国内外页岩气井水基钻井液技术现状及中国发展方向

孙金声，刘敬平，闫丽丽，刘　勇

（1.中国石油钻井工程技术研究院，北京102206；2.中国石油勘探开发研究院，北京100083；3.长城钻探工程有限公司，北京100101）

国内外页岩气井水基钻井液技术现状及中国发展方向

孙金声1，刘敬平2，闫丽丽1，刘勇3

（1.中国石油钻井工程技术研究院，北京102206；2.中国石油勘探开发研究院，北京100083；3.长城钻探工程有限公司，北京100101）

孙金声等.国内外页岩气井水基钻井液技术现状及中国发展方向［J］.钻井液与完井液，2016，33（5）：1-8.

综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状，讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题，分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异，指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足，提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。

页岩气水平井；水基钻井液；井壁稳定；井壁失稳机理；综述

常规水平井钻井液技术用于钻页岩气水平井具有局限性。非水基钻井液由于自身良好的抑制性和封堵性，一直是美国页岩气主产区水平井首选的钻井液，但近年来基于环保法规和经济性的要求，以及对页岩地层失稳机理认识的逐渐深入和钻井液技术的进步，国外石油公司开发了一系列针对不同页岩结构特征的代替油基钻井液的水基钻井液技术。川滇是中国页岩气开发的主要地区，该地区页岩地层水敏性强、裂缝微裂缝发育，频繁发生井塌、井漏等井壁失稳现象。油基钻井液在前期的勘探开发过程中，发挥了重要作用，基本能解决井壁失稳问题，但其环境可接受性差、成本高，亟需研发可取代油基的环保型水基钻井液技术。综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状，结合笔者研究团队的研究成果，分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异，指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足，提出了页岩气井水基钻井液技术发展方向。

1　国外水基钻井液钻页岩气井井壁失稳机理

页岩气井井壁不稳定原因尚不完全明确，但在不稳定方面取得了一系列认识。页岩气井井壁不稳定与岩石结构、黏土矿物、钻井液类型等密切相关。

1）页岩中活性黏土矿物水化膨胀与分散，特别是像蒙脱石之类的活性黏土水化膨胀与分散。页岩中活性黏土矿物的局部存在可能对页岩的整体性产生巨大伤害，特别是当活性黏土矿物在岩石中分布处于分散状态的时候。页岩与钻井液接触后，沿着高活性黏土矿物界面可能形成裂缝和延伸裂缝，或者裂缝沿着2种不同黏土矿物界面延伸。当钻井液沿着裂缝渗入页岩后，页岩中的黏土矿物发生水化膨胀和分散，导致井壁失稳［1］。

2）钻井液压力在地层中传递。在过平衡压力下钻井时，如果页岩井壁上没有形成有效的封堵，钻井液压力会缓慢传递到地层中，导致井壁附近的孔隙压力增加，减少钻井液支撑井壁的有效性，进而导致一种不稳定的井眼环境［2-3］。

3）页岩孔隙流体总势能增加。孔隙流体总势能（压力和化学势）随着孔隙压力的增加而增大，或者随孔隙流体化学势减少而增大。当孔隙流体总势能增加的时候，水将吸附在黏土矿物晶层中，导致晶片分离。如果晶片可以自由分离，黏土矿物就会膨胀；如果黏土矿物膨胀受到限制，由于页岩井壁应力分布改变和剪切应力增加，将导致不稳定的井眼环境。另外，吸附水含量增加，会使地层强度减小［4-5］。

4）页岩易沿着层系界面被层层剥离，即易沿着层系界面开裂。从矿物学来讲，页岩暴露在钻井液中的行为大多取决于其岩石结构，它以内部水平纹层平行于层系界面的水平层理为重要结构特征。如果水平层理含孔洞和裂缝，页岩就会沿着各个方向开裂［4，6］。

5）钻井液活度不适当。对不含蒙脱石或伊/蒙混层的页岩，钻井液活度对页岩水化膨胀和分散影响小。对含有蒙脱石或伊/蒙混层的页岩，钻井液活度高于页岩活度时，钻井液滤液将进入页岩地层，增加孔隙压力。在活度差和钻井液压力的共同作用下，水从井眼渗入地层，将导致孔隙压力持续升高和地层吸水，钻井液支撑井壁的有效性和地层强度的降低，导致井壁失稳。而钻井液活度过低，将导致页岩过量脱水，地层强度下降，引起井壁失稳［2，7］。

6）钻井液对页岩润湿性不匹配。钻井液界面张力与页岩应力强度因子呈线性关系。随着润湿角的增加，应力强度因子减小，且润湿角在90°附近时应力强度因子最低；当润湿角大于90°时，随着润湿角的增加，应力强度因子增加，井壁围岩裂缝容易发生扩展［8］。

7）页岩中可溶性盐遇水溶解。水基钻井液滤液渗入页岩后，页岩中可溶性盐组分溶解于滤液中，使得页岩孔洞增多，页岩强度降低，页岩井壁应力分布改变，进而导致不稳定的井眼环境。

2　页岩气井井壁稳定途径

水基钻井液稳定页岩气井井壁主要途径。

1）抑制页岩中活性黏土矿物水化膨胀分散［9-10］。主要手段有：减少黏土矿物表面的负电性；通过离子交换，将黏土矿物由膨胀型转变为非膨胀型；在黏土矿物表面发生物理化学吸附，使黏土矿物表面疏水；抑制自由水分子向黏土矿物晶层间渗透。钾、钠等阳离子可以通过减小黏土矿物表面扩散双电层厚度和Zeta电位，有效降低黏土矿物表面的负电性。钾离子还可以通过离子交换将膨胀型黏土矿物转变为非膨胀型。表面活性剂可以吸附在黏土矿物表面，使黏土矿物表面疏水。聚合物可以通过吸附在黏土矿物表面，形成包被膜或吸附层，从而抑制自由水分子向黏土矿物晶层间渗透。烷烃二胺类化合物可以通过两端的胺官能团吸附在2个邻近的蒙脱石层片上，从而抑制水分子向蒙脱石晶层间渗透。

2）减缓或阻止页岩中压力传递［11-13］。通过产生高的膜效率和封堵页岩孔喉，减缓或阻止页岩井壁近井地带压力传递，稳定井壁。通过沥青、聚合物、纳米材料封堵或铝酸盐络合物的沉淀作用，封堵页岩孔喉，可以使页岩表面膜效率增加，进而减缓或阻止页岩中孔隙压力传递［9］。另外，通过增加钻井液黏度降低其通过速率，也可以阻止页岩中压力传递［9］。

3）采用合适的封堵材料和钻井液类型，减缓或防止钻井液沿着微裂缝、裂缝或大通道流动［11-12］。在有大的通道和断层的页岩层中，毛管压力的影响减小，钻井液在润湿压力梯度下，会沿着大的通道流动。对于裂缝性页岩，使用有效的封堵材料（如磺化沥青、硅酸盐、铝络合物、纳米材料等）、触变性钻井液，降低钻井液在页岩中的渗入量，有利于页岩井壁稳定。

4）降低页岩/钻井液相互作用的总驱动力，即减小页岩孔隙压力和降低钻井液活度［8，11-12］。对不含蒙脱石或伊/蒙混层的页岩地层，页岩孔隙压力仅由钻井液压力渗透机理决定；对含有蒙脱石或伊/蒙混层的页岩地层，页岩孔隙压力分别由钻井液压力渗透和化学势2种机理决定［7］。根据钻井液压力渗透机理，过平衡压力使得页岩孔隙压力升高。根据化学势机理，钻井液活度低于页岩活度时，页岩孔隙压力降低；钻井液活度高于页岩活度时，页岩孔隙压力升高。2种机理叠加使得孔隙压力改变。钻井液活度低于页岩活度时，孔隙流体从页岩中渗透回流，页岩孔隙压力减小。如果渗透回流大于由于液压梯度（钻井液渗透压）造成的流动，水从地层流入井眼，这将使孔隙压力在低于地应力情况下持续降低和地层适度脱水，钻井液支撑井壁有效性和地层强度共同增加，将提高井壁稳定性。通过添加电解质可以减小钻井液活度，如海水膨润土钻井液、饱和盐水-聚合物（黄原胶）钻井液、KCl和NaCl-聚合物（PHPA，黄原胶）钻井液和钙基钻井液（石灰、石膏）。此外，甲基葡萄糖苷钻井液具有高成膜活性和低活度。

5）降低毛管压力，抑制钻井液渗入亲水性页岩。毛管压力是钻井液渗入页岩的一个重要影响因素。如果页岩亲水，毛管压力是水基钻井液渗入页岩的助力，降低毛管压力有助于抑制水渗入页岩孔喉、微裂缝，稳定井壁［11-12，14］。对于给定半径的页岩孔喉，通过表面活性剂减小界面张力或增大接触角能够降低毛管压力。如果页岩疏水，毛管压力是水基钻井液进入页岩的阻力，滤液难以渗入页岩。

6）持续检测和控制钻井液性能［11-12，15］。随着钻井液的循环和与页岩地层及钻屑的相互作用，钻井液成分会持续改变。只有持续检测性能和维持各种钻井液添加剂浓度，才能够达到理想结果。化学性能检测技术的改进和发展需要与稳定页岩的钻井液体系的发展、与对页岩/钻井液相互作用机理的深入了解并行。

3　水基钻井液现状

3.1斯伦贝谢M-I公司水基钻井液体系

1）Lake Maracaibo的Icotea地区laguna、La Rosa、Icotea页岩地层中黏土矿物高含伊/蒙混层，见表1。水基钻井液钻井过程中出现了由大段泥页岩水化膨胀引起的上部地层缩径、下部地层坍塌等问题。采用油基钻井液钻井面临环保压力大、成本高等问题。为此，斯伦贝谢M-I公司［16］开发了一种强抑制强封堵高性能水基钻井液体系，其基本配方如下：有机季铵盐+铝络合物+钻速提高剂+可变形聚合物。用该钻井液体系在斜深为1 952～3 230 m的7口井钻井过程中，与常规水基钻井液相比，钻井周期减少约50%，平均机械钻速提高近80%，固控效率提高近80%，摩擦系数平均为0.20，页岩地层没有发生坍塌。

表1　laguna、La Rosa、Icotea页岩黏土矿物组成

2）USA东北部Marcellus页岩地层中黏土矿物低含蒙脱石，矿物中含4%蒙脱石、25%伊利石、47%石英、10%长石、5%黄铁矿、6%绿泥石和3%白云石。在垂深为2 046 m的页岩地层钻井过程中，由于黏土矿物水化膨胀与分散，微裂缝发育，引起了缩径、掉块、井漏、卡钻等井壁不稳定问题。为此，斯伦贝谢M-I公司［17］开发了一种水基钻井液体系，基本配方如下。

水+纳米硅溶液+改性黄原胶+聚合物降滤失剂FLCA+树脂类降滤失剂+石灰+特定润滑剂+重晶石

该钻井液体系可以有效阻止压力传递，对Marcellus页岩具有强抑制性，并具有较好的流变性和降滤失性。

3）Hayane Block地区Kurachine Anhydrite页岩地层高含伊利石、白云石、盐和硬石膏。水基钻井液钻井遇到了缩径、卡钻、漏失严重、钻井液流变性不稳定等问题。斯伦贝谢M-I公司［18］设计了一种性能接近油基钻井液的硅酸盐钻井液，基本配方如下。

黄原胶+聚合阴离子纤维素+淀粉+液态硅酸钠+杀菌剂+碳酸钾+氯化钠+苏打粉

该钻井液为饱和盐水硅酸盐钻井液，可以抑制盐岩层溶解，抗石膏污染。该钻井液密度范围宽，抑制性强，密度可以超过2.0 g/cm3。采用该钻井液在Hayane Block成功钻了6口斜深为1 553～2 900 m的井，钻井液均显示了良好的流变性和稳定性。

4）为探寻页岩与水相互作用规律，斯伦贝谢M-I公司［4］进行了多种页岩样品与水基钻井液相互作用实验，研发了满足不同页岩地层的水基钻井液体系。页岩样品包括Alaska页岩、mozambique页岩、USA页岩和Middle East页岩，它们的黏土矿物组成见表2，相应的钻井液见表3。Alaska页岩含有大量的黏土矿物，高含蒙脱石，具有丰富的水平层理结构和丰富的有机质晶体，页岩沿着水平层理容易破碎。Mozambique页岩仅含有18%的黏土矿物，高含蒙脱石，主要的非黏土矿物是石灰、石英、长石。USA页岩低含蒙脱石，含有带破碎层系界面的水平纹理，裂缝主要沿着层系界面延伸。Middle East页岩中黏土矿物含量为35%，高含蒙脱石，夹杂泥质晶体，含大量硬质水平纹理。

表2　不同页岩黏土矿物组成

表3　不同流体与页岩相互作用

3.2哈里伯顿水基钻井液体系

1）Arkansas地区Fayetteville、 Morrow页岩地层黏土矿物中高含蒙脱石/绿泥石混层（分别为24%和35%）。水基钻井液钻井过程中，由于黏土矿物水化膨胀与分散，裂缝发育，出现严重掉块、漏失问题，且扭矩和摩阻高，为此，哈里伯顿公司［6］开发了一种水基钻井液体系，基本配方如下：

硅酸盐+磺化沥青+水+改性褐煤+聚阴离子纤维素+淀粉+黄原胶+重晶石+架桥颗粒+乙二醇

通过硅酸盐强抑制和封堵作用，磺化沥青的封堵作用，乙二醇调节活度的作用，该体系在斜深为1 067～3 048 m长水平段钻井过程中，没有遇到井壁不稳定问题，有效抑制了页岩水化膨胀，机械钻速达30～76 m/h。

2）Texas地区Barnett页岩黏土矿物中高含伊/蒙混层。由于黏土矿物水化膨胀与分散、微裂缝发育，水基钻井液钻井过程中掉块、漏失严重，并且扭矩和摩阻高，最初仅能用油基钻井液钻井。为此，哈里伯顿公司［6］开发了一种新型水基钻井液，该体系流变性好、滤失量低，在斜深为304～2 743 m钻井过程中，没有遇到井壁不稳定问题，机械钻速达34～76 m/h，起下钻无遇阻，下套管顺利。其基本配方如下。

硅酸盐+磺化沥青+水+褐煤+聚阴离子纤维素+淀粉+黄原胶+重晶石+架桥颗粒+乙二醇+润滑剂

3）Louisiana地区Haynesville页岩地层黏土矿物中不含蒙脱石和伊/蒙混层。由于井较深，井底温度较高，加之CO2侵入，水基钻井液稳定性差、携屑难，伴有坍塌等井壁不稳定问题。为此，哈里伯顿公司［6］开发了一种水基钻井液体系，基本配方如下。

表面活性剂+水+黏土+高温抗絮剂+降黏剂+页岩稳定剂+降滤失剂+苛性碱+缓冲剂+重晶石

该钻井液没有使用控制渗透水化的抑制剂及盐类活度调节剂，仅使用了表面活性剂抑制页岩表面水化，应用井斜深为3 261～5 425 m，井底温度为176.67 ℃。钻井过程中，起下钻无阻卡，平均井径扩大率为8.5%，与常规水基钻井液相比，显著提高了机械钻速。

3.3贝克休斯的高性能水基钻井液体系

针对Douala的Baf油田页岩地层大位移水平井用合成基钻井液钻井时产生大量含油钻屑和污水问题，贝克休斯公司［9］设计了一种水基钻井液体系，基本配方如下。

聚合物封堵剂+铝复合物+黏土抑制剂CHS+ PHPA+表面活性剂+单价盐

使用该体系在Baf油田钻了5口井， 斜深为1 150～1 480 m，垂深为700～1 041 m。该钻井液体系通过多种处理剂共同作用封堵页岩孔隙和微裂缝，抑制黏土水化和膨胀，有效稳定了井壁，钻速达14.6 m/h。

3.4美国Newpark的新型水基钻井液体系

针对不同地区及地质环境，Newpark公司［19-20］研发了一系列高性能的水基钻井液体系，可满足美国多个地区的页岩气钻井需要。①HIPERM体系：高纯度黄原胶+交联羟丙基淀粉+氧化镁+碳酸钙+黏土抑制剂+深井抑制剂。该体系具有良好的润滑性、抑制性、井壁稳定性，且不含盐类物质，能有效保护储层。②DEEPDRILL体系：甲基葡萄糖苷+活性聚甘油。该体系较传统的二羟基化合物体系在页岩上有强吸附力、良好润滑性、井壁稳定性，且抗盐及抗地层水污染。③FLEXDRILL体系：DEEPDRILL的衍生产品，该体系现场配制方便，节约运输成本，钻屑无需处理。④新型环保型水基钻井液体系：聚合物增黏剂+页岩抑制剂+新型沥青+磺化沥青+页岩稳定剂。该体系成本低，钻速高，降滤失效果好。

3.5美国雪佛龙的页岩气水基钻井液体系

美国雪佛龙公司［21］专门研究了能够有效减缓和阻止压力传递的页岩气水基钻井液技术。采用孔隙度为26%，黏土矿物含量为70%，黏土矿物中伊利石含量占1/3到1/2，其余基本为伊/蒙混层的页岩样品，测试了在模拟井下应力和过平衡条件下，4组密度约为2.2 g/cm3水基钻井液在页岩中压力传递情况。4组基本配方如下。

A组配方：水+淀粉衍生物+黄原胶+包被剂+页岩抑制剂+快钻剂+成膜剂+封堵剂

B组配方：水+氯化钠+页岩稳定剂+絮凝剂+PAC+淀粉衍生物+黄原胶+乙二醇

C组配方：水+黄原胶+页岩抑制剂+快钻剂+降滤失剂+硅酸钾+碳酸钾+氯化钾

D组配方：水+PHPA+ PAC+页岩抑制剂+氯化钠+封堵剂+氢氧化钠

其中C、D组配方能够有效减缓和阻止压力传递，封堵剂主要为纳米材料、成膜材料与特种沥青；抑制剂主要为胺基抑制剂。

3.6中国页岩气井水基钻井液

中国石油集团川庆钻探工程有限公司针对页岩地层微裂缝、裂缝发育，井壁易坍塌等问题，研制了一种新型页岩气井水基钻井液体系，已在长宁、威远地区钻成12口水平井。

川西须家河组五段泥页岩黏土矿物的平均体积分数约28.21%，脆性矿物石英、长石和碳酸盐岩的平均体积分数分别为52.95%，3.00%和16.80%。黏土矿物中伊利石平均占51.67%，高岭石平均占14.50%，绿泥石平均占12.83%，伊/蒙混层平均占21.00%，间层比为20%。中国石化西南油气分公司工程技术研究院［22］针对该页岩地层吸水膨胀速率相差大，表面微裂缝多，井壁易坍塌等问题，开发了一种水基钻井液体系，其基本配方如下。

1%NV1+0.15%MMCA+0.15%XC+0.3%XY27+ 3.5%SMC+3.5%SMP-2+2%SMT+8%MEG+5%润滑剂RH220+ 2%封堵剂RH102+0.04%CaCl2+ 1.5%QS2+2%纳米乳液+0.8%聚胺+0.2%KOH+1%硅醇GCYZ-1+1.2%降失水剂BIOLOSE+2%抑制剂CLAYTROL+2.1% MAXSHIELD+0.3%消泡剂

XYHF1井斜深为4 077 m，垂深为3 058 m。该井自造斜段开始，斜深3 281～3 417 m井段使用该钻井液体系，有效防止了页岩层吸水膨胀、缩径和垮塌，确保了钻井施工安全。

云南龙马溪组页岩中石英和长石平均含量为36%，方解石和白云石平均含量为29%，平均黏土矿物含量为35%，黄铁矿含量为1%～3%。针对该页岩地层遇水易垮塌，微裂缝、裂缝发育等问题，中国石油集团钻井工程技术研究院［23］研发了一种强抑制强封堵水基钻井液体系，基本配方如下：

基浆+（0.6%～1%）降滤失剂JS-1+3%封堵剂JS-2+（2%～3%）成膜降滤失剂NBG+（3%～4%）封堵剂FD+（3%～6%）页岩抑制剂YZ-1+（3%～6%）液体润滑剂TRH-1+（1%～3%）复合固体润滑剂TRH-2+（0.4%～0.6%）提切降滤失剂TXS-1+（0.2%～0.5%）WD+重晶石

YS108H4-2井在井深2 566 m进入水平段，钻至斜深4 020 m时完钻，水平段长1 460 m。该井电测一次成功， 井径规则， 平均井径扩大率为5.71%。

4　中国、北美主要页岩地层与井壁失稳机理差异

1）页岩埋藏深度不同。北美页岩气地层埋藏深度小于4 000 m，主要在1 000～2 000 m。四川筇竹寺组页岩地层埋藏深度为1 600～6 000 m，主要在3 000 m左右。四川、云南龙马溪组页岩地层埋藏深度为1 200～3 600 m，主要在3 000 m左右［24］。

2）页岩黏土矿物组成不同。国外页岩气地层黏土矿物含量低，以伊利石为主要黏土矿物，多含蒙脱石和伊/蒙混层。笔者课题组［25］研究发现，四川龙马溪组页岩、五峰组页岩、云南龙马溪组页岩黏土矿物含量高，分别为24.0%、24.8%和44.4%，以伊利石为主，分别为96%、94%和88%，基本不含蒙脱石和伊/蒙混层。西南石油大学测试发现川南龙马溪组页岩黏土矿物含量高，分别为24.87%和34.56%，以伊利石为主，分别为72.30%和70.35%，不含蒙脱石，含少量伊/蒙混层。可见，中国川滇地区页岩气地层黏土矿物含量高，以伊利石为主要黏土矿物，基本不含蒙脱石和伊/蒙混层。

3）页岩气地层井壁失稳机理存在差异。中国川滇地区与美国页岩气地层相比，埋藏深度不同，页岩中黏土矿物组成差异大。由页岩地层微裂缝和裂缝发育、浸泡时间长及井斜角大引发的井壁垮塌、漏失、 托压及卡钻等问题国内外基本一致，但在黏土矿物水化引起的井壁失稳机理方面不同，美国页岩气地层井壁失稳主要是含有的蒙脱石和伊/蒙混层发生水化膨胀与分散引起的；而笔者课题组研究发现［26］，川滇页岩气地层基本不含蒙脱石和伊/蒙混层，黏土矿物表面水化是引起页岩气地层井壁水化失稳的主要原因。

5　中国页岩气井水基钻井液误区与不足

国外页岩地层埋藏深度浅，黏土矿物中多含有蒙脱石和伊/蒙混层，地层孔喉、微裂缝及裂缝发育，水基钻井液井壁稳定的方法主要是提高其抑制能力、降低水活度、加强封堵与控制合适的润湿性。通过胺基、季铵盐、液态硅酸钠、碳酸钾、氯化钠、甲酸钾等抑制剂抑制页岩水化膨胀与分散，通过铝络合物、可变形聚合物、纳米硅、液态硅酸钠、磺化沥青等封堵剂封堵页岩孔喉、微裂缝和裂缝，通过表面活性剂减小钻井液进入页岩的毛管力，通过氯化钠、硅酸钾、碳酸钾、氯化钾、甲基葡萄糖苷等降低钻井液中水的活度而抑制滤液渗入页岩并抑制页岩水化膨胀与分散。但中国页岩气储层比国外埋藏深，黏土矿物中基本不含蒙脱石和伊/蒙混层，地层坍塌机理不同。因此，中国页岩气井水基钻井液技术存在误区及不足。

误区1：中国川滇页岩气地层黏土矿物组成与美国不同，基本不含蒙脱石和伊/蒙混层，因此其水化失稳机理不同。而目前中国借鉴国外水基钻井液技术，在钻井液中大量加入抑制剂以抑制页岩水化膨胀与分散，但实际效果差。笔者课题组［26］通过页岩膨胀率、回收率实验，验证了采取胺基抑制剂、硅酸钠等抑制川滇页岩水化膨胀与分散效果差，而多碳醇通过在页岩表面吸附，降低页岩表面自由能，抑制页岩表面水化，能够有效抑制川滇页岩水化膨胀与分散。

误区2：中国借鉴国外水基钻井液技术，加入大量活度调节剂降低钻井液中水的活度，以抑制页岩水化膨胀与分散，但实际效果有限。笔者课题组［25］通过膨胀率和回收率实验，验证了以氯化钙、甲酸钾等盐类及丙三醇等有机化合物调节钻井液活度，对抑制川滇页岩水化膨胀与分散效果差。

不足1：中国在使用水基钻井液钻页岩气井时，处理剂用量是常规油气井钻井用量的3倍以上，实际上是大量处理剂堆积，提高了液相黏度，减少了钻井液中自由水，降低了页岩表面水化， 并通过有效封堵，达到了稳定井壁效果。但是推高了钻井液成本。

不足2：中国页岩气水基钻井液没有很好实现钻井液润湿性与页岩地层匹配。笔者课题组［26］通过接触角测试、单轴压缩试验，验证了多碳醇在页岩吸附，能够有效改变页岩润湿性，增大水在页岩表面接触角，显著降低页岩表面自由能，增强页岩疏水性，有效减缓页岩抗压强度降低，有利于页岩地层井壁稳定。

由此，针对中国川滇页岩气地层不含蒙脱石和伊/蒙混层的基本特征，水基钻井液研究重点应该从抑制页岩表面水化、加强封堵作用、改变页岩润湿性等入手，研究有效稳定页岩气井井壁的途径，而抑制渗透水化作用、降低水的活度不是钻井液技术考虑的重点，没有必要大量加入盐及渗透水化抑制剂。

6　中国页岩气井水基钻井液发展方向

1.中国川滇地区页岩气地层水化失稳的主要原因是表面水化，不是渗透水化。因此需要研究能够有效抑制页岩表面水化的处理剂，如多碳醇类及纳米材料等。

2.通过研究中国页岩气地层孔隙、微裂缝、裂缝大小分布规律，研制与此分布规律相匹配的封堵材料与技术，有效控制水进入页岩地层，有利于页岩气藏井壁稳定。

3.改变页岩润湿性，有效降低页岩表面自由能，增强页岩疏水性，可减缓页岩抗压强度的降低，有利于页岩地层井壁稳定。因此需研制能调节钻井液润湿性与中国页岩地层匹配的表面处理剂，如多碳醇类材料。

4.在钻井过程中，随着水平位移和井斜角的增加，会极大地增大扭矩和摩阻，影响正常钻井作业。因此，需要研制高效润滑材料，以解决摩阻问题。

5.页岩气长水平井钻井过程中托压、高摩阻问题严重，因此需研制高效携屑剂，以解决该问题。

6.近年环保法规日益严格，需要研制环保型处理剂，以解决废弃钻井液及钻屑污染问题。

7.目前，页岩气井水基钻井液处理剂用量是常规油气井水基钻井液的3倍以上，因此需要研制低成本、高效率的处理剂，以降低钻井液成本。

［1］TAN C P， RAHMAN S S， RICHARDS B G. Integrated approach to drilling fluid optimisation for efficient shale instability management［C］.SPE 48875，1998.

［2］TAN C P， RAHMAN S S， RICHARDS B G. Integrated rock mechanics and drilling fluid design approach to manage shale instability［C］. SPE/ISRM 47259，1998.

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Status Quo of Water Base Drilling Fluid Technology for Shale Gas Drilling in China and Abroad and Its Developing Trend in China

SUN Jinsheng1， LIU Jingping2， YAN Lili1， LIU Yong3
（1. CNPC Drilling Research Institute， Beijing 102206； 2. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina， Beijing 100083； 3. CNPC Greatwall Drilling Company， Beijing 10101）

This paper summarizes the studies and applications of the mechanism of borehole collapse， the main methods used for stabilizing instable borehol， and the status quo of water base drilling fluid technology， discusses the major difficulties presently faced in shale gas drilling in China， analyzes the differences between the mechanisms of borehole collapse both in China and in the America，illustrates the misconceptions and deficiencies existed in the studies on water base drilling fluids for shale gas drilling in China， and points out the technical direction for the development of water base drilling fluids for shale gas drilling in China.

Horizontal shale gas well； Water base drilling fluid； Borehole wall stabilization； Summarize

TE254.3

A

1001-5620（2016）05-0001-08

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.001

中国石油集团重大专项“浙江油田昭通示范区页岩气钻采工程技术现场试验”（2014F470205）资助。

孙金声，教授级高级工程师，博士生导师，现在主要从事钻井液与储层保护的研究工作。E-mail：sunjinsheng@petrochina.com.cn。

（2016-7-13；HGF=1605W2；编辑汪桂娟）