劉敬平， 孫金聲

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院，北京102206）

川滇頁巖氣水平井水基鉆井液技術(shù)

劉敬平1， 孫金聲2

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院，北京102206）

劉敬平，孫金聲.川滇頁巖氣水平井水基鉆井液技術(shù)[J].鉆井液與完井液，2017，34（2）：9-14.

LIU Jingping, SUN Jinsheng.Water base drilling fluid technology for horizontal shale gas drilling in Sichuan and Yunnan[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（2）：9-14.

為解決水基鉆井液鉆頁巖氣水平井過程中出現(xiàn)坍塌等井壁失穩(wěn)問題，以多碳醇、磺化瀝青鉀鹽為核心處理劑，研究了一套針對川滇頁巖氣地層的新型水基鉆井液。通過膨脹率、回收率、力學(xué)特性分析、封堵、抗污染等實驗，研究了新型水基鉆井液基本性能。結(jié)果表明，新型水基鉆井液顯著抑制云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖水化膨脹與分散，頁巖膨脹率分別為1.23%、0.95%和0.98%，回收率分別為98.94%、99.13%和99.05%，其抑制頁巖水化膨脹分散性能與油基鉆井液相近；與常規(guī)水基鉆井液相比，頁巖抗壓強(qiáng)度降低程度大幅減小，能有效減緩頁巖抗壓強(qiáng)度降低，對頁巖裂縫具有較強(qiáng)的封堵性；抗鹽（5%NaCl）、膨潤土（5%）、巖屑（20%鉆屑）污染能力強(qiáng)，具有良好的穩(wěn)定井壁效果。

頁巖氣井；水基鉆井液；表面水化；抑制性；封堵；川滇區(qū)塊

油基/合成基鉆井液由于自身良好的抑制性，在頁巖氣長水平井鉆井過程中具有良好的穩(wěn)定井壁效果，一直是頁巖氣水平井的首選鉆井液，但近年來基于環(huán)保法規(guī)和經(jīng)濟(jì)性的要求，其強(qiáng)污染和高成本問題日益突出。隨著人們對頁巖地層井壁失穩(wěn)機(jī)理認(rèn)識的逐漸深入，美國各大石油公司開發(fā)了一系列針對不同地區(qū)和不同頁巖結(jié)構(gòu)特征的能夠代替油基鉆井液的水基鉆井液技術(shù)[1-3]，其穩(wěn)定井壁方法主要是提高鉆井液的抑制能力、降低活度、加強(qiáng)封堵與控制合適的潤濕性[4]。中國頁巖氣水基鉆井液主要是借鑒美國上述方法進(jìn)行設(shè)計，成功鉆進(jìn)了幾口中長段水平井，具有較好的穩(wěn)定頁巖井壁的效果，但處理劑用量大[5-6]，約為常規(guī)水基鉆井液的2～3倍以上。與美國頁巖氣地層相比，云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖氣地層埋藏深，黏土礦物組構(gòu)特征不同，基本不含蒙脫石和伊/蒙混層，因此，其水化失穩(wěn)機(jī)理不同，表面水化是引起頁巖地層井壁水化失穩(wěn)的主要原因[7]。采用美國鉆井液控制井壁水化失穩(wěn)方法，即用硅酸鈉、胺基化合物等抑制劑提高鉆井液抑制能力及用氯化鉀、甲酸鉀等鹽類及丙三醇等有機(jī)化合物調(diào)節(jié)鉆井液活度，抑制頁巖水化膨脹與分散效果有限，且造成處理劑浪費(fèi)[8]。多碳醇能在頁巖表面吸附，降低頁巖表面自由能，抑制頁巖表面水化，顯著抑制頁巖水化膨脹與分散。同時，多碳醇能改變頁巖潤濕性，增大水在頁巖表面的接觸角，增強(qiáng)頁巖疏水性，減緩頁巖抗壓強(qiáng)度的降低，有利于頁巖氣藏井壁穩(wěn)定[7]。筆者以多碳醇和磺化瀝青鉀鹽為核心處理劑，配合降濾失劑、潤滑劑等，研究了一套適合云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖氣地層的新型水基鉆井液體系[8-15]。

1 頁巖氣地層礦物特征

云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖氣地層中，黏土礦物含量為24.0%～44.4%，其中伊利石占88%～96%，基本不含蒙脫石和伊/蒙混層。非黏土礦物中石英含量最高，其次為方解石、白云石和黃鐵礦等[8]。該頁巖氣地層遇水易膨脹，且微裂縫、裂縫發(fā)育，易引起井壁失穩(wěn)。

2 多碳醇對川滇頁巖抑制性能的影響

2.1 多碳醇抑制川滇頁巖水化膨脹性能

分別評價了多碳醇、胺基化合物和硅酸鈉抑制云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖氣頁巖水化膨脹性能。將頁巖粉碎，過孔徑為0.154 mm的篩，在202-OA型電熱恒溫干燥箱中80 ℃下干燥6 h，干燥器中冷卻2 h后，稱取10 g頁巖粉末，在41.38 MPa壓力下壓5 min成餅，測試其在水、多碳醇水溶液、胺基化合物水溶液和硅酸鈉水溶液中的膨脹率，測試時間為24 h[9-12]，結(jié)果見圖1～圖3。由圖1～圖3可得，多碳醇能抑制云南龍馬溪組、四川龍馬溪組和四川五峰組頁巖的水化膨脹，并且隨濃度增加，抑制水化膨脹性能增強(qiáng)，濃度為3.0%時，頁巖膨脹率分別僅為5.52%、4.62%和4.83%，而同濃度的常規(guī)抑制劑胺基化合物、硅酸鈉抑制頁巖水化膨脹效果差。

圖2 四川龍馬溪組頁巖膨脹率

圖3 四川五峰組頁巖膨脹率

2.2 多碳醇抑制川滇頁巖水化分散性能

分別評價了多碳醇、胺基化合物和硅酸鈉抑制云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖水化分散性能。將頁巖粉碎，篩選1.70～3.35 mm（6～10目）的頁巖顆粒，在202-OA型電熱恒溫干燥箱中80 ℃下干燥6 h，干燥器中冷卻2 h后，分別測量頁巖在水、多碳醇水溶液、胺基化合物水溶液和硅酸鈉水溶液中的滾動回收率（XGRL-4A型高溫滾子加熱爐中100 ℃下熱滾16 h），結(jié)果見表1。由表1可得，多碳醇能夠抑制云南龍馬溪組、四川龍馬溪組和四川五峰組頁巖水化分散，并且隨著濃度增加，多碳醇抑制水化分散能力增強(qiáng)，濃度為3.0%時，頁巖回收率分別高達(dá)97.65%、98.92%和98.90%，而同濃度的常規(guī)抑制劑如胺基化合物、硅酸鈉水溶液抑制水化分散效果差。

表1 頁巖在不同溶液中的滾動回收率（100 ℃、16 h）

2.3 多碳醇減緩川滇頁巖抗壓強(qiáng)度降低

選取云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖巖心，尺寸均為25.00 mm×30.00 mm，在202-OA型電熱恒溫干燥箱中100 ℃下干燥6 h，干燥器中冷卻4 h后，將巖心分別在水、多碳醇水溶液、胺基化合物水溶液和硅酸鈉水溶液中浸泡24 h，再用TAW-2000巖石三軸試驗儀測試頁巖的單軸壓縮特性，以0.00125 mm/s的軸向變形速度加載。頁巖巖心抗壓強(qiáng)度見表2。由表2可得，多碳醇能有效減緩云南龍馬溪組、四川龍馬溪組和四川五峰組頁巖抗壓強(qiáng)度降低，并且隨著濃度增加，多碳醇減緩頁巖抗壓強(qiáng)度降低性能增強(qiáng)，經(jīng)3%多碳醇水溶液浸泡后，頁巖抗壓強(qiáng)度分別為52.97、61.43和60.54 MPa，接近原始巖心抗壓強(qiáng)度。而同濃度的鉆井液常規(guī)抑制劑如胺基化合物、硅酸鈉水溶液浸泡巖樣，頁巖抗壓強(qiáng)度大幅降低。

表2 頁巖在不同溶液中的巖心抗壓強(qiáng)度

3 新型水基鉆井液性能

3.1 不同密度新型水基鉆井液性能

云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖基本不含蒙脫石和伊/蒙混層，表面水化是引起頁巖水化膨脹的主要原因。多碳醇能夠降低云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖表面自由能，抑制頁巖表面水化，同時，能改變頁巖潤濕性，增強(qiáng)頁巖疏水性，顯著抑制頁巖水化膨脹分散及減緩頁巖抗壓強(qiáng)度降低；磺化瀝青鉀鹽能夠有效地封堵頁巖孔喉、微裂縫和裂縫。以多碳醇和磺化瀝青鉀鹽為核心處理劑，配合降濾失劑、潤滑劑等，研究了一套針對云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖氣地層的新型水基鉆井液體系，其基本配方如下，不同密度鉆井液的性能見表3。

2%膨潤土+3%多碳醇+3%磺化瀝青鉀鹽+0.1%NaOH+1%降濾失劑AC+0.05%KPAM+4%降濾失劑SP+1%潤滑劑+重晶石

表3 不同密度新型水基鉆井液在100 ℃老化16 h后的性能

由表3可知，在 100 ℃老化16 h 后，隨著鉆井液密度的增加，鉆井液的黏度升高，中壓及高溫高壓濾失量略微增大，但不同密度新型水基鉆井液仍然具有較好的流變性，中壓和高溫高壓濾失量低，高溫高壓濾失量最大僅為5.9 mL，可減少濾液進(jìn)入頁巖氣地層，有利于頁巖氣地層的井壁穩(wěn)定。

3.2 抑制頁巖水化膨脹性能

評價了幾種水基鉆井液及油基鉆井液抑制頁巖水化膨脹性能，各鉆井液配方如下。

胺基鉆井液 2%膨潤土+3%胺基化合物+0.1%NaOH+1%降濾失劑AC+0.05%KPAM+4%降濾失劑SP+1%潤滑劑+重晶石

硅酸鹽鉆井液 2%膨潤土+3%硅酸鈉+0.1%NaOH+1%降濾失劑AC+0.05%KPAM+4%降濾失劑SP+1%潤滑劑+重晶石

油基鉆井液 4%乳化劑A+4%乳化劑B+2%有機(jī)土+5%CaO+3%封堵劑M+3%封堵劑N+重晶石

將頁巖粉碎，過孔徑為0.154 mm的篩，在202-OA型電熱恒溫干燥箱中80 ℃下干燥6 h，干燥器中冷卻2 h后，稱取冷卻的10 g頁巖粉末，在41.38 MPa壓力下壓5 min成餅，測試其在不同鉆井液中的膨脹率，測試時間為24 h，結(jié)果見表4。由表4可以看出，新型水基鉆井液能夠抑制頁巖水化膨脹，頁巖在新型水基鉆井液中的膨脹率接近油基鉆井液中的膨脹率，說明其抑制性能與油基鉆井液相近；而常規(guī)鉆井液如胺基鉆井液、硅酸鹽鉆井液抑制頁巖水化膨脹效果不明顯。

表4 頁巖在不同鉆井液中的24 h頁巖膨脹率

3.3 抑制頁巖水化分散性能

評價了不同鉆井液抑制云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖水化分散的性能。將頁巖粉碎，篩選1.70～3.35 mm（6～10目）的頁巖顆粒，在202-OA型電熱恒溫干燥箱中80 ℃下干燥6 h，干燥器中冷卻2 h后，分別測量頁巖在不同鉆井液中的滾動回收率（XGRL-4A型高溫滾子加熱爐中100 ℃下熱滾16 h），結(jié)果見表5。由表5可得，新型水基鉆井液能夠抑制云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及四川五峰組頁巖水化分散；在新型水基鉆井液中的頁巖回收率接近油基鉆井液中回收率，說明其抑制頁巖水化分散性能與油基鉆井液相近。而常規(guī)鉆井液，如胺基鉆井液、硅酸鹽鉆井液抑制頁巖水化分散效果不明顯。

表5 頁巖在不同鉆井液中的回收率（100 ℃、16 h）

3.4 減緩頁巖抗壓強(qiáng)度降低性能

選取云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖巖心，尺寸均為25.00 mm×30.00 mm，在202-OA型電熱恒溫干燥箱中100 ℃下干燥6 h，干燥器中冷卻4 h，再將巖心分別在不同鉆井液中浸泡24 h后，用TAW-2000巖石三軸試驗儀測試頁巖的單軸壓縮特性，以0.001 25 mm/s的軸向變形速度加載，測得頁巖巖心抗壓強(qiáng)度見表6。

表6 頁巖巖心在不同鉆井液中的抗壓強(qiáng)度

由表6可得，新型水基鉆井液能夠減緩云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及四川五峰組頁巖抗壓強(qiáng)度的降低，與油基鉆井液相比稍有差距，但與常規(guī)水基鉆井液相比，抗壓強(qiáng)度降低程度大幅減小。

3.5 對頁巖裂縫的封堵性能

選取3塊尺寸均為25.00 mm×50.00 mm，人工造縫后裂縫性質(zhì)相似的云南龍馬溪組頁巖巖心，放入巖心夾持器中，設(shè)定圍壓為5 MPa，流量為1 mL/min，常溫條件下，采用2PB00C型平流泵，分別用硅酸鹽鉆井液、胺基鉆井液、新型水基鉆井液封堵巖心。通過監(jiān)測巖心夾持器入口端壓力值，評價不同鉆井液對頁巖裂縫的封堵性能，壓力越大，說明鉆井液封堵頁巖裂縫能力越強(qiáng)，實驗結(jié)果如圖4所示。

圖4 不同鉆井液對頁巖裂縫的封堵性能

由圖4可知，用新型水基鉆井液封堵頁巖裂縫時，巖心夾持器入口端壓力值在147 min后保持在6.13 MPa，遠(yuǎn)高于胺基鉆井液和硅酸鹽鉆井液封堵頁巖時巖心夾持器入口端壓力值，說明新型水基鉆井液封堵頁巖裂縫能力顯著優(yōu)于胺基鉆井液和硅酸鹽鉆井液。

3.6 抗污染實驗

分別將不同量的氯化鈉、膨潤土、巖屑粉加入到密度為2.0 g/cm3的新型水基鉆井液中，在100 ℃下熱滾16 h，測定熱滾前后鉆井液的流變性及降濾失性， 測試結(jié)果見表7。由表7可得，新型水基鉆井液中加入不同量的氯化鈉、膨潤土、巖屑粉后，鉆井液黏度有所升高，中壓及高溫高壓濾失量增加，但高溫高壓濾失量最大僅為10.4 mL，在鉆井施工可接受范圍內(nèi)，表明該新型水基鉆井液具有較強(qiáng)抗鹽、膨潤土、鉆屑污染能力。

表 7 新型水基鉆井液抗污染實驗（100 ℃、16 h）

4 結(jié)論

1.云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖氣地層頁巖基本不含蒙脫石和伊/蒙混層，表面水化是引起頁巖水化膨脹的主要原因，多碳醇能在頁巖表面吸附，降低頁巖表面自由能，抑制頁巖表面水化，同時，能改變頁巖潤濕性，增強(qiáng)頁巖疏水性，顯著抑制頁巖水化膨脹分散及減緩頁巖抗壓強(qiáng)度的降低。

2.以多碳醇和磺化瀝青鉀鹽為核心處理劑材料，配合降濾失劑、潤滑劑等，研究了一套針對云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖的新型水基鉆井液體系。該體系能夠抑制頁巖水化膨脹與分散，減緩頁巖抗壓強(qiáng)度降低，封堵頁巖裂縫，性能與油基鉆井液相近。

3.該體系具有良好的流變性、降濾失性，較強(qiáng)的抗鹽、膨潤土、巖屑污染能力，處理劑用量小，具有良好的應(yīng)用前景。

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Water Base Drilling Fluid Technology for Horizontal Shale Gas Drilling in Sichuan and Yunnan

LIU Jingping1, SUN Jinsheng2
(1. PetroChina Research Institution of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083; 2. CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206)

Borehole wall instability has been a problem frequently encountered in horizontal shale gas drilling with water base drilling fuids. A new type of water base drilling fuid has been developed for use in shale gas drilling in Sichuan and Yunnan provinces. Higher alcohols and potassium salt of sulfonated asphalt were the main additives used in formulating the drilling fuid. The basic performances of the new drilling fuid were studied through laboratory experiments such as swelling test, hot rolling test, mechanical characteristics analysis, plugging test and contamination test. It was shown that the rates of swelling of the Longmaxi formation in Yunnan, Longmaxi formation and Wufeng formation in Sichuan were reduced to 1.23%, 0.95% and 0.98%, respectively, and the rates of shale cuttings recovery were 98.94%, 99.13% and 99.05%, respectively, indicating that the new drilling fuid had strong inhibitive capacity similar to that of oil base drilling fuids in inhibiting the shales drilled. Compared with conventional water base drilling fuids, the decreasing amplitude of the compressive strength of shales in contact with water base drilling fuids was greatly reduced. The new drilling fuid can plug shale fractures effciently. Other advantages of the new drilling fuid included salt tolerance (5% NaCl), bentonite contamination tolerance (5%), drilled cutting contamination (20%).

Shale gas well; Water base drilling fuid; Surface hydration; Inhibitive capacity; Plugging; Sichuan and Yunnan

TE254.3

A

1001-5620（2017）02-0009-06

2016-1-15；HGF=1702N8；編輯 王小娜）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.002

中國石油集團(tuán)重大專項“浙江油田昭通示范區(qū)頁巖氣鉆采工程技術(shù)現(xiàn)場試驗”（2014F470205）資助。

劉敬平，在讀博士研究生，1985年生，現(xiàn)在從事鉆井液技術(shù)研究工作。電話15600563498；E-mail：liujingping20@126.com。

孫金聲，E-mail：sunjinsheng@petrochina.com.cn。