应用于中国页岩气水平井的高性能水基钻井液

龙大清， 樊相生， 王昆， 范建国， 罗人文（中石化中原石油工程有限公司西南钻井分公司，成都637001）

龙大清等.应用于中国页岩气水平井的高性能水基钻井液[J].钻井液与完井液，2016，33（1）：17-21.



应用于中国页岩气水平井的高性能水基钻井液

龙大清， 樊相生， 王昆， 范建国， 罗人文
（中石化中原石油工程有限公司西南钻井分公司，成都637001）

龙大清等.应用于中国页岩气水平井的高性能水基钻井液[J].钻井液与完井液，2016，33（1）：17-21.

摘要目前中国页岩气水平井定向段及水平段钻井均使用油基钻井液，但油基岩屑处理费用昂贵，急需开发和应用一种具有环境保护特性的高性能水基钻井液体系。介绍了2种高性能水基钻井液体系的室内实验和现场试验效果。在长宁H9-4井水平段、长宁H9-3和长宁H9-5井定向至完井段试验了GOF高性能水基钻井液体系，该体系采用的是聚合物封堵抑制方案，完全采用水基润滑方式；在昭通区块YS108H4-2井水平段试验了高润强抑制性水基钻井液体系，该体系采用的是有机、无机盐复合防膨方案以及润滑剂与柴油复合润滑方式。现场应用表明，定向段机械钻速提高50%～75%，水平段机械钻速提高75%～100%。通过实验数据及现场使用情况，对比分析了2种体系的优劣，找出了他们各自存在的问题，并提出了改进的思路，为高性能水基钻井液的进一步完善提供一些经验。

关键词页岩气水平井；高性能水基钻井液；井眼稳定；润滑性；流变性；抗污染；环境保护

High Performance Water Base Drilling Fluid for Shale Gas Drilling

LONG Daqing, FAN Xiangsheng, WANG Kun, FAN Jianguo, LUO Renwen
(Southwest Drilling company of Zhongyuan Petroleum Engineering Co.Ltd Sinopec, Chengdu Sichuan, 637001,China)

Abstract A high performance water base drilling fluid is in urgent need to replace the oil base muds currently used in shale gas drilling in both the directional section and the horizontal section. This paper discusses the field application and laboratory study of two high performance water base drilling fluids. One of the high performance drilling fluids, GOF, has been used in the horizontal section of the well Changning H9-4, the directional and horizontal sections of the well Changning H9-3, and the well Changning H9-5. Another high performance drilling fluid is a highly inhibitive water base fluid of high lubricity, and has been used in the horizontal well YS108H4 in the block Zhaotong. This fluid utilizes organic and inorganic salts as the shale inhibitors and lubricant and diesel oil to render the fluid lubricity. In filed application, the ROP of the directional section was increased by 50%-75%, and that of horizontal section increased by 75%-100%. Advantages and disadvantages of the two fluids are discussed in the paper, based on laboratory experimental data and field application information. Ideas to improve the performance of the fluids are presented for the preparation of better high performance water base drilling fluids.

Key words Shale gas horizontal well; High performance water base drilling fluid; Bore hole collapse prevention; Lubrication;Rheology; Anti-contamination; Environment protection

中国目前进入开发的3大页岩气区块——威远、长宁-昭通、涪陵页岩气示范区的定向段及水平段均采用油基钻井液。油基钻井液具有良好的润滑性、高的固相容量、极低的分散性、良好的油气层保护作用[1]，但施工后存在油基钻屑及油基钻井液对环境的污染，而且处理费用高，处理难度极大。基于社会经济发展及企业发展的需要，急需寻求高性能的水基钻井液替代油基钻井液，解决钻井后治理问题，降低钻井成本。通过室内实验及现场应用，对比分析了2种水基钻井液体系的优劣，找出了他们各自存在的问题，并提出了改进的思路，为高性能水基钻井液的进一步完善提供一些经验。

1　难点分析

长宁-昭通区块页岩气井主要以浅层水平井为主，水平段长1 500 m左右。由于页岩地层裂缝、微裂缝发育，在钻井过程中易发生垮塌、泥页岩水化膨胀缩径等井下复杂情况[2]。高性能水基钻井液替代油基钻井液用于页岩气水平井施工须满足以下条件：①具有很强的抑制性，抑制泥页岩的水化膨胀作用；②具有良好的封堵性， 阻止水分进入微裂缝、 微孔， 实现封堵防塌；③良好的润滑性， 满足施工过程中轨迹调整需要、 下套管作业需要；④在高密度条件下， 具有良好的流变性；⑤具有一定的固相容量， 满足抗污染需要[3-4]。因此，在长宁-昭通地区施工的4口井试验了2种高性能水基钻井液体系，其中在长宁H9-4井水平段、长宁H9-3井定向至完井段、长宁H9-5井定向至完井段分别试验了GOF高性能水基钻井液体系；在昭通区块YS108H4-2井水平段试验了高润强抑制水基钻井液体系。

2　室内实验

实验室进行了GOF高性能水基钻井液和高润强抑制水基钻井液在不同密度下的验证实验，以确认其体系配方的可靠性。

2.1 高性能水基钻井液配方及性能

GOF高性能水基钻井液（1#）和高润强抑制水基钻井液（2#）配方如下。

1#（0.5%～0.6%）NV-1+（0.5%～0.6%）多功能复合剂LATI-BASE+1%降黏剂DESCO+（0.8%～0.9%）降黏剂LIGCO+（0.5%～0.6%）pH值调节剂CAUSTIC SODA+（0.20%～0.3%）纤维素类降滤失剂MIN-PAC LV+（1.5%～2.0%）防塌剂LATIMAGIC+ （1.5%～2.0%）沥青类降滤失剂SULFATROL+3%黏土稳定剂CLAY-TROL+3%成膜封堵剂MAXSHIEID+3%润滑提速剂LATIRATE+重晶石（密度为4.3 g/cm3）

2#（2.50%～2.55%）NV-1+（0.20%～0.25%）乳化剂WD-1+（0.40%～0.45%）乳化剂WD-2+（11.0% ～12.0%）柴油+（1.5%～2.0%）降滤失剂JS-1+7%降滤失剂JS-2a+（7.0%～7.5%）降失水剂JS-2b+ （8.5%～9.0%）KCl+（2.5%～3.0%）泥饼改善剂NBG-1+（5.0%～5.5%）泥饼改善剂NBG-2+（11.0%～12.0%）沥青粉FTYZ-1+（2.5%～3.0%）石墨类润滑剂TRH-3+0.3%KOH+（2.0%～2.5%）稀释剂TXS-1+（6.0%～6.5%）封堵剂FD-1+3%液体润滑剂TRH-1+（0.20%～0.25%）抑制剂BYZ-1

由以上配方可以看出，在GOF高性能水基钻井液中采用聚合物封堵抑制方案和水基润滑方式，在高润强抑制水基钻井液中采用有机、 无机盐复合防膨方案和润滑剂与柴油复合润滑方式，2种钻井液性能见表1。分析表1可知，GOF高性能水基钻井液密度按长宁地区最高标准，实验时流变性、封堵性均较好，应用井实际使用密度远低于实验密度，现场实际使用时性能更优；2种钻井液室内检测的泥饼摩擦系数偏高，可能是材料未充分水化溶解造成，参考性不强；高速剪切对高润强抑制水基钻井液影响很大，实验室没有密闭恒温高速剪切的条件，因此在没有完全高速剪切条件下测得的高温高压滤失量和流变参数不理想。

表1　GOF和高润强抑制2种高性能水基钻井液性能

2.2 钻井液膨胀率测定

称取10.00 g钻井液用膨润土，在105 ℃下烘干5 h，然后使用高温动态膨胀量测定仪在14 MPa下压实5 min，制成柱状岩样，放入浆杯中，再往浆杯中倒入试样，测定样品初始高度值，浸泡8 h后再测定终点高度值，计算膨胀率，评价体系的抑制能力。分别取现场实际使用的井浆检测其膨胀率，评价其抑制能力[5]，实验结果见表2。

表2　高性能水基钻井液膨胀率实验数据

从表2可以看出，抑制能力由大到小的顺序为：高润强抑制水基钻井液＞GOF高性能水基钻井液＞KCl聚胺钻井液＞胺基聚合物钻井液＞清水。

3　现场应用

GOF高性能水基钻井液在长宁H9-4井水平段（2 890～4 225 m）、 长宁H9-3井定向-水平段（2 242～4 250 m）、 长宁H9-5井定向至完井段（2 373～4 560 m）进行了现场应用；高润强抑制水基钻井液在YS108H4-2井水平段（2 806～4 020 m）进行了现场应用。现场钻井液性能见表3。

表3　高性能水基钻井液现场性能统计表

3.1 长宁H9-4井

长宁H9-4井钻至井深2 890 m时转换为GOF高性能水基钻井液，转换初期，因药品尚未完全溶解，存在极少量掉块，正常钻进过程中基本无掉块。钻至井深3 014 m和3 694 m短程起下钻开泵循环出现少量掉块。完钻后下入φ208 mm扶正器通井，下钻至井深3 563 m遇阻严重，开泵划眼到底，未电测直接下入φ139.7 mm套管。下入套管至井深3 100 m遇阻增大，泵入了60 m3油基钻井液作为封闭液封定向-水平段，下入套管至井深4 202 m开始固井。长宁H9-4井井下摩阻情况见表4。

现场钻井液维护措施如下：①保证固控设备正常运行，清除有害固相；②每天（24 h）监测全套性能4次，将漏斗黏度控制在55～80 s范围内，高温高压滤失量控制在6 mL/100 ℃以内， 摩擦系数控制在0.05以内， 膨润土含量控制在15～20 g/L，固相含量控制在36%左右；③除了按照转换浆的配方配制新浆进行补充外，每班需连续加入LATIRATE、CLAY-TROL、 MAX-SHIELD， 保证钻井液具有足够的润滑性、抑制性和封堵性；④控制黏度和切力是高性能水基钻井液的主要问题，黏度和切力增大一般是由于钻井液的低密度固相过高引起的，而控制钻井液低密度固相一般通过置换新浆来实现。

表4　长宁H9-4井井下摩阻统计

3.2 长宁H9-3井

长宁H9-3井钻至井深2 242 m时转换为GOF高性能水基钻井液。GOF高性能水基钻井液转换前井斜为18.20°， 方位为93.70°。转换后， 在定向段成功地使用了旋转导向，钻进至井深2 855 m，井斜为91.50°， 方位为9.90°。在定向段和水平段钻进期间井下正常，钻至井深3 966 m短程起下钻，开泵出现少量掉块，摩阻问题比长宁H9-4井有所改善。钻至井深4 250 m完钻，完钻后起钻下入φ208 mm扶正器通井电测，通井期间出现了大量掉块，说明在石牛栏组、龙马溪组地层的稳定性比较差。顺利电测后因没有通井直接下套管，下入套管至井深3 028 m处，开始下行困难，下至井深3 940 m后，经长时间循环冲砂、下砸无效的情况下转换为油基钻井液下套管。

长宁H9-3井使用了存放一个月的长宁H9-4 井GOF高性能水基钻井液，在施工期间出现了细菌污染，导致黏度、切力升高、泥浆泵上水不好。通过开除气器、加入消泡剂和润滑剂没能有效解决消泡问题。长宁H9-3井井下摩阻情况见表5。

表5　长宁H9-3井井下摩阻统计

转换时使用了长宁H9-4井老浆50 m3。正常钻进中钻井液维护以新配制加重浆为主，加重胶液所加材料按照新配浆配方执行。该井增加了2种钻井液材料，一种为不增黏性的降滤失剂POLYDRILL，另一种为润滑剂MIL-LUBE，在降低井下摩阻方面起到一定作用。施工过程中在井深3 800 m以后出现严重起泡现象，需要使用双泵才能满足钻进需要，推测原因为老浆降解或新增加材料引起的，钻井液其他性能基本稳定。

3.3 长宁H9-5井现场应用情况

长宁H9-5井钻至井深2 373 m时转换为GOF高性能水基钻井液， 钻至井深2 520 m时起钻更换旋转导向工具， 钻至井深3 060 m进入A靶点着陆（测深为3 049.97 m， 井斜为82.18°， 方位为190.17°）， 钻至井深3 718.15 m时因性能恶化， 起钻甩掉旋转导向工具， 采用常规稳斜钻具组合， 下钻到底后调整钻井液性能， 然后恢复正常钻进， 完钻井深为4 560 m。GOF高性能水基钻井液使用井段为2 373～4 560 m。采用存储式电测仪器进行测井， 电测后采用双扶正器通井， 起钻前封入润滑浆，下套管时加滚珠扶正器， 顺利下至井深4 553.90 m，固井顺利。长宁H9-5井井下摩阻情况见表6。

表6　长宁H9-5井井下摩阻统计表

正常维护措施与H9-4、H9-3井相同，由于该井使用了长宁H9-3井老浆112 m3，所以仍然存在起泡问题，除气器使用率在90%以上，配合使用消泡剂协助消泡，保证泥浆泵正常上水，最后经杀菌剂杀菌处理后恢复正常。施工后期加入硅醇抑制剂，振动筛上返出岩屑成岩性明显增强，说明该产品具有较好的抑制作用。

3.4 YS108H4-2井现场应用情况

YS108H4-2井钻至井深2 806 m时转换为高润强抑制水基钻井液。高润强抑制水基钻井液转换后，循环过程中未见掉块出现。钻进至井深3 180 m时短程起下钻清砂，下钻到底循环有少量掉块，钻至井深4 020 m完钻。电测、下φ208 mm扶正器通井、下入套管都一切顺利，没有转换油基钻井液。YS108H4-2井井下摩阻情况见表7。

表7　YS108H4-2井井下摩阻统计

现场钻井液维护措施如下：①膨润土浆比例下调至1.2%，其余材料均按配方执行，配制好的新浆加重至井浆密度后补充消耗；②振动筛使用孔径为0.063～0.076 mm筛布；钻进过程中保持除砂除泥一体机使用率为100%；监测固相含量，使用离心机，保持固相含量在31%～33%；③控制高温高压滤失量在6 mL以内；及时补充TRH-1（液体）、TRH-3（固体）2种润滑剂，保证钻井液具有足够的润滑性，确保定向期间不脱压。

4　2种高性能水基钻井液体系对比

应用GOF高性能水基钻井液试验的3口井均为三维水平井，且在定向段使用了旋转导向工具，最长浸泡周期达36.06 d，经过了全面考验。试验高润强抑制水基钻井液的YS108H4-2井为一口二维水平井。

4.1 机械钻速

试验井应用高性能水基钻井液后的机械钻速见表8。

表8　2种高性能水基钻井液现场试验情况

长宁H9-4井使用了新配GOF高性能水基钻井液，由于劣质固相较少， 有利于提高机械钻速，但首次使用发现该体系润滑性存在问题；在长宁H9-3井的试验中引入了新型不增黏降滤失剂和润滑剂，降低了井下摩阻，但由于使用了50 m3长宁H9-4井剩余的老浆，出现严重起泡现象，影响泥浆泵上水，同时由于本井轨迹调整较多，导致机械钻速较低；长宁H9-5井的试验中引入了杀菌剂和新型消泡剂，解决了起泡问题，由于使用了长宁H9-3井112 m3老浆，导致钻井液中劣质固相较多，机械钻速略低于长宁H9-4井。

4.2 井壁稳定

该高性能水基钻井液在试验井段应用时的井壁稳定情况见表9。浙江昭通区块地层稳定性相对于长宁区块较差， 从表2、 表9膨胀率实验和电测井径扩大率数据来看， 高润强抑制水基钻井液的抑制性强于GOF高性能水基钻井液。2种方案的高温高压滤失量接近，封堵能力相当。

表9　应用高性能水基钻井液后的井壁稳定情况

4.3 完井

2种钻井液体系在4口应用井应用，均能满足套管下入要求。但下套管前，需要进行专门通井，将井内钻屑携带干净，然后封入专用润滑浆，才能保证套管安全顺利下至井底。

5　结论

1.在1口二维水平井、 3口三维水平井进行了2种高性能水基钻井液体系的应用试验， 其中有2口井经过了三开全井段试验， 且在定向时使用了旋转导向工具， 取得了成功， 解决了油基钻井液对环境的污染问题。

2.相对于油基钻井液而言， 高性能水基钻井液以水为连续相，可以使用各种吸水膨胀类堵漏材料，对井漏的处理更加容易， 同时固井时不用注入大量冲洗液、隔离液，使固井工艺简化。

3.与使用油基钻井液的邻井相比提速明显，定向段机械钻速提高了50%～75%，水平段机械钻速提高75%～100%，试验井长宁 H9-5 井全井周期在本区块最短，为45.06 d，成为长宁区块的样板井。

6 建议

1.施工后期井下摩阻偏大，需要进一步提高钻井液的润滑性，采用不同类型的成膜润滑剂组合，使润滑性接近油基钻井液水平。

2.GOF高性能水基钻井液体系的降解太快，基本上无法实现重复利用，下一步工作从材料的配伍性入手，着重解决替代材料的使用问题。

3.从现场使用情况来看，硅醇抑制剂的使用明显地增强了体系的抑制性，可在配方中直接引入。

参 考 文 献

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收稿日期（2015-10-9；HGF=1506M11；编辑 马倩芸）

作者简介：第一龙大清， 工程师， 1965年生，毕业于中国石油大学， 长期从事钻井液的研究工作。电话 13808241320；E-mail：ldq630609@sina.com。

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.01.004

中图分类号：TE254.3

文献标识码：A

文章编号：1001-5620（2016）01-0017-05