疏水抑制水基钻井液体系研究及其在页岩气井的应用

景岷嘉， 陶怀志， 袁志平

疏水抑制水基钻井液体系研究及其在页岩气井的应用

景岷嘉1，2， 陶怀志1，2， 袁志平1，2

（1.油气田应用化学四川省重点实验室，四川广汉618300；2.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，四川广汉618300）

景岷嘉，陶怀志，袁志平.疏水抑制水基钻井液体系研究及其在页岩气井的应用[J].钻井液与完井液，2017，34（1）：28-32.

JING Minjia, TAO Huaizhi, YUAN Zhiping.Study of hydrophobic inhibitive water base drilling fl uid system and application in shale gas well[J]. Drilling Fluid&Completion Fluid，2017，34（1）：28-32.

针对龙马溪组页岩气水平井钻井井壁失稳问题，研制出一种疏水抑制剂CQ-SIA和一种液体润滑剂CQ-LSA，并形成一套疏水抑制水基钻井液体系。CQ-SIA具有双亲特性，能使亲水的岩石表面发生润湿反转，在岩石表面形成一层疏水膜，具有强化抑制与包被的作用，实验测得岩屑在1%CQ-SIA中的滚动回收率为83.72%，明显高于KPAM、AP-1以及KCl。CQ-LSA具有特定的基团与结构，能在亲水的钻具、泥饼和地层岩石表面形成亲油膜，降低摩阻，实验测得加有1%CQ-LSA的5%膨润土浆黏附系数为0.050 7，低于加有RH-220和BARALUBE的膨润土浆。该疏水抑制水基钻井液的抑制性和润滑性能与油基钻井液相当，具有良好的流变性能和抗污染性能，加有1%～3%防塌封堵剂、1%～2%聚合醇和0.8%～1.6%纳米封堵剂，封堵能力强。该体系在长宁H25-8井进行了首次现场试验，在1 500 m水平井段的钻井过程中，该体系各项性能稳定，配制维护工艺简单，井下未出现任何复杂，起下钻、电测、下套管、固井作业顺利，表明该体系能满足长宁页岩气水平井的钻井需要。

页岩气水平井；水基钻井液；井壁稳定；抑制性；润滑性；封堵性；疏水；润滑剂

近年来，非常规油气资源页岩气的开发在国内外得到了普遍关注，长井段水平井钻井液技术是页岩气水平井钻井的关键技术之一。目前，迫于严格的环保法规和不断下降的成本压力，国内外各大油服公司一直在开展性能接近油基钻井液的水基钻井液的研发， 如斯伦贝谢公司的ULTRADRIL[1-2]，贝克休斯公司的PERFORMAX[3-4]， 哈利伯顿公司针对北美部分页岩气产区开发出的SHALEDRIL 系列水基钻井液技术[5-14]。笔者针对页岩气水平井钻井井壁失稳等问题， 开展了关键处理剂的研究与评价，研制出了疏水抑制剂和高效润滑剂， 并优选了其他处理剂，形成了适用于页岩气水平井的疏水抑制水基钻井液体系，并在长宁H25-8井进行了首次现场试验。

1 关键处理剂的评价

页岩气水平井对水基钻井液的抑制性和润滑性提出了更高的要求，通过对抑制剂和润滑剂的作用机理研究，针对性地研发出疏水抑制剂CQ-SIA和高效液体润滑剂CQ-LSA。

1.1 疏水抑制剂CQ-SIA

疏水抑制剂CQ-SIA为疏水抑制水基钻井液体系的核心处理剂，其具有双亲特性，能使亲水的岩石表面润湿性发生反转，在岩石表面形成一层疏水膜，具有强化抑制与包被的作用。

为评价疏水抑制剂CQ-SIA的疏水性，进行了接触角测试实验。将亲水的泥页岩岩屑加入1% CQ-SIA溶液中，在120 ℃滚动16 h后取出，测得处理前后的泥页岩岩屑的清水接触角分别为0°和108.64°，表明岩屑的表面由完全亲水转变为亲油。说明，疏水抑制剂CQ-SIA 可以在岩石表面形成疏水的吸附层，使岩屑表面发生润湿反转。

通过进行滚动回收率实验，对疏水抑制剂CQ-SIA与常规抑制剂KPAM、AP-1以及KCl进行了抑制性能对比评价，实验结果见表1。从表1可以看出，CQ-SIA的滚动回收率明显高于其他几种抑制剂，说明了CQ-SIA是这几种处理剂中抑制性能最好的。

1.2 高效润滑剂CQ-LSA

CQ-LSA具有特定的基团与结构，能在亲水的钻具、泥饼和地层岩石表面形成亲油膜，从而大幅度降低摩阻。将其与常用润滑剂RH-220、进口润滑剂BARALUBE作润滑性能对比评价，结果如表2所示。实验结果表明，CQ-LSA的黏附系数最低，由此可以说明，其润滑性能在这几种处理剂中最佳。

表1 CQ-SIA与常规抑制剂的滚动回收率实验结果（120 ℃、16 h）

表2 CQ-LSA与其他润滑剂的黏附系数测定结果

2 钻井液性能评价

2.1 基本性能

在研制出疏水抑制剂和高效润滑剂关键处理剂的基础上，开展了其他处理剂的优选，通过做配伍性实验，研制出一套疏水抑制水基钻井液体系。该体系具有良好的流变性能，好的抑制性、封堵性和润滑性，基本性能见表3，具体配方如下。

（0.1%～0.4%）膨润土+（0.3%～0.7%）PAC-LV+（3%～5%）抗高温降滤失剂+0.2%NaOH+（1%～3%）防塌封堵剂+（1%～2%）聚合醇+（0.4%～1%）CQ-SIA+（10%～15%）复合盐+（0.8%～1.6%）纳米封堵剂+（0.5%～1%）表面活性剂+（2%～4%）CQ-LSA+重晶石

表3 疏水抑制水基钻井液的基本性能

2.2 抑制性能

首先通过滚动回收率实验对配方中CQ-SIA加入前后的抑制性能进行对比， 得出加入CQ-SIA前后的滚动回收率分别为92.6%和99.4%。再通过滚动回收率和线性膨胀实验对疏水抑制水基钻井液与常规钻井液的抑制性能进行对比， 结果见表4和图1。从表4和图1可知，疏水抑制水基钻井液的岩心滚动回收率和膨胀率明显好于聚磺钻井液，与油基钻井液接近。由此可以说明，该体系能有效地抑制页岩的水化膨胀，有利于井壁稳定和保护储层。

表4 不同钻井液体系的滚动回收率对比数据（120 ℃、16 h）

图1 页岩在不同钻井液中的线性膨胀率实验

2.3 封堵性能

页岩裂缝的渗透率一般都低于0.1 mD，采用Fann公司的高温高压封堵仪PPA评价该钻井液的封堵性能，实验选用渗透率为500 mD的陶瓷缝板，在120 ℃、3.5 MPa的条件下测试钻井液的30 min滤失量。实验测得疏水抑制钻井液和油基钻井液的滤失量均为0 mL。由此表明疏水抑制钻井液具有优良的封堵性能。

2.4 润滑性能

首先对配方中CQ-LSA加入前后的润滑性能进行对比（见表5），再对密度为2.1 g/cm3的聚磺钻井液、疏水抑制水基钻井液和油基钻井液在同等条件下进行极压润滑系数、黏附系数和摩擦系数测定（见表6），3个参数均按API标准程序测试。

表5 CQ-LSA疏水抑制钻井液润滑性能的影响

表6 不同钻井液体系的润滑性能对比数据

由以上结果可以看出，CQ-LSA能显著提高体系润滑性能，疏水抑制钻井液的润滑性能接近油基钻井液。

2.5 抗污染性能

在页岩气水平井钻井过程中，钻井液如果抑制能力不足，可能导致岩屑过度分散，造成钻井液被污染，流变性能严重恶化。为此评价疏水抑制水基钻井液体系的抗污染能力，结果见表7。

表7 疏水抑制水基钻井液的抗污染实验

由表7可知，疏水抑制钻井液经膨润土或者岩屑污染后，性能变化不明显，说明该体系具有很强的抗污染能力。

3 现场应用

3.1 钻井液维护工艺

现场钻井液维护工艺如下：①按照室内配方配制钻井液，如果条件允许，可以在上一开钻井液的基础上直接转换；②配制基浆进行日常维护，井浆密度不足，立即补充重晶石；③井浆流变性偏高或者偏低可以调节基浆配方中膨润土和PAC-LV加量；④如果井浆抑制性不足可直接补充CQ-SIA，润滑性不足可直接补充CQ-LSA；⑤井浆高温高压滤失量偏高可以增加基浆配方中高温降滤失剂和防塌封堵剂加量；⑥正常钻进期间，保证固控设备正常运转，每6 h测试1次井浆性能，如出现复杂工况，应增加井浆测试的频率。

3.2 在长宁H25-8井的应用效果

长宁H25-8井设计井深为4 787 m，水平段长1 500 m，在四开钻完水泥塞（2 271 m）后替入疏水抑制水基钻井液。历时40 d，顺利钻至完钻井深5 350 m，裸眼井段长3 079 m，最大井斜104.07°，水平段平均井斜99°～100°，超设计完成地质及工程目标，起下钻、电测、下套管、固井作业顺利。

在整个四开钻进过程中，疏水抑制水基钻井液性能稳定，抑制性强，润滑性能优异。钻进中未采用稠浆携砂及清扫液清扫井眼作业，井眼通畅，起下钻、电测、下套管作业顺利。钻进期间钻井液性能参数见表8。

疏水抑制钻井液在现场试验过程中，膨润土值始终低于8 g/L，未出现明显上涨趋势。对现场不同阶段的钻井液取样进行了室内固相颗粒粒度分析见图2。从图2可以看出，钻井液的颗粒粒度中值D50呈增加趋势，但粒径在5 μm以下的固相总量却没有增加。由此可以说明，疏水抑制水基钻井液体系具有良好的抑制性能。

图2 不同阶段现场钻井液取样粒度分析图

4 结论

1.研发出了疏水抑制剂CQ-SIA和液体润滑剂CQ-LSA，室内评价表明，2种处理剂性能优异。

表8 疏水抑制水基钻井液在长宁H25-8页岩气水平井四开钻进中的性能

2.以疏水抑制剂和高效润滑剂为核心，形成了疏水抑制水基钻井液体系，该体系综合性能好，流变性能好，且具有较强的抑制性、封堵性、润滑性及抗污染能力。

3.疏水抑制水基钻井液体系在长宁H25-8井的施工顺利，表明该体系性能优良，且配制维护工艺简单，能完全满足长宁页岩气水平井的钻井需要。

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Study of Hydrophobic Inhibitive Water Base Drilling Fluid System and Application in Shale Gas Well

JING Minjia1,2, TAO Huaizhi1,2, YUAN Zhiping1,2
(1. Oil & Gas Field Applied Chemistry Key Laboratory of Sichuan Province, Guanghan, Sichuan 618300; 2. Drilling & Production Technology Research Institute of CCDE, Guanghan, Sichuan 618300)

A hydrophilically inhibitive water base drilling fl uid has been developed to drill shale gas wells penetrating the Longmaxi Formation. This drilling fl uid was formulated with a hydrophilically inhibitive agent CQ-SIA and a high performance lubricant CQLSA. CQ-SIA, the core additive of the formulation, is amphoteric in nature, and can render wettability reversal to the surface of rocks. It forms on the surface of rocks a hydrophilic fi lm, thereby encapsulating and inhibiting the rocks from disintegration by water invasion. Hot rolling test results showed that 1% CQ-SIA gave percent cuttings recovery of 83.72%, remarkably higher than that obtained with KPAM, AP-1 and KCl. CQ-LSA, thanks for its special molecular groups and structure, can form lipophilic fi lm on the hydrophilic surfaces of drilling tools, mud cakes and formation rocks, thereby greatly decreasing frictional resistance experienced in drilling. Sticking coeff i cient of a 5% bentonite slurry treated with 1% CQ-LSA was 0.0507, lower than the 5% bentonite slurries treated with two commonly used lubricants RH-220 and BARALUBE. The formulated drilling fl uid had good rheology,high inhibitive capacity and good lubricity that were equivalent to oil base drilling fl uid. Addition of 1%-3% anti-sloughing plugging agent, 1%-2% poly glycol and 0.8%-1.6% nano plugging agent rendered the formulation good plugging performance. It also had good contamination resistance. Success has been gained in the fi rst use of this formulated drilling fl uid on the well Changning H25-8. Mud properties in the horizontal fourth interval (3,079 m open hole length and 1,500 m horizontal section) were all maintained stable. No downhole problems have everoccurred. Tripping, wireline logging, casing running and well cementing were all done smoothly.

Horizontal shale gas well; Water base drilling fl uid; Borehole wall stabilization; Inhibitive capacity; Lubricity; Plugging performance; Hydrophilic; Lubricant

TE257.6

A

1001-5620（2017）01-0028-05

2016-10-25；HGF=1701F2；编辑 付玥颖）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.005

国家科技重大专项课题“页岩气水平井水基钻井液研究与试验”（2016ZX05022-001-002）

景岷嘉，1982年生，工程师，硕士，毕业于西南石油大学应用化学，现在从事钻井液技术研究工作。电话 （0838）5151118；E-mail：jingmj_ccde@cnpc.com.cn。