Performance Evaluation of Sand Control Materialof Swelling Shape-Memory Particles
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摘要:
针对油气井开采过程中的出砂问题，提出采用温敏性形状记忆聚合物材料填充射孔孔道的新型防砂方法，以达到简化施工程序、降低防砂成本和延长防砂有效期的目的。优选形状记忆聚氨脂泡沫作为原料，加工成粒径3～6 mm的不规则颗粒，并在颗粒外表面涂覆环氧树脂和固化剂，制备成膨胀颗粒防砂材料，试验评价了该防砂材料的膨胀性能、耐温性能、抗压强度、过流性能、挡砂性能和耐介质性能。试验结果表明：该防砂材料在温度60～70 ℃下开始膨胀，最高适应温度90 ℃；膨胀系数200 %，在约束空间中膨胀胶结后可形成整体硬质挡砂屏障，抗压强度4.5 MPa，渗透率90 D，可阻挡粒径大于0.15 mm的地层砂；其过流性能和抗堵塞能力明显高于树脂涂覆砂防砂材料。该防砂材料防砂形成的挡砂屏障具有高渗透、高强度和抗堵塞的特点，利用该材料防砂具有成本低、施工简单和不留管柱等优点，具有很好的推广应用价值。
Abstract:To solve the problem of sand production that occurs during oil and gas well exploitation, a new sand control method of filling perforation channels with a temperature-sensitive shape-memory polymer was proposed with the goals of simplifying the construction procedure, reducing sand control cost, and prolonging the effective period of sand control. Shape-memory polyurethane foam was selected as the raw material, processed into irregular particles of 3–6 mm in particle size, then coated with epoxy resin and curing agents on the outer surface. A sand control material of swelling particles was thus prepared, and its swelling performance, temperature resistance, compressive strength, flow performance, sand retention, and medium resistance were evaluated by testing. The results showed that this sand control material started to swell at the temperature of 60–70 °C and its maximum adaptive temperature was 90 °C. With a swelling coefficient of 200%, this material could form a monolithic sand retention barrier after it swelled and cemented in a confined space. The barrier exhibited a compressive strength of 4.5 MPa and a permeability of 90 D. It is capable of retaining formation sand above 0.15 mm in particle size. The flow performance and anti-clogging ability of the proposed material were significantly superior to those of the sand control material of resin-coated sand. The proposed sand control material deserves promotion and application because the sand retention barrier it forms when applied to sand control is highly permeable, high-strength, and anti-clogging, and sand control with this material has the advantages of low cost, simple construction, and leaving no strings.
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泸州区块位于川南地区低陡构造带，目的层龙马溪组底界埋深普遍在3 500～4 500 m，由北往南逐渐变深。2019年该区块垂深3 890 m的泸203井测试产气量达1.38×106 m3/d，是国内首口测试日产气量超过百万立方米的深层页岩气标杆井[1-10]。由于深层页岩气开发尚处于起步阶段，其配套钻井完井技术目前主要借鉴长宁区块、威远区块等中深层页岩气钻井完井作业经验。樊好福等人[11]采用高造斜率螺杆钻具减少滑动进尺，应用控压钻井技术降低水平段钻井液密度。臧艳彬等人[12]优化井身结构，研究水力加压器和射流冲击器等提速工具、复合钻头和控压钻井等技术，取得了较好的提速效果。然而，泸州区块深层页岩气钻井仍然存在特殊岩性地层可钻性差、地层温度高造成旋转导向寿命短、目的层断层发育导致轨迹控制难度高等难点，机械钻速低、钻井周期长、井下故障率高，钻井完井成本居高不下。为此，笔者开展了井身结构和井眼轨道优化研究，优选了井眼轨迹控制技术和高性能油基钻井液，形成了泸州区块深层页岩气水平井钻井关键技术，并在4 口井开展了地面降温设备先导试验，大幅缩短了钻井周期，取得了显著效果。
1. 钻井技术难点
泸州区块深层页岩气井自上而下钻遇沙溪庙组、自流井组、须家河组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组、茅口组、梁山组、韩家店组、石牛栏组和龙马溪组，与常规页岩气相比，具有埋藏深、岩石可钻性差、井底温度高和井控风险高等特点[12-17]。钻井过程中存在以下技术难点：
1）须家河组、龙潭组可钻性差，常规PDC钻头机械钻速低。须家河组地质年代老，石英含量高，粒度小，胶结致密，硬度高达6～7级，研磨性高达8级。龙潭组以页岩夹铝土质泥岩、凝灰质砂岩为主，铁质含量高达9.5%，研磨性强。泸203井区须家河组厚度500～600 m，一般使用3～5只钻头钻穿，平均单只钻头进尺150 m；龙潭组厚度 100～200 m，一般使用3～6只钻头钻穿，平均单只钻头进尺55 m。
2）复杂井漏频发，井控风险高。须家河组—栖霞组同一裸眼段多个压力系统并存，须家河组压力系数为1.2，茅口组—栖霞组压力系数则在1.8 以上，易出现漏喷同存等复杂情况，存在“漏转溢”、“漏转喷”的可能；韩家店组、石牛栏组和龙马溪组易钻遇裂缝，存在喷漏同存现象，井控风险高。
3）定向工具仪器抗温性能差。泸州区块某井实测井底循环温度135 ℃，因地层温度过高导致6趟钻旋转导向工具均无信号。泸州区块深部地层温度超过150 ℃，循环温度140 ℃左右，常规定向工具难以满足高温下安全钻进要求，故障率高，严重影响机械钻速。
4）断层发育，井眼轨迹控制难度大。目的层储层厚度薄，断层发育，地层倾角变化大。为保证优质储层钻遇率，频繁调整井眼轨迹导致井眼呈W形，造成地质导向难度大，摩阻扭矩增大，井下卡钻风险升高。
2. 钻井关键技术
2.1 井身结构优化
综合考虑地层压力、必封点、钻井施工难度、钻机负载、井下风险、经济性等因素，开展泸州区块深层页岩气水平井井身结构优化研究。在保证实现地质目标和安全的前提下，尽可能减少套管层次、缩短裸眼段长度、降低摩阻扭矩，为安全高效钻井完井提供基础[14]。泸州区块深层页岩气水平井采用典型的“导管+三开”井身结构，如图1所示。
ϕ508.0 mm导管一般下至井深50 m左右，封隔风化漏层及垮塌层，可适当加深；ϕ339.7 mm表层套管一般下至须家河组顶部10～30 m，封隔上部漏层、垮塌层和浅层气，考虑井控需要可加深至须四段中下部；ϕ244.5 mm技术套管一般下至韩家店组顶部30～50 m，封隔上部漏、垮、喷等复杂层段及含硫气层；若长兴组、龙潭组、茅口组等层段钻遇复杂情况，同一井段钻井液密度难以兼顾，可浅下套管至栖霞组顶部，采用ϕ139.7 mm 生产套管封固龙马溪组目的层。
2.2 井眼轨道优化及轨迹控制
前期采用的三维井眼轨道施工难度大、井下风险高，严重影响钻井周期。因此，综合考虑丛式井防碰、摩阻扭矩、轨迹控制难度和钻井速度等因素，将三维轨道优化为双二维井眼轨道，多采用“直—增—稳—降—直—增—平”剖面类型，上部井段和入窗井段控制全角变化率分别为（1.0°～2.5°）/30m和（ 4.0°～6.0°）/30m，水平段控制全角变化率不大于3.0°/30m。与三维井眼轨道相比，“双二维”井眼轨道的钻进扭矩降低7%～14%、摩阻降低11.5%～16.5%[1]。
兼顾钻井安全、钻井速度和钻井成本，将水平井的水平段划分为钻井提速、钻井提速与风险兼顾、风险削减3个阶段（见表1）。钻井提速阶段，一般指在水平段长度不足1 000 m井段钻进阶段，该阶段钻井设备能力充足，井下风险低，以钻井提速为主，选用旋转导向工具配合大扭矩长寿命直螺杆控制井眼轨迹。钻井提速与风险兼顾阶段，一般指在水平段长度1 000～1 500 m井段钻进阶段，该井段钻井设备能力富余量减少、井下风险逐步升高，需要兼顾钻井提速和井下风险。评估井下风险较低时，以钻井提速为主，选用旋转导向工具配合大扭矩长寿命直螺杆；评估井下风险较高时，以降低钻井风险为主，选用旋转导向工具。风险削减阶段，一般指水平段长度超过1 500 m井段钻进阶段，该阶段钻井设备的钻进能力基本达到极限、井下风险较高，以降低钻井井下风险为主。评估井下风险较低时，选用旋转导向工具；评估井下风险较高时，选用近钻头伽马配合1.50°无稳定器弯螺杆和水力振荡器[9]。
表 1 推荐钻井参数和井眼轨迹控制方式Table 1. Recommended drilling parameters and wellbore trajectory control methods施工阶段 水平段长度/
m钻压/
kN转速/
（r·min–1）排量/
（L·s–1）风险 井眼轨迹控制方式 钻井提速 ≤1 000 120～150 80～100 32～35 低 旋转导向工具+直螺杆 钻井提速与风险兼顾 1 000～1 500 120～150 100～120 30～32 较低 旋转导向工具+直螺杆 较高 旋转导向工具 风险消减 ≥1 500 100～150 80～120 30～32 较低 旋转导向工具 较高 近钻头伽马+弯螺杆+水力振荡器 2.3 钻井参数优化
“大钻压、高转速、大排量”激进式钻井参数有利于提高钻井速度和井眼清洁效率，但当钻井参数超过极限值，将导致钻具失效或者提速效果不明显。为此，开展钻井参数优化研究，推荐最优钻井参数（见表1）。基于钻柱弹性稳定方程，不同转速下水平井钻具的临界钻压可由式（1）确定：
Pd=π2EIl2qmω2l29.86g (1) 式中：Pd为钻压临界值，kN；E为钢材弹性模量，N/m2；I为钻具惯性距，m4；L为单根钻具长度，m；ω为钻杆旋转角速度，s–1；qm为钻杆线重量，N；g为重力加速度，m/s2。
经计算，钻进工况下的钻压临界值为150 kN。
根据管柱动力学与变形能理论，优选安全转速计算模型。钻具蹩停瞬间动能转化成扭矩变形能，当动载扭矩值大于钻具理论抗扭强度时，钻杆产生变形，此时的转速即为安全转速临界值。用式（2）计算可知，钻井工况下，安全转速临界值为120 r/min。
M=√γGgπ230nJ100 (2) 式中：M为钻柱扭矩，N·m；γ为钻柱扭转角，rad；G为剪切弹性模量，MPa；n为转速，r/min；J为截面极惯性矩，cm4。
利用Landmark软件模拟分析不同排量下的井眼清洁效果，模拟计算条件如下：井深6000 m，水平段长2000 m，钻井液密度2.15 kg/L、塑性黏度35 mPa·s、动切力6 Pa，机械钻速8.0 m/h。钻进工况下保证井眼清洁的最小排量为30 L/s；结合钻井设备能力和提速效果，最大推荐排量为35 L/s（见图2）。实钻过程中，如因设备等原因无法达到最小排量，需提高转速或者使用井眼清洁工具等，保证井眼清洁效果，降低井下故障程度。
2.4 钻井提速工具优选及钻头优化
1）钻井提速工具优选。须家河组石英含量高、粒度小、硬度大，平均机械钻速仅为2.0～3.0 m/h。常规PDC钻头难以钻入硬地层、粘滑效应明显，钻头及钻柱振动大、易造成钻头崩齿；其攻击性和抗冲击性差，无法满足提速需求。为此，选用“三刀翼PDC +三牙轮”复合钻头与水力加压器配合，复合钻头的牙轮楔形齿提高了钻头的抗冲击性，双排布齿的PDC刀翼提高了切削效率和耐磨性能；水力加压器通过液压的方式吸收钻柱轴向振动[10-11]，减少钻头冲击崩齿。
2）PDC钻头优化设计。龙潭组地层铁质含量高，研磨性强，常规PDC钻头易磨损；石牛栏组以深灰色石灰岩、泥质灰岩为主，硬度高。综合考虑龙潭组铁质含量和夹煤层的特点，设计了六刀翼双排齿PDC钻头，ϕ16.0 mm 和ϕ13.0 mm 切削齿混合布齿，后排齿采用圆锥齿，以提高钻头的攻击性和夹层穿透能力；针对石牛栏组岩性，设计了五刀翼ϕ16.0 mm 切削齿PDC钻头，采用小后倾角设计，增强钻头的攻击性，提高机械钻速。
2.5 水平段钻井液选择及性能维护措施
综合考虑井壁稳定、润滑防卡和携岩能力等因素，水平段选用BH-OBM油基钻井液，其配方为：基础油+25.0%～35.0%CaCl2盐水+2.0%～3.0% BZ-OPE+1.5%～2.5% BZ-OSE+0.4% BZ-OWA+2.5%～3.0% Ca(OH)2+0.5%～2.5% BZ-OC+1.5%～2.5% BZ-OFL+0.2%～0.4% BZ-ORM+重晶石粉。该钻井液抗温 200～220 ℃，最高密度2.50 kg/L，破乳电压大于1 000 V，高温高压滤失量小于2 mL，渗透性封堵滤失量0～4 mL，制定了以下性能维护措施：
1）强化防塌性。控制油水比例80∶20～95∶5，水平段钻井液含水量不大于5.0%，进一步减少自由水进入地层，有利于调控钻井液的流变性，降低ECD。控制水相中氯化钙含量不低于25.0%，控制水相活度平衡。补充加入主乳化剂BZ-OPE、辅乳化剂BZ-OSE、润湿剂BZ-OWA，保持钻井液良好的稳定性，保证破乳电压高于800 V。
2）强化封堵性。保持钻井液中不同粒径封堵材料（BZ-OFL、BZ-OFL复合纳米型、细目钙）含量，封堵微裂缝，减少压力传递，控制高温高压滤失量不高于2 mL。
3）强化抗高温性能。保持钻井液中抗高温材料含量，控制降滤失剂BZ-KLS-I含量1.0%～1.5%、抗高温降滤失剂SMP-II含量2.0%～3.0%、BZ-FFT-I含量2.0%～3.0%、抗高温SN树脂含量2.0%～3.0%，保证抗温性能达到180 ℃。
4）强化携岩能力。采用油基钻井液流性调节剂调整钻井液动切力，保证钻井液动切力不低于8 Pa、动塑比不小于0.50，以提高其携岩能力。
2.6 钻井液地面降温系统的研制
目前，四川盆地页岩气钻井采用的旋转导向工具耐温性能一般在125～130 ℃，当井底循环温度超过125 ℃时，开始出现信号传输不稳定、寿命短等问题，严重影响了钻井时效；耐高温旋转导向工具服务费用高，工具数量少，保障能力不足。为此，研制了钻井液地面降温系统。
钻井液地面降温系统由循环泵、换热器、温控系统、压力系统、载冷剂和散热器等组成，如图3所示，其处理能力为 2 m3/min。该系统的工作原理是，从循环罐中抽出钻井液进入换热器，钻井液的部分热量通过换热器被载冷剂带走，将冷却后的钻井液重新注入到钻井泵上水罐中。载冷剂与钻井液进行换热之后，循环经过散热器自然冷却，再循环至换热器与钻井液进行热交换。
3. 现场试验
泸州区块4口井开展了应用试验，试验井平均井深5 601 m、水平段长1 884 m，钻井过程中未发生井下故障，机械钻速6.28 m/h，钻井周期110.06 d，整体效果良好（见表2），并创下国内深层页岩气水平段最长纪录（2 550 m）。与未使用该项技术的井相比，机械钻速提高5.5%，钻井周期缩短14.5%。下面以B井为例，详细说明该技术的应用情况。
表 2 泸州区块深层页岩气水平井钻井关键技术试验结果Table 2. Test results of the key technologies for deep shale gas horizontal well drilling in Luzhou Block井号 完钻井深/
m水平段长/
m钻井周期/
d机械钻速/
（m·h–1）A井 5 335 1 655 115.92 6.02 B井 5 437 1 700 102.92 6.36 C井 5 370 1 625 80.02 6.52 D井 6 265 2 550 141.38 5.97 B井设计完钻井深5 383 m，垂深3 610 m，预测井底温度150 ℃，采用三开井身结构。一开采用水力加压器+复合钻头，平均机械钻速达到12.71 m/h，较邻井提速19.3%。水平段使用OBM油基钻井液，钻井液密度控制在2.10～2.20 kg/L，塑性黏度控制在75～80 mPa·s，破乳电压控制在950 V 以上，油水比88∶12～95∶5，高温高压滤失量1.5～2.0 mL，满足水平段防塌、润滑和防卡要求，可保障水平段安全高效钻进。水平段自井深4 300 m开始使用地面降温系统，处理量1.2 m3/min，井底循环温度由128 ℃ 降至124 ℃。钻至完钻井深5 437 m时，处理量1.8 m3/min，井底循环温度由134 ℃ 降至129 ℃，保障了常温旋转导向系统的正常工作。该井2 612～5 251 m井段采用旋转导向钻井系统与长寿命大扭矩螺杆配合控制井眼轨迹，5 251～5 437 m井段采用近钻头地质导向系统、1.50°弯角螺杆钻具和水力振荡器控制井眼轨迹，顺利完成水平段钻进，最大全角变化率6.13°/30m，水平段机械钻速高达6.95 m/h。
4. 结论与建议
1）针对四川盆地泸州区块深层页岩气水平井钻井技术难点，通过优化井身结构，根据井下风险优选井眼轨迹控制技术，优化激进钻井参数，优选减振和高效破岩提速工具，利用地面降温设备保障正常钻井作业，形成了泸州区块深层页岩气水平井钻井关键技术。
2）“大钻压、高转速、大排量”激进式钻井参数有利于提高钻井速度和井眼清洁效率。综合考虑提速效果、钻具安全和设备能力，推荐水平段钻进最大钻压150 kN、转速120 r/min、排量35 L/s。现场试验表明，泸州区块深层页岩气水平井钻井关键技术可有效解决该区块深层页岩气水平井钻井中存在的技术问题。
3）钻井液地面降温系统基本能够满足井下循环温度小于130 ℃ 的井段常温旋转导向正常工作，但是随着井下温度升高，常温旋转导向工具使用将受到限制。为满足泸州区块深层页岩气安全高效开发的需求，建议继续开展高温旋转导向系统的引进和研发工作。
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图 3 膨胀颗粒膨胀时间与温度的关系曲线
Figure 3. Relationship between the swelling time of swelling particles with temperature
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图 6 膨胀颗粒胶结定型前后对比
Figure 6. Comparison of swelling particles before and after cementation setting
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图 8 不同粒径地层砂的驱替压差
Figure 8. Displacement pressure difference of formation sand with different particle sizes
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图 9 膨胀颗粒防砂材料与涂覆砂的驱替压差
Figure 9. Displacement pressure difference between sand control material of swelling particles and resin sand
表 1 不同粒径地层砂的出砂量及驱替后的渗透率
Table 1 Sand production of formation sand with different particle sizes and permeability after displacement
地层砂粒径/mm 出砂量/g 渗透率/D 92.3 0.250 未出砂 91.5 0.212 未出砂 91.2 0.150 0.004 86.3 0.120 0.011 84.8 0.106 0.035 79.4 
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表 2 膨胀颗粒防砂材料在不同介质中浸泡前后的质量
Table 2 Mass of sand control material of swelling particles before and after soaking in different media
浸泡介质 膨胀颗粒防砂材料胶结岩心质量/g 浸泡前 浸泡10 d 浸泡30 d 15%盐酸 6.874 6.863 6.854 pH值10碱液 6.803 6.794 6.762 柴油 6.947 6.965 6.996 地层水 6.785 6.781 6.783
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