新型小分子胺基抑制剂性能研究及应用

朱胜，佘运虎，杨洋，张杰，杜佳琪

（1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335；2.中海油服油田化学事业部上海作业公司，上海 200335；3.荆州嘉华科技有限公司，湖北 荆州 434100）

钻井工程中，当水敏性页岩暴露在水溶液中时会吸水膨胀、水化分散，而导致井壁失稳、钻头泥包、扭矩增大、钻具受卡[1-4]。为解决上述问题所采用的方法通常有两种：一是对水基钻井液进行改性，增强对页岩的抑制作用；二是采用油基钻井液。虽然油基钻井液体系在解决井壁稳定方面有着独特的优势，但是其成本高，环保性能差，维护困难。目前，胺基类水基钻井液体系由于其优异的抑制性能，在全球范围内得到应用，并有多次成功取代油基钻井液的使用案例[5-8]。本文优选出了一种高性能新型小分子胺基抑制剂HEG，并对其抑制性能和在水基钻井液体系中的性能进行了评价。

1 新型小分子胺基抑制剂HEG的合成和作用机理

基于钻遇泥页岩地层过程中对钻井液抑制性的需求，室内以多乙烯多胺、氨基磺酸、环氧氯丙烷、去离子水为主要试剂，在80 ℃下合成了一种抑制剂，并将该抑制剂通过30 min的超声分散得到新型小分子胺基抑制剂HEG[9-12]。HEG主要作用机理如下：

1）自由扩散：由于地层中没有胺类分子，所以胺类分子也会在扩散运动中向地层运移，进入地层孔隙后，胺类分子会起到屏障作用，使扩散离子运移受阻，在一定程度上减小扩散交换量。

2）吸附作用：胺基分子吸附到井壁上，会把其结构中的甲基和碳环中的碳暴露在外。甲基为非极性基团，因此被吸附的分子层可以近似看作是憎水性的分子膜。这层膜将会抑制钻井液中的水向地层中运移，减小由于水运移进地层孔隙而引起井眼复杂问题发生的可能性。

3）渗透作用：随着扩散和吸附作用的进行，黏土和各种处理剂逐渐在环井眼一定范围的地层内和井壁上堆集，直至最后形成泥饼。泥饼形成后，其渗透率远远小于地层，因而可以有效阻止钻井液中固相颗粒继续侵入地层。

2 新型小分子胺基抑制剂HEG的对比评价

2.1 防膨率评价

地层膨胀是地层中所含的黏土矿物水化的结果，通常采用测定岩样线性膨胀百分数（俗称膨胀率）或岩样吸水量来表示地层的膨胀性能。室内将HEG和其他几种性能优异的抑制剂进行了对比评价，评价方法参考标准《SY/T 5971—2016油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》中7.5防膨率测定-离心法。

从表1实验结果可以看出，几种抑制剂溶液的防膨率都可以达到85%以上，具有很好的防膨效果。

表1 防膨率评价结果

2.2 抑制黏土水化能力评价

实验配方：400 mL去离子水+8.0 g抑制剂+80 g普通钠搬土，加入搬土后在6 000 r·min-1下高速搅拌5 min，然后在40 ℃下测定其流变性能。

实验条件：100 ℃滚动老化16 h，6 000 r·min-1下高速搅拌5 min，然后在40 ℃下测定其流变性能。

从表2数据，对比六速旋转黏度计的读值可以看出UHIB和HEG都有很好的抑制黏土水化的能力，KCl、CPI、HCS和WEIGH老化后增稠，抑制黏土水化能力差。

表2 不同抑制剂抑制黏土水化能力实验结果

2.3 抑制分散性评价-滚动回收率

滚动回收率是通过抑制露头土颗粒的水化分散性能来表现抑制性的，抑制剂的抑制能力越好，露头土颗粒的水化分散越差，颗粒完整性保持得越好，滚动回收率越高。

本实验中向400 mL 2.0%的去离子水抑制剂溶液中加入50 g烘干的6～10目（3 350～1 700 μm）露头土，100 ℃热滚16 h后过40目（380 μm）筛，烘干回收的露头土，计算回收率。

从实验结果数据可以看出，几种抑制剂的滚动回收率只有HEG达到了90%以上，抑制性最好。

表3 不同抑制剂的滚动回收率

通过以上三个抑制性评价实验得出，HEG具有很好的抑制性能，可以有效抑制黏土水化分散。

3 对PLUS/KCL钻井液体系性能的影响评价

胺基类抑制剂的加入可能会对聚合物钻井液的性能产生较大的影响，室内评价了HEG对聚合物钻井液体系PLUS/KCL性能的影响。

PLUS/KCL体系基本配方: 3.0%海水般土浆+0.1%NaOH+0.5%PLUS+2%GJC+0.5%PAC-LV+0.1%XC+5%KCl+1.5%LUBE-F+2%GBL+2%CMJ+重晶石加重至密度为1.2 g·cm-3。

3.1 HEG对PLUS/KCL体系流变性能和滤失性能的影响

实验条件：100 ℃热滚16 h，40 ℃测试性能。

从表4数据可以看出，随着HEG加量的增加，PLUS/KCL体系的表观黏度、塑性黏度略有增加，滤失性能变好，滤失量降低。总体来说，HEG对PLUS/KCL体系流变性能影响较小。

表4 HEG对PLUS/KCL体系流变性和滤失性的影响

3.2 HEG对PLUS/KCL体系滤液防膨率的影响

评价方法参考标准《SY/T 5971—2016油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》中7.5防膨率测定-离心法。

滤液为体系热滚后的API滤液。

从表5数据可以看出，随着HEG加量的增加，体系滤液的防膨率增加。未加HEG时，体系滤液的防膨率为82.35%，当HEG加量为1%时，体系滤液的防膨率为93.15%，HEG可以明显提高PLUS/KCL体系的抑制性能。

表5 HEG对PLUS/KCL体系滤液防膨性能的影响

3.3 HEG对PLUS/KCL体系抑制分散性能的影响

本实验中向400 mL加入不同加量HEG的PLUS/KCL钻井液体系中加入50 g烘干的6～10目（3 350～1 700 μm）露头土，100 ℃热滚16 h后过40目（380 μm）筛，烘干回收的露头土，计算回收率。

从表6数据可以看出，随着HEG加量的增加，体系的滚动回收率增加。未加HEG时，体系的滚动回收率为82.6%，当HEG加量为1%时，体系的滚动回收率为96.5%，HEG可以明显提高PLUS/KCL体系的抑制性能。

表6 HEG对PLUS/KCL体系抑制分散性能的影响

3.4 HEG在PLUS/KCL体系中抑制黏土水化造浆性能的影响

本实验向400 mL HEG加量为1%的PLUS/KCL钻井液体系中加入不同加量的纳膨润土，观察老化前后体系流变性能以及滤失性能的变化。

实验条件：100 ℃热滚16 h，40 ℃测试性能。

从下表数据可以看出，HEG 具有很好的抑制黏土水化造浆的能力。当钠膨润土的加量在15%以内时，PLUS/KCL体系的表观黏度、塑性黏度略有增加，滤失性能变好，滤失量降低。总体来说，当HEG的加量为1%时，PLUS/KCL体系可以承受15%加量的钠膨润土的污染。

表7 膨润土污染对PLUS/KCL体系的影响

3.5 HEG对PLUS/KCL体系储层保护性能的影响

参照石油天然气行业标准SY/T 6540—2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》, 评价HEG对PLUS/KCL钻井液体系的储层保护效果的影响。动态污染试验条件: 驱替压力为3.5 MPa , 围压为6 MPa , 污染温度为100 ℃，测渗透率时泵流量0.5 mL·min-1。

从表8可以看出，在渗透率为10 mD以上储层，PLUS/KCL钻井液体系中加入新型小分子胺基抑制剂HEG后，能够明显提高岩心的渗透率恢复值，具有较好的储层保护效果。

表8 HEG对PLUS/KCL体系储层保护效果的影响

4 现场应用

新型小分子胺基抑制剂HEG在渤海南部海域进行了应用，该区块钻井揭示的地层岩性主要为黄褐色黏土与灰色粉砂岩互层，褐色泥岩与灰色粉砂岩、泥质粉砂岩互层，其中明化镇组中黏土含量较高，黏土矿物以伊蒙混层和伊利石为主，高岭石和绿泥石较少，混层中蒙脱石含量较高，属于强水敏岩性，具有易水化膨胀，易分散和易粘结成块强等特点。前期钻井液主要技术难点：

①钻进过程中钻屑水化膨胀严重，且结块起球，造成堵返出口等现象。

②泵压上升、扭矩增大、严重时还会憋漏地层或卡钻。

③钻进过程造浆情况严重，黏度上升较快，现场钻井液性能维护困难。

为解决上述问题，决定对现场的钻井液体系进行优化，体系中加入了新型小分子胺基抑制剂HEG，并在现场应用了5口井，通过现场作业情况来看，原有的问题很大程度上都得到了解决，此五口平均最大井斜超过50°，但钻进过程均比较顺利，滑动、旋转钻进速度较快，基本没有出现钻屑结块的现象，而且携砂效果好，钻井液性能稳定，并且起钻效率比前期有了大幅提高，现场钻井液维护性能见表9。

表9 现场加入HEG后钻井液的基本性能范围

图1 未加HEG返出的岩屑状态

图2 加入HEG后返出的岩屑状态

5 结 论

1）新型小分子胺基抑制剂HEG与其他性能优异的抑制性相比，具有更好的防膨性能、抑制黏土水化分散能力和抑制分散性能；

2）新型小分子胺基抑制剂HEG对PLUS/KCL聚合物钻井液体系流变性没有影响，可以改善体系的API滤失性能；

3）在PLUS/KCL体系中加入1%的新型小分子胺基抑制剂HEG就可以大大提高滤液防膨性能、体系抑制分散性能、体系抗钠膨润土污染性能和体系的储层保护效果。

4）从新型小分子胺基抑制剂HEG在渤海南部海域油田的应用情况来看，可以将该抑制剂进行现场推广应用。