适合页岩储层的强抑制防塌水基钻井液体系

王佩平

（中石化西南石油工程有限公司钻井一分公司，成都 610500）

0 引言

中国的页岩气资源储量十分丰富，具有较好的勘探开发前景。长水平段水平井钻井通常是页岩气井开发的重要方式，由于页岩储层通常具有黏土矿物含量高以及微裂缝发育等特点，在水平井钻进过程中容易出现井壁失稳、井眼垮塌以及起下钻困难等复杂情况[1-2]。油基钻井液通常具有较强的抑制性、润滑性以及封堵性能，可以解决页岩气水平井钻井过程中出现的以上问题，但随着近年来环境保护要求的提高，以及油基钻屑和后期废弃物的处理成本较高等问题，制约了油基钻井液的大规模推广应用。因此，研究高性能水基钻井液来代替油基钻井液，成为页岩气田高效开发的关键技术之一[3-6]。

国外针对页岩气储层水基钻井液的研究取得了比较多的研究成果，如哈里伯顿、贝克休斯以及斯伦贝谢等油田服务公司均已开发出适合页岩气井的高性能水基钻井液体系[7-9]。而国内针对页岩气水基钻井液的研究起步较晚，并且中国的页岩气田地层特征与国外也不尽相同，因此从整体来看，国内的页岩气高性能水基钻井液技术仍相对缺乏[10-18]，未能实现大规模的推广应用。以威远地区W-X1 井为研究对象，在分析了该井地质概况和钻井液技术难点的基础上，通过研制新型多氨基页岩抑制剂HCA-3、复合封堵剂和高效润滑剂RMLUB-1 等主要处理剂，研究了一种适合该地区页岩储层的强抑制防塌水基钻井液体系，室内评价了钻井液体系的综合性能，并在W-X1 井得到了成功应用。

1 地质概况及钻井液技术难点与对策

1.1 地质概况

威远地区W-X1 井目的层岩性主要为灰褐色泥页岩，地层孔隙度主要分布在2.5%～5.8%，平均孔隙度为3.7%，地层渗透率主要分布在0.032～6.581 mD，平均为0.563 mD，地层中发育有大量的微裂缝和微孔隙，裂缝宽度主要分布在40～290 nm，最大宽度大于1 μm。地层矿物中石英含量平均为34.6%，碳酸盐矿物含量平均为13.5%，黏土矿物含量平均为47.8%，其中黏土矿物中伊利石的含量最高，其次为伊/蒙混层，含有少量的高岭石，不含蒙脱石，属于弱膨胀强分散性的页岩。

1.2 钻井液技术难点

根据以上威远地区W-X1 井地质概况的分析结果及同区块内其他页岩气井的钻井施工经验，设计该井的钻井液时将面临以下几个方面的技术难点。①井壁稳定问题。该井黏土矿物含量较高，且以脆性黏土矿物伊利石为主，钻井过程中钻井液的液相进入地层易引起黏土水化分散剥落、掉块以及坍塌的现象，造成井壁失稳等井下复杂事故。因此，应强化钻井液的抑制性。②漏失问题。该井地层中微裂缝和微孔隙发育，在钻井过程中钻井液的压差以及毛细管力的共同作用下，液相容易沿着裂缝进入地层，使裂缝扩展、地层破碎，并降低泥页岩的力学强度，从而造成井壁垮塌现象。因此，应加强钻井液的封堵性能。③井眼清洁及降低摩阻。在页岩气井钻井过程中，随着井斜的变大，钻屑容易在井筒内沉积形成岩屑床，造成憋泵、阻卡等现象的发生；另外随着页岩气井水平段长度的增大，摩阻和扭矩不断增大，容易造成卡钻、起下钻困难。因此，要求钻井液体系具有良好的流变性和润滑性能。

1.3 钻井液技术对策

1）研究高性能抑制剂。针对威远地区W-X1井页岩气储层特点，研制了一种新型多氨基页岩抑制剂HCA-3，其分子结构中含有较多的季铵盐离子、活性氨基以及烷基疏水基团，属于一种带正电荷的复合化合物。与其他常用页岩抑制剂相比，其不仅具有较强的抑制黏土水化膨胀、分散的作用，还可以有效降低表面张力和改变岩石表面的润湿性，使页岩表面更加疏水，从而有助于降低毛细管力，减弱页岩的自吸水作用。

2）选择合适的封堵材料。根据威远地区W-X1井地层微裂缝发育的特点，研制了一种复合封堵剂（主要包括刚性封堵材料超细碳酸钙、柔性封堵材料RSF-1 和微纳米封堵材料NSP-1）。其中刚性封堵材料包括不同粒径的超细碳酸钙，主要针对大孔径的裂缝和孔隙进行架桥封堵，在此基础上，再通过微纳米封堵材料的填充作用和柔性封堵材料的韧性变形作用对小孔隙和微小裂缝进行进一步的封堵，可以在井壁上快速产生高强度、致密的封堵层，防止钻井液滤液等水相过多地进入地层，避免出现井壁垮塌等井下复杂情况。

3）提高钻井液体系的润滑性能。为提高钻井液体系的润滑性能，降低页岩气水平井钻井过程中的摩阻，室内研制开发了一种高效润滑剂RMLUB-1，其含有多个羟基和烷基吸附基团，能够通过多位点吸附的方式在钻具或井壁岩石表面产生强力吸附，从而形成具有较大强度的润滑膜，降低钻具与井壁之间的摩擦力。

2 强抑制防塌水基钻井液体系构建

2.1 多氨基页岩抑制剂作用机理及性能评价

2.1.1 抑制剂作用机理

新型多氨基页岩抑制剂HCA-3 的抑制机理与常用的无机盐抑制剂和阳离子抑制剂有所不同，主要表现为以下几点。①多氨基页岩抑制剂HCA-3分子通过静电引力和氢键吸附作用可以在黏土颗粒表面产生多点位吸附，使黏土颗粒表面被充分包裹，从而阻止水分子的进入，并且可以中和黏土表面的部分负电荷，使黏土颗粒之间的静电排斥力减弱，防止黏土颗粒的分散运移；②多氨基页岩抑制剂HCA-3 分子中游离的季铵盐离子和活性氨基可以嵌入黏土层间替换出其中的水化阳离子，降低黏土颗粒的电位值，使黏土层间距离减小的同时，还可以排挤出其中的水分子，从而起到抑制黏土颗粒水化膨胀的作用；③多氨基页岩抑制剂HCA-3 分子中的烷基疏水基团朝外排列，在黏土颗粒表面形成一层稳定的疏水层，可以改变岩石表面的润湿性，使其更加疏水；此外，HCA-3 分子还具有一定的表面活性，可以降低表面张力，从而使页岩自吸水作用的毛细管力降低，有效减弱页岩的水化作用。可以看出，新型多氨基页岩抑制剂HCA-3 主要通过多点位吸附、层间阳离子置换、表面活性以及润湿性等各方面的协同作用来达到较强的抑制性能，下面分别通过页岩抗压强度实验、滚动回收率实验、黏土层间距实验、表面张力实验以及润湿性能实验来进一步验证抑制剂HCA-3 的作用机理。

2.1.2 页岩抗压强度及滚动回收率评价

为了直观地考察多氨基页岩抑制剂HCA-3 的抑制性能，开展了岩心单轴抗压强度实验和页岩滚动回收率实验。岩心单轴抗压强度实验采用相同规格的W-X1 井储层页岩岩心，评价其在不同溶液中浸泡后的岩心单轴抗压强度，页岩滚动回收率实验采用磨碎后的储层页岩岩心，实验条件均为120℃×72 h，实验结果见表1。由表1 可以看出，页岩岩心在不同抑制剂溶液中浸泡后，其单轴抗压强度均出现一定程度的下降（初始抗压强度为38.6 MPa），而其在多氨基页岩抑制剂HCA-3 溶液中浸泡后的抗压强度下降程度较小，当HCA-3 加量为2%以上时，岩心单轴抗压强度可以保持在35 MPa以上；另外，页岩在多氨基页岩抑制剂HCA-3 溶液中的滚动回收率也较大，当HCA-3 加量为2%以上时，滚动回收率可以达到95%以上。由此可知多氨基页岩抑制剂HCA-3 对W-X1 井储层页岩的抑制性能明显优于KCl 和聚胺，能够起到良好的抑制黏土水化分散的作用。

表1 岩心单轴抗压强度及页岩滚动回收率实验结果

2.1.3 抑制剂HCA-3对黏土层间距的影响

为考察多氨基页岩抑制剂HCA-3 对黏土层间距的影响，采用X 射线衍射实验测定了不同浓度HCA-3 处理后的钠膨润土的c-轴间距，实验结果见表2。由表2 可以看出，在湿态下，膨润土中的钠离子以水合钠离子的形式存在，使得层间距增大，加入抑制剂HCA-3 后，层间距明显减小；在干态下，由于吸附水被烘干，膨润土的层间距有所减小，且使用抑制剂HCA-3 处理后的膨润土层间距也进一步减小，这说明抑制剂HCA-3 较好地抑制了膨润土的层间水化作用。

表2 抑制剂HCA-3 对黏土层间距的影响

2.1.4 表面活性及润湿性能评价

为考察多氨基页岩抑制剂HCA-3 的表面活性和润湿性能，测定了不同浓度HCA-3 溶液的表面张力和经过其浸泡后的岩样表面的接触角变化情况，实验结果见表3。可以看出，与清水相比，加入不同浓度的HCA-3 后，溶液的表面张力明显减小，表现出一定的表面活性。而与干岩样相比，经过HCA-3 溶液浸泡后的岩样表面接触角明显增大，亲水性减弱，这会减弱岩样中毛细管附加压力引起的液相自吸作用，使液相不易进入页岩储层深部，从而有利于提高页岩地层的稳定性。

表3 抑制剂HCA-3 表面活性及润湿性能评价结果

2.2 复合封堵剂性能

在基浆中加入复合封堵剂（5.0%超细碳酸钙+4.0%RSF-1+1.0%NSP-1），评价了其对高温高压滤失量和泥饼渗透率的影响，基浆配方如下。

3.0%膨润土浆+0.3%Na2CO3+0.5%流型调节剂+2.0%聚合物降滤失剂+2.0%多氨基页岩抑制剂HCA-3+重晶石粉（密度加至1.4 g/cm3）

实验条件均为120 ℃×3.5 MPa，实验结果见表4。由表4可以看出，在基浆中加入复合封堵剂后，高温高压滤失量和泥饼渗透率均出现明显降低，这说明研制的复合封堵剂具有加好的协同增效能力，可以通过不同颗粒级配以及封堵剂颗粒的变形作用形成比较致密的封堵层，从而实现降低泥饼渗透率和滤失量的目的。

表4 复合封堵剂性能评价实验结果

2.3 高效润滑剂性能

在基浆中加入不同浓度的高效润滑剂RMLUB-1 来评价其润滑效果，结果见图1。由图1 可知，随着基浆中高效润滑剂RMLUB-1 加量的增大，极压润滑系数逐渐下降，当润滑剂加量为2%时，极压润滑系数可以降低至0.1 以下，润滑系数降低率可以达到70%以上，再继续增大润滑剂的加量，润滑系数降低幅度不再增大。因此，综合考虑经济因素，推荐高效润滑剂RMLUB-1 的最佳加量为2.0%。

图1 润滑剂性能评价实验结果

2.4 钻井液配方确定

通过对关键处理剂的研制和性能评价，结合W-X1 井的现场实际情况，确定了适合页岩储层的强抑制防塌水基钻井液的配方如下。

3.0%膨润土浆+0.3%Na2CO3+0.5%流型调节剂+2.0%聚合物降滤失剂+2.0% 多氨基页岩抑制剂HCA-3+5.0%超细CaCO3+4.0%RSF-1+1.0%NSP-1+2.0%高效润滑剂RMLUB-1+重晶石粉

3 强抑制防塌水基钻井液性能评价

3.1 基本性能

根据现场实际情况，分别调整钻井液密度为1.4、1.5 和1.6 g/cm3，并分别测定其在120 ℃下老化前后的性能变化，结果见表5。

表5 强抑制防塌水基钻井液基本性能（120 ℃、16 h）

由表5 可知，在不同密度下钻井液老化前后的流变性能变化不大；随着密度的升高，钻井液的滤失量和润滑系数有所增大，但变化幅度较小，说明研制的强抑制防塌水基钻井液具有良好的流变性能、降滤失性能和润滑性能。

3.2 抑制性能

测定W-X1 井地层岩样在钻井液中浸泡后的Zeta 电位值，浸泡时间为24 h，浸泡温度为120 ℃，钻井液密度为1.4 g/cm3，测得页岩岩样在自来水、聚磺钻井液、聚胺钻井液和强抑制防塌钻井液中浸泡后的Zeta 电位值分别为-46.2、-22.7、-15.8和-9.3 mV，其在强抑制防塌钻井液中浸泡后的Zeta 电位值的绝对值最小。这说明研制的强抑制剂防塌水基钻井液具有良好的抑制性能，其能通过吸附及嵌入黏土晶层的作用在岩石表面形成阻水膜和封固层，中和黏土颗粒表面的负电荷，压缩双电层，降低Zeta 电位，从而降低页岩岩样的活性，达到抑制页岩水化分散膨胀的目的。

3.3 封堵性能

3.3.1 高温高压PPA滤失实验

采用渗透率封堵仪PPA 对强抑制防塌水基钻井液体系的封堵性能进行了评价，实验用陶瓷滤片型号为10#，实验条件为120 ℃×3.5 MPa，结果见表6。由表6 可以看出，强抑制剂防塌水基钻井液体系的高温高压PPA 滤失量和滤失速率均与油基钻井液相差不大，说明研制的强抑制剂防塌水基钻井液够在页岩地层条件下形成比较致密的滤饼，对页岩地层中的微裂缝和微孔隙产生有效的封堵，从而阻止钻井液滤液进入页岩储层，降低滤失量，起到良好的稳定井壁的效果。

表6 钻井液体系封堵性能测试结果（ρ=1.4 g/cm3）

3.3.2 压力传递实验

采用页岩压力传递实验装置进一步评价了强抑制防塌水基钻井液体系的封堵性能，实验用岩样取自W-X1 井，实验时上游压力设置为2.65 MPa，下游压力设置为0，结果见图2。由图2 可以看出，3%KCl 中没有封堵材料，下游压力迅速升高，实验时间为2.0 h 左右时，压力即达到2.65 MPa；而研制的强抑制防塌水基钻井液体系中由于含有不同类型的封堵材料，可以对岩样中的微裂缝和孔隙进行有效封堵，达到阻缓压力传递的功能，随着实验时间的延长，下游压力有小幅升高，然后趋于稳定，说明该水基钻井液体系具有良好的封堵能力。

图2 压力传递实验结果

3.4 抗污染性能

在强抑制防塌水基钻井液中分别加入一定量的氯化钙、氯化镁、氯化钠、膨润土和钻屑粉，测定钻井液体系污染后的流变性和滤失性，实验条件为120 ℃×16 h，钻井液密度为1.4 g/cm3，实验结果见表7。由表7 可以看出，钻井液中加入几种常见的污染物后，体系的黏度、切力和滤失量均未发生明显改变，这说明研制的强抑制防塌水基钻井液体系具有良好的抗污染性能，可以满足页岩储层水平井钻井施工的需求。

表7 钻井液体系抗污染性能评价结果

4 现场应用

4.1 现场钻井液性能

威远地区W-X1 井水平段长度为1435 m，地层温度在110～120 ℃，该井长水平段钻进时存在地层易失稳、垮塌、起下钻摩阻较大以及水基钻井液体系的流变性能难以控制等问题，使用研制的强抑制防塌水基钻井液在该井三开水平段进行了应用，取得了良好的施工效果。根据W-X1 井三开井段设计时对钻井液体系的技术要求，视具体情况适当补充抑制剂和润滑剂等处理剂，并控制钻井液体系的固相含量在30%以下。其中，部分井段现场钻井液性能见表8。从现场数据可以看出，强抑制防塌水基钻井液在W-X1 井水平段钻井过程中的流变性能较为稳定，滤失量、固相含量和润滑系数均较小，钻井液各项性能指标均维持在设计范围内。

表8 W-X1 井水平段现场钻井液分段性能

4.2 井壁稳定效果

W-X1 井在三开井段钻井过程中，根据井下实际情况调整钻井液的密度，适时补充封堵材料和降滤失材料，从而改善泥饼的质量，降低滤失量，减少滤液进入地层。同时在钻遇易垮塌井段时，应保持钻井液性能的稳定，避免大幅度的调整钻井液体系的性能。

在该井三开井段钻井时始终未出现掉块、坍塌等井壁失稳现象，井下返出的钻屑颗粒比较均匀，棱角分明，说明该钻井液体系抑制性能良好；钻井过程中起下钻顺畅，未发现卡钻、遇阻以及钻头泥包等现象，钻井过程顺利，井眼稳定，平均井径扩大率仅为3.07%，远低于使用其他水基钻井液的邻井，说明该钻井液体系起到了良好的防塌以及井壁稳定效果。另外，该井平均机械钻速达到了7.64 m/h，相比邻井提高了20%以上。这说明研制的强抑制防塌水基钻井液体系能够适应页岩储层钻井施工的需要，具有良好的推广应用价值。

5 结论

1.根据威远地区W-X1 井地质概况及钻井液技术难点分析结果，研制了一种新型多氨基页岩抑制剂HCA-3，该抑制剂可以提高目标区块页岩的抗压强度和滚动回收率，能够有效降低膨润土的层间距，并且具有一定的表面活性和润湿性能，可以通过多点位吸附、层间阳离子置换、表面活性以及润湿性等各方面的协同作用来达到较强的抑制性能。

2.以新型多氨基页岩抑制剂HCA-3、复合封堵剂以及高效润滑剂RMLUB-1 为主要处理剂，研制了一套适合页岩储层的强抑制防塌水基钻井液体系，体系综合性能评价结果表明，该钻井液体系在不同密度范围内均具有良好的流变性能、降滤失性能和润滑性能，此外，该体系还具有较强的抑制性能、封堵性能和抗污染能力，可以满足页岩气储层钻井作业的需求。

3.现场应用结果表明，强抑制防塌水基钻井液在W-X1 井三开水平段钻井施工过程顺利，现场钻井液性能稳定，未出现井壁失稳等现象，提高了钻井效率，可以在同类页岩气区块中进行推广应用。