烷基糖苷衍生物钻井液研究及其在页岩气井的应用

赵 虎， 龙大清， 司西强， 王善举， 史沛谦， 柳杰正， 吴 健

（1.中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳457001；2.中原石油工程有限公司西南钻井分公司，成都 610021）

烷基糖苷衍生物钻井液研究及其在页岩气井的应用

赵 虎1， 龙大清2， 司西强1， 王善举1， 史沛谦1， 柳杰正2， 吴 健1

（1.中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳457001；2.中原石油工程有限公司西南钻井分公司，成都 610021）

赵虎等.烷基糖苷衍生物钻井液研究及其在页岩气井的应用[J].钻井液与完井液，2016，33（6）：23-27.

昭通黄金坝YS108页岩气区块目的层为下志留统龙马溪组，岩性以灰色、黑色页岩为主，存在页岩地层易掉块垮塌，长水平段摩阻大、易卡钻，井眼清洁困难等技术难题。针对黄金坝页岩气水平井的地质和工程情况，研发并应用了以NAPG、CAPG和APG为核心主剂的烷基糖苷衍生物水基钻井液技术。NAPG聚醚胺基烷基糖苷是在APG分子上引入聚醚和胺基基团而制得，提升了抑制性、抗温性和润滑性等，CAPG阳离子烷基糖苷通过在APG分子上引入季铵盐阳离子基团而制得，提升了抑制性和抗温性等，他们通过吸附成膜、嵌入及拉紧晶层等可有效降低龙马溪岩屑的Zeta电位绝对值，降低岩屑活性。体系以APG为主润滑剂，以不同粒度级配（0.03～100 μm）纳米-微米封堵材料和烷基糖苷类小分子增稠剂满足昭通区块龙马溪页岩微孔微裂缝的封堵需求。该钻井液7.5 min中压滤失量为0 mL，高温高压滤失量不大于5 mL，在密度2.30 g/cm3之内，极压润滑系数小于0.10，为强抑制、强封堵和高效润滑的钻井液体系，该体系解决了以上难题，实钻过程中井壁稳定，钻井液携砂及润滑性能良好，起下钻通畅，机械钻速较使用高性能水基钻井液的6口邻井和相邻区块井位提高14.6%～18.8%。该体系较好地满足了页岩气水平井钻井、完井施工技术要求。

页岩气；水平井；井壁稳定；烷基糖苷；水基钻井液

近年来，烷基糖苷（APG）钻井液虽然在润滑、清砂、降阻方面满足长水平井钻井的需要，但在应对泥岩或强水敏性页岩地层井壁稳定方面仍存在问题[1-5]，因此通过分子结构改性，提高其抑制能力。通过在APG分子上引入季铵盐阳离子基团，提升抑制性和抗温性等，研发出阳离子烷基糖苷（CAPG）[6-7]；在APG分子上引入聚醚和胺基基团，提升抑制性、抗温性和润滑性等，研发出聚醚胺基烷基糖苷（NAPG）。截至目前，CAPG、NAPG等产品已在新疆、陕北、内蒙、四川和中原等地区应用近50井次[8-9]，满足了强水敏性泥岩、含泥岩等易坍塌地层长段水平井开发的需要。针对页岩气长水平井对钻井液井壁稳定、润滑防卡和携岩带砂等性能要求高，中原石油工程有限公司自主研发出以NAPG、CAPG和APG为核心主剂的烷基糖苷衍生物钻井液体系，简称APD（Alkyl Polyglucoside Derivative）钻井液。该钻井液在昭通YS108H8-5井进行现场应用并获得成功[10-12]。

1 APD钻井液配方研究思路

1）以聚醚胺基烷基糖苷NAPG、阳离子烷基糖苷CAPG为主抑制剂，因分子量的差异在不同的井段适当调整加量；作用机理为吸附成膜、嵌入及拉紧晶层等，可有效降低龙马溪岩屑的Zeta电位绝对值，降低岩屑活性。复配使用KCl可获得更高的抑制能力，并兼有灭菌、增强钻井液的长期稳定等作用。

2）以不同粒度级配（0.03～100 μm）纳米-微米封堵材料和烷基糖苷类小分子增稠剂满足昭通区块龙马溪页岩微孔微裂缝（主要缝宽和孔径为0.05～15.7 μm）[10]的封堵需求，实现快速封堵页岩地层微孔缝，阻断压力传递。

3）以APG为主润滑剂，作用机理为分子结构上的多羟基和一个烷基基团，在钻具、套管表面及井壁岩石上形成规则排列，并可改善泥饼质量。复配使用极压润滑剂达到高密度条件下良好润滑性，保障钻压的有效传递，实现长水平段安全钻井。

4）利用APG类材料的良好协同增效性和对重晶石的润湿作用可提高降滤失剂的效果，从本质上解决高密度钻井液流变性控制和稳定性控制的矛盾，形成流变参数良好的钻井液配方，同时满足造斜段的悬浮携砂和水平段的冲刷带砂工程需求。

通过对处理剂的优选及配伍性研究，得到优化钻井液配方，当井斜不小于45°时，少量补充极压润滑剂，进入水平段后逐渐提高至配方加量。

（4%～7%）APD+（1%～2%）膨润土+（0.1%～0.3%）XC+（7%～8%）级配纳米-微米级封堵剂+（0.5%～1.0%）降滤失剂+（5%～6%）KCl+（0.1%～0.2%）KOH+重晶石+（2%～3%）极压润滑剂

2 APD钻井液性能

2.1 钻井液基本性能

表1为优化后钻井液的基本性能。由表1可知，钻井液流变参数合理，API滤失量为0，高温高压滤失量小于5 mL，能够满足昭通区块地层的需要。该配方主要采用粒径级配、复合封堵和烷基糖苷类小分子吸附成膜，形成快速、致密、高强度封堵层。

表1 APD高性能水基钻井液基本性能

2.2 井壁稳定能力

在100 ℃下，采用不同介质浸泡长宁H9-3井水平段龙马溪岩样3 d，扫描电镜见图1。由图1可知，在APD钻井液中浸泡的岩屑保持片状层理和微孔结构完整，清水浸泡后孔缝结构破坏，孔径扩大率为70%～100%；在100 ℃下，岩样在APD钻井液滤液中浸泡24 h后，室温测定Zeta电位为-8.91 mV，清水为-40.48 mV。由此可见，川南龙马溪岩样水敏性较强，APD钻井液抑制性良好，岩样在其介质中浸泡水敏性减弱。

图1 长宁H9-3井龙马溪组岩样扫描电镜图（5 000×）

2.3 润滑性

25 ℃下不同密度的APD钻井液极压润滑系数和泥饼黏滞系数见图2。由图2可知，随着APD钻井液密度的提高，其极压润滑系数逐渐升高，但其密度小于2.30 g/cm3时，极压润滑系数小于0.10；泥饼黏滞系数随密度变化不大，主要受钻井液黏度影响。实际应用过程钻具摩阻情况受钻具组合、井眼轨迹、井眼清洁、泥饼质量和流变参数等多种因素影响，要综合考虑。

图2 不同密度的APD高性能水基钻井液润滑性评价

2.4 长期稳定性

对APD衍生物钻井液在室温、100 ℃下老化90 d，其钻井液性能见表2。

表2 APD高性能水基钻井液老化不同时间的性能

由表2可知，APD钻井液在室温和100 ℃下老化90 d后，钻井液参数变化较小，表明钻井液具有较好的长期稳定性；100 ℃老化90 d（含钻屑）后，钻井液高温高压滤失量更低，其他参数变化较小，表明钻井液具有较好的抗长期污染能力。

3 APD钻井液现场试验

APD钻井液在中国四大页岩气示范区之一的昭通示范区黄金坝YS108H8-5井三开井段进行了现场试验，该井位于四川台坳川南低陡褶带南缘罗场复向斜建武向斜西翼。该井目的层为志留系龙马溪组（S1l），完钻井深为4 225 m（垂深为2 539 m），水平段长为1 700 m，水平位移为2 140 m，应用井段为1 481～4 225 m。设计钻井液密度为1.80～2.10 g/cm3，实际完钻密度为1.80 g/cm3。钻井施工顺利，未出现井下复杂。

3.1 钻井液技术难点分析

1）页岩地质特性，导致井壁稳定难度大。黄金坝地区页岩地层黏土矿物含量为21.5%～31.0%，Zeta电位为-40～-30 mV，分散性较强，易发生表面水化，水分子侵入黏土晶层后，导致胶结强度降低。石牛栏组及龙马溪组泥页岩层理性强、裂缝发育，主要缝宽和孔径为0.5～15.7 μm；有机质微孔隙、黏土矿物层间微孔隙孔径分布为0.05～1 μm，致使与流体接触后，产生强烈的自吸现象，使裂缝产生、扩展、贯通形成宏观裂缝。钻井过程中的机械破坏和钻井液长时间浸泡地层，超过坍塌周期，导致井壁失稳，多口邻井及相邻区块井位出现了钻具憋停、反复划眼等井壁失稳问题。

2）页岩气井为三维定向水平井，水平段较长，润滑防卡难度大。该井三开段1 475～4 225 m，水平段长1 700 m，增斜扭方位段（旋转导向段）长为510 m，最大井斜为85.23°，方位变化为41.5°，最大狗腿度为9.66°/30 m，井眼轨迹控制难度大。多口邻井及相邻区块井出现完井作业转换为油基钻井液，通井遇阻等润滑防卡问题。

3）黄金坝YS108区块水基钻井液长期稳定难度大，井眼清洁要求高。参照邻井水平段钻井液密度约为1.79～1.85 g/cm3，泵排量为28～32 L/s。该条件下随着钻井周期的增长，钻井液流变参数和滤失量兼顾表现突出，中低分子量的聚合物降滤失剂亦可引起钻井液黏度和切力值升高，钻井液在高黏度层流状态下携岩带砂效果差，井眼清洁困难，后期维护处理采取大量置换钻井液，造成钻井液处理剂的大量浪费。

3.2 钻井液的配制与维护

3.2.1钻井液配制

确定现场钻井液配方如下。

（4%～7%）APD+（1%～2%）膨润土+（0.1%～0.3%）XC+（3%～4%）级配纳米-微米级封堵剂+（0.5%～1%）降滤失剂+（5%～6%）KCl+（0.1%～0.2%）KOH +重晶石

使用二开老浆钻完塞后，钻进至井深1 481 m完成地破试验后，转换APD水基钻井液，钻井液性能见表3。由表3可知，转换完钻井液的性能良好。在1 580～1 780 m进入石牛栏破碎带前期补加封堵剂至7%～8%，并提高密度至1.78 g/cm3，API滤失量为0，高温高压滤失量为5 mL。钻进过程中无掉块，解决了该井段破碎带易坍塌问题。

表3 YS108H8-5转换完APD高性能水基钻井液性能

3.2.2钻井液维护处理

1）流变性控制和井眼清洁。为了同时满足造斜段的悬浮携砂和水平段的冲刷带砂，钻井液应保持合理的流变性，增斜扭方位井段（应用旋转导向井段）钻井液的黏度控制在65～80 s，动切力为10～20 Pa，静切力为5～10 Pa/15～22 Pa；水平段黏度控制在55～70 s，动切力为6～18 Pa，静切力为3～6 Pa/8～20 Pa。使用HV-CMC等可提高钻井液黏度；若需要降低钻井液黏度和切力，可用含APG和CAPG的稀胶液稀释；若下钻划眼较多，可用HV-CMC配制稠塞液清砂。

2）滤失量和泥饼质量控制。适当补充降滤失剂可降低钻井液的滤失量，补充APG和CAPG可改善泥饼质量，级配纳米-微米级封堵剂可降低中温中压滤失量和高温高压滤失量。

3）钻井液的防塌措施。遇到泥岩或泥质含量较高的井段，适当提高钻井液密度。开钻钻井液密度为1.50 g/cm3，石牛栏段密度为1.60～1.85 g/cm3，龙马溪段密度为1.80～1.85 g/cm3。保持抑制剂浓度：4%APD+5%KCl（K+含量大于30 000 mg/L）；保持7%～8%纳米-微米级封堵剂含量，当出现井壁掉块时可适当提高浓度。

4）润滑防卡措施。APG类产品具有良好的润滑效果，井斜达到45°前可满足定向的需要。但随着井斜角的增大、井眼轨迹变化较大及水平段的加长，单靠增加APG提高润滑性不经济，可补充2%～3%极压润滑剂；完井过程中增加1%～3%塑料小球保证下套管的顺利进行。

3.3 钻井液的应用效果

在整个钻进过程中，钻井液性能稳定、井下安全、起下钻畅通、下套管作业一次成功，未出现井下复杂情况，达到了稳定井壁及井下安全的目的。

1）解决了石牛栏破碎带和龙马溪破碎带的坍塌掉块问题，钻井过程中井壁稳定，起下钻通畅，避免了川南同类井出现的钻具憋停、反复划眼问题；钻井液的强抑制、强封堵特性，保障了页岩地层的稳定，施工中钻井液性能稳定，返出钻屑完整。

2）保证了高密度下（1.85 g/cm3）钻井液的润滑性能，定向工具面稳定，未出现明显托压现象，起下钻摩阻30～56 t，优于同类井。使用原钻井液即可满足完井作业要求，通井、下套管顺利到底，避免了部分同类井被迫使用油基钻井液完井（约占67%）的问题。

3）钻井液剪切稀释性好、携岩能力强，平均机械钻速达到6.84 m/h，钻井液性能如表4所示。三开井段平均机械钻速较应用油基钻井液的邻井提高了34.4%～65.2%；较应用高性能水基钻井液的邻井提高14.6%～18.8%。

表4 YS108H8-5井三开井段钻井液性能

4 结论及认识

1.APD水基钻井液为强抑制、强封堵和高效润滑的高性能水基钻井液，哟有利于解决页岩气水平井页岩地层易掉块垮塌，长水平段摩阻大、易卡钻，井眼清洁困难等技术难题。

2.APD钻井液抗污染性能强、长期稳定性良好，可避免因钻井液性能突变导致的井下复杂情况。

3.YS108H8-5井应用APD水基钻井液后井壁稳定，起下钻、下套管畅通，避免了同类井应用水基钻井液钻井出现的复杂情况，满足川南及类似区块页岩油气水平井钻井完井施工要求。

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Study on Alkyl Polyglucoside Derivative Drilling Fluid and Its Use In Shale Gas Drilling

ZHAO Hu1, LONG Daqing2, SI Xiqiang1, WANG Shanju1, SHI Peiqian1, LIU Jiezheng2, WU Jian1
(1.Research Institute of Drilling Engineering, Zhongyuan Petroleum Engineering Ltd.,Sinopec, Puyang,Henan457001; 2.Southwest Drilling Company of Zhongyuan Petroleum Engineering Co.,Ltd,Sinopec, Chengdu,Sichuan610021)

The YS108 shale gas block is located in Huangjinba, Zhaotong, Yunnan Province, and the pay zone of this block is the Longmaxi formation of the lower Silurian series. The lithology of the pay zone is mainly gray, black shales which are easy to slough and collapse. In horizontal drilling, high friction and drag, pipe sticking and difficulties in hole cleaning are problems that have been frequently encountered. To mitigate these difficulties, an alkyl polyglucoside (APG) derivative drilling fluid was formulated with NAPG, CAPG and APG as the main additives. NAPG is a polyether amino APG made from APG by introducing polyether and amino groups into the APG molecular structure. NAPG has better inhibitive capacity, high temperature stability and lubricity. CAPG is made from APG by introducing quaternary ammonium group into the APG molecular structure. CAPG has better inhibitive capacity and high temperature stability. NAPG and CAPG effectively reduce the Zeta potential and hence the activity of shales. APG was used in the drilling fluid as the main lubricant, plugging agents of different sizes (0.03-100 μm) and low molecular weight alkyl glucoside viscosifier were used to satisfy the needs of plugging micro fractures found in the Longmaxi shales. This drilling fluid had 7.5 min API filter loss of 0 mL, HTHP filter loss ≤ 5 mL. The extreme pressure friction coefficient was less than 0.10 if mud density was less than 2.30 g/cm3. As a drilling fluid with strong inhibitive capacity, good plugging capacity and good lubricity, the APG derivative drilling fluid successfully helped solve the difficulties previously encountered. In field application, gauge hole, good hole cleaning and good lubricity were obtained. Compared with 6 wells drilled nearby with high performance water base drilling fluids and wells drilled in anadjacent block, the well drilled with this drilling fluid had ROP increased by 14.6%-18.8%. The use APG derivative drilling fluid has satisfied the needs for horizontal shale gas drilling and well completion.

Shale gas; Horizontal well; Borehole stabilization; Alkyl polyglucoside; Water base drilling fluid

TE254.3

A

1001-5620（2016）06-0023-05

2016-11-8；HGF=1606C1；编辑 王超）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.004

中国博士后科学基金特别资助“钻井液用两性甲基葡萄糖苷的合成及其作用机理”（2012T50641）、中国博士后科学基金面上资助“钻井液用糖苷基季铵盐的合成及其抑制机理研究”（2011M501194）和中石化集团公司科技攻关项目“页岩油气水平井水基钻井液技术研究”（JP14021）联合资助。

赵虎，1978年生，高级工程师，毕业于河南大学高分子化工专业，现在从事钻井液体系的研究工作。电话 13839307301；E-mail：zhaohuzjy@126.com。