景岷嘉， 陶懷志， 袁志平

疏水抑制水基鉆井液體系研究及其在頁巖氣井的應用

景岷嘉1，2， 陶懷志1，2， 袁志平1，2

（1.油氣田應用化學四川省重點實驗室，四川廣漢618300；2.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，四川廣漢618300）

景岷嘉，陶懷志，袁志平.疏水抑制水基鉆井液體系研究及其在頁巖氣井的應用[J].鉆井液與完井液，2017，34（1）：28-32.

JING Minjia, TAO Huaizhi, YUAN Zhiping.Study of hydrophobic inhibitive water base drilling fl uid system and application in shale gas well[J]. Drilling Fluid&Completion Fluid，2017，34（1）：28-32.

針對龍馬溪組頁巖氣水平井鉆井井壁失穩(wěn)問題，研制出一種疏水抑制劑CQ-SIA和一種液體潤滑劑CQ-LSA，并形成一套疏水抑制水基鉆井液體系。CQ-SIA具有雙親特性，能使親水的巖石表面發(fā)生潤濕反轉(zhuǎn)，在巖石表面形成一層疏水膜，具有強化抑制與包被的作用，實驗測得巖屑在1%CQ-SIA中的滾動回收率為83.72%，明顯高于KPAM、AP-1以及KCl。CQ-LSA具有特定的基團與結(jié)構(gòu)，能在親水的鉆具、泥餅和地層巖石表面形成親油膜，降低摩阻，實驗測得加有1%CQ-LSA的5%膨潤土漿黏附系數(shù)為0.050 7，低于加有RH-220和BARALUBE的膨潤土漿。該疏水抑制水基鉆井液的抑制性和潤滑性能與油基鉆井液相當，具有良好的流變性能和抗污染性能，加有1%～3%防塌封堵劑、1%～2%聚合醇和0.8%～1.6%納米封堵劑，封堵能力強。該體系在長寧H25-8井進行了首次現(xiàn)場試驗，在1 500 m水平井段的鉆井過程中，該體系各項性能穩(wěn)定，配制維護工藝簡單，井下未出現(xiàn)任何復雜，起下鉆、電測、下套管、固井作業(yè)順利，表明該體系能滿足長寧頁巖氣水平井的鉆井需要。

頁巖氣水平井；水基鉆井液；井壁穩(wěn)定；抑制性；潤滑性；封堵性；疏水；潤滑劑

近年來，非常規(guī)油氣資源頁巖氣的開發(fā)在國內(nèi)外得到了普遍關(guān)注，長井段水平井鉆井液技術(shù)是頁巖氣水平井鉆井的關(guān)鍵技術(shù)之一。目前，迫于嚴格的環(huán)保法規(guī)和不斷下降的成本壓力，國內(nèi)外各大油服公司一直在開展性能接近油基鉆井液的水基鉆井液的研發(fā)， 如斯倫貝謝公司的ULTRADRIL[1-2]，貝克休斯公司的PERFORMAX[3-4]， 哈利伯頓公司針對北美部分頁巖氣產(chǎn)區(qū)開發(fā)出的SHALEDRIL 系列水基鉆井液技術(shù)[5-14]。筆者針對頁巖氣水平井鉆井井壁失穩(wěn)等問題， 開展了關(guān)鍵處理劑的研究與評價，研制出了疏水抑制劑和高效潤滑劑， 并優(yōu)選了其他處理劑，形成了適用于頁巖氣水平井的疏水抑制水基鉆井液體系，并在長寧H25-8井進行了首次現(xiàn)場試驗。

1 關(guān)鍵處理劑的評價

頁巖氣水平井對水基鉆井液的抑制性和潤滑性提出了更高的要求，通過對抑制劑和潤滑劑的作用機理研究，針對性地研發(fā)出疏水抑制劑CQ-SIA和高效液體潤滑劑CQ-LSA。

1.1 疏水抑制劑CQ-SIA

疏水抑制劑CQ-SIA為疏水抑制水基鉆井液體系的核心處理劑，其具有雙親特性，能使親水的巖石表面潤濕性發(fā)生反轉(zhuǎn)，在巖石表面形成一層疏水膜，具有強化抑制與包被的作用。

為評價疏水抑制劑CQ-SIA的疏水性，進行了接觸角測試實驗。將親水的泥頁巖巖屑加入1% CQ-SIA溶液中，在120 ℃滾動16 h后取出，測得處理前后的泥頁巖巖屑的清水接觸角分別為0°和108.64°，表明巖屑的表面由完全親水轉(zhuǎn)變?yōu)橛H油。說明，疏水抑制劑CQ-SIA 可以在巖石表面形成疏水的吸附層，使巖屑表面發(fā)生潤濕反轉(zhuǎn)。

通過進行滾動回收率實驗，對疏水抑制劑CQ-SIA與常規(guī)抑制劑KPAM、AP-1以及KCl進行了抑制性能對比評價，實驗結(jié)果見表1。從表1可以看出，CQ-SIA的滾動回收率明顯高于其他幾種抑制劑，說明了CQ-SIA是這幾種處理劑中抑制性能最好的。

1.2 高效潤滑劑CQ-LSA

CQ-LSA具有特定的基團與結(jié)構(gòu)，能在親水的鉆具、泥餅和地層巖石表面形成親油膜，從而大幅度降低摩阻。將其與常用潤滑劑RH-220、進口潤滑劑BARALUBE作潤滑性能對比評價，結(jié)果如表2所示。實驗結(jié)果表明，CQ-LSA的黏附系數(shù)最低，由此可以說明，其潤滑性能在這幾種處理劑中最佳。

表1 CQ-SIA與常規(guī)抑制劑的滾動回收率實驗結(jié)果（120 ℃、16 h）

表2 CQ-LSA與其他潤滑劑的黏附系數(shù)測定結(jié)果

2 鉆井液性能評價

2.1 基本性能

在研制出疏水抑制劑和高效潤滑劑關(guān)鍵處理劑的基礎(chǔ)上，開展了其他處理劑的優(yōu)選，通過做配伍性實驗，研制出一套疏水抑制水基鉆井液體系。該體系具有良好的流變性能，好的抑制性、封堵性和潤滑性，基本性能見表3，具體配方如下。

（0.1%～0.4%）膨潤土+（0.3%～0.7%）PAC-LV+（3%～5%）抗高溫降濾失劑+0.2%NaOH+（1%～3%）防塌封堵劑+（1%～2%）聚合醇+（0.4%～1%）CQ-SIA+（10%～15%）復合鹽+（0.8%～1.6%）納米封堵劑+（0.5%～1%）表面活性劑+（2%～4%）CQ-LSA+重晶石

表3 疏水抑制水基鉆井液的基本性能

2.2 抑制性能

首先通過滾動回收率實驗對配方中CQ-SIA加入前后的抑制性能進行對比， 得出加入CQ-SIA前后的滾動回收率分別為92.6%和99.4%。再通過滾動回收率和線性膨脹實驗對疏水抑制水基鉆井液與常規(guī)鉆井液的抑制性能進行對比， 結(jié)果見表4和圖1。從表4和圖1可知，疏水抑制水基鉆井液的巖心滾動回收率和膨脹率明顯好于聚磺鉆井液，與油基鉆井液接近。由此可以說明，該體系能有效地抑制頁巖的水化膨脹，有利于井壁穩(wěn)定和保護儲層。

表4 不同鉆井液體系的滾動回收率對比數(shù)據(jù)（120 ℃、16 h）

圖1 頁巖在不同鉆井液中的線性膨脹率實驗

2.3 封堵性能

頁巖裂縫的滲透率一般都低于0.1 mD，采用Fann公司的高溫高壓封堵儀PPA評價該鉆井液的封堵性能，實驗選用滲透率為500 mD的陶瓷縫板，在120 ℃、3.5 MPa的條件下測試鉆井液的30 min濾失量。實驗測得疏水抑制鉆井液和油基鉆井液的濾失量均為0 mL。由此表明疏水抑制鉆井液具有優(yōu)良的封堵性能。

2.4 潤滑性能

首先對配方中CQ-LSA加入前后的潤滑性能進行對比（見表5），再對密度為2.1 g/cm3的聚磺鉆井液、疏水抑制水基鉆井液和油基鉆井液在同等條件下進行極壓潤滑系數(shù)、黏附系數(shù)和摩擦系數(shù)測定（見表6），3個參數(shù)均按API標準程序測試。

表5 CQ-LSA疏水抑制鉆井液潤滑性能的影響

表6 不同鉆井液體系的潤滑性能對比數(shù)據(jù)

由以上結(jié)果可以看出，CQ-LSA能顯著提高體系潤滑性能，疏水抑制鉆井液的潤滑性能接近油基鉆井液。

2.5 抗污染性能

在頁巖氣水平井鉆井過程中，鉆井液如果抑制能力不足，可能導致巖屑過度分散，造成鉆井液被污染，流變性能嚴重惡化。為此評價疏水抑制水基鉆井液體系的抗污染能力，結(jié)果見表7。

表7 疏水抑制水基鉆井液的抗污染實驗

由表7可知，疏水抑制鉆井液經(jīng)膨潤土或者巖屑污染后，性能變化不明顯，說明該體系具有很強的抗污染能力。

3 現(xiàn)場應用

3.1 鉆井液維護工藝

現(xiàn)場鉆井液維護工藝如下：①按照室內(nèi)配方配制鉆井液，如果條件允許，可以在上一開鉆井液的基礎(chǔ)上直接轉(zhuǎn)換；②配制基漿進行日常維護，井漿密度不足，立即補充重晶石；③井漿流變性偏高或者偏低可以調(diào)節(jié)基漿配方中膨潤土和PAC-LV加量；④如果井漿抑制性不足可直接補充CQ-SIA，潤滑性不足可直接補充CQ-LSA；⑤井漿高溫高壓濾失量偏高可以增加基漿配方中高溫降濾失劑和防塌封堵劑加量；⑥正常鉆進期間，保證固控設(shè)備正常運轉(zhuǎn)，每6 h測試1次井漿性能，如出現(xiàn)復雜工況，應增加井漿測試的頻率。

3.2 在長寧H25-8井的應用效果

長寧H25-8井設(shè)計井深為4 787 m，水平段長1 500 m，在四開鉆完水泥塞（2 271 m）后替入疏水抑制水基鉆井液。歷時40 d，順利鉆至完鉆井深5 350 m，裸眼井段長3 079 m，最大井斜104.07°，水平段平均井斜99°～100°，超設(shè)計完成地質(zhì)及工程目標，起下鉆、電測、下套管、固井作業(yè)順利。

在整個四開鉆進過程中，疏水抑制水基鉆井液性能穩(wěn)定，抑制性強，潤滑性能優(yōu)異。鉆進中未采用稠漿攜砂及清掃液清掃井眼作業(yè)，井眼通暢，起下鉆、電測、下套管作業(yè)順利。鉆進期間鉆井液性能參數(shù)見表8。

疏水抑制鉆井液在現(xiàn)場試驗過程中，膨潤土值始終低于8 g/L，未出現(xiàn)明顯上漲趨勢。對現(xiàn)場不同階段的鉆井液取樣進行了室內(nèi)固相顆粒粒度分析見圖2。從圖2可以看出，鉆井液的顆粒粒度中值D50呈增加趨勢，但粒徑在5 μm以下的固相總量卻沒有增加。由此可以說明，疏水抑制水基鉆井液體系具有良好的抑制性能。

圖2 不同階段現(xiàn)場鉆井液取樣粒度分析圖

4 結(jié)論

1.研發(fā)出了疏水抑制劑CQ-SIA和液體潤滑劑CQ-LSA，室內(nèi)評價表明，2種處理劑性能優(yōu)異。

表8 疏水抑制水基鉆井液在長寧H25-8頁巖氣水平井四開鉆進中的性能

2.以疏水抑制劑和高效潤滑劑為核心，形成了疏水抑制水基鉆井液體系，該體系綜合性能好，流變性能好，且具有較強的抑制性、封堵性、潤滑性及抗污染能力。

3.疏水抑制水基鉆井液體系在長寧H25-8井的施工順利，表明該體系性能優(yōu)良，且配制維護工藝簡單，能完全滿足長寧頁巖氣水平井的鉆井需要。

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Study of Hydrophobic Inhibitive Water Base Drilling Fluid System and Application in Shale Gas Well

JING Minjia1,2, TAO Huaizhi1,2, YUAN Zhiping1,2
(1. Oil & Gas Field Applied Chemistry Key Laboratory of Sichuan Province, Guanghan, Sichuan 618300; 2. Drilling & Production Technology Research Institute of CCDE, Guanghan, Sichuan 618300)

A hydrophilically inhibitive water base drilling fl uid has been developed to drill shale gas wells penetrating the Longmaxi Formation. This drilling fl uid was formulated with a hydrophilically inhibitive agent CQ-SIA and a high performance lubricant CQLSA. CQ-SIA, the core additive of the formulation, is amphoteric in nature, and can render wettability reversal to the surface of rocks. It forms on the surface of rocks a hydrophilic fi lm, thereby encapsulating and inhibiting the rocks from disintegration by water invasion. Hot rolling test results showed that 1% CQ-SIA gave percent cuttings recovery of 83.72%, remarkably higher than that obtained with KPAM, AP-1 and KCl. CQ-LSA, thanks for its special molecular groups and structure, can form lipophilic fi lm on the hydrophilic surfaces of drilling tools, mud cakes and formation rocks, thereby greatly decreasing frictional resistance experienced in drilling. Sticking coeff i cient of a 5% bentonite slurry treated with 1% CQ-LSA was 0.0507, lower than the 5% bentonite slurries treated with two commonly used lubricants RH-220 and BARALUBE. The formulated drilling fl uid had good rheology,high inhibitive capacity and good lubricity that were equivalent to oil base drilling fl uid. Addition of 1%-3% anti-sloughing plugging agent, 1%-2% poly glycol and 0.8%-1.6% nano plugging agent rendered the formulation good plugging performance. It also had good contamination resistance. Success has been gained in the fi rst use of this formulated drilling fl uid on the well Changning H25-8. Mud properties in the horizontal fourth interval (3,079 m open hole length and 1,500 m horizontal section) were all maintained stable. No downhole problems have everoccurred. Tripping, wireline logging, casing running and well cementing were all done smoothly.

Horizontal shale gas well; Water base drilling fl uid; Borehole wall stabilization; Inhibitive capacity; Lubricity; Plugging performance; Hydrophilic; Lubricant

TE257.6

A

1001-5620（2017）01-0028-05

2016-10-25；HGF=1701F2；編輯 付玥穎）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.005

國家科技重大專項課題“頁巖氣水平井水基鉆井液研究與試驗”（2016ZX05022-001-002）

景岷嘉，1982年生，工程師，碩士，畢業(yè)于西南石油大學應用化學，現(xiàn)在從事鉆井液技術(shù)研究工作。電話 （0838）5151118；E-mail：jingmj_ccde@cnpc.com.cn。