长宁威远地区页岩气高密度水基钻井液室内优化研究

欧阳伟, 刘 伟, 吴正良

(1油气田应用化学四川省重点实验室 2中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院)

我国有着丰富的页岩气资源，其中长宁—威远地区页岩气资源量达9 200×108m3，在前期勘探开发中已经取得较显著的效果，但随着国际油价的低迷和环保要求日益严格，在长宁—威远地区页岩气勘探中因使用油基钻井液表现的环保性能差、钻屑处理费用高等问题也更加突出，虽然长宁—威远地区使用水基钻井液成功钻成了一批井，但水基钻井液流变性调控困难、起下钻摩阻大、防塌性能待完善等问题仍然没有得到根本解决，使其大规模推广应用受到限制[1-3]，因此，针对长宁—威远地区页岩气水基钻井液进行深化研究势在必行。

一、长宁—威远地区页岩气水基钻井液面临的问题

1.高密度条件下流变性能控制困难

现有页岩气水基钻井液主要采用低膨润土含量、部分聚合物进行流变性和滤失性的调节，而聚合物处理剂的加入，导致了体系液相黏度高、高温稳定性差，且随着钻井时间的延长，低密度固相增加，流变性能严重恶化，现场往往被迫置换井浆来控制流变性能。

2.现用页岩气水基钻井液防塌技术有一定缺陷

现用页岩气水基钻井液防塌技术主要采用的是抑制和封堵技术，在抑制性防塌方面，抑制岩石的表面水化仅采用了“双疏”技术，而缺少 “插层”技术的协同作用；抑制渗透水化采用了束缚水能力强的HCOOK，对钻井液流变性能影响大。封堵防塌性、滤失造壁性与流变性的矛盾没有得到解决[4]。

3.现用页岩气水基钻井液润滑性能与油基钻井液存在差距

现用页岩气水基钻井液的润滑性，无论室内测试数据，还是现场起下钻过程中摩阻普遍比油基钻井液大，因此为了保证安全需要在页岩气水基钻井液中加入大量润滑剂，但同时也对高密度钻井液的流变性能产生较大的影响。针对上述不足，必须对已应用成功的该体系进行配方改进、优化，使之更好地满足页岩气长水平井的高效、安全钻井需求。

二、长宁—威远地区页岩气水基钻井液优化思路

1.强化“双疏”和 “插层”抑制技术改善高密度条件下水基钻井液流变性能

在现用钻井液中引入“插层”抑制技术，提高钻井液的抑制表面水化能力的同时，保证钻井液具有较强的抑制渗透水化能力，并在保证钻井液具有优异封堵防塌性、润滑性等前提下[5]，着重改善钻井液的流变性能，以满足长水平段钻井的需求。

2.协调封堵防塌性、滤失造壁性与流变性的矛盾

通过适当提高钻井液膨润土含量，选择对钻井液流变性能影响小的功能性处理剂，协调钻井液封堵防塌性、滤失造壁性与流变性的关系。

3.强化钻井液润滑性能

进一步优选润滑性好、对钻井液流变性能影响小的润滑剂，并引入“成膜”润滑技术，实现钻井液良好的流变性能和润滑性能[6-8]。

三、长宁—威远地区页岩气水基钻井液优化配方及性能

根据长宁—威远地区页岩气水基钻井液优化、改进思路，在现有页岩气水基钻井液的基础上，优选出了聚合物降滤失剂BJ-1、沥青处理剂HTLM、合成脂润滑剂HYR-1及其它功能性处理剂，最终形成了一套性能优良的适合长水平段的的页岩气水基钻井液体系，基本性能见表1。

表1 页岩气水基钻井液优化前后性能(140℃热滚16 h后)

配方：3%～5%膨润土浆+0.2%～0.4%CQ-C+0.5%～0.8%PAC-LV+3.0%～5.0%SMP-3+3.0%～4.0%CQ-B+2.0%～4.0%HTLM+5%～7%CQ-A+0.3%NaOH+0.5%CaO+0.8%～1.5%HYR-1+7.0%KCl+重晶石。

四、长宁—威远地区页岩气水基钻井液优化配方性能评价

1.滚动回收率

参照SY/T 5613-2016《钻井液测试 泥页岩理化性能试验方法》,进行抑制剂CQ-A、优化前页岩气水基钻井液、优化后页岩气水基钻井液在80℃×16 h、140℃×16 h条件下的滚动回收率试验见表2。

表2 页岩气水基钻井液优化前后泥页岩滚动回收率结果

结果表明：抑制剂CQ-A具有较强的抑制、包被和吸附能力，其不仅抑制岩屑分散，而且能够包被吸附在岩屑上，具体表现在岩屑质量增大，同时优化后的页岩气水基钻井液岩屑滚动回收率也比优化前有一定程度提高。

2.抑制泥岩分散性能

实验用10%威233井龙马溪上部灰绿色泥岩(80℃清水回收率0.51%)加入钻井液，经过140℃滚动16 h进行抑制泥岩分散性能评价，实验结果见表3。

表3 页岩气水基钻井液优化前后的抑制泥岩分散实验结果(140℃热滚16 h后)

从表3看出，优化后的页岩气水基钻井液加入10%威233井龙马溪上部灰绿色泥岩经过140℃滚动16 h后黏度、切力比相同条件下优化前的页岩气水基钻井液更低，说明优化后的页岩气水基钻井液具有更强的抑制泥岩分散能力。因为配方中加入了既疏水又疏油具有“双疏”特性的抑制剂，也加入了含烷基胺基团的抑制剂，因此通过“双疏”和 “插层”抑制技术协同作用，使钻井液的抑制能力得到较大提升。其中“双疏”的抑制机理是将黏土表面亲水亲油的润湿性能转变为疏水疏油的双疏润湿性，使液相极难润湿黏土表面更不能渗透进入黏土晶层，最终实现抑制黏土的表面水化、渗透水化的效果。另外含烷基胺吸附基团可最大程度降低泥页岩基底间距(d001)，并通过亲水基团与疏水链的协同作用挤出层间水分子，抑制黏土矿物表面水化。

3.抗低密度固相污染性能

在优化前后的页岩气水基钻井液中分别加入5%、8%和10% 6～10目极易分散的自流井岩屑(80℃清水回收率21.3%)，经过140℃滚动16 h后对钻井液常规性能进行评价，结果见表4。

表4 页岩气水基钻井液优化前后抗岩屑污染实验结果(140℃热滚16 h后)

从表4可以看出：钻井液加入不同含量的岩屑进行污染，经过140℃热滚16 h后，优化钻井液仍有优良的流变性能，而优化前的钻井液黏切明显增加，同时优化钻井液经过简单处理，在保证流变性能变化不大的情况下就能够将滤失量基本维持在原有状态，说明优化后的钻井液与优化前比具有较强的抗低密度固相污染能力，能够满足页岩气长水平段水平井钻井的要求。

4.封堵性能

选用美国FANN公司的PPA渗透试验仪(过滤介质：孔径3 μm、渗透率500 mD人造岩心)，评价优化前后钻井液的高温高压封堵性能，结果见表5。

表5 页岩气水基钻井液优化前后PPA封堵滤失量实验结果(140℃热滚16 h后)

从表5实验结果看出：优化后的页岩气水基钻井液与优化前比具有更低的PPA高温高压封堵滤失量，这可能是优化钻井液提高了膨润土含量有利于形成质量更好的滤饼，对封堵孔隙和微裂缝，阻止滤液进入有较大帮助的原因。

5.润滑性能

实验分别采用手柄式摩擦系数测定仪和极压润滑仪对白油基钻井液及优化前后的页岩气水基钻井液润滑性能进行了评价，结果见表6。

表6 页岩气水基钻井液优化前后润滑性能实验结果(140℃热滚16 h后)

从表6可以看出，优化后的页岩气水基钻井液比优化前无论是极压润滑系数，还是滤饼摩擦系数都更低，特别是极压润滑系数。原因可能是选用的合成脂润滑剂HYR-1可以在金属表面 “成膜”，把两个固体的直接接触变成间接接触(中间是润滑剂液膜)，那么两个固体产生相对位移时其摩擦力将大大减小，从而使钻井液的润滑性能增强[9]。

五、结论与建议

(1)针对现有页岩气水基钻井液存在的问题，提出了拓展其低密度固相含量容纳限、强化“双疏”和 “插层”抑制技术的协同作用、适当提高膨润土含量强化钻井液防塌封堵性和滤失造壁性、引入“成膜”润滑技术提高钻井液润滑性能的优化思路。

(2)优化后的页岩气水基钻井液140℃高温滚动16 h后流变性能稳定、易分散岩屑滚动回收率达96.6%、极压润滑系数0.076、滤饼黏滞系数0.114，可抗10%易分散岩屑的污染，性能较优化前有明显提高，为水基钻井液在长宁威远地区页岩气钻井中的推广应用提供了可能。

(3)建议对该技术在现场进行验证试验。