頁巖氣水基鉆井液在YS-AB井現場試驗與認識

陳俊斌, 明顯森 , 陶懷志 , 舒小波 , 邵 平

1油氣田應用化學四川省重點實驗室 2中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院 3中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術服務公司

0 引言

在頁巖氣勘探開發過程中，油基鉆井液因其具有優異的抑制、潤滑、封堵性能，成為頁巖氣水平井鉆進的鉆井液主流技術。但是油基鉆井液及其鉆屑被列為危險廢棄物，環保處理成本高，處理后仍存在安全隱患，開展水基鉆井液替代或部分替代油基鉆井液研究與應用成為近年的熱點[1- 8]。

2015～2017年(以下簡稱I期)，針對川南龍馬溪頁巖地質特點，組織開展頁巖氣水基鉆井液技術的攻關研究，采用潤濕反轉強化抑制、剛性與彈性粒子復合作用強化封堵等機理，研發出疏水抑制劑、高效潤滑劑、復合封堵劑等核心處理劑，在此基礎上形成了I期頁巖氣水基鉆井液體系，并在長寧、威遠、昭通頁巖氣示范區先后開展了52口井的現場應用，取得了階段性成果；但在水平井鉆進后期，較油基鉆井液、水基鉆井液表現出摩阻、扭矩大甚至翻倍，且不能滿足自201區域破碎性頁巖井壁穩定要求。

針對存在的不足，2018年～至今(以下簡稱Ⅱ期)引入插層抑制劑、雙疏抑制劑、封堵劑、鍵合潤滑劑4種核心功能性處理劑，優化頁巖氣水基鉆井液配方，使其性能及功能接近油基鉆井液。筆者將以頁巖氣水基鉆井液在YS-AB井應用情況、存在問題以及認識誤區作詳細論述，以期推動頁巖氣水基鉆井液技術改進和試驗應用。

1 頁巖氣水基鉆井液配方優化與室內評價

通過插層抑制劑作用于黏土晶層結構，雙疏抑制劑改變巖石表面潤濕性，有機鹽降低鉆井液活度，實現對黏土礦物表面水化和滲透水化有效控制，以解決龍馬溪組黏土礦物水化分散問題。采用多羥基樹脂封堵劑、磺化瀝青、封堵劑實現頁巖地層即時止裂、致密封堵，從而短時間內阻止液相侵入，維護井壁穩定。引入鍵合潤滑劑，與金屬鉆具表面鐵原子作用形成吸附膜，通過多重氫鍵作用與井壁形成強吸附潤滑油膜，從而降低鉆具與井壁間的摩擦力，保障長水平段鉆進過程中良好的潤滑性能。

1.1 頁巖氣水基鉆井液配方優化

在I期頁巖氣水基鉆井液應用的基礎上，引入新型處理劑，形成了一套適用于昭通頁巖氣區塊的改進型頁巖氣水基鉆井液配方：2%～3%土漿+0.2%～0.4%氫氧化鈉+0.1%～0.3%聚合物包被劑+0.6%～1.0%聚合物降失水劑+0.3%有機硅鋁+2.0%～4.0%高溫抗鹽降濾失劑+1.0%～3.0%磺化瀝青+2.0%～4.0%封堵劑+1.0%～2.0%插層抑制劑+1.5%～3.0%鍵合潤滑劑+1.0%～3.0%雙疏抑制劑+1.0%～2.0%多羥基樹脂封堵劑+2.0%～4.0%抗鹽聚合物降失水劑+1%～3%改性樹脂瀝青+3.0%～5.0%復合樹脂降濾失劑+0.1%～0.3%生石灰+6.0%～8.0%氯化鉀+5%～10%有機鹽+加重劑。

1.2 鉆井液基本性能評價

室內配制頁巖氣水基鉆井液，經過120 ℃×16 h高溫熱滾后，測試其綜合性能實驗結果見表1。

表1 頁巖氣水基鉆井液室內評價性能

復雜的頁巖氣水基鉆井液體系配方實驗結果表明，頁巖氣水基鉆井液具有較好的濾失造壁性，高溫高壓濾失量與API濾失量維持在較低范圍，鉆井液的流變性表現出“高黏低切”特性，隨密度增加表現得更為明顯。

1.3 抑制性評價

利用滾動回收率實驗對頁巖氣水基鉆井液的抑制性能進行評價。稱取50 g龍馬溪泥巖，分別加入清水、頁巖氣水基鉆井液、油基鉆井液中，在120 ℃下16 h熱滾后，采用40目篩網回收巖屑，烘干、稱量，計算滾動回收率，實驗數據見表2。

表2 滾動回收率實驗

實驗結果表明，該龍馬溪組泥巖水敏性強，在清水中大量分散，巖屑滾動回收率僅為24.90%。巖屑在頁巖氣水基鉆井液中的回收率為97.68%，接近油基鉆井液的滾動回收率，表明該頁巖氣水基鉆井液具有較好的抑制泥頁巖水化分散和造漿的能力，抑制性能與油基鉆井液相當。

1.4 濾失造壁性與封堵性評價

實驗評價了頁巖氣水基鉆井液在120 ℃的高溫高壓濾失量和鉆井液PPA封堵實驗，評價該頁巖氣水基鉆井液的濾失造壁性與封堵能力，實驗結果見表3和圖1。

表3 水基與油基鉆井液封堵性能對比

圖1 高溫高壓濾失量隨時間變化

該頁巖氣水基鉆井液高溫高壓濾失量初始5 min濾失量1.6 mL，30 min后濾失量為3.6 mL，繼續延長濾失時間濾失量增加值趨于零，說明具有良好的濾失造壁性。PPA濾失量與油基鉆井液相近。

1.5 潤滑性評價

對120 ℃下高溫老化16 h后的頁巖氣水基鉆井液進行潤滑性能評價，并與油基鉆井液對比，極壓潤滑系數和濾餅黏滯系數實驗評價結果見圖2。

圖2 鉆井液潤滑系數對比實驗

評價實驗結果表明，頁巖氣水基鉆井液的濾餅黏滯系數、極壓潤滑系數分別為0.061 2和0.084 5，接近油基鉆井液的評價結果，濾餅粘附系數相差17.16%，極壓潤滑系數相差13.37%，該頁巖氣水基鉆井液潤滑性能與油基鉆井液相比仍存在差距，但不致于造成摩阻、扭矩或大翻倍的工程表象。

2 現場應用

YS-AB井是昭通區塊的一口預探水平井，鉆探目的層為志留系龍馬溪組，三開?215.9 mm井眼開鉆后，在井深1 327 m替入頁巖氣水基鉆井液，依次鉆遇韓家店、石牛欄、龍馬溪組地層。頁巖氣水基鉆井液使用段長2 593 m，水平位移1 981 m，水平段長1 500 m，平均機械鉆速7.38 m/h，鉆井周期37.48 d。

2.1 鉆井液性能

本井直井段1 327～1 766 m、造斜段1 766～2 420 m、水平段2 420～3 920 m，其分段鉆井液性能參數見表4。

表4 鉆井液分段性能統計表

三開鉆進期間，未出現井壁失穩，偶有極少量掉塊，返出巖屑成型度好，且具有一定強度，表明該頁巖氣水基鉆井液具有良好的抑制性和封堵性。

2.2 鉆井液性能維護關鍵措施

(1)針對石牛欄～龍馬溪上部泥巖井段，抑制劑以復合鹽和疏水抑制劑為主，Cl-含量大于30 000 mg/L，鈣離子含量200～300 mg/L；龍馬溪頁巖井段以2.0%插層抑制劑和1.5%雙疏抑制劑為主，復合鹽降低鉆井液液相活度，控制表面水化和滲透水化。

(2)根據不同井段地層特點調整封堵劑、多羥基樹脂封堵劑、磺化瀝青加量，滿足井壁穩定要求；因地層應力釋放所造成的井壁失穩，主要通過控制鉆井液密度來保證，鉆進中根據密度設計要求，造斜段鉆進期間逐漸上提至設計密度上限。

(3)維持鍵合潤滑劑在鉆井液中的有效濃度，隨水平段的延長，逐漸提高潤滑劑的加量至3.0%，降低極壓潤滑系數；另外在水平段鉆進過程中控制磺化瀝青加量在2.0%～3.0%，降低濾失量的同時，也可增加潤滑性，降低摩阻和扭矩。其它維護處理措施同聚磺鉆井液。

2.3 應用效果

YS-AB井現場試驗表明，頁巖氣水基鉆井液在鉆井階段取得成功，泵壓23.0～26.0 MPa，扭矩由A靶點時8～14 kN·m上漲至B靶點時16～22 kN·m，隨水平段的延長泵壓、扭矩正常均勻上漲。在井段3 742～3 920 m因地層傾角發生較大變化，井斜變化較大且部分軌跡脫離箱體，在龍一1亞段中的1小層和2小層之間反復穿行，完鉆后起鉆作業在該井段起下鉆困難，頻繁遇阻卡、倒劃眼時憋停頂驅，起鉆摩阻35～40 t，劃眼扭矩18～24 kN·m，耗時38 h僅起出鉆具220 m。為保障完井作業，替入油基鉆井液后，摩阻、扭矩明顯降低，起下鉆摩阻降至20～30 t，扭矩降至10～16 kN·m，其后通井、測井、下套管作業順利。水基鉆井液與油基鉆井液在不同井段摩阻變化情況對比見表5。

表5 水基與油基鉆井液上提下放鉆具摩阻對比情況

由表5可以看出：井深3 750 m以前，頁巖氣水基鉆井液的潤滑性能與油基鉆井液基本相當；但3 750～3 920 m井段水基鉆井液的摩阻顯著提高。由此可見，頁巖氣水基鉆井液潤滑性室內評價結果已非常接近油基鉆井液，但現場應用中，隨著水平段長的增加，水基鉆井液的潤滑性與油基鉆井液相差越來越大。

2.4 頁巖氣水基鉆井液潤滑性改進建議

針對頁巖氣水基鉆井液潤滑性能室內評價與工程實際差異較大的問題，建議采取以下措施：

(1)現有的室內潤滑性評價方法不能真實反應鉆井液潤滑性，評價結果與現場實際摩阻、扭矩關聯度差，需進一步從潤滑機理、評價方法等方面進行深入研究，使得室內評價測試結果與工程實際的關聯度相匹配，進而更好地指導頁巖氣水基鉆井液潤滑性能的改進。

(2)黃202井為防套管磨損，在油基鉆井液中加入套管減摩劑，發現摩阻、扭矩明顯降低，水平段摩阻由20～25 t下降至15～20 t，鉆進扭矩由17～20 kN·m下降至15～18 kN·m。朱寶忠[9]論述，將減摩劑應用到JY2-5HF井鉆井液中大幅降低摩阻、扭矩。針對水平段存在巖屑床的條件下，可以嘗試通過引入抗磨減阻劑來提高鉆井液的潤滑性。

(3)現階段水基鉆井液的潤滑性與油基鉆井液仍存在較大差距，若完鉆后起鉆困難，建議替換成油基鉆井液。

3 頁巖氣水基鉆井液存在的認識誤區

頁巖氣水基鉆井液在井壁穩定、潤滑等方面與油基鉆井液相比存在先天劣勢，無論油基鉆井液還是水基鉆井液都會面對地層破碎、井眼軌跡變化大等不利于水平段鉆進延伸的因素。從技術角度考慮如何實現水基鉆井液各項功能與油基鉆井液盡可能接近的同時，還應解決頁巖氣水基鉆井液技術目前存在的認識誤區。

3.1 對頁巖地層過濾介質的認識誤區

業界習慣參照油基鉆井液濾失量大小來要求頁巖氣水基鉆井液濾失量控制范圍；然而鉆井液濾失量評價方法中采用的濾紙孔隙尺寸為20 μm[10]，而頁巖孔徑尺寸在納米級范圍(一般為幾納米至幾十納米)，滲透率極低(小于10-5mD)[11- 12]，過濾介質差異很大。鉆井液向地層滲濾，其濾失模式可用達西公式表示，如式(1)：

(1)

式中：K—濾餅的滲透率，μm2；A—滲濾面積，cm2；p—滲濾壓力，105Pa；h—濾餅厚度，cm；μ—濾液黏度，0.1 mPa·s；Vf—滲濾量，cm3；t—滲濾時間，s。

從式(1)可知，鉆井液的濾失量與濾餅的滲透率成正比，實驗用濾紙測得的鉆井液中壓或高溫高壓濾失量不能真實表征龍馬溪頁巖地層的濾失造壁性。實驗表明，頁巖氣水基鉆井液在10 MPa、120 ℃下，采用10 mD陶瓷濾板的高溫高壓滲透性封堵儀(PPA)濾失量小于0.6 mL。由此可推斷，相同條件下滲透率極低的頁巖地層濾失量很低，對鉆井液濾失造壁性能要求并不高，適當放寬頁巖氣水基鉆井液的高溫高壓濾失量理論上可行。

3.2 高溫高壓井下鉆井液流變性變化認識不清

地面循環系統鉆井液流變性能與井下高溫高壓狀態的流變性能存在較大差異。采用范氏IX77流變儀實驗研究表明，隨著溫度升高，油基鉆井液、水基鉆井液黏度均大幅下降；隨著壓力上升，高壓縮比的油基鉆井液顯著增黏，對于壓縮比極低的水基鉆井液基本沒有影響，見圖3和圖4。

圖3 不同溫度和壓力下油基鉆井液的流變曲線

圖4 不同溫度和壓力下水基鉆井液的流變曲線

實驗中采用常溫常壓下流變性能基本相當的油基與水基鉆井液進行對比驗證，由表6數據可知，在100 ℃，49 MPa實驗條件下，鉆井液的結構黏度顯著降低，油基鉆井液的結構黏度是水基的2倍以上。說明在井下，水基鉆井液的結構黏度會顯著下降，在地面配制時應當具有更高的結構黏度，才能滿足水平井攜巖清砂和保持井眼清潔的要求。

表6 不同實驗條件水基和油基鉆井液數據對比

3.3 鉆井液流變性調控與井眼清潔認識誤區

“高黏低切”的鉆井液因結構黏度偏低不利于懸浮和維持井眼清潔。因油基鉆井液具有低濾失量的特點，如果按照油基鉆井液的標準來要求水基鉆井液，即控制高溫高壓濾失量3.0～4.0 mL，必然導致高密度頁巖氣水基鉆井液需要加入過量的降濾失劑，造成降濾失劑的含量遠超正常水平，使鉆井液液相黏度大幅升高，從而導致塑性黏度過高(見表7)。為了保證高密度鉆井液的流動性，只有犧牲流變參數中的屈服值和初終切力，造成巖屑床和重晶石床的加劇形成。

表7 不同體系水基鉆井液濾液黏度對比

“高黏低切”的頁巖氣水基鉆井液在水平段的流動類似在地面過渡槽的流動狀態，時有重晶石沉積于過渡槽底部，然而在井下高溫作用下其結構黏度(屈服值、靜切力、低轉速黏度)進一步降低，造成其懸浮穩定性能嚴重不足。另外，在水平段鉆井過程中，鉆井液的流動方向與固相顆粒沉降方向互相垂直，無法依靠鉆井液的流動阻止固相顆粒沉降，導致這種“高黏低切”的頁巖氣水基鉆井液將不可避免地發生重晶石、巖屑沉降，在水平段下井壁形成“重晶石床”與“巖屑床”，極大增加鉆具移動、旋轉的摩擦阻力，從而導致鉆井摩阻、扭矩增大。

3.4 現場應用驗證實例

第Ⅰ期頁巖氣水基鉆井液應用驗證了以上的觀點：適當放大高溫高壓濾失量，逐漸降低鉆井液體系的塑性黏度，適當提高其結構黏度，使頁巖氣水基鉆井液體系具有“低黏高切”特性，進而提高鉆井液懸浮、井眼清潔能力，可有效緩解“重晶石床”、“巖屑床”的形成，從而降低水平井鉆井過程中的摩阻和扭矩，應用實例情況見表8。

由表8數據可知，CNHX- 8井高溫高壓濾失量控制在4 mL左右，水基鉆井液流變性表現出“高黏低切”的特點，井眼清潔相對較差，摩阻和扭矩較大。隨著對該區域地層的進一步認識，逐步放大鉆井液高溫高壓濾失量，流變性便于控制，提高鉆井液結構黏度，增強鉆井液懸浮性，摩阻和扭矩較之前有明顯降低，如：CNHX- 1井、N209HY- 4井，水平段摩阻降低5～10 t，扭矩降低4～5 kN·m。

表8 第Ⅰ期頁巖氣水基鉆井液使用情況數據對比

4 結論

(1)頁巖氣水基鉆井液在YS-AB井鉆井階段取得成功，使用段長2 593 m，其中水平段長1 500 m，應用過程中整體性能穩定，鉆屑返出成型，未出現井壁失穩垮塌等井下復雜，表明頁巖氣水基鉆井液的抑制、封堵性能優良，滿足頁巖氣鉆井需求。

(2)目前通用的鉆井液潤滑性測試方法表明，頁巖氣水基鉆井液潤滑性與油基鉆井液相近，但現場應用中，水基鉆井液的潤滑性在工程表象上，即摩阻、扭矩與油基存在明顯差異。需進一步從潤滑機理、評價方法等方面開展深入研究，實現室內測試結果與工程實際相匹配，進而更好地指導頁巖氣水基鉆井液潤滑性能的改進。

(3)頁巖與濾紙兩種過濾介質存在較大差異，適度放寬高溫高壓濾失量要求，不會導致井壁失穩；同時可簡化配方，使頁巖氣水基鉆井液技術變得經濟可行。適度放寬高溫高壓濾失量已在第Ⅰ期頁巖氣水基鉆井液應用驗證。

(4)頁巖氣水基鉆井液的濾失量適度放寬后，鉆井液可以降低塑性黏度，適度提高結構黏度，即適度提高低轉速讀值、動切力和靜切力；有利于長水平段井非紊流狀態下井眼清潔，降低鉆具摩阻、扭矩。