适用于页岩气井的强抑制防塌高性能水基钻井液体系

陈庚绪，刘奥，王茜，曾东初，严康

（长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100）

0 引言

页岩气作为一种非常规油气资源，近年来已成为众多石油科研工作者研究的热点。威远区块是我国目前大力投入开发的三大页岩区块之一，区块内的M井区以浅层水平井为主，储层段岩样黏土矿物质量分数在30%以上，水敏性较强；页岩压实程度较高，结构致密，且发育微裂缝，在钻井过程中极易发生井壁失稳、垮塌等复杂情况。前期一直采用油基钻井液钻进，而油基钻井液普遍存在钻屑含油量高、处理费用高昂等缺点，并且随着近年来环保压力的增大，急需开发性能优良的水基钻井液来适应页岩气井钻井作业的需要［1-6］。为此，笔者通过关键处理剂的评价及优选，并配合其他处理剂，形成了一套适合于页岩气井的强抑制防塌高性能水基钻井液体系，为高性能水基钻井液的进一步研究和发展提供了一定技术支持。

1 作用机理

强抑制防塌高性能水基钻井液主要由强抑制剂、高效铝基微纳米聚合物封堵剂、高效润滑剂、降滤失剂以及辅助处理剂构成。该钻井液体系的主要处理剂为新型阳离子复合抑制剂DY-Ⅱ，其是一种阳离子聚合物和硅酸盐的复合物。由于在阳离子聚合物分子链中引入了胺基等官能团，使DY-Ⅱ能够很好地进入黏土晶层间隙，通过吸附和离子交换作用使黏土上下晶层紧密地结合在一起，从而有效阻止黏土晶层吸水产生膨胀；考虑到一般抑制剂的抑制能力往往会随着页岩中蒙脱石质量分数的增加而减弱，而硅酸盐的抑制能力不受蒙脱石质量分数的影响；通过阳离子聚合物和硅酸盐的协同作用，使黏土颗粒表面能够形成牢固的吸附层，发挥出强烈的抑制黏土水化作用。

高效铝基微纳米聚合物封堵剂是由微米级和纳米级铝基聚合物复合而成的，其进入地层后能够沉积在页岩孔喉内，形成一种物理屏蔽封堵区域，达到封堵页岩储层微裂缝以及增强井壁稳定性的目的。强抑制防塌高性能水基钻井液体系具有强抑制性、强封堵性、强润滑性等特点，能够有效防止页岩气水平井钻井施工过程中的井壁失稳等问题［7-10］。

2 关键处理剂的评价与优选

2.1 抑制剂DY-Ⅱ

针对页岩气水平井钻井过程中对钻井液的抑制性要求较高，结合不同抑制剂的作用机理，研制出了一种新型阳离子复合抑制剂 DY-Ⅱ［11-14］。

2.1.1 抑制黏土造浆实验

分别在清水、不同质量分数的DY-Ⅱ水溶液、7%KCl水溶液中加入5%膨润土，高速搅拌20 min，在70℃下滚动老化16 h，使用六速旋转黏度计分别测定其600转读数；然后再加入5%膨润土，重复上述操作，直至测定黏度超出量程为止。实验结果见图1。由图1可知：7%KCl水溶液中加入55%膨润土后，600转读数达到270左右；而1.0%，1.5%，2.0%的DY-Ⅱ水溶液中加入55%膨润土后，600转读数在60以下，说明DY-Ⅱ具有较强的抑制黏土造浆的能力。

图1 抑制黏土造浆实验结果

2.1.2 滚动回收率实验

将目标井区储层段泥页岩钻屑过6～10目筛后，称取40g分别加入清水、不同质量分数的DY-Ⅱ水溶液、7%KCl水溶液中，在120℃下滚动老化16 h，测定钻屑滚动回收率。实验结果见表1。

表1 滚动回收率实验结果

由表1可知，当水溶液中DY-Ⅱ的质量分数达到1.5%时，钻屑的滚动回收率可以达到90%以上，说明DY-Ⅱ能够较好地抑制钻屑水化分散，从而可以有效防止井壁失稳现象的发生。

2.2 封堵剂

将不同封堵剂加入基浆中，在120℃下老化16 h后，使用高温高压滤失仪分别测定不同封堵配方的滤失体积（V）随时间（t）的变化情况。实验温度为120℃，压差为3.5 MPa。实验结果见图2和表2。基浆配方为：3%膨润土+0.8%PAC-LV+3%抗温耐盐型降滤失剂+3%KCl+重晶石。

图2 加入不同封堵剂后滤失体积随时间的变化情况

表2 加入不同封堵剂后高温高压滤失量和滤失速率

由以上实验结果可知，基浆中加入不同的封堵剂后，滤失量和滤失速率均有不同程度的降低。基浆+4%铝基微纳米聚合物封堵剂AY-2的高温高压滤失量和滤失速率最小，所以选择AY-2作为钻井液体系的封堵剂。

2.3 润滑剂

在基浆（配方同2.2）中加入不同的润滑剂，采用EP极压润滑仪测定极压润滑系数，实验结果见表3。实验结果表明：RSJ-1的极压润滑系数最小，与基浆相比，润滑系数降低率达60.42%。所以，选择RSJ-1作为钻井液体系的润滑剂。

表3 润滑剂优选实验结果

3 钻井液体系性能评价

3.1 综合性能

基于新型阳离子复合抑制剂DY-Ⅱ为主要处理剂，结合封堵剂和润滑剂的优选评价，研制出一套适合于页岩气井的强抑制防塌高性能水基钻井液体系，并对体系的综合性能进行了评价，实验结果见表4。其中，体系配方为：（0.2%～0.5%）膨润土+0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+（0.5%～0.8%）PAC-LV+（2%～4%）抗温耐盐型降滤失剂+（3%～5%）AY-2+（1.0%～2.0%）DY-Ⅱ+（1%～3%）RSJ-1+（8%～10%）复合无机盐+（1%～2%）表面活性剂+重晶石。从表4可以看出，该体系具有较好的流变性、较低的滤失量，在不同温度下老化后流变性能稳定，具有良好的抗温性。

3.2 抑制性和润滑性

研制的强抑制防塌高性能水基钻井液体系，抑制性较强，页岩滚动回收率、16 h线性膨胀率和现场油基钻井液相近，能够有效抑制页岩水化膨胀，有利于井壁稳定；加入优选的润滑剂RSJ-1后，该体系具有良好的润滑性，能够满足页岩气水平井长水平段钻井的需要（见表5）。

表4 强抑制防塌高性能水基钻井液综合性能

表5 抑制性和润滑性评价结果

3.3 封堵性

使用高温高压渗透性封堵仪PPT（Fann公司）评价钻井液体系的封堵性，选用的过滤介质为500×10-3μm2的陶瓷滤盘（孔喉直径为 8 μm），在 120℃，3.5 MPa下测定钻井液体系的滤失量。实验结果见表6。

表6 高温高压渗透性封堵测试结果

由表6可知，强抑制防塌高性能水基钻井液的滤失量和滤失速率均较小，和现场油基钻井液相当，说明该体系具有良好的封堵性，能够有效封堵页岩储层的微裂缝，达到稳定井壁的目的。

3.4 抗污染能力

室内评价了钻井液体系的抗污染能力，结果见表7。钻屑为目标区块储层段泥页岩钻屑，过孔径为0.145mm的筛网；在120℃下老化16 h后测量钻井液性能。实验结果表明，强抑制防塌高性能水基钻井液在加入膨润土、CaCl2以及不同质量分数的钻屑后，性能变化不大，说明该体系具有较强的抗污染能力。

表7 强抑制防塌高性能水基钻井液抗污染能力

4 现场应用效果

将室内研制的强抑制防塌高性能水基钻井液体系在威远地区M井区进行了现场应用试验，体系应用于W-3井的四开井段。该井段钻遇地层为下志留统龙马溪组，从四开3 950 m井深时开始替入强抑制防塌高性能水基钻井液体系，钻进至5 470 m完钻，水平段长1 520 m，最大井斜角为 102°，最大狗腿度为 11.2（°）/30 m。根据以往钻完井资料，该区块水平井在水平段钻井过程中易出现井壁失稳、垮塌、剥落等井下复杂情况，且起下钻摩阻大，易出现钻头泥包等现象。在W-3井的现场施工过程中，强抑制防塌高性能水基钻井液体系性能稳定，未出现井壁失稳现象，润滑性及防泥包效果也比较突出。W-3井与使用油基钻井液的邻井W-4井的现场钻井液基本性能对比见表8。

从表8可以看出，在2口井水平段钻进期间，水基钻井液的各项性能参数与油基钻井液基本相当，静切力和高温高压滤失量稍高于油基钻井液，仍在钻井液设计的合理范围内。W-3井在3 950～5 470 m的水平段钻进期间，泵压为19～23 MPa，起下钻平均摩阻不超过180 kN。摩阻较小，泵压低，井眼规则，起下钻畅通，未出现井壁垮塌、沉砂卡钻、钻头泥包等现象，钻屑携带能力强，电测、下套管一次成功，作业过程顺利。这说明强抑制防塌高性能水基钻井液体系能够满足威远地区M井区页岩气井的钻井需要。

表8 现场水基钻井液与油基钻井液性能对比

5 结论

1）研制了新型阳离子复合抑制剂DY-Ⅱ，室内评价结果表明，DY-Ⅱ能够较好地抑制黏土造浆和钻屑水化分散，抑制性优异。

2）以DY-Ⅱ为主要处理剂，结合封堵剂和润滑剂的优选评价，形成了一套强抑制防塌高性能水基钻井液体系。该体系综合性能良好，具有较强的抑制性、封堵性、润滑性和抗污染能力。

3）强抑制防塌高性能水基钻井液体系在威远地区M井区W-3井的现场施工顺利，体系性能稳定，与邻井W-4井现场油基钻井液性能相当，表现出良好的抑制防塌能力，能够满足威远地区M井区页岩气井的钻井需要。