1. 引言

破碎性地层是从黏土到板岩的一大类海相或湖相沉积岩的总称，主要由黏土矿物和非黏土矿物组成。研究表明90%以上的井塌发生在泥页岩地层，其中破碎性泥页岩地层约占三分之一，严重制约了油气田勘探开发的发展。对破碎性地层的物质组成、微观结构、理化性能分析的研究最终目的是弄清楚井壁不稳定的机理。在破碎性地层失稳研究的初期，人们认为泥页岩井壁失稳主要是由于泥页岩中含有易膨胀性的黏土所致，进入20世纪80年代以来人们逐渐加深了对破碎性泥页岩的研究，认识到微裂缝的扩张效应是导致地层失稳的根本原因，为此优选了几种单体，合成了一种适合于破碎性地层井壁稳定剂，增强破碎性地层的胶结能力，以期减少破碎性地层的垮塌，提高油气钻探成功率[1]-[6]。

2. 井壁稳定剂SACA-1的合成与表征

选择N-乙烯基吡咯烷酮作为反应主单体，引入2-丙烯酰胺基2-甲基丙磺酸(AMPS)、阳离子单体二甲基二烯丙基氯化铵、有机硅单体r-丙烯酸脂丙基三甲氧基硅烷，提高合成产品的抗温、抗盐性及稳定井壁的能力。选择氧化还原体系过硫酸钾–亚硫酸氢钠作为本聚合反应的引发剂[7]-[11]。

首先确定单体质量浓度为30%左右、pH = 8~9，采用正交实验方法，选取以下四种单体合成目标产物，单体质量比A{m (N-乙烯基吡咯烷酮):m (AMPS):m (二甲基二烯丙基氯化铵):m (r-丙烯酸脂丙基三甲氧基硅烷)}、反应时间B (h)为2、4、6 h；反应温度C (℃)为60℃、80℃、90℃；引发剂加量(以单体总质量为基准) D (%)为0.5%、1.0%、1.5%。构建四因素三水平正交实验表，其原则是在单因素实验的基础上进行合理的确定，以岩屑热滚回收率为指标分析合成的井壁稳定剂的最佳条件，K1~K3为各因素水平热滚回收率的平均值。

Table 1. Optimal orthogonal experiments for synthesis conditions

表1. 合成条件优选正交试验表

从表1可以看出，热滚回收率最高的分别是A3、B2、C3及D3，从极差可以看出，四个因素对热滚回收率的影响顺序为B > A > C > D，B是影响井壁稳定剂性能的主要因素。由此确定最优合成条件为：单体质量比4:2:1:1，单体浓度为30%，反应时间为4 h，反应温度为60℃，引发剂(过硫酸钾/亚硫酸氢钠)加量为0.5%，反应pH为8~9。

采用Nicolet公司的Magna-IR 560型傅里叶变换红外光谱(FT-IR)对井壁稳定剂进行表征。将制备好的井壁稳定剂用丙酮洗涤，然后与KBr混合、研磨、压片，并使用傅里叶红外光谱仪对其进行测试，结果如图1所示，图2为合成的样品。

Figure 1. Infrared spectra of borehole stabilizer SACA-1

图1. 井壁稳定剂SACA-1的红外光谱图

Figure 2. Samples synthesized in the chamber

图2. 室内合成的样品

由图1可知，3405 cm⁻¹处是非缔合酰胺基中N-H的伸缩振动峰，2929 cm⁻¹处是-CH₂₋的伸缩振动峰，1669 cm⁻¹处为C=O伸缩振动峰，1456 cm⁻¹处对应于C-N的伸缩振动吸收峰；1351 cm⁻¹处是C-N的伸缩振动峰，1104 cm⁻¹处是-SO₃₋的不对称伸缩振动峰，1037 cm⁻¹处是对应-Si-O-C-伸缩振动吸收峰，946 cm⁻¹处是−OH的伸缩振动峰，说明合成产物与目标产物一致。

采用Versa ThermHm TGA型的分析热重仪对破碎性地层井壁稳定剂SACA-1进行表征分析，测量温度范围25℃~450℃，加热梯度为15℃/min，测试氛围为高纯氢气。

Figure 3. TG-DTG curve of borehole stabilizer SACA-1

图3. 井壁稳定剂SACA-1的TG-DTG曲线

由图3可知，当温度为220℃，对应的DTG曲线出现一个吸收峰，失重率仅为8.2%，在220℃~300℃范围内，井壁稳定剂SACA-1的质量快速下降，该阶段主要为醚键和支链的断裂；在此阶段，CONH₂，−SO₃₋，−C00−等强极性基团，失去结合水所致，其失重率为23.4%，在300℃~410℃范围内，主要为主链断裂，此时失重率为56.8%，表明研制的井壁稳定剂的抗温能力达到220℃，满足超深井钻探的要求。

3. 井壁稳定剂SACA-1的性能评价

3.1. 泥饼薄片径向膨胀试验

室内用径向膨胀试验法初步探讨了SACA-1的稳定井壁的性能，并与一些现场常用的井壁稳定剂进行了对比。其方法是先将杭锦旗J58P47井的现场岩样在105℃ ± 2℃下烘干，并粉碎，过200目的分样筛，称取1.00 g岩屑粉，置于直径为20.0 mm铁环中，在20.0 MPa压力下恒压3 min，以压成规则的泥饼薄片[12]-[18]。试验时，将小泥饼薄片置于待测液中，观察小泥饼薄片在不同时刻下的膨胀直径d，并计算径向膨胀率DW。试验结果见表2。

Table 2. The results of swelling after 24 hours of soaking in the treatment solution

表2. 处理剂溶液浸泡24小时膨胀结果

由表2可知，在相同浓度下，室内压制的薄泥饼在1%和3% SACA-1中浸泡24 h的径向膨胀率分别为23.1%、13.0%，均低于一些现场上常见的聚合物和无机盐井壁稳定剂。

3.2. 热滚回收试验

在室内用改进型的热滚分散试验法进一步探讨了SACA-1的稳定性能。试验时，先将岩样小心砸碎，过孔径为20目的分析筛，置于有一杯水的干燥器中备用，以保持岩样含水量的一致性。热滚试验的条件为：温度200℃，时间16 h，岩样重量30.00 g，热滚后用40目分样筛筛去破碎岩屑，将筛余所得岩屑洗净后，置于烘箱中在105℃ ± 2℃条件下烘干4 h，称重，计算岩样的热滚回收率，试验结果见表3 (其中，WR为回收岩样重，R为热滚回收率)。

Table 3. Evaluation results of on-site rock chip hot roll recovery

表3. 现场岩屑热滚回收率评价结果

由表3可知，在含有不同的浓度1.5%和3%的处理剂溶液中，现场岩屑在SACA-1溶液中的热滚回收率最大，分别为67.17%、80.03%，其次为KPAM，热滚回收率为62.23、72.13%，表明研制的井壁稳定剂SACA-1稳定井壁的效果良好。

3.3. 现场岩屑在空气、水中联接抗剪切强度

首先将研制的井壁稳定剂SACA-1涂覆于岩石联接的表面上，并将联接试样置于5 MPa的压力下压制2 h，然后分别放置在20℃的空气中、90℃的水中，静置24 h，最后在试样的联接面上施加纵向拉伸力，评价试样在空气中和水中能承受的最大负荷，联接面上的平均剪应力为实际的联接抗剪强度[3] [19]-[22]。

表4为不同处理剂作用后的联接抗剪强度测试结果。结果表明，SACA-1、SAS、FA-367和KPAM在空气中的联接抗剪强度较高，SACA-1在水中联接抗剪强度最高，达到0.206 MPa，其余相对较小。图4为现场岩样使用SACA-1联结前后的效果对比图。

Table 4. Shear strength test of core connection after the action of different treatment agents

表4. 不同处理剂作用后岩心联接抗剪强度测试

(The left image is the unconnected photo, the right image is the photo after the connection)

注：(左图为未联结的照片，右图为联结后的照片)

Figure 4. Comparison of the on-site core before and after using SACA-1

图4. 现场岩心使用SACA-1联结前后的对比照片

3.4. 岩心单轴抗压强度测试

将杭锦旗J58P47井岩样置于不同介质中浸泡24 h，小心取出，室温条件下自然风干后，置于三轴应力试验台架上，测试其抗压强度，结果见表5所示。

Table 5. Compressive strength of cores after soaking in different media for 24 h

表5. 岩心在不同介质中浸泡24 h后的抗压强度

表5可知，干燥岩样的单轴抗压强度为11.6 MPa，清水浸泡后抗压强度下降至4.23 MPa，下降幅度为63.63%。经过不同的化学剂处理后，岩样的抗压能力有不同程度提高，其中3% SACA-1的作用后效果最为明显，抗压强度达到8.98 MPa，抗压强度下降幅度仅为22.79%，其次为3% SAS，抗压强度下降幅度为32.33%，表明SACA-1可有效提高岩样遇水后的抗压强度，能够保证破碎性地层的稳定。

3.5. 和钻井液的配伍性评价

在室内分别配制聚磺改性钻井液体系，聚磺钻井液：清水 + 3%~5%膨润土 + 0.5% Na₂CO₃ + 2%~3% SPNH + 1.5%~3.0% SMP + 0.3%~0.5% CaO + 2%~3% KCl + 3%~5% FRH (润滑剂) + 特级重晶石 + 1% HAY + 1% CJD-1 + 3% NFA-25 + 4% YRZ-1；KCl-聚合物钻井液：清水 + 3%~5%膨润土 + 10% KCL + 0.8%~1% FA367 + 1%~2% JJFD-120 (聚合物降滤失剂) + 1%~2% NFA-25 (白沥青) + 2% FRH (润滑剂) + 0.2% Span-80 + 重晶石。测定加入不同浓度的SACA-1后的钻井液性能，热滚试验的条件为：温度180℃，时间16 h，现场岩样重量30.00 g。结果见表6~8所示。从表中可以看出，热滚前后流变性能稳定，且随着SACA-1的浓度由1%增加至3%时，钻井液的热滚回收率均有一定程度的提高，其它性能稳定，表明SACA-1与这两种钻井液体系中的处理剂配伍性良好。

Table 6. Compatibility performance of 1% borehole stabilizer SACA-1 with drilling fluid

表6. 1%井壁稳定剂SACA-1与钻井液配伍性能

Table 7. Compatibility performance of 2% borehole stabilizer SACA-1 with drilling fluid

表7. 2%井壁稳定剂SACA-1与钻井液配伍性能

Table 8. Compatibility performance of 3% borehole stabilizer SACA-1 with drilling fluid

表8. 3%井壁稳定剂SACA-1与钻井液配伍性能

为了研究井壁稳定剂SACA-1的稳定井壁的作用机理，用场发射扫描电镜对井壁稳定剂3% SACA-1加入到聚磺水基钻井液体系前后的泥饼进行了对比分析，结果见图5。

(a) (b)

Figure 5. SEM images of polysulfur drilling fluid mud cake before (a) and after (b) action of borehole stabilizer SACA-1

图5. 井壁稳定剂SACA-1作用前(a)、后(b)聚磺钻井液泥饼扫描电镜图

由图5可以看出，未添加SACA-1的聚磺钻井液体系形成的泥饼表面具有许多孔洞，这部分孔洞的存在将使得泥饼的渗透率变大，泥饼质量变差，大量钻井液滤液会进入地层，破坏地层的稳定性；而加有SACA-1的聚磺钻井液体系形成的泥饼表面光滑、致密，有利于阻止钻井液中的滤液进入地层，达到稳定井壁的目的。

4. 结论与认识

(1) 井壁稳定剂SACA-1的最佳合成条件为单体(N-乙烯基吡咯烷酮、2-丙烯酰胺基2-甲基丙磺酸(AMPS)、二甲基二烯丙基氯化铵、r-丙烯酸脂丙基三甲氧基硅)质量比4:2:1:1，单体浓度为30%，反应时间为4 h，反应温度为60℃，引发剂(过硫酸钾/亚硫酸氢钠)加量为0.5%，反应pH为8~9。

(2) 井壁稳定剂SACA-1的抗温可以达到220℃，3% SACA-1的溶液现场岩屑热滚回收率达到80.03%；空气中联接抗剪切强度达到0.301 MPa，在水中联接抗剪强度为0.206 MPa；单轴抗压强度达到8.98 MPa。

(3) 井壁稳定剂SACA-1对聚磺钻井液及KCl-聚合物钻井液性能影响较小，配伍性良好，当加量为3%时，聚磺钻井液和KCl-聚合物钻井液的热滚回收率均超过85%，表明SACA-1具有广阔的应用前景。

基金项目

中国石油化工股份有限公司科技重大专项(P22097)。

参考文献