚磺钻井液体系研究与应用[J].石油钻探技术，2009，37(6):61-66.

Zeng Li,Yu Peizhi,Ren Lingyun,et al.Investigations and applications of cationic polysulfonate drilling fluid system[J].Petroleum Drilling Techniques,2009,37(6):61-66.

[5] 范落成，杨兴福，王华，等.阳离子乳液聚合物钻井液在页岩气井的应用[J].石油钻探技术，2012，40(4):38-42.

Fan Luocheng,Yang Xingfu,Wang Hua,et al.Application of cationic emulsion polymer drilling fluid in shale gas well[J].Petroleum Drilling Techniques,2012,40(4):38-42.

[6] 刘锋，陈亮，厉磊.两性离子聚合物钻井液在陕北地区的应用[J].石油钻探技术，1998，26(4):22-23.

Liu Feng,Chen Liang,Li Lei.Application of zwitterionic polymer drilling fluid in Shanbei Area[J].Petroleum Drilling Techniques,1998,26(4):22-23.

[7] 刘平德，牛亚斌，张梅.两性离子聚合物钻井液体系PL的研制[J].天然气工业，2005，25(3):71-73.

Liu Pingde,Niu Yabin,Zhang Mei.Development of zwitterionic polymer drilling fluid system PL[J].Natural Gas Industry,2005,25(3):71-73.

[8] 王艾东，房延东，梁文斌，等.两性离子聚合物钻井液体系在桩139丛式井的应用[J].西部探矿工程，2006，18(12):111,114.

Wang Aidong,Fang Yandong,Liang Wenbin,et al.Application of zwitterionic polymer drilling fluid system in cluster well of Zhuang 139 zone[J].West-China Exploration Engineering,2006,18(12):111,114.

[9] 王学良，武永起，忽建泽，等.抑制性钾铵聚合物钻井液的推广应用[J].钻井液与完井液，2006，23(1):80-83.

Wang Xueliang,Wu Yongqi,Hu Jianze,et al.Extended application of inhibitive potassium-ammonium polymer drilling fluid[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2006,23(1):80-83.

[10] 鄢捷年.钻井液工艺学[M].东营:石油大学出版社，2001:199-206.

Yan Jienian.Drilling fluid technology[M].Dongying:Petroleum University Press,2001:199-206.

[11] 丁伟.丙烯酰胺类聚合物合成及性能研究[D].大庆：大庆石油学院石油工程学院，2006.

Ding Wei.Studies on the synthesis and properties of acrylamide-based polymers[D].Daqing:Daqing Petroleum Institute,College of Petroleum Engineering,2006.

[12] 王中华.国内钻井液及处理剂发展评述[J].中外能源，2013，18(10):34-43.

Wang Zhonghua.The development overview on the domestic drilling fluids and drilling fluid additives[J].Sino-Global Energy,2013,18(10):34-43.

[13] 钟汉毅，黄维安，林永学，等.新型聚胺页岩抑制剂性能评价[J].石油钻探技术，2011，39(6):44-48.

Zhong Hanyi,Huang Weian,Lin Yongxue,et al.Properties evaluation of a novel polyamine shale inhibitor[J].Petroleum Drilling Techniques,2011,39(6):44-48.