2006钻井液技术研讨会(论文合集433页后_).doc

2006年钻井液学术研讨会论文集硅酸钾聚合醇水基钻井液实验研究作者简介：王平全，男，重庆开县人，1964年12月24日生，博士，副教授。南石油大学油气井工程力学与化学学术方向负责人。从事钻井液、储层保护、井壁稳定和堵漏技术研究。联系方式：手机13881947670，E-MAIL：wpq64163.com王平全1 聂勋勇1 王荣杰2（1 西南石油大学 2 石河子大学）摘要：本文将硅酸钾的化学效应（胶凝沉淀）和聚合醇的物理效应（浊点效应）结为一体，建立一套具有凝胶浊点效应的膜结构硅酸钾聚合醇钻井液体系，实验评价了该钻井液体系的流变性、失水造壁性、抗污染性能、润滑性能、封堵能力和热稳定性能等，通过宏观和微观手段研究了该体系的膜结构特征，并评价了该体系作用下的泥页岩的膜效率。关键词：石油 钻井液 聚合醇 膜效率 井壁稳定 试验研究1 引言近年来，我国石油钻探开发逐渐由浅层向深层、由简单地层向复杂地层发展。由于深井、超深井的井下温度和压力比较高，尤其钻遇复杂地层时，井下钻井液性能易发生较大变化，极易导致一些井下复杂情况的发生，如坍塌、卡钻等。国内外在化学稳定井壁方面作了大量工作，研制了甲酸盐钻井液、油基钻井液、合成基钻井液、硅酸盐钻井液、聚合醇钻井液等体系。通常情况下，硅酸盐和聚合醇分别作为抑制剂和润滑剂加入钻井液体系中，本文将硅酸钾的化学效应（胶凝沉淀）与聚合醇的物理效应（浊点效应）结为一体，建立一套具有凝胶浊点效应的膜结构硅酸钾聚合醇钻井液体系，旨在充分发挥膜结构效应的稳定井壁机理，为钻井液稳定井壁研究开拓一条新的技术路径1。2 硅酸钾聚合醇水基钻井液作用机理研究欲讨论硅酸钾聚合醇水基钻井液的作用机理，需分别讨论硅酸钾和聚合醇的作用机理。2.1 硅酸钾作用机理研究（1）硅酸钾形成凝胶与沉淀堵塞裂缝带负电的硅酸盐聚集体很小，足以因扩散和水力流动而进入页岩孔隙中，当这些聚集体进入孔隙水pH值接近中性的页岩后，会克服凝聚而形成三维网状凝胶结构，同时地层水中的多价金属离子()会快速与这些聚集体反应生成不溶沉淀物：它们可提供进一步阻止滤液侵入和压力传递的物理屏障，胶凝(沉淀)过程发生非常迅速并在显著的滤失和压力侵入发生前就可完成；它们可提高泥页岩膜的效能2，便可以通过控制井筒内液柱压力和钻井液的活度来控制地层的水向井筒内流动，防止泥页岩地层水化，膨胀和分散，有利于井壁稳定。（2）抑制页岩中粘土矿物水化膨胀和分散即使有钻井液滤液进入到泥页岩中，滤液中的硅酸钾（硅酸钠）中的钾离子有较强的抑制粘土水化膨胀和分散的作用，产生的水化应力较小，利于保证井壁稳定。（3）硅酸盐与地层粘土矿物发生化学反应据报道，高岭石与5%的硅酸钠在80下反应50天，高岭土大部分消失，有沸石等新矿物生成。将高岭石浸泡于模数为2.83，浓度为3%和5%的硅酸钾溶液中一周时间，维持温度为150，X-射线衍射分析结果表明，高岭石和石英含量减少了一半左右，生成了一种非晶质的连接非常致密的新矿物，这种新矿物的剪切强度达6MPa。这就类似于水泥浆体凝固过程中其矿物成分先溶解、析出胶体沉淀、再慢慢结合成大块水泥石的作用。硅酸盐与地层粘土矿物之间的化学反应利于井壁稳定。当然，在钻井条件下，钻井液中的硅酸盐能否与页岩中的粘土反应及其反映程度尚需深入研究3,4。2.2 聚合醇作用机理理论研究聚合醇是一种非离子低分子量聚合物，具有浊点效应。当井温高于其浊点温度时，可在井下从水相中分离出来形成油膜，对泥饼具有堵孔作用，可减少钻井液滤液向地层滤失，能够抑制粘土的水化膨胀。同时聚合醇具有表而活性，能降低油水界而张力，有利于原油返排可以提高岩心渗透率恢复值，还具有一定的保护储层的作用5,6。2.3 聚合醇与粘土、硅酸钾相互作用硅酸钾聚合醇钻井液中的两种主要处理剂（硅酸钾和聚合醇）能够分别进行作用，二者相互作用的不利影响小，实验发现硅酸钾聚合醇形成的泥饼结构较硅酸钾钻井液和聚合醇钻井液相比均有差异，是硅酸钾钻井液和聚合醇钻井液泥饼结构的复合，主要表现在硅酸钾聚合醇钻井液泥饼表面片状膜结构伸展性好且连接性紧密，断面较紧凑且均匀，既拥有硅酸钾处理后泥饼所呈片状膜结构，又拥有聚合醇处理后泥饼整体似一层的致密特性。硅酸钾聚合醇钻井液兼有硅酸钾钻井液和聚合醇钻井液的优点。3 硅酸钾聚合醇钻井液实验研究3.1 硅酸钾聚合醇钻井液体系基本配方研究硅酸钾聚合醇钻井液体系（配方）研究综合考虑坂土加量，硅酸钾的模数，钻井液增粘剂，聚合醇的加量等对钻井液性能的影响，通过处理剂的优选优配试验研究，并且对钻井液体系配方优化的机理和实验研究，确立硅酸钾聚合醇水基钻井液体系的基本配方如下：4%土浆+4%FP-V+0.4%HV-CMC+0.4%JT888+3%聚合醇JLX-B-S+1%KCl+适量NaOH(浓度为40%，调节pH为11.5)。配制过程硅酸钾聚合醇水基钻井液体系。该钻井液体系为淡黄色流体，密度在1.03左右，室温密闭养护24h后无分层与沉淀现象。3.2 硅酸钾聚合醇水基钻井液体系（配方）性能评价（1）体系流变性能评价表1 钻井液的流变性能评价钻井液体系流变参数热滚前25热滚后（16h）77100125150硅酸钾钻井液AV mPa.s25.521.519.5127PV mPa.s171513.595YP Pa8.56.5632APIB ml5.15.76.010.412.6APIK mm0.50.50.50.50.5硅酸钾聚合醇钻井液AV mPa.s29.526231811PV mPa.s191716139YP Pa10.59752APIB ml3.44.65.47.09.6APIK mm0.50.50.50.50.5（注：硅酸钾钻井液体系配方：4土浆+4FP-V+0.4HV-CMC+0.4JT888+1KCl+适量NaOH（浓度为40，调节pH为11.5），硅酸钾聚合醇钻井液体系配方：4土浆+4FP-V+0.4HV-CMC+0.4JT888+3JLX-B-S+1KCl+适量NaOH（浓度为40，调节pH为11.5）；钻井液常规性能经热滚后高搅25min，25下测试。配方以下同）按照“SY/T 5621-93钻井液测试程序”，根据对硅酸钾钻井液和硅酸钾聚合醇钻井液进行了高温下的流变性评价实验，随着老化温度升高，硅酸钾聚合醇钻井液表观粘度、切力都有所下降，滤失量显著增加，实验结果见表1。硅酸钾钻井液体系抗温达120，硅酸钾聚合醇钻井液在温度高达150时，失水仍小于10ml，体系抗温可达150。（2）体系失水造壁性能评价实验对比了硅酸钾钻井液和硅酸钾聚合醇钻井液体系的失水造壁性能，实验结果见表2，相同条件下，硅酸钾聚合醇钻井液体系高温前API失水比硅酸钾钻井液体系相比降低33%，高温后相比降低27%；硅酸钾聚合醇钻井液体系高温前HTHP失水比硅酸钾钻井液体系相比降低25%，高温后相比降低30%，尤其是硅酸钾聚合醇钻井液体系的泥饼质量好，薄而致密，且韧性好。（3）体系抑制性能评价抑制性评价是钻井液性能评价的一个重要方面，有两种评价方法：一是抑制分散性(滚动回收)实验；二是抑制膨胀实验。本论文采用后者评价，采用NP-01型页岩膨胀仪测试页岩在钻井液体系中的线性膨胀率，进而评价出体系抑制页岩膨胀性能。硅酸钾聚合醇钻井液体系来说，2小时线膨胀百分率仅为3.5%，较清水相比降低了50%，较硅酸钾钻井液体系降低了13%；16小时的线膨胀百分率仅为14.4%，较清水相比降低了68%，较硅酸钾钻井液体系降低了15%，实验结果见表3。取出岩样后观察，在岩样上附有一层灰白色的硬壳，内部干燥。表2 钻井液体系失水造壁性能体系指标条件滤失量(ml)滤饼(mm)压差(MPa)测温()硅酸钾钻井液体系API高温前5.10.50.725125/16h9.70.50.725HTHP高温前16.01.03.5125125/16h30.01.03.5125硅酸钾聚合醇钻井液体系API高温前3.40.50.725125/16h7.00.50.725HTHP高温前12.00.83.5125125/16h21.00.83.5125 表3 体系膨胀实验钻井液体系线膨胀率(%)2h16h清水741硅酸钾钻井液体系416.9硅酸钾聚合醇钻井液体系3.514.4（4）体系抗污染性能评价本文通过实验评价了硅酸盐聚合醇钻井液体系抗可溶性盐类污染和钻屑污染能力，进一步考察体系在钻遇污染源时的性能稳定性。 抗盐能力评价。综合流变性和失水造壁性两方面性能，硅酸钾聚合醇钻井液体系抗污染达6%，抗污染均为0.5%。 抗钻屑污染能力评价。硅酸钾聚合醇钻井液抗钻屑能力为15%。（5）体系润滑性能评价硅酸钾聚合醇钻井液体系的泥饼摩阻系数仅仅为0.0326，具有很好的润滑性，这为降低钻具摩阻提供了有利保证。（6）体系封堵能力评价利用改造的高温高压失水仪，一端装滤纸及填积层，另一端装钻井液，装置在垂直状态一定压力下，封堵层能形成。实验中填积层为：1020目、2040目、100120目三种粒度的石英砂，分别称取23g、23g、35g混配搅匀，填入装置轻压0.1MPa，装入封堵钻井液；90、3.5MPa下测定30min滤失量；把所用钻井液换成清水，在3.54.9MPa范围内不同压力下测定滤失量。试验结果见表4，图1。表4 封堵试验结果体系封堵参数（3.5MPa、90）清水滤失量随压力变化(ml)滤失量(ml)泥饼厚(mm)3.5MPa4.5MPa4.9MPa硅酸钾钻井液体系7.426.88.510.2硅酸钾聚合醇钻井液体系5.925.36.77.4图1 压力清水滤失量关系曲线图硅酸钾聚合醇钻井液所形成的泥饼清水滤失量增加趋势线斜率比硅酸钾钻井液要小，这说明在硅酸钾钻井液体系中加入聚合醇，能增强体系封堵能力，提高封堵层承压能力。（7）体系热稳定性能评价本文考察了钻井液体系在加重前后经过125热滚16小时和48小时后的流变性能的变化情况，实验结果见表5，硅酸钾聚合醇钻井液体系加重后较加重前相比表观粘度和API静失水均有所上升。在125下，热滚48h以后，加重前后钻井液API静失水仍小于10ml，满足API小于10ml的标准要求。表5 钻井液体系加重前后热稳定性能体系老化时间hAPI结果AVPVYPAPIB(ml)APIK(mm)(mPa·s)(mPa·s)(Pa)硅酸钾聚合醇钻井液体系加重前1.0303.70.529.51910.5166.80.518126487.40.51293加重后1.4804.60.5513813166.00.5342212489.70.5201284 硅酸钾聚合醇钻井液膜结构研究4.1 硅酸钾聚合醇水基钻井液泥饼膜结构对比观察（1）硅酸钾聚合醇钻井液泥饼宏观结构实验发现，从高温高压失水仪取出的泥饼是硅酸钾聚合醇钻井液的泥饼较硅酸钾的泥饼薄且光滑。添加了聚合醇的硅酸钾钻井液形成的泥饼其致密性均优良于未添加聚合醇的硅酸钾钻井液，特别在泥饼未干时表面有亮膜。在聚合醇浊点效应的指导下，为了更好的研究其作用机理特对其微观结构进行观察。（2）硅酸钾聚合醇钻井液泥饼微观结构（扫描电镜）硅酸钾钻井液中先后添加聚合醇的泥饼微观结构变化所做的电镜扫描结果见图2图4。 (a) 硅酸钾钻井液泥饼表面结构图 5000X (b) 硅酸钾钻井液泥饼断面结构图 1000X (c) 硅酸钾钻井液泥饼断面结构图 2000X (d) 硅酸钾钻井液泥饼断面结构图 5000X图2 硅酸钾钻井液泥饼结构图 (a) 聚合醇钻井液泥饼表面结构图 10000X (b) 聚合醇钻井液泥饼断面结构图 10000X图3 聚合醇钻井液泥饼结构图注：聚合醇钻井液配方：4土浆+0.4HV-CMC+0.4JT888+3聚合醇JLX-B-S+1KCl+适量NaOH（调节pH为11.5） (a) 硅酸钾聚合醇钻井液泥饼表面结构图 5000X (b) 硅酸钾聚合醇钻井液泥饼断面结构图 5000X图4 硅酸钾聚合醇钻井液泥饼结构图由图2和图3可以看出，硅酸钾钻井液泥饼表面膜结构呈小片状紧密分布，断面呈层状分布均匀且致密；而聚合醇钻井液的泥饼表面未见类似于硅酸钾钻井液的小片状膜结构，其泥饼表面很致密且近似呈整体一层，断面较硅酸钾钻井液相比薄得多，呈稀疏不均匀层状分布。由图4可知，硅酸钾聚合醇钻井液泥饼表面结构是硅酸钾钻井液和聚合醇钻井液泥饼结构的复合，泥饼表面片状膜结构伸展性好且连接性紧密，断面较紧凑且均匀，既拥有硅酸钾处理后所呈片状膜结构，又拥有聚合醇处理后整体似一层的致密特性。这种复合膜结构的出现，弥补硅酸钾钻井液泥饼表面片状膜结构面积小以及聚合醇钻井液泥饼断面稀疏不均匀的现象。由此可以看出，硅酸钾和聚合醇相互复配作用于钻井液体系中具有复合膜结构，改善泥饼质量，形成致密封堵层以达到稳定井壁的效果，证明硅酸钾聚合醇钻井液体系是一种具有膜结构封堵型水基钻井液体系。4.2 泥页岩在硅酸钾聚合醇钻井液作用下的膜效率评价一般认为油基钻井液的膜效率最高，为100%，水基钻井液的膜效率相对较低。实验采用半透膜效率测试仪，将钻井液与清水分别加入液槽中，待渗透平衡后，量取液面高度差，经计算得出加入硅酸钾钻井液和硅酸钾聚合醇钻井液体系的泥页岩的膜效率分别为65%和74.3%，可以通过钻井液活度控制有效地阻止离子进入地层，从而维护井壁的稳定性。5 结论（1）实验研究并确立硅酸钾聚合醇钻井液体系的基本配方：4%土浆+4%FP-V+0.4% HV-CMC+0.4%JT888+3%聚合醇JLX-B-S+1%KCl+适量NaOH(浓度为40%，调节pH为11.5)。硅酸钾聚合醇钻井液体系具有流变性好、失水造壁性好、抑制性强、抗污染能力强(可抗NaCl 6%，抗Ca2+、Mg2+ 5000ppm，抗钻屑污染达15%)、润滑性好、封堵能力强和热稳定性好等特点。（2）硅酸钾作用于钻井液而显示出的强抑制封堵性主要有下面几方面的机理：硅酸钾形成凝胶与沉淀堵塞裂缝；抑制页岩中粘土矿物水化膨胀和分散；硅酸盐与地层粘土矿物发生化学反应。通过对具有浊点效应的聚合醇钻井液在浊点前后的抑制性及封堵性进行了研究，说明聚合醇钻井液在浊点以上时抑制作用强于浊点温度前，能够在泥饼表面形成有效封堵层。（3）采用宏观和微观的研究手段，对钻井液泥饼结构进行了深入分析。硅酸钾聚合醇钻井液形成的泥饼结构是硅酸钾钻井液和聚合醇钻井液泥饼结构的复合，主要表现在硅酸钾聚合醇钻井液泥饼表面片状膜结构伸展性好且连接性紧密，断面较紧凑且均匀，既拥有硅酸钾处理后泥饼所呈片状膜结构，又拥有聚合醇处理后泥饼整体似一层的致密特性。加入硅酸钾钻井液和硅酸钾聚合醇钻井液体系的泥页岩的膜效率分别为65%和74.3%，可以通过钻井液活度控制有效地阻止离子进入地层，从而维护井壁的稳定性。参 考 文 献1 徐同台，赵忠举21世纪初国外钻井液和完井液技术石油工业出版社，20042 孙金声水基钻井液成膜技术研究西南石油大学2006届博士论文3 Bailey B.Craster new insight into the mechanisms of shale inhibition using water based silicate drilling fluidR.IADC/SPE39401,19984 Ward,Champman JW. Silicate based muds: chemical optisation based on field experience.SPE37266,19975 岳前声，肖稳发，向兴金聚合醇处理剂JLX作用机理研究J油田化学，2000, 17(1):14-166 王昌军，岳前声，张岩等聚合醇JLX防塌润滑性能研究J钻井液与完井液，20 01, 18(3):6-8动态模拟方法选配钻井液添加剂的实验研究尤源 张洁 赵向阳 胡琦（西安石油大学化学化工学院，陕西西安，710065）摘要：本文针对现行钻井液添加剂研究、评价方法中存在的问题，探索用动态模拟钻井液循环流动过程的实验装置及实验方法研究、评价钻井液及其添加剂，并优选钻井液配方，指导其现场应用工艺。文中对以SJ为添加主剂的水基钻井液进行了动态模拟实验，优选了辅助添加剂及其添加量范围，并对各组分作用机理进行了探讨。实验结果显示：动态模拟实验方法比常规实验方法更接近现场条件，评价结果更真实有效；动态模拟实验方法能从多个角度反映钻井液及其添加剂的作用效果，在添加剂的选配及其作用机理研究方面有一定的应用潜力。关键词：钻井液 添加剂 动态模拟 选配 1 前言钻井液新理论及添加剂作用机理的研究迫切要求有新的有效的研究和评价手段12。目前，钻井液室内API实验方法不能完全模拟现场钻井液的循环流动条件，往往反映出一些钻井液或添加剂的室内静态评价结果和现场使用效果差异较大，不能很好地指导钻井液研究及添加剂的选配。所以，创新的研究和评价手段应该是建立在对钻井液的特殊和复杂作用过程及运行环境进行真实模拟和再现的基础上，并通过这种方法来认识和处理复杂的变化和作用过程，更好地指导钻井液化学及其工艺技术的应用；另外添加剂新产品开发出来后，由于巨大的风险性直接进入现场应用的可能性很小，而又没有合适的模拟环境来进行实验室中试。这也就是现在很多钻井液技术成果转化的困难所在。而事实上钻井液的一些性能参数（如：流变性、滤失造壁性等性能参数）具有工业放大性，完全可通过室内中试模拟测试，然后放大到工业应用。本论文针对以上问题，探索将动态模拟钻井液循环流动过程的实验装置及相应方法作为一种有效的实验手段来研究、评价钻井液及其添加剂，对钻井液的配方和性能进行优化和研究，为工业应用提供实验参数；探索将之用在钻井液教学或科研实验中为研究或学习过程提供一个仿真模拟平台，降低研究成本和试验风险，提高研究效率和新产品开发速度。作者简介：尤源，男，1982年生，宁夏盐池人，西安石油大学2003级应用化学专业硕士研究生。2006年7月获工学硕士学位。学位论文研究方向是油气田化学品选配及油气田工作液水动力学研究。论文联系人： 张洁，通讯地址：陕西省西安市电子二路东段18号，西安石油大学23#-601（710065）；电话：029-88383654，13991123068；E-mail: zhangjiexsyu.edu.cn。2 动态模拟实验方法本文实验所用动态模拟实验装置组合流程由实验室自制安装3，实验装置流程如图1所示。该动态模拟实验流程包含钻井液现场循环处理的主要单元，实验装置主体包括：模拟井筒、模拟钻杆、模拟泥浆池、模拟钻井液管线、模拟泥浆泵、模拟沉降池等。各单元独立制作且单元之间可以自由组合安装成实验所需动态流程。实验装置的主要设计参数如下：模拟井筒内径40mm；模拟钻杆内径8mm，外径10mm；动态失水测试器可模拟孔隙度2520%，渗透率为1020m2的地层孔隙结构。实验装置的操作参数：模拟无固相或低固相钻井液，流量01m3/h，环空返速020cm/s，模拟钻屑粒径1060目，试验温度50，试验压力0.5MPa，最低钻井液循环液量10L。图1 钻井液动态模拟实验装置组合流程示意图用该实验装置可以模拟钻井液循环流动的全过程，动态监测、调整钻井液的综合性能，并优选操作参数：可测试钻井液在井筒中循环的环空流速、流态；测试和研究钻井液携带岩屑的能力和在井筒内的上返情况；观察、测量钻井液动态失水及造壁过程；观察钻井液除泥、除砂过程；模拟钻井液中固相自然沉降过程；试验添加剂的添加量及添加速度并可直接观察、测试其处理效果。3 添加剂选配实验本文主要以钻井液添加剂SJ的动态模拟实验为例，介绍动态模拟实验方法及其在添加剂选配和研究方面的应用。SJ是一种天然高分子产物经化学改性而制得的钻井液添加剂，经过前期初步实验证明它在增黏、降失水、润滑、抑制黏土水化膨胀等方面都具有一定的作用4。向4%膨润土基浆中添加不同量的SJ后，所配钻井液流变性参数及失水量数据如表1所示。表1 4%膨润土基浆中添加SJ后钻井液性能组成AV（mPa·s）YP / PV（Pa/ mPa·s）初（Pa）终（Pa）FL（mL）基浆5.50.851.791.9911.6+1%SJ6.60.892.042.258.8+2%SJ8.50.992.663.077.9+3%SJ9.50.953.073.277.4+4%SJ10.61.093.523.737.0注：“基浆”指4%膨润土基浆，SJ添加量单位为g/mL钻井液由表1中数据可见，SJ有明显的增黏、降失水作用，但单独加入到基浆中切力值较高。向SJ处理浆中添加聚丙烯腈铵盐（NH4-HPAN）后钻井液流变性参数及失水量数据见表2。表2 SJ处理浆中添加NH4-HPAN后钻井液性能组成AV（mPa·s）YP / PV（Pa/ mPa·s）初（Pa）终（Pa）FL（mL）SJ处理浆9.50.953.073.277.4+0.1%NH4-HPAN9.50.933.003.237.4+0.3% NH4-HPAN8.50.150.260.516.5+0.5% NH4-HPAN6.50.030.000.266.2+0.7% NH4-HPAN6.60.040.000.005.8注：“SJ处理浆”指4%膨润土基浆+3%SJ由表2中数据可见，SJ和聚丙烯腈铵盐配合可以优化添加剂的综合处理效果。为了考察SJ增黏、增切作用对钻井液工作效能的具体影响，并研究SJ和聚丙烯腈铵盐的协同处理效果、循环工作性能，本论文通过动态模拟实验研究SJ处理过的钻井液的动态流变效果、组分作用机理，并优选辅助添加剂的加量范围使所配钻井液具有优异的综合性能。实验方法如下：配制4%膨润土基浆，在图1所示的模拟流程上运行1h，其间测试钻井液携带和悬浮岩屑性能（测试方法详见参考文献3）；将SJ分三次加入到钻井液中，添加量分别是钻井液循环量的1%、2%、3%，稳定运行2h，测试携带和悬浮岩屑性能，记录滤失速度；之后分5次向钻井液中间歇加入聚丙烯腈铵盐，加量分别为钻井液循环量的0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%，持续监测钻井液流变性参数和失水速度的变化。在试验运行过程中钻井液流变性指标，滤失速度等随运行时间、添加剂组分的变化情况如图2所示。图2 动态模拟实验中钻井液性能参数变化运行时间，min沉降时间，s309.39026.0150无法下沉22016.027011.7表3 井筒中岩屑沉降时间由图2中数据可见，随SJ的不断加入，钻井液的黏度上升，切力增加，而n值保持在合适的范围（0.30.6）内变化不大，滤失速度下降。显然塑性黏度和结构黏度都在上升导致表观黏度增加，而当NH4-HPAN加入后，钻井液黏度、切力都急剧下降，滤失速度先上升，后显著降低。为了比较黏度、切力的增加对钻井液携带岩屑的影响，实验过程中在井底预先加入了粒径为23mm岩屑50g，观察携带岩屑的情况。实验发现：起初岩屑只能被携带约20cm，而在SJ加入完毕时，大量岩屑被携带出井并留在过滤筛上。钻井液运行期间，间歇停泵向井筒中添加岩屑，测试钻井液悬浮岩屑的能力，测试结果见表3。由表3中数据可见，当SJ加量达到3%后（对应120 min 150min时间段），钻井液黏度、切力增加，大颗粒的岩屑在停泵后可以被悬浮住而不沉降；SJ提黏、提切作用对钻井液携带岩屑和悬浮岩屑非常有利，但也发现当其添加量过大，黏度、切力则太高，再次开泵后，井筒中只有中心部位的钻井液在循环，而靠近井壁的钻井液循环很慢，甚至停滞不动。可见，钻井液黏度和切力不能一味增高，否则会使循环流动不畅，水动力下降、泵送困难。待到NH4-HPAN添加完后，加入到井筒中的岩屑沉降很快，而且入井后仅能被携带约20cm高，最终无法被带出井口。在实验过程中，发现刚开始加入NH4-HPAN时（约180min205min时间段内），滤失速度有明显增加，而后则迅速降低。在实验结束前钻井液滤失速度已经非常慢。由图2中数据可见：在190min到220min时间段内，钻井液的结构黏度有一个急剧降低过程，而正是结构黏度的降低，使井壁处原来停滞的钻井液重新流动，使得井壁孔隙处的压力增加，流速增加，滤失速度也增大，实验结束时，拆开动态滤失仪也发现近井壁处有块状的钻井液，这也证实钻井液黏度和切力的增加使井壁处流速降低也是滤失速度降低的一个原因。综上所述，SJ降低滤失量部分机理（实验或文献报道中还显示SJ有成膜作用）在于增加了钻井液的黏度，从而使滤液黏度也增大、通过地层孔隙的阻力增加，同时它对黏土颗粒有弱的絮凝作用，增加了黏土颗粒的微观尺寸，有利于填堵小的孔隙。但弱的凝聚作用也使钻井液中的游离水相对增加，在高压下往往会使游离水分离出来，从而滤失量增加。而加入的NH4-HPAN则均匀分散在钻井液中，控制了钻井液中的游离水份，并形成极细微的稳定胶体结构，从而使滤失量很低，即使高压下增加幅度也不大。NH4-HPAN的这种性能也使其在钻井液中不易形成一定的结构，单独使用携带岩屑效果欠佳。钻井液中SJ和铵盐以合适比例共同作用有助于钻井液性能均衡。4 结论与建议4.1 结论（1）动态模拟研究方法在实验室再现了钻井液现场工作、处理过程，可以从更多角度反映出钻井液及其添加剂的作用过程和处理效果，为研究人员提供更多的研究和评价信息，促进添加剂选配及其作用机理的研究，是钻井液及其添加剂研究开发的一种有效实验手段。（2）钻井液动态模拟实验可以作为钻井液及其添加剂体系研究、评价程序中重要的实验室中试环节，有利于降低工程实验的投入和风险，提高产品开发质量和速度。（3）用动态模拟方法对SJ为添加主剂的水基钻井液进行了选配，并为其作用机理的探讨提供了实验依据。（4）SJ是一种天然产物改性的钻井液添加剂，有一定的增黏、增切、降滤失作用。将SJ与NH4-HPAN以一定比例配成的钻井液体系综合性能得到均衡。4.2 建议（1）在钻井液及其添加剂的评价程序中可以考虑加入“动态模拟试验”作为实验室中试。（2）大量添加剂的动态模拟研究和评价还没有系统地展开，该方法需要在今后应用过程中不断改进。（3）动态评价方案不是固定不变的，具有扩展性和灵活性，可以针对具体的研究对象制定。（4）钻井液及其添加剂动态模拟实验研究是钻井液化学及油田化学机理动态模拟研究的一种新的研究思路，值得在油田化学实验研究方面进行推广和扩展。参 考 文 献1 鄢捷年.钻井液工艺学M.山东东营：石油大学出版社，2001：2324.2 陈立滇.油田化学剂现状及展望J.精细石油化工，1994（3）：19.3 尤源.钻井液动态模拟实验装置的研制与应用D.西安：西安石油大学，2006.4 冯文强.树胶杂多糖及其衍生物在钻井液中的应用研究D.西安：西安石油大学，2004.钻固一体化技术在提高固井二界面胶结质量的应用研究作者简介：宋明全，教授级高级工程师，现为中国石化石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所钻井液研究室主任。地址：(253005)山东省德州市东风东路35号。宋明全 江山红 王治法（中国石化石油勘探开发研究院石油钻井研究所，山东德州，253005）摘要：采用钻井液钻井时会在井壁上形成泥饼，不管其有多薄，固井时都会在井壁上形成一个不可固化层，尤其是漏失层段，易导致第二界面胶结达不到良好的效果。钻固一体化工作液技术通过引入复合活性材料，形成可固化泥饼层，固井施工时通过对钻井液的性能转换和潜活性激活等工艺，提高易漏地层的承压能力促使井壁附着的泥饼固结，能够提高地层泥饼水泥环的胶结亲合力，有效地解决了传统固井水泥桨与钻井液的不相容问题。该技术在易漏井段、热采生产井油气层井段进行了成功应用，油层井段第一、二界面固井质量达到了优质标准，有效地提高了第二界面固井质量，减少和阻止了油、气、水流体的层间窜通。钻固一体化技术作为石油钻井工程中的技术创新，具有广阔的应用前景。主题词：钻固一体化 工作液 固井液 二界面 安全性 胶结质量 钻井工程中固井二界面实际上是固井液形成的固化体（水化产物）与井壁表面形成的泥饼的胶结界面及泥饼与井壁形成的胶结界面二个胶结界面形成的复合胶结界面，钻井液和固井液一样是构成固井二界面的基本主体单位。钻固一体化技术是根据钻井施工作业中钻井液、前置液以及固井液等紧密联系的施工环节和影响特点，而开发的一种兼顾钻井、固井两大功能的油田工作液技术。一体化工作液中本身含有某些潜在活性物质，在钻井时活化胶凝粉物质呈惰性状态，满足长期循环的钻井要求，形成特殊泥饼层的具有潜在的固化活性。钻井完成后，在工作液中适当补充活性物质和激活剂，作为固井用的胶凝浆，调节凝结时间，侯凝使之固化，完成一次注水泥施工作业3。该技术是利用工作液中活化胶凝粉的物理化学特性来改善泥饼与水泥环、地层的胶结亲合力，由于钻井液、泥饼、固井液含有相同的潜在活性材料，固井时可以实现同步固化胶结，有效地解决了传统固井水泥桨与钻井液的不相容问题，避免常规水泥浆固井出现在水泥石、泥饼和地层过渡层形成类似于“三明治”的结构和防止地层过渡层间高低压油气水层的相互窜通。是保证井下固井二界面胶结质量重要的技术措施之一，同时由于井壁上泥饼的存在，显著降低固井液滤液对油气层的污染。钻固一体化技术实现了钻井液、固井液的有机结合，钻固一体化技术是未来钻井工程技术发展的一种趋势。1 界面胶结的影响因素分析及钻固一体化技术作用机理1.1 水泥环泥饼地层界面胶结的影响因素分析1井壁的泥岩、砂岩中均含有铝硅酸盐碳酸盐矿物，水泥浆在硬化时通过水化物多种键桥连接成网结构，保证对井眼环空围岩的有效胶结。使用普通钻井液钻井时会在井壁上形成泥饼，不管其有多薄，固井时都会在井壁上形成一个不可固化层，破坏了水泥对地层的亲合力及固化胶结性能，使水泥环与地层岩石之间存在不同程度的剥离，产生微裂缝，导致界面胶结强度下降，留下层间窜的隐患。尤其是堵失井段，大量堵漏材料与钻井液形成的厚而疏松的泥饼，导致第二界面胶结达不到良好的效果。室内研究表明，当钻井液与水泥浆相混时，除了水泥浆使钻井液增稠外，钻井液中的某些组份，如降失水剂、防塌剂、降粘剂等，严重影响水泥浆性能和固化效果。这样原本在入井前确定的凝结时间，在固井后，因钻井液的影响可能导致水泥浆会长时间不凝。大量的现场应用结果表明，仅仅依靠固井工艺技术还不能完全解决固井质量问题，比如不规则井眼对水泥浆顶替效率的影响，井壁及套管表面附着的粘稠钻井液对水泥浆性能的影响，窄小环空顶替效率、厚泥饼对二界面胶结强度的影响等都是严重影响固井质量的重要原因。因此提高界面固井质量，不仅仅是固井水泥浆工艺的问题，还应该考虑其它作业流体和环节。1.2 钻固一体化工作液的主要组成普通钻井液中不含有潜在活性的物质，针对这种情况，借鉴高性能混凝土的研究成果，研究了一种添加有复合活性材料的适用于钻井和固井的工作液体系，赋予了钻井液可固化的潜活性能力。该体系主要有潜活化胶凝粉材料、界面增强剂、活性激发剂和活性调节剂等组成。活性胶凝材料是优选活性质量系数高的颗粒结晶体，并通过机械粉碎方法降低粉末颗粒尺寸，改变晶体结构，而制备的具有高活性的亚稳态固体粉末材料或多相复合材料，该材料与钻井液亲和性好，能通过吸附作用结合到粘土晶层端部，堵塞粘土层片之间的缝隙，有效抑制粘土的水化，能够提高泥饼与水泥环、地层的胶结亲合力。工作液形成的泥饼除具有正常的性能外，具有高效封堵微裂缝的能力，其中的活性物质还可被碱金属氧化物等网结构介质的水化反应所激活而发生水化固化反应，界面增强剂可改善页岩界面张力，增强水泥环与地层岩石间的胶结能力，提高第二界面的胶结效果。1.3 钻固一体化工作液的作用机理探讨国内许多学者对水泥固化体界面过渡层进行了深入的研究4，认为固井水泥界面存在过渡层，除了泥饼因素外，主要是由于水泥浆与井壁表面自由水形成水膜层而成的，离子半径小的Ca2+容易扩散，移动到界面水膜层，在过渡层析出的水化物主要是Ca（OH）2，并呈结晶的定向排列。Ca（OH）2与C-S-H凝胶相比，结晶粗大，比表面积小，强度也低，如果表面形成的水膜层过厚，很容易变成空隙。一体化工作液中的潜活化胶凝粉材料含有大量活性微细矿物，可以有效改善过渡层性质。胶凝材料通过活性激发剂和活性调节剂激活作用，活化胶凝材料玻璃体表面的Ca2+、Mg2+与OH-反应生成Ca（OH）2、Mg（OH）2 ，使玻璃体表面破坏，活化胶凝粉玻璃体网络结构中含钙多的连续相中的Ca-O、Mg-O键受到 OH-破坏后，为OH-进一步进入玻璃体内提供了必要的通道，而激活剂中的Na+，、K+等与Ca2+、Mg2+进行替换，连接在Si-O键上，这样就实现了对玻璃体网络结构的破坏，形成大量的活性SiO2，其中的活性SiO2和活性Al2O3能够通过活性反应吸收水化反应过程中产生的Ca(OH)2晶体，转化成耐冲蚀CaOSiO2的水化产物，其水化反应式:活性SiO2+ m1Ca(OH)2+ nH2Om1CaOSiO2nH2O活性Al2O3+ m2Ca(OH)2+ nH2Om2CaOAl2O3nH2O虽然过渡层Ca（OH）2晶体不断的形成，能迅速被溶解，不断的形成C-S-H凝胶沉积，并和已形成的水化硅酸钙产生二次水化反应，使浆体逐渐变稠、硬化，浆体就逐渐由粘塑性向弹塑性最后向脆性发展，强度迅速增加，在新生的水化胶结界面，消除了削弱界面胶结强度的隐患，从而提高界面的胶结强度。钻固一体化工作液泥饼的固化反应直接受到一体化工作液反应机理和过程的控制，只要能控制潜活化胶凝粉水化反应过程，我们就可以依照其活性变化规律有效控制一体化工作液泥饼的活性。2 钻固一体化工作液的