CQ-HPWBM页岩气水基钻井液的研究

杨 斌

(1低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 2川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院)

随着国内外对以页岩气为标志的非常规气藏的大规模开发的进行，油基钻井液的应用越来越广泛[1]。与传统的水基钻井液相比，油基钻井液因其良好的抑制性能、润滑性能、流变性能在页岩气钻探中得以广泛应用[2-3]。但油基钻井液普遍存在环境风险高、油基钻屑处理困难、油基钻井液使用成本高的问题[4-5]。与油基钻井液相比，水基钻井液具有污染小、成本低等优点。页岩气水平井可以采用油基钻井液和合成基钻井液，也可以采用强抑制性水基钻井液，要求其关键是必须确保井壁稳定、润滑、防卡和井眼清洁[7]。

一、技术难点

目前采用水基钻井液钻进页岩气水平井主要存在井壁稳定性差、润滑防卡等突出问题[8-9]。因此要求页岩气水平井施工中采用的水基钻井液必须具备以下特点：①抑制性能。水基钻井液的抑制性能够接近油基钻井液，抑制页岩水化；②封堵性能。水基钻井液必须具有良好的封堵性能，有效封堵页岩的微裂缝，降低孔隙压力传输；③润滑性能。川渝地区的页岩气水平井水平段施工多采用2.0 g/cm3以上的高密度，固相含量高，水平段长，常规的润滑剂在高温高密度钻井液中润滑性能不佳，且显著增加钻井液黏切；④降滤失性能。高密度水基钻井液的高温高压滤失性能尽可能低，尽量接近油基钻井液，减少滤液对近井壁地带孔隙、微裂缝的侵入。

二、研制思路

针对水基钻井液存在问题进行深入分析，从体系源头入手逐一解决，即优选的处理剂必须同时具备两大特点：性能好、对体系黏切影响小。具体选择如下：①有机抑制剂与无机盐协同作用抑制泥页岩水化膨胀；②纳米聚合物封堵剂作为水基钻井液体系封堵剂，该聚合物粒径为纳米级，可变形在孔隙、微裂缝表面吸附成膜，有效封堵页岩孔喉、微裂缝；③选用弹性固体颗粒作为体系的润滑剂，既解决了高密度下润滑难题又具有封堵作用；④优选抗温性能好，对高密度钻井液的黏切影响小的高温聚合物降滤失剂，有利于高密度水基钻井液的流变性调控。

通过大量室内试验得到CQ-HPWBM高性能水基钻井液体系的基本配方：3% ～5%钻井液用封堵剂纳米聚合物G314+2% ～4%有机防塌抑制剂G319+1% ～2%固体润滑剂弹性石墨G338+1% ～3%防泥包清洁剂聚醚多元醇G318+0.2% ～0.3%流型调节剂G310-DQT+2% ～3%高温聚合物降滤失剂G331+0.2%NaOH+15% ～20%KCl+重晶石。

三、钻井液体系性能评价

1. 抑制性能

测试了CQ-HPWBM高性能水基钻井液以及其它6种常用的钻井液体系对钙膨润土的线性膨胀率，结果见图1。

图1 钻井液抑制性能对比

由图1结果可知，在6种水基钻井液中CQ-HPWBM高性能水基钻井液对膨润土的线性膨胀率最低，仅次于油基钻井液，能够有效抑制黏土水化膨胀。

2.封堵性能

使用CFS700多功能岩心测试仪测试钻井液对页岩岩心的膜效率，以此作为考察钻井液封堵性能的指标，并KCl钻井液以及国外LD、PB等4种高性能水基钻井液体系进行了对比，结果见图2。CQ-HPWBM高性能水基钻井液的膜效率远高于常用的KCl钻井液，其封堵性能达到或超过国外高性能水基钻井液。

图2 钻井液的膜效率对比

应用OFITE封堵仪测试钻井液对不同渗透率的磨砂盘的封堵性能，并与国内外5种钻井液体系进行了对比，试验结果见图3。CQ-HPWBM高性能水基钻井液的瞬时滤失量低，表明体系封堵效果良好，能够有效进行瞬时封堵，快速形成优质滤饼，封堵性能接近油基钻井液，降低孔隙压力传输，有利于稳定井壁。

图3 钻井液的封堵性能对比

3.润滑性能

高密度水基钻井液中由于固相含量高，加重材料颗粒之间摩擦较多，常规润滑剂难以有效改善高密度水基钻井液的润滑性能。含植物油润滑剂会导致高密度水基钻井液显著增稠，而含有矿物油的润滑剂则因为环保问题限制了应用。为此，优选了固体弹性润滑剂G338作为体系的润滑剂，测试了CQ-HPWBM钻井液的极压润滑系数，与其他类型的钻井液进行了对比，见图4。

图4 高密度下钻井液润滑性能对比

由图4数据可知，CQ-HPWBM高性能水基钻井液体系即使在高密度条件下仍然具有良好的润滑性能，可实现接近油基钻井液的润滑性。

4.高温高压降滤失性能

优选出抗高温聚合物降滤失剂 G331作为体系的降滤失剂，测试了并对比了在不同温度下的高温高压滤失量，试验结果见图5。

CQ-HPWBM高性能水基钻井液在不同的温度下的高温高压滤失量均远小于其它类型的水基钻井液，且温度越高优势越明显，尤其是在180℃下的高温高压滤失量明显小于其它水基钻井液，接近油基钻井液。由于川渝区域页岩气水平井井底实测温度一般小于150℃，因此CQ-HPWBM高性能水基钻井液体系的高温高压滤失性能已能满足需要。

图5 钻井液的高温高压降滤失性能对比

5.高温高压流变性能

使用高温高压流变仪M7500测试了体系在不同温度下的流变性能，试验结果见图6和图7。

图6 不同温度下的黏度

CQ-HPWBM高性能水基钻井液在高温下流变性良好，当温度高于160℃时黏切才发生突降，在不同温度下该体系均未发生高温增稠现象，体系抗温可达160℃。

图7 不同温度下的动切力

四、结论和建议

(1)CQ-HPWBM高性能水基钻井液能够有效抑制泥页岩水化，避免因泥页岩水化带来的复杂问题。

(2)CQ-HPWBM高性能水基钻井液体系具有较强的封堵性能，可以进行瞬时封堵，快速形成优质滤饼，降低孔隙压力传输，有利于稳定井壁。

(3)CQ-HPWBM高性能水基钻井液体系在高密度条件下依然具有良好的润滑性能，可实现接近油基钻井液的润滑性。

(4)CQ-HPWBM高性能水基钻井液体系在高温高密度条件下具有良好的降滤失性能，体系抗温160℃，对黏切影响较小，有利于流变性调控。

(5)CQ-HPWBM高性能水基钻井液体系解决了水基钻井液在易塌地层钻进中存在的抑制、封堵、润滑等方面存在的难题，性能基本接近油基钻井液，有利于降低钻井液成本。

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