長寧威遠地區頁巖氣高密度水基鉆井液室內優化研究

歐陽偉, 劉 偉, 吳正良

(1油氣田應用化學四川省重點實驗室 2中石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院)

我國有著豐富的頁巖氣資源，其中長寧—威遠地區頁巖氣資源量達9 200×108m3，在前期勘探開發中已經取得較顯著的效果，但隨著國際油價的低迷和環保要求日益嚴格，在長寧—威遠地區頁巖氣勘探中因使用油基鉆井液表現的環保性能差、鉆屑處理費用高等問題也更加突出，雖然長寧—威遠地區使用水基鉆井液成功鉆成了一批井，但水基鉆井液流變性調控困難、起下鉆摩阻大、防塌性能待完善等問題仍然沒有得到根本解決，使其大規模推廣應用受到限制[1-3]，因此，針對長寧—威遠地區頁巖氣水基鉆井液進行深化研究勢在必行。

一、長寧—威遠地區頁巖氣水基鉆井液面臨的問題

1.高密度條件下流變性能控制困難

現有頁巖氣水基鉆井液主要采用低膨潤土含量、部分聚合物進行流變性和濾失性的調節，而聚合物處理劑的加入，導致了體系液相黏度高、高溫穩定性差，且隨著鉆井時間的延長，低密度固相增加，流變性能嚴重惡化，現場往往被迫置換井漿來控制流變性能。

2.現用頁巖氣水基鉆井液防塌技術有一定缺陷

現用頁巖氣水基鉆井液防塌技術主要采用的是抑制和封堵技術，在抑制性防塌方面，抑制巖石的表面水化僅采用了“雙疏”技術，而缺少 “插層”技術的協同作用；抑制滲透水化采用了束縛水能力強的HCOOK，對鉆井液流變性能影響大。封堵防塌性、濾失造壁性與流變性的矛盾沒有得到解決[4]。

3.現用頁巖氣水基鉆井液潤滑性能與油基鉆井液存在差距

現用頁巖氣水基鉆井液的潤滑性，無論室內測試數據，還是現場起下鉆過程中摩阻普遍比油基鉆井液大，因此為了保證安全需要在頁巖氣水基鉆井液中加入大量潤滑劑，但同時也對高密度鉆井液的流變性能產生較大的影響。針對上述不足，必須對已應用成功的該體系進行配方改進、優化，使之更好地滿足頁巖氣長水平井的高效、安全鉆井需求。

二、長寧—威遠地區頁巖氣水基鉆井液優化思路

1.強化“雙疏”和 “插層”抑制技術改善高密度條件下水基鉆井液流變性能

在現用鉆井液中引入“插層”抑制技術，提高鉆井液的抑制表面水化能力的同時，保證鉆井液具有較強的抑制滲透水化能力，并在保證鉆井液具有優異封堵防塌性、潤滑性等前提下[5]，著重改善鉆井液的流變性能，以滿足長水平段鉆井的需求。

2.協調封堵防塌性、濾失造壁性與流變性的矛盾

通過適當提高鉆井液膨潤土含量，選擇對鉆井液流變性能影響小的功能性處理劑，協調鉆井液封堵防塌性、濾失造壁性與流變性的關系。

3.強化鉆井液潤滑性能

進一步優選潤滑性好、對鉆井液流變性能影響小的潤滑劑，并引入“成膜”潤滑技術，實現鉆井液良好的流變性能和潤滑性能[6-8]。

三、長寧—威遠地區頁巖氣水基鉆井液優化配方及性能

根據長寧—威遠地區頁巖氣水基鉆井液優化、改進思路，在現有頁巖氣水基鉆井液的基礎上，優選出了聚合物降濾失劑BJ-1、瀝青處理劑HTLM、合成脂潤滑劑HYR-1及其它功能性處理劑，最終形成了一套性能優良的適合長水平段的的頁巖氣水基鉆井液體系，基本性能見表1。

表1 頁巖氣水基鉆井液優化前后性能(140℃熱滾16 h后)

配方：3%～5%膨潤土漿+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、長寧—威遠地區頁巖氣水基鉆井液優化配方性能評價

1.滾動回收率

參照SY/T 5613-2016《鉆井液測試 泥頁巖理化性能試驗方法》,進行抑制劑CQ-A、優化前頁巖氣水基鉆井液、優化后頁巖氣水基鉆井液在80℃×16 h、140℃×16 h條件下的滾動回收率試驗見表2。

表2 頁巖氣水基鉆井液優化前后泥頁巖滾動回收率結果

結果表明：抑制劑CQ-A具有較強的抑制、包被和吸附能力，其不僅抑制巖屑分散，而且能夠包被吸附在巖屑上，具體表現在巖屑質量增大，同時優化后的頁巖氣水基鉆井液巖屑滾動回收率也比優化前有一定程度提高。

2.抑制泥巖分散性能

實驗用10%威233井龍馬溪上部灰綠色泥巖(80℃清水回收率0.51%)加入鉆井液，經過140℃滾動16 h進行抑制泥巖分散性能評價，實驗結果見表3。

表3 頁巖氣水基鉆井液優化前后的抑制泥巖分散實驗結果(140℃熱滾16 h后)

從表3看出，優化后的頁巖氣水基鉆井液加入10%威233井龍馬溪上部灰綠色泥巖經過140℃滾動16 h后黏度、切力比相同條件下優化前的頁巖氣水基鉆井液更低，說明優化后的頁巖氣水基鉆井液具有更強的抑制泥巖分散能力。因為配方中加入了既疏水又疏油具有“雙疏”特性的抑制劑，也加入了含烷基胺基團的抑制劑，因此通過“雙疏”和 “插層”抑制技術協同作用，使鉆井液的抑制能力得到較大提升。其中“雙疏”的抑制機理是將黏土表面親水親油的潤濕性能轉變為疏水疏油的雙疏潤濕性，使液相極難潤濕黏土表面更不能滲透進入黏土晶層，最終實現抑制黏土的表面水化、滲透水化的效果。另外含烷基胺吸附基團可最大程度降低泥頁巖基底間距(d001)，并通過親水基團與疏水鏈的協同作用擠出層間水分子，抑制黏土礦物表面水化。

3.抗低密度固相污染性能

在優化前后的頁巖氣水基鉆井液中分別加入5%、8%和10% 6～10目極易分散的自流井巖屑(80℃清水回收率21.3%)，經過140℃滾動16 h后對鉆井液常規性能進行評價，結果見表4。

表4 頁巖氣水基鉆井液優化前后抗巖屑污染實驗結果(140℃熱滾16 h后)

從表4可以看出：鉆井液加入不同含量的巖屑進行污染，經過140℃熱滾16 h后，優化鉆井液仍有優良的流變性能，而優化前的鉆井液黏切明顯增加，同時優化鉆井液經過簡單處理，在保證流變性能變化不大的情況下就能夠將濾失量基本維持在原有狀態，說明優化后的鉆井液與優化前比具有較強的抗低密度固相污染能力，能夠滿足頁巖氣長水平段水平井鉆井的要求。

4.封堵性能

選用美國FANN公司的PPA滲透試驗儀(過濾介質：孔徑3 μm、滲透率500 mD人造巖心)，評價優化前后鉆井液的高溫高壓封堵性能，結果見表5。

表5 頁巖氣水基鉆井液優化前后PPA封堵濾失量實驗結果(140℃熱滾16 h后)

從表5實驗結果看出：優化后的頁巖氣水基鉆井液與優化前比具有更低的PPA高溫高壓封堵濾失量，這可能是優化鉆井液提高了膨潤土含量有利于形成質量更好的濾餅，對封堵孔隙和微裂縫，阻止濾液進入有較大幫助的原因。

5.潤滑性能

實驗分別采用手柄式摩擦系數測定儀和極壓潤滑儀對白油基鉆井液及優化前后的頁巖氣水基鉆井液潤滑性能進行了評價，結果見表6。

表6 頁巖氣水基鉆井液優化前后潤滑性能實驗結果(140℃熱滾16 h后)

從表6可以看出，優化后的頁巖氣水基鉆井液比優化前無論是極壓潤滑系數，還是濾餅摩擦系數都更低，特別是極壓潤滑系數。原因可能是選用的合成脂潤滑劑HYR-1可以在金屬表面 “成膜”，把兩個固體的直接接觸變成間接接觸(中間是潤滑劑液膜)，那么兩個固體產生相對位移時其摩擦力將大大減小，從而使鉆井液的潤滑性能增強[9]。

五、結論與建議

(1)針對現有頁巖氣水基鉆井液存在的問題，提出了拓展其低密度固相含量容納限、強化“雙疏”和 “插層”抑制技術的協同作用、適當提高膨潤土含量強化鉆井液防塌封堵性和濾失造壁性、引入“成膜”潤滑技術提高鉆井液潤滑性能的優化思路。

(2)優化后的頁巖氣水基鉆井液140℃高溫滾動16 h后流變性能穩定、易分散巖屑滾動回收率達96.6%、極壓潤滑系數0.076、濾餅黏滯系數0.114，可抗10%易分散巖屑的污染，性能較優化前有明顯提高，為水基鉆井液在長寧威遠地區頁巖氣鉆井中的推廣應用提供了可能。

(3)建議對該技術在現場進行驗證試驗。