适用于深层页岩气储层的高效水基钻井液体系研究及应用

邓 虹, 殷 鸽, 王狮军, 王 乾, 崔金明, 刘青松

(1长江大学 2中国石油集团渤海钻探工程有限公司第三钻井分公司)

我国深层页岩气储量丰富，主要分布在涪陵、威远、长宁等地区。为防止深层页岩气水平井长水平段钻进时出现井壁失稳的现象，通常采用油基钻井液进行钻井，但随着近年来环保压力的增大，以及油基钻屑处理难度大、成本较高等问题，制约了油基钻井液的大规模推广应用[1-5]。适用于页岩气井的水基钻井液技术在国内部分区块已得到成功应用，而针对深层页岩气开发的钻井液技术研究则相对较少。因此，需要研究更加清洁高效的水基钻井液体系来满足深层页岩气开发的需求[6-11]。

涪陵地区龙马溪组页岩气储层埋深达到3 900 m以上，地层温度在140℃左右，属于典型的深层页岩气储层。笔者以涪陵深层页岩气储层为研究对象，通过处理剂的优选，研制了一套适合深层页岩气的高效水基钻井液体系，对钻井液体系的综合性能进行了评价，并在现场进行了成功的应用，为涪陵深层页岩气水平井的顺利施工提供了一定的技术支持。

一、深层页岩气井水基钻井液处理剂优选

深层页岩气高效水基钻井液不仅需要具有较强的抑制性，以防止黏土水化膨胀分散,还需要具有良好的封堵性能，对页岩储层的微裂缝进行有效封堵，防止钻井液滤液等水相的侵入，同时还需要具有良好的润滑性能，以满足深层页岩气水平井长水平段钻井的需要[12-13]。

1. 抑制剂优选

室内通过岩屑滚动回收率实验评价了不同抑制剂的抑制性能，实验用岩屑为目标区块储层龙马溪组岩屑，实验温度为140℃，实验结果见表1。

表1 抑制剂优选实验结果

由表1实验结果可知，加入不同类型的抑制剂后，岩屑的滚动回收率均出现不同程度的升高现象，且随着抑制剂加量的增大，滚动回收率逐渐增大。其中复合抑制剂HMYJ-1的效果最好，当其加量为1.0%时，目标区块岩屑的滚动回收率能够达到98%以上。复合抑制剂HMYJ-1中含有大量的阳离子吸附基团，能够通过吸附作用对黏土颗粒表面的负电荷起到中和作用，降低黏土表面的静电斥力，起到抑制水化分散的作用；另外复合抑制剂HMYJ-1中还含有大量的阴离子亲水基团，其能在黏土表面通过氢键作用形成一层水化膜，可以有效延缓水分子与黏土颗粒表面的接触，起到抑制黏土水化膨胀的效果。

2. 封堵剂优选

在基浆中加入不同类型的封堵剂评价其封堵效果，实验仪器为高温高压失水仪，实验温度为140℃，基浆配方为：1.0%膨润土浆+0.15%Na2CO3+0.2%NaOH +0.2% LV- PAC+1.5%降滤失剂FY-2+1.0%复合抑制剂HMYJ-1，实验结果见表2。

表2 封堵剂优选实验结果

由表2实验结果可知，基浆中加入不同类型的封堵剂后，高温高压滤失量均出现不同程度的下降现象，且随着封堵剂加量的增大，滤失量逐渐减小。其中基浆中加入纳米复合封堵剂SRT-1的封堵效果最好，当其加量为5.0%时，高温高压滤失量仅为5.4 mL，起到了良好的封堵效果。纳米复合封堵剂SRT-1具有平均粒径小、易形变、表面积较大等优点，在高温高压条件下，纳米粒子会发生变形，从而易于进入微小孔隙产生有效封堵，达到降低滤失量的目的。

3. 润滑剂优选

室内通过润滑系数实验评价了不同润滑剂的效果，实验用仪器为极压润滑仪，实验温度为常温，空白基浆配方同封堵剂优选基浆配方相同，实验结果见表3。

表3 润滑剂优选实验结果

由表3实验结果可知，基浆中加入不同类型的润滑剂后，极压润滑系数均出现不同程度的下降现象，且随着润滑剂加量的增大，极压润滑系数逐渐下降。其中高效润滑剂SRHJ-2的润滑效果最好，当其加量为2.0%时，极压润滑系数能够达到0.109。高效润滑剂SRHJ-2分子中的长链烷基能够通过物理和化学吸附作用吸附在岩石或钻具的表面，形成一层致密的油膜，从而能够有效降低摩阻，防止出现卡钻事故，提高钻井效率。

4. 高效水基钻井液体系配方

通过以上处理剂的优选评价实验，并结合涪陵地区深层页岩气储层钻井现场的实际情况，最终确定高效水基钻井液体系的配方为：1.0%膨润土浆+0.15%Na2CO3+0.2%NaOH +0.2% LV-PAC+1.5%降滤失剂FY-2+1.0%复合抑制剂HMYJ-1+5.0%纳米复合封堵剂SRT-1+2.0%高效润滑剂SRHJ-2+重晶石粉加重。

二、高效水基钻井液体系性能评价

1. 基本性能

按照上述钻井液体系配方，调整重晶石粉的加量，将钻井液体系加重至不同密度(2.0～2.2 g/cm3之间)，在实验温度为140℃下滚动老化16 h，然后测定其流变性及失水量，实验结果见表4。

表4 高效水基钻井液体系基本性能

由表4实验结果可知，不同密度的高效水基钻井液体系在140℃下老化后流变性能稳定，滤失量较小，能够有效避免水相侵入储层造成的井壁失稳，基本性能良好。

2. 抑制性能

室内使用高温高压线性膨胀仪对比评价了目标区块岩屑在清水、3%KCl溶液、油基钻井液和高效水基钻井液中膨胀量，实验温度为140℃，实验压力为0.7 MPa，钻井液密度为2.0 g/cm3。实验结果见图1。

图1 岩屑在不同介质中的膨胀曲线

由图1结果可知，目标区块储层页岩岩屑在清水中的膨胀量较大，达到了1.7 mm；而在高效水基钻井液和油基钻井液中的膨胀量均较小，分别为0.08 mm和0.05 mm，说明优选的高效水基钻井液对目标区块岩屑具有良好的抑制性能。

3. 润滑性能

室内通过测定极压润滑系数和滤饼黏滞系数对比评价了高效水基钻井液和油基钻井液的润滑性能，实验用仪器为极压润滑仪和滤饼黏滞系数测定仪，钻井液密度为2.0 g/cm3,实验温度为常温，实验结果见表5。

表5 钻井液体系润滑性能评价结果

由表5结果可知，研制的高效水基钻井液体系的极压润滑系数和滤饼黏滞系数均与油基钻井液体系相当，说明该钻井液体系具有良好的润滑性能，能够满足页岩气井长水平段钻井对钻井液润滑性能的要求。

4. 封堵性能

室内使用砂床实验评价了高效水基钻井液、磺化钻井液以及油基钻井液体系的封堵性能，钻井液密度均控制在2.0 g/cm3，实验结果见图2。

由图2结果可知，三种钻井液体系中，磺化钻井液体系的侵入深度稍大，实验时间为30 min时，侵入深度达到了6.8 mm，封堵性能相对较差；而高效水基钻井液和油基钻井液体系的封堵性能相当，30min侵入深度分别为6 mm和5 mm。这说明优选的高效水基钻井液体系具有良好的封堵性能，能够有效避免水相侵入对页岩储层造成的伤害。

图2 不同钻井液体系砂床侵入深度

5. 抗污染性能

在优选的高效水基钻井液体系中加入不同类型的污染物(储层钻屑、膨润土以及CaCl2)，测定钻井液体系老化后的各项性能，评价体系的抗污染性能。实验温度为140℃，实验时间为16 h，钻井液密度为2.0 g/cm3，实验结果见表6。

由表6实验结果可知，优选的高效水基钻井液体系经过膨润土、钻屑和CaCl2污染后，流变性能变化不大，切力和失水量变化也不明显，表明该体系具有较强的抗污染能力。

表6 钻井液体系抗污染性能评价结果

三、高效水基钻井液体系现场应用效果

高效水基钻井液体系在涪陵地区某深层页岩气井(A井)进行了成功应用，该井设计井深为4 571 m，水平段长度为1 428 m，采用四开井身结构，在四开钻完水泥塞后替入高效水基钻井液体系，顺利钻至完钻井深5 120 m，最大井斜为105.12°，水平段的平均井斜为99.25°，起下钻、电测、下套管等作业过程顺利，未出现井下复杂情况。

高效水基钻井液在整个四开井段钻井过程中性能稳定，表现出良好的抑制性和润滑性，在钻井过程中未出现固相沉降、井壁失稳以及起下钻困难等情况，井眼规则，作业过程顺利，钻井液各项性能均满足深层页岩气井钻井施工的要求。A井与使用油基钻井液的邻井B井的现场钻井液基本性能对比见表7，两口井的工程数据对比见表8。

表7 高效水基钻井液与油基钻井液性能对比

表8 A井和B井工程数据对比

由表7和表8结果可知，在两口井的水平段钻进期间，高效水基钻井液与油基钻井液的基本性能参数相当，高温高压滤失量和起下钻摩阻稍高于油基钻井液，仍在合理的设计范围内，机械钻速、完钻周期以及平均井径扩大率等参数均与油基钻井液体系相当，两口井施工过程中均没有发生掉块、坍塌、井壁失稳等井下复杂事故，施工过程顺利。说明研制的高效水基钻井液体系能满足深层页岩气井钻井的要求。

四、结论

(1)室内通过抑制剂、封堵剂和润滑剂等处理剂的优选与评价，研究出了一套适合深层页岩气储层的高效水基钻井液体系，综合性能结果表明，体系具有良好的流变性能、抑制性能、润滑性能、封堵性能以及抗污染性能，能够满足涪陵深层页岩气水平井钻井作业施工的需要。

(2)高效水基钻井液体系在涪陵地区深层页岩气区块的A井进行了成功应用，施工过程中钻井液体系性能稳定，与油基钻井液体系的性能相当，能够满足涪陵地区深层页岩气井的钻井要求。