泥页岩地层微纳米封堵水基钻井液技术研究

廖奉武

泥页岩地层微纳米封堵水基钻井液技术研究

廖奉武

长城钻探工程有限公司工程技术研究院，辽宁 盘锦 124010

泥页岩地层钻井过程中容易发生井壁失稳问题，钻井液滤液侵入后，泥页岩水化膨胀产生的膨胀压加剧了裂缝的扩展，降低了岩石强度；钻井液的压力传递作用会减少液柱与井壁岩石的压差，降低了钻井液液柱对井壁的支撑作用。本文优选了纳米封堵剂GW-NBA、亚微米封堵剂GW-MPA、超细钙、磺化沥青作为钻井液的封堵剂，将刚性封堵剂与柔性封堵剂相结合，并且其粒径范围与一般的泥页岩微孔隙、微裂缝相近，在此基础上构建一套适用于泥页岩地层的水基钻井液体系。结果表明，该水基钻井液体系具有较好的封堵性能以及承压能力，具有较好的流变性、滤失性、抑制性、封堵性，适用于泥页岩地层钻井。

泥页岩 井壁失稳 封堵剂 水基钻井液 水化膨胀

截至2020年，我国页岩气可采储量为3.6×109m3，页岩油可采储量为4.5×109t，泥页岩地层油气资源较丰富，具有较大的商业开发价值［1-2］。由于泥页岩内部存在微孔隙以及纵横交贯的微裂缝，钻井液滤液极易沿微裂缝侵入泥页岩内部，导致泥页岩垮塌、掉块；同时，虽然泥页岩黏土矿物以膨胀性不高的伊利石为主，但是泥页岩裂缝面水化膨胀产生的膨胀压造成泥页岩受力不均匀，会加剧微裂缝的扩张［3］，因此，在泥页岩地层钻井过程中，极易发生井壁失稳问题。油基钻井液在泥页岩地层钻井中得到广泛的应用，但是油基钻井液存在成本高、环境污染等问题［4-7］。同时，油基钻井液在泥页岩地层钻井过程中偶发井壁掉块问题，而且掉块尺寸较大，很难被携带出来，因此，有必要开展泥页岩水基钻井液井壁稳定技术的研究。以往，泥页岩地层井壁稳定技术措施着重于钻井液的抑制性能，但是从近些年油基钻井过程中也偶发掉块问题可以看出，泥页岩地层井壁稳定的难点不仅仅取决于钻井液的抑制性能。本文分析泥页岩井壁失稳机制，并研究相应的井壁稳定技术措施。

1　井壁失稳机制研究

在泥页岩地层钻井过程中频发井壁掉块等问题，但是在水基钻井液和油基钻井液中的掉块程度有所不同。辽河油田沈224区块沙四地层硬脆性泥页岩在水基钻井液中发生的掉块呈小片状，而在油基钻井液中的掉块呈大块状（图1）。造成这种现象的原因是油基钻井液的抑制性能较好，井壁仅沿着原有的稍大的天然裂缝剥落。而水基钻井液的侵入会导致泥页岩裂缝面水化膨胀程度比泥页岩内部大，膨胀不均产生的膨胀压会撑开裂缝，使原本较小的微裂缝逐渐张开，使掉块受压碎裂，成更小的片状。

图1　水基钻井液和油基钻井液掉块情况

将泥页岩样品在水中浸泡不同时间后，取样进行电子计算机断层扫描（CT）实验，观察泥页岩微裂缝微观变化状态，结果如图2所示。由图2可知：随着浸泡时间的延长，泥页岩中的微裂缝逐渐扩大，一些原本看不见的微裂缝随着浸泡时间的延长也逐渐显现出来。这主要是由于泥页岩中黏土矿物以伊利石为主，其膨胀性不强。但是，水沿着裂缝面侵入泥页岩内部，裂缝面水化程度比非裂缝面强，因而产生了膨胀压，加剧了裂缝扩展。结合图2和图1可知，由于油基钻井液的抑制性较好，不会造成原本极为细微的微裂缝在膨胀不均条件下的扩大，而且钻井液产生的液柱压力沿着裂缝面传递到泥页岩内部，可减小钻井液液柱与井壁的压差，钻井液对井壁的支撑力减小，所以泥页岩会沿着微裂缝剥落。最终，水基钻井液中泥页岩掉块多而细，油基钻井液中泥页岩掉块少而大。因此，泥页岩水基钻井液井壁稳定技术不仅仅要提高钻井液的抑制性，还需提高钻井液的封堵性能，减少钻井液对泥页岩地层的压力传递。

图2　泥页岩在水中浸泡后微裂缝变化情况

2　封堵剂选择

2.1　微纳米封堵剂的选择

泥页岩地层微孔隙的尺寸为10～1 000 nm，介于纳米级和亚微米级之间［8-9］。微裂缝的尺寸一般为10～100 μm，属于微米级［10-11］。因此，选用封堵剂时应先考虑泥页岩微孔隙和微裂缝的尺寸。

室内优选纳米封堵剂GW-NBA和亚微米封堵剂GW-MPA，并采用激光粒度仪对封堵剂进行分析，结果见图3和4。由图3和4可知：纳米封堵剂GW-NBA和亚微米封堵剂GW-MPA的平均粒径分别为28.96和433.53 nm，中位粒径（50）分别为4.08和330.53 nm，颗粒累积分布为90%的粒径（90）分别为16.71和542.43 nm。

图3　纳米封堵剂GW-NBA的粒度分布

图4　亚微米封堵剂GW-MPA的粒度分布

为评价GW-NBA和GW-MPA两种微纳米封堵剂的封堵性能，室内实验选用纳米滤膜（500～1 000 nm）作为滤纸，室温下通过API滤失仪以及高温高压滤失仪评价微纳米封堵剂的封堵性能。对两种微纳米封堵剂的封堵性能进行了评价，并与常规封堵剂超细钙（6.5 μm）、磺化沥青进行对比，结果如表1所示。

表1　GW-NBA和GW-MPA封堵性能评价

注：API滤膜实验压力为0.7 MPa，高压滤膜实验压力为3.5 MPa。

由表1可知：常规封堵剂超细钙对滤膜的封堵能力有限。磺化沥青具有涂覆封堵作用，虽然对纳米滤膜也有一定的封堵能力，但是其高压滤膜滤失量较大，说明其承压能力有限。而加入GW-NBA和GW-MPA能大幅降低膨润土浆的API滤膜滤失量和高压滤膜滤失量，说明GW-NBA和GW-MPA微纳米封堵剂的微纳米封堵效果较好。

2.2　常规封堵剂的选择

由于泥页岩中不仅存在微纳米级别的微孔隙，还存在一定数量的微米级尺寸的微裂缝，其尺寸一般为10～100 μm，因此还需优选对应尺寸的封堵剂。选用不同颗粒尺寸的超细钙作为泥页岩微裂缝封堵剂，3种尺寸超细钙（13、25、75 μm）的质量比为1∶1∶1。由于超细钙、GW-NBA和GW-MPA均为刚性封堵剂，刚性封堵剂颗粒物难以与泥页岩的天然孔隙、裂缝完全吻合，为了提高钻井液的封堵性能，还需要加弹性封堵剂与之相配合。因此选用磺化沥青作为泥页岩地层水基钻井液的柔性封堵剂，通过API滤失仪和高温高压滤失仪对超细钙以及磺化沥青的封堵性能进行了评价，结果见表2。

表2　超细钙和磺化沥青封堵性能评价

注：API滤膜实验压力为0.7 MPa，高压滤膜实验压力为3.5 MPa。

由表2可知：由于超细钙难以与孔隙完全吻合，所以单一的超细钙封堵能力有限。而磺化沥青这类弹性封堵剂虽然有一定的封堵作用，在膨润土浆中加入磺化沥青后能明显降低其API滤失量，但是其高压滤失量较大，说明其承压能力较弱。而在膨润土浆中加入超细钙和磺化沥青后API滤失量和高压滤失量均较小，说明超细钙与磺化沥青配合后具有较好的封堵性能，并且具有一定的承压能力，可以满足现场钻井过程中通过提升钻井液密度来维持井壁稳定性的需求。

3　钻井液性能评价

通过封堵剂的选择，构建一套适用于泥页岩地层的水基钻井液体系。水基钻井液体系配方：3%膨润土浆+0.2%烧碱+0.5%聚合物降失水剂+2%吸水树脂+2%GW-NBA纳米封堵剂+2%GW-MPA亚微米封堵剂+2%磺化沥青+2%超细钙（13、25、75 μm 3种颗粒尺寸超细钙的质量比为1∶1∶1）+3%聚胺抑制剂+2%润滑剂+3%KCl，用重晶石提升密度。

3.1　流变性评价

将钻井液提升至所需密度，并在100 ℃下热滚16 h后测其流变性能，结果见表3。由表3可知：不同密度下该钻井液体系均具有较好的流变性能。

表3　钻井液流变性能评价

注：AV为表观黏度，PV为塑性黏度,YP为动切力，Gel为静切力。

3.2　滤失性能评价

将钻井液密度提升至1.2 g/cm3，在不同温度下热滚16 h后，测其API滤失量以及高温高压滤失量，结果见表4。由表4可知：该钻井液体系在80～120 ℃条件下均具有较好的滤失性能，说明该体系能够减少因滤液侵入而造成泥页岩水化膨胀所产生的井壁失稳。

表4　钻井液滤失性能评价

3.3　抑制性能评价

取10 g经烘干、粉碎并过0.150 mm筛的钻屑粉，在10 MPa下压制 5 min制成土片，使用高温高压线性膨胀仪测定土片在钻井液和清水中的高温高压（100 ℃，3.5 MPa）线性膨胀率，结果如图5所示。由图5可知：该钻井液体系能够明显降低钻屑的水化膨胀，具有较好的抑制性能，能减少因水化膨胀压不均导致的井壁失稳。

图5　高温高压线性膨胀率

3.4　封堵性能评价

室内实验，采用压力传递实验评价构建的水基钻井液体系的封堵性能。该实验通过在岩心夹持器上下游安装压力传感器，测得上下游的压力（上游和下游），并在岩心上下游建立初始压差（3.5 MPa），实时监测岩心下游的压力变化，实验原理如图6所示。

图6　压力传递实验原理

为了更好地模拟泥页岩地层条件，实验采用的岩心是将泥页岩岩屑粉碎后加工成相同规格的人造岩心，进行压力传递实验，结果见图7。由图7可知：清水在岩心中的压力传递速度较快，钻井液在岩心中的压力传递速度较慢，且下游压力增加较小，所以该钻井液体系对岩心形成了有效封堵，对泥页岩地层具有较好的封堵效果以及承压能力，能够减少钻井液液柱压力向地层内部传递，保证钻井液液柱压力对井壁的有效支撑。此外，良好的封堵性能可以减少滤液侵入泥页岩地层内部，降低了井壁失稳的风险。

图7　压力传递实验

4　结论

1）泥页岩地层井壁失稳有两方面原因：钻井液滤液侵入后，泥页岩水化膨胀产生的膨胀压加剧了裂缝的扩展，降低了岩石强度；钻井液的压力传递作用会减少液柱与井壁岩石的压差，降低了钻井液液柱对井壁的支撑作用。

2）本文优选了纳米封堵剂GW-NBA、亚微米封堵剂GW-MPA、超细钙（13、25、75 μm 3种颗粒尺寸超细钙的质量比为1∶1∶1）、磺化沥青作为钻井液的封堵剂，将刚性封堵剂与柔性封堵剂相结合，并且其粒径范围与一般的泥页岩微孔隙、微裂缝相符，具有较好的封堵性能及承压能力。

3）所优选的水基钻井液体系具有较好的流变性、滤失性、抑制性和封堵性，适用于泥页岩地层钻井。

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Research on micr⁃ano plugging water⁃based drilling fluid technology in shale formations

LIAO Fengwu

，，124010，

Borehole instability easily occurs during drilling in mud shale formations. This paper studied the mechanism of wellbore instability in mud shale formations. The strength of the rock was reduced after the invasion of drilling fluid filtrate the swelling pressure caused by the hydration expansion of shale accelerated the fracture expansion； the pressure transfer effect of the drilling fluid reduced the pressure difference between the liquid column and the wellbore rock， and reduce the supporting effect of the drilling fluid column on the wellbore wall. In this paper， nanometer plugging agent GW-NBA， submicron plugging agent GW-MPA， ultr-ine calcium， and sulfonated asphalt were selected as plugging agents for drilling fluid， and the rigid plugging agent was combined with the flexible plugging agent. The particle size range was similar to that of general mud shale micr-ores and micr-ractures. On this basis， a set of water-based drilling fluid system suitable for mud shale formations was constructed. The research results showed that the system had good plugging performance and pressure bearing capacity， and had good rheology， fluid loss， inhibition， plugging and other properties， and was suitable for drilling in shale formations.

shale； borehole instability； plugging agent； water based drilling fluid； hydration

2021-11-08

中国石油集团重大专项（2016ZX05020-004，2018E-2108）

廖奉武，工程师；研究方向：水基钻井液技术；E‑mail：1139172150@qq.com

［责任编辑 林本兰］