趙 虎， 龍大清， 司西強， 王善舉， 史沛謙， 柳杰正， 吳 健

（1.中原石油工程有限公司鉆井工程技術(shù)研究院，河南濮陽457001；2.中原石油工程有限公司西南鉆井分公司，成都 610021）

烷基糖苷衍生物鉆井液研究及其在頁巖氣井的應用

趙 虎1， 龍大清2， 司西強1， 王善舉1， 史沛謙1， 柳杰正2， 吳 健1

（1.中原石油工程有限公司鉆井工程技術(shù)研究院，河南濮陽457001；2.中原石油工程有限公司西南鉆井分公司，成都 610021）

趙虎等.烷基糖苷衍生物鉆井液研究及其在頁巖氣井的應用[J].鉆井液與完井液，2016，33（6）：23-27.

昭通黃金壩YS108頁巖氣區(qū)塊目的層為下志留統(tǒng)龍馬溪組，巖性以灰色、黑色頁巖為主，存在頁巖地層易掉塊垮塌，長水平段摩阻大、易卡鉆，井眼清潔困難等技術(shù)難題。針對黃金壩頁巖氣水平井的地質(zhì)和工程情況，研發(fā)并應用了以NAPG、CAPG和APG為核心主劑的烷基糖苷衍生物水基鉆井液技術(shù)。NAPG聚醚胺基烷基糖苷是在APG分子上引入聚醚和胺基基團而制得，提升了抑制性、抗溫性和潤滑性等，CAPG陽離子烷基糖苷通過在APG分子上引入季銨鹽陽離子基團而制得，提升了抑制性和抗溫性等，他們通過吸附成膜、嵌入及拉緊晶層等可有效降低龍馬溪巖屑的Zeta電位絕對值，降低巖屑活性。體系以APG為主潤滑劑，以不同粒度級配（0.03～100 μm）納米-微米封堵材料和烷基糖苷類小分子增稠劑滿足昭通區(qū)塊龍馬溪頁巖微孔微裂縫的封堵需求。該鉆井液7.5 min中壓濾失量為0 mL，高溫高壓濾失量不大于5 mL，在密度2.30 g/cm3之內(nèi)，極壓潤滑系數(shù)小于0.10，為強抑制、強封堵和高效潤滑的鉆井液體系，該體系解決了以上難題，實鉆過程中井壁穩(wěn)定，鉆井液攜砂及潤滑性能良好，起下鉆通暢，機械鉆速較使用高性能水基鉆井液的6口鄰井和相鄰區(qū)塊井位提高14.6%～18.8%。該體系較好地滿足了頁巖氣水平井鉆井、完井施工技術(shù)要求。

頁巖氣；水平井；井壁穩(wěn)定；烷基糖苷；水基鉆井液

近年來，烷基糖苷（APG）鉆井液雖然在潤滑、清砂、降阻方面滿足長水平井鉆井的需要，但在應對泥巖或強水敏性頁巖地層井壁穩(wěn)定方面仍存在問題[1-5]，因此通過分子結(jié)構(gòu)改性，提高其抑制能力。通過在APG分子上引入季銨鹽陽離子基團，提升抑制性和抗溫性等，研發(fā)出陽離子烷基糖苷（CAPG）[6-7]；在APG分子上引入聚醚和胺基基團，提升抑制性、抗溫性和潤滑性等，研發(fā)出聚醚胺基烷基糖苷（NAPG）。截至目前，CAPG、NAPG等產(chǎn)品已在新疆、陜北、內(nèi)蒙、四川和中原等地區(qū)應用近50井次[8-9]，滿足了強水敏性泥巖、含泥巖等易坍塌地層長段水平井開發(fā)的需要。針對頁巖氣長水平井對鉆井液井壁穩(wěn)定、潤滑防卡和攜巖帶砂等性能要求高，中原石油工程有限公司自主研發(fā)出以NAPG、CAPG和APG為核心主劑的烷基糖苷衍生物鉆井液體系，簡稱APD（Alkyl Polyglucoside Derivative）鉆井液。該鉆井液在昭通YS108H8-5井進行現(xiàn)場應用并獲得成功[10-12]。

1 APD鉆井液配方研究思路

1）以聚醚胺基烷基糖苷NAPG、陽離子烷基糖苷CAPG為主抑制劑，因分子量的差異在不同的井段適當調(diào)整加量；作用機理為吸附成膜、嵌入及拉緊晶層等，可有效降低龍馬溪巖屑的Zeta電位絕對值，降低巖屑活性。復配使用KCl可獲得更高的抑制能力，并兼有滅菌、增強鉆井液的長期穩(wěn)定等作用。

2）以不同粒度級配（0.03～100 μm）納米-微米封堵材料和烷基糖苷類小分子增稠劑滿足昭通區(qū)塊龍馬溪頁巖微孔微裂縫（主要縫寬和孔徑為0.05～15.7 μm）[10]的封堵需求，實現(xiàn)快速封堵頁巖地層微孔縫，阻斷壓力傳遞。

3）以APG為主潤滑劑，作用機理為分子結(jié)構(gòu)上的多羥基和一個烷基基團，在鉆具、套管表面及井壁巖石上形成規(guī)則排列，并可改善泥餅質(zhì)量。復配使用極壓潤滑劑達到高密度條件下良好潤滑性，保障鉆壓的有效傳遞，實現(xiàn)長水平段安全鉆井。

4）利用APG類材料的良好協(xié)同增效性和對重晶石的潤濕作用可提高降濾失劑的效果，從本質(zhì)上解決高密度鉆井液流變性控制和穩(wěn)定性控制的矛盾，形成流變參數(shù)良好的鉆井液配方，同時滿足造斜段的懸浮攜砂和水平段的沖刷帶砂工程需求。

通過對處理劑的優(yōu)選及配伍性研究，得到優(yōu)化鉆井液配方，當井斜不小于45°時，少量補充極壓潤滑劑，進入水平段后逐漸提高至配方加量。

（4%～7%）APD+（1%～2%）膨潤土+（0.1%～0.3%）XC+（7%～8%）級配納米-微米級封堵劑+（0.5%～1.0%）降濾失劑+（5%～6%）KCl+（0.1%～0.2%）KOH+重晶石+（2%～3%）極壓潤滑劑

2 APD鉆井液性能

2.1 鉆井液基本性能

表1為優(yōu)化后鉆井液的基本性能。由表1可知，鉆井液流變參數(shù)合理，API濾失量為0，高溫高壓濾失量小于5 mL，能夠滿足昭通區(qū)塊地層的需要。該配方主要采用粒徑級配、復合封堵和烷基糖苷類小分子吸附成膜，形成快速、致密、高強度封堵層。

表1 APD高性能水基鉆井液基本性能

2.2 井壁穩(wěn)定能力

在100 ℃下，采用不同介質(zhì)浸泡長寧H9-3井水平段龍馬溪巖樣3 d，掃描電鏡見圖1。由圖1可知，在APD鉆井液中浸泡的巖屑保持片狀層理和微孔結(jié)構(gòu)完整，清水浸泡后孔縫結(jié)構(gòu)破壞，孔徑擴大率為70%～100%；在100 ℃下，巖樣在APD鉆井液濾液中浸泡24 h后，室溫測定Zeta電位為-8.91 mV，清水為-40.48 mV。由此可見，川南龍馬溪巖樣水敏性較強，APD鉆井液抑制性良好，巖樣在其介質(zhì)中浸泡水敏性減弱。

圖1 長寧H9-3井龍馬溪組巖樣掃描電鏡圖（5 000×）

2.3 潤滑性

25 ℃下不同密度的APD鉆井液極壓潤滑系數(shù)和泥餅黏滯系數(shù)見圖2。由圖2可知，隨著APD鉆井液密度的提高，其極壓潤滑系數(shù)逐漸升高，但其密度小于2.30 g/cm3時，極壓潤滑系數(shù)小于0.10；泥餅黏滯系數(shù)隨密度變化不大，主要受鉆井液黏度影響。實際應用過程鉆具摩阻情況受鉆具組合、井眼軌跡、井眼清潔、泥餅質(zhì)量和流變參數(shù)等多種因素影響，要綜合考慮。

圖2 不同密度的APD高性能水基鉆井液潤滑性評價

2.4 長期穩(wěn)定性

對APD衍生物鉆井液在室溫、100 ℃下老化90 d，其鉆井液性能見表2。

表2 APD高性能水基鉆井液老化不同時間的性能

由表2可知，APD鉆井液在室溫和100 ℃下老化90 d后，鉆井液參數(shù)變化較小，表明鉆井液具有較好的長期穩(wěn)定性；100 ℃老化90 d（含鉆屑）后，鉆井液高溫高壓濾失量更低，其他參數(shù)變化較小，表明鉆井液具有較好的抗長期污染能力。

3 APD鉆井液現(xiàn)場試驗

APD鉆井液在中國四大頁巖氣示范區(qū)之一的昭通示范區(qū)黃金壩YS108H8-5井三開井段進行了現(xiàn)場試驗，該井位于四川臺坳川南低陡褶帶南緣羅場復向斜建武向斜西翼。該井目的層為志留系龍馬溪組（S1l），完鉆井深為4 225 m（垂深為2 539 m），水平段長為1 700 m，水平位移為2 140 m，應用井段為1 481～4 225 m。設計鉆井液密度為1.80～2.10 g/cm3，實際完鉆密度為1.80 g/cm3。鉆井施工順利，未出現(xiàn)井下復雜。

3.1 鉆井液技術(shù)難點分析

1）頁巖地質(zhì)特性，導致井壁穩(wěn)定難度大。黃金壩地區(qū)頁巖地層黏土礦物含量為21.5%～31.0%，Zeta電位為-40～-30 mV，分散性較強，易發(fā)生表面水化，水分子侵入黏土晶層后，導致膠結(jié)強度降低。石牛欄組及龍馬溪組泥頁巖層理性強、裂縫發(fā)育，主要縫寬和孔徑為0.5～15.7 μm；有機質(zhì)微孔隙、黏土礦物層間微孔隙孔徑分布為0.05～1 μm，致使與流體接觸后，產(chǎn)生強烈的自吸現(xiàn)象，使裂縫產(chǎn)生、擴展、貫通形成宏觀裂縫。鉆井過程中的機械破壞和鉆井液長時間浸泡地層，超過坍塌周期，導致井壁失穩(wěn)，多口鄰井及相鄰區(qū)塊井位出現(xiàn)了鉆具憋停、反復劃眼等井壁失穩(wěn)問題。

2）頁巖氣井為三維定向水平井，水平段較長，潤滑防卡難度大。該井三開段1 475～4 225 m，水平段長1 700 m，增斜扭方位段（旋轉(zhuǎn)導向段）長為510 m，最大井斜為85.23°，方位變化為41.5°，最大狗腿度為9.66°/30 m，井眼軌跡控制難度大。多口鄰井及相鄰區(qū)塊井出現(xiàn)完井作業(yè)轉(zhuǎn)換為油基鉆井液，通井遇阻等潤滑防卡問題。

3）黃金壩YS108區(qū)塊水基鉆井液長期穩(wěn)定難度大，井眼清潔要求高。參照鄰井水平段鉆井液密度約為1.79～1.85 g/cm3，泵排量為28～32 L/s。該條件下隨著鉆井周期的增長，鉆井液流變參數(shù)和濾失量兼顧表現(xiàn)突出，中低分子量的聚合物降濾失劑亦可引起鉆井液黏度和切力值升高，鉆井液在高黏度層流狀態(tài)下攜巖帶砂效果差，井眼清潔困難，后期維護處理采取大量置換鉆井液，造成鉆井液處理劑的大量浪費。

3.2 鉆井液的配制與維護

3.2.1鉆井液配制

確定現(xiàn)場鉆井液配方如下。

（4%～7%）APD+（1%～2%）膨潤土+（0.1%～0.3%）XC+（3%～4%）級配納米-微米級封堵劑+（0.5%～1%）降濾失劑+（5%～6%）KCl+（0.1%～0.2%）KOH +重晶石

使用二開老漿鉆完塞后，鉆進至井深1 481 m完成地破試驗后，轉(zhuǎn)換APD水基鉆井液，鉆井液性能見表3。由表3可知，轉(zhuǎn)換完鉆井液的性能良好。在1 580～1 780 m進入石牛欄破碎帶前期補加封堵劑至7%～8%，并提高密度至1.78 g/cm3，API濾失量為0，高溫高壓濾失量為5 mL。鉆進過程中無掉塊，解決了該井段破碎帶易坍塌問題。

表3 YS108H8-5轉(zhuǎn)換完APD高性能水基鉆井液性能

3.2.2鉆井液維護處理

1）流變性控制和井眼清潔。為了同時滿足造斜段的懸浮攜砂和水平段的沖刷帶砂，鉆井液應保持合理的流變性，增斜扭方位井段（應用旋轉(zhuǎn)導向井段）鉆井液的黏度控制在65～80 s，動切力為10～20 Pa，靜切力為5～10 Pa/15～22 Pa；水平段黏度控制在55～70 s，動切力為6～18 Pa，靜切力為3～6 Pa/8～20 Pa。使用HV-CMC等可提高鉆井液黏度；若需要降低鉆井液黏度和切力，可用含APG和CAPG的稀膠液稀釋；若下鉆劃眼較多，可用HV-CMC配制稠塞液清砂。

2）濾失量和泥餅質(zhì)量控制。適當補充降濾失劑可降低鉆井液的濾失量，補充APG和CAPG可改善泥餅質(zhì)量，級配納米-微米級封堵劑可降低中溫中壓濾失量和高溫高壓濾失量。

3）鉆井液的防塌措施。遇到泥巖或泥質(zhì)含量較高的井段，適當提高鉆井液密度。開鉆鉆井液密度為1.50 g/cm3，石牛欄段密度為1.60～1.85 g/cm3，龍馬溪段密度為1.80～1.85 g/cm3。保持抑制劑濃度：4%APD+5%KCl（K+含量大于30 000 mg/L）；保持7%～8%納米-微米級封堵劑含量，當出現(xiàn)井壁掉塊時可適當提高濃度。

4）潤滑防卡措施。APG類產(chǎn)品具有良好的潤滑效果，井斜達到45°前可滿足定向的需要。但隨著井斜角的增大、井眼軌跡變化較大及水平段的加長，單靠增加APG提高潤滑性不經(jīng)濟，可補充2%～3%極壓潤滑劑；完井過程中增加1%～3%塑料小球保證下套管的順利進行。

3.3 鉆井液的應用效果

在整個鉆進過程中，鉆井液性能穩(wěn)定、井下安全、起下鉆暢通、下套管作業(yè)一次成功，未出現(xiàn)井下復雜情況，達到了穩(wěn)定井壁及井下安全的目的。

1）解決了石牛欄破碎帶和龍馬溪破碎帶的坍塌掉塊問題，鉆井過程中井壁穩(wěn)定，起下鉆通暢，避免了川南同類井出現(xiàn)的鉆具憋停、反復劃眼問題；鉆井液的強抑制、強封堵特性，保障了頁巖地層的穩(wěn)定，施工中鉆井液性能穩(wěn)定，返出鉆屑完整。

2）保證了高密度下（1.85 g/cm3）鉆井液的潤滑性能，定向工具面穩(wěn)定，未出現(xiàn)明顯托壓現(xiàn)象，起下鉆摩阻30～56 t，優(yōu)于同類井。使用原鉆井液即可滿足完井作業(yè)要求，通井、下套管順利到底，避免了部分同類井被迫使用油基鉆井液完井（約占67%）的問題。

3）鉆井液剪切稀釋性好、攜巖能力強，平均機械鉆速達到6.84 m/h，鉆井液性能如表4所示。三開井段平均機械鉆速較應用油基鉆井液的鄰井提高了34.4%～65.2%；較應用高性能水基鉆井液的鄰井提高14.6%～18.8%。

表4 YS108H8-5井三開井段鉆井液性能

4 結(jié)論及認識

1.APD水基鉆井液為強抑制、強封堵和高效潤滑的高性能水基鉆井液，喲有利于解決頁巖氣水平井頁巖地層易掉塊垮塌，長水平段摩阻大、易卡鉆，井眼清潔困難等技術(shù)難題。

2.APD鉆井液抗污染性能強、長期穩(wěn)定性良好，可避免因鉆井液性能突變導致的井下復雜情況。

3.YS108H8-5井應用APD水基鉆井液后井壁穩(wěn)定，起下鉆、下套管暢通，避免了同類井應用水基鉆井液鉆井出現(xiàn)的復雜情況，滿足川南及類似區(qū)塊頁巖油氣水平井鉆井完井施工要求。

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Study on Alkyl Polyglucoside Derivative Drilling Fluid and Its Use In Shale Gas Drilling

ZHAO Hu1, LONG Daqing2, SI Xiqiang1, WANG Shanju1, SHI Peiqian1, LIU Jiezheng2, WU Jian1
(1.Research Institute of Drilling Engineering, Zhongyuan Petroleum Engineering Ltd.,Sinopec, Puyang,Henan457001; 2.Southwest Drilling Company of Zhongyuan Petroleum Engineering Co.,Ltd,Sinopec, Chengdu,Sichuan610021)

The YS108 shale gas block is located in Huangjinba, Zhaotong, Yunnan Province, and the pay zone of this block is the Longmaxi formation of the lower Silurian series. The lithology of the pay zone is mainly gray, black shales which are easy to slough and collapse. In horizontal drilling, high friction and drag, pipe sticking and difficulties in hole cleaning are problems that have been frequently encountered. To mitigate these difficulties, an alkyl polyglucoside (APG) derivative drilling fluid was formulated with NAPG, CAPG and APG as the main additives. NAPG is a polyether amino APG made from APG by introducing polyether and amino groups into the APG molecular structure. NAPG has better inhibitive capacity, high temperature stability and lubricity. CAPG is made from APG by introducing quaternary ammonium group into the APG molecular structure. CAPG has better inhibitive capacity and high temperature stability. NAPG and CAPG effectively reduce the Zeta potential and hence the activity of shales. APG was used in the drilling fluid as the main lubricant, plugging agents of different sizes (0.03-100 μm) and low molecular weight alkyl glucoside viscosifier were used to satisfy the needs of plugging micro fractures found in the Longmaxi shales. This drilling fluid had 7.5 min API filter loss of 0 mL, HTHP filter loss ≤ 5 mL. The extreme pressure friction coefficient was less than 0.10 if mud density was less than 2.30 g/cm3. As a drilling fluid with strong inhibitive capacity, good plugging capacity and good lubricity, the APG derivative drilling fluid successfully helped solve the difficulties previously encountered. In field application, gauge hole, good hole cleaning and good lubricity were obtained. Compared with 6 wells drilled nearby with high performance water base drilling fluids and wells drilled in anadjacent block, the well drilled with this drilling fluid had ROP increased by 14.6%-18.8%. The use APG derivative drilling fluid has satisfied the needs for horizontal shale gas drilling and well completion.

Shale gas; Horizontal well; Borehole stabilization; Alkyl polyglucoside; Water base drilling fluid

TE254.3

A

1001-5620（2016）06-0023-05

2016-11-8；HGF=1606C1；編輯 王超）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.004

中國博士后科學基金特別資助“鉆井液用兩性甲基葡萄糖苷的合成及其作用機理”（2012T50641）、中國博士后科學基金面上資助“鉆井液用糖苷基季銨鹽的合成及其抑制機理研究”（2011M501194）和中石化集團公司科技攻關(guān)項目“頁巖油氣水平井水基鉆井液技術(shù)研究”（JP14021）聯(lián)合資助。

趙虎，1978年生，高級工程師，畢業(yè)于河南大學高分子化工專業(yè)，現(xiàn)在從事鉆井液體系的研究工作。電話 13839307301；E-mail：zhaohuzjy@126.com。