钻井液活度对川滇页岩气地层水化膨胀与分散的影响

刘敬平，孙金声

（1中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京102206）

钻井液活度对川滇页岩气地层水化膨胀与分散的影响

刘敬平1，孙金声2

（1中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京102206）

刘敬平等.钻井液活度对川滇页岩气地层水化膨胀与分散的影响[J].钻井液与完井液，2016，33（2）：31-35.

降低水基钻井液活度是解决钻井过程中泥页岩井段井壁失稳的重要技术手段，川滇地区页岩气地层泥质含量高、水敏性强，层理与微裂缝发育，井壁易失稳。以氯化钙等无机盐、甲酸钾等有机盐及丙三醇等有机化合物作为活度调节剂，通过线性膨胀实验、热滚回收实验研究了钻井液活度对宜宾龙马溪组、宜宾五峰组等页岩水化膨胀与分散的影响。结果发现，钻井液活度对页岩水化膨胀和水化分散影响小，泥页岩渗透水化不是上述地区页岩地层井壁失稳的主要原因。解决其井壁失稳问题，应从表面水化、毛管压力及微裂缝等其他机理入手。

页岩气井；水的活度；钻井液；水化膨胀；水化分散

国内外通常采用降低钻井液活度防止水敏性泥页岩渗透水化[1-2]，在钻井液配制过程中加入氯化钙等无机盐、甲酸钾等有机盐、丙三醇等有机化合物，以降低滤液与页岩内部液体之间的活度差，产生渗透压差，阻止或减缓水向页岩晶层间扩散、钻井液向页岩地层扩散，防止井壁水化膨胀与分散，稳定井壁[3]。如哈里伯顿[4]针对Arkansas地区高含蒙脱石/绿泥石混层的Fayetteville、Morrow页岩地层，开发了一种以乙二醇为活度调节剂、硅酸盐为抑制剂、以磺化沥青为封堵剂的水基钻井液体-系；针对Texas地区高含伊/蒙混层的Barnett页岩地层，开发了一种以乙二醇为活度调节剂、硅酸盐为抑制剂、以磺化沥青为封堵剂，加有润滑剂的水基钻井液体系；针对Louisiana地区不含蒙脱石和蒙脱石/伊利石混层的Haynesville页岩地层，开发了一种以表面活性剂为核心处理剂的水基钻井液体系。西弗吉尼亚大学[5]针对West Virginia高含蒙脱石的Marcellus页岩，开发了一种以无机盐为活度调节剂、己二胺为抑制剂水基钻井液体系。斯伦贝谢M-I公司[6]针对对Hayane Block地区高含伊利石和硬石膏的Kurachine Anhydrite页岩地层，开发了一种以碳酸钾、氯化钠为活度调节剂的水基钻井液体系。目前中国页岩气开发主要在川滇地区，地层泥质含量高、水敏性强，层理与微裂缝发育，井壁易失稳，但川滇页岩气地层比国外深，矿物组构特征与国外不同，不能照搬国外水基钻井液技术，必须研究其井壁失稳机理。研究了钻井液活度对其井壁页岩水化膨胀与分散影响，为水基钻井液研制提供了理论依据。

1　实验部分

1.1全岩分析和黏土矿物分析

选取宜宾龙马溪组、宜宾五峰组、昭通龙马溪组露头页岩岩样，按沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X衍射分析方法（SY/T 5163—2010），用INCA-X射线能谱仪进行岩样全岩分析和黏土矿物分析。结果分别见表1和表2。

由表1、表2可知，宜宾龙马溪组露头页岩矿物成分主要为方解石，其次为石英，黏土矿物中不含蒙脱石和伊/蒙混层，主要为伊利石（含量为96%），非黏土矿物中还含有少量的钾长石、黄铁矿、白云石和斜长石。宜宾五峰组露头页岩矿物成分主要为石英，其次为黏土矿物，黏土矿物中不含蒙脱石和伊/蒙混层，主要为伊利石（含量为94%），非黏土矿物中还含有少量的钾长石、黄铁矿、白云石和斜长石。昭通龙马溪组露头页岩矿物成分主要为石英（含量41.5%），黏土矿物主要为伊利石（含量88%），不含蒙脱石和伊/蒙混层。宜宾龙马溪组、宜宾五峰组和昭通龙马溪组露头页岩都不含蒙脱石和伊/蒙混层，以伊利石为主要黏土矿物。

表1　不同页岩岩样的全岩分析

表2　不同页岩岩样的黏土矿物分析

1.2钻井液活度与调节剂浓度关系

用去离子水配制不同浓度的氯化钙、氯化镁、氯化钠、氯化钾、甲酸钾、乙二醇、丙三醇、乙醇溶液，静置24 h后，室温下用HD-3A型智能水分活度测量仪分别测量各种溶液的活度，以饱和NaCl溶液对仪器进行校准，测量范围为0～0.999，测试温度为30 ℃，实验结果见图1和图2。

由图1可知，随着无机盐浓度增加，无机盐水溶液活度降低，无机盐降低活度能力强到弱顺序为：氯化钙＞氯化镁＞氯化钠＞氯化钾。其中浓度为50%时，氯化钙水溶液活度为0.276，活度最低。氯化钠和氯化钾由于溶解度低，降低活度的能力有限。由图2可知，随着有机盐或有机化合物浓度增加，有机体系活度降低，降低活度能力强弱顺序为：甲酸钾＞乙二醇＞丙三醇＞乙醇。其中浓度为70%时，甲酸钾水溶液活度为0.414，活度最低。

图2　有机体系的活度与浓度关系曲线

1.3活度对页岩膨胀率的影响

用膨胀率实验评价了不同活度体系对宜宾龙马溪组、宜宾五峰组、昭通龙马溪组露头页岩水化膨胀性能的影响[7-10]。将页岩粉碎，过孔径为0.154 mm的筛，在202-OA型电热恒温干燥箱中80 ℃下干燥6 h，干燥器中冷却2 h后，称取冷却的10 g页岩粉末，在41.38 MPa压力下压5 min成饼，测试其在去离子水和不同活度体系中膨胀率，测试时间为24 h，实验结果见图3～图5。

图3　无机盐体系活度与宜宾龙马溪组页岩膨胀率关系

图4　无机盐体系活度与宜宾五峰组页岩膨胀率关系

图5　无机盐体系活度与昭通龙马溪组页岩膨胀率关系

宜宾龙马溪组、宜宾五峰组和昭通龙马溪组露头页岩在去离子水中的膨胀率分别为15.56%、16.34%和24.59%。宜宾龙马溪组和宜宾五峰组黏土矿物组成基本相同，页岩膨胀率相近。昭通龙马溪组露头页岩膨胀率较大，原因是它的黏土矿物含量高，伊利石、高岭石和绿泥石含量高，水化膨胀性强。

由图3～图5可知，在同一种无机盐水溶液中，活度越低，页岩膨胀率下降；不同无机盐水溶液中，氯化钾抑制页岩水化膨胀效果最强，在活度为0.869的氯化钾水溶液中，宜宾龙马溪组、宜宾五峰组和昭通龙马溪组露头页岩膨胀率分别为13.79%、14.35%和21.35%。4种无机盐都有抑制页岩水化膨胀效果，但抑制效果不明显。所以，通过无机盐体系调节钻井液活度对以伊利石为主要黏土矿物，不含蒙脱石和伊/蒙混层的页岩膨胀率影响小。

1.4活度对页岩回收率的影响

用回收率实验评价了不同活度体系对宜宾龙马溪组、宜宾五峰组和昭通龙马溪组露头页岩水化分散性能的影响[7-10]，结果见图6～图8。将页岩粉碎，筛选粒径为1.70～3.35 mm的页岩颗粒，在202-OA型电热恒温干燥箱中80 ℃下干燥6 h，干燥器中冷却2 h后，分别测量页岩在去离子水和不同活度体系中的滚动回收率（XGRL-4A型高温滚子加热炉中100 ℃下热滚16 h）。

图6　有机体系活度与宜宾龙马溪组页岩膨胀率关系

图7　有机体系活度与宜宾五峰组页岩膨胀率关系

由图6～图8可知，在同一种有机盐或有机化合物水溶液中，随活度降低，宜宾龙马溪组、宜宾五峰组和昭通龙马溪组露头页岩膨胀率下降；不同有机盐或有机化合物水溶液中，丙三醇抑制页岩水化膨胀效果最强，在活度为0.612的丙三醇水溶液中，宜宾龙马溪组、宜宾五峰组和昭通龙马溪组露头页岩膨胀率分别为12.34%、12.89%和19.41%，与页岩在清水中膨胀率相比略微下降；在活度为0.414的甲酸钾水溶液中，宜宾龙马溪组、宜宾五峰组和昭通龙马溪组露头页岩膨胀率分别为14.97%、15.38%和21.98%，与在活度为0.612的丙三醇水溶液中相比略微升高。所以，以甲酸钾等有机盐或丙三醇等有机化合物调节钻井液活度，对抑制以伊利石为主要黏土矿物，不含蒙脱石和伊/蒙混层的页岩水化膨胀影响小。

图8　有机体系活度与昭通龙马溪组露头页岩膨胀率关系

综上，以氯化钙等无机盐、甲酸钾等有机盐或丙三醇等有机化合物调节钻井液活度，对以伊利石为主要黏土矿物，不含蒙脱石和伊/蒙混层的页岩水化膨胀影响小。

宜宾龙马溪组、宜宾五峰组和昭通龙马溪组露头页岩在去离子水中的回收率分别为95.23%、94.62%和82.87%。由图9～图11可知，在同一种无机盐水溶液中，随活度降低，页岩回收率略微升高；不同无机盐水溶液中，氯化钾抑制页岩水化分散效果最强。

图9　无机盐体系活度与宜宾龙马溪组页岩回收率关系

图10　无机盐体系活度与宜宾五峰组页岩回收率关系

图11　无机盐体系活度与昭通龙马溪组页岩回收率关系

在活度为0.869的氯化钾水溶液中，宜宾龙马溪组、宜宾五峰组和昭通龙马溪组露头页岩回收率分别为96.72%、96.34%和88.42%。4种无机盐都有抑制页岩水化分散效果，但抑制效果不明显。所以，以无机盐调节钻井液活度对以伊利石为主要黏土矿物，不含蒙脱石和伊/蒙混层的页岩水化分散影响小。由图12～图14可得，在同一种有机盐或有机化合物水溶液中，随活度降低，页岩回收率升高。不同有机盐或有机化合物水溶液中，丙三醇抑制页岩水化分散效果最强。

图12　有机体系活度与宜宾龙马溪组页岩回收率关系

在活度为0.612的丙三醇水溶液中，宜宾龙马溪组、宜宾五峰组和昭通龙马溪组露头页岩回收率分别为97.37%、97.24%和90.53%，比页岩在清水中的回收率略高；在活度为0.414的甲酸钾水溶液中，宜宾龙马溪组、宜宾五峰组和昭通龙马溪组露头页岩回收率分别为95.60%、95.15%和85.23%，与在活度为0.612的丙三醇水溶液中相比略微降低。所以，以甲酸钾等有机盐或丙三醇等有机化合物调节钻井液活度，对抑制以伊利石为主要黏土矿物，不含蒙脱石和伊/蒙混层的页岩水化分散影响小。

图13　有机体系活度与宜宾五峰页岩回收率关系

图14　有机体系活度与昭通龙马溪组露头页岩回收率关系

综上，以氯化钙等无机盐、甲酸钾等有机盐或丙三醇等有机化合物调节钻井液活度，对以伊利石为主要黏土矿物，不含蒙脱石和伊/蒙混层的页岩水化分散影响小。因此，川滇页岩气井壁水化坍塌应该从表面水化、毛管压力及微裂缝等其他机理入手，研究有效稳定页岩气井壁的途径。

2　结论

1.宜宾龙马溪组、宜宾五峰组和昭通龙马溪组露头页岩以伊利石为主要黏土矿物、且不含蒙脱石和伊/蒙混层。

2.对以伊利石为主要黏土矿物、且不含蒙脱石和伊/蒙混层的页岩，以氯化钙等无机盐、甲酸钾等有机盐或丙三醇等有机化合物调节钻井液活度，对其水化膨胀和水化分散影响小。

3.针对川滇页岩气井壁水化坍塌应该从表面水化、毛管压力及微裂缝等其他机理入手，研究有效稳定页岩气井壁的途径。

[1]温航，陈勉，金衍，等.钻井液活度对硬脆性页岩破坏机理的实验研究[J].石油钻采工艺，2014，36（1）：57-59. WEN Hang， CHEN Mian， JIN Yan， et al. Experimental research on brittle shale failure caused by drilling fluid activity[J].Oil Drilling & Production Technology， 2014，36（1）：57-59.

[2]CHENEVERT M E.Shale control with balanced-activiry oil-continuous muds[C].SPE 2559，1970.

[3]李方，蒲小林，罗兴树，等.几种有机盐溶液活度及抑制性实验研究[J].西南石油学院学报，2009，31（3）：134-138. LI Fang， PU Xiaolin， LUO Xingshu， et al. Experimental research on the activity and inhibition of several typs of organic salt solution[J]. Journal of Southwest Petroleum University. 2009，31（3）：134-138.

[4]JAY P DEVILLE，BRADY FRITZ，MICHAEL JARRETT. Development of water- based drilling fluids customized for shale reservoirs[C]. SPE 140868-PA，2011.

[5]IKE ELEANYA O，H LLKIN BILGESU，SAM AMERI. Study of drilling fluid additives and their impact on smectite inhibition， marcellus shale inhibition， and filtration and rheological properties of bentonite based drilling fluids[C]. SPE 149271-MS， 2011.

[6]TOMISLAVSORIC，PAVELMARINESCU，ROBERTHUELKE. Silicate-based drilling fluids deliver optimum shale inhibition and wellbore stability[C]. SPE/ IADC 87133-MS， 2004.

[7]EDWIN A R， HACKETT J L. A laboratory technique for screening shale swelling inhibitors[C]. SPE 11117-MS，1982.

[8]ZHANG J G， CHENEVERT M E.， BAZALI T A， et al. A new gravimetric-swelling test for evaluating water and ion uptake in shales[C]. SPE 89831-MS， 2004.

[9]AHMED SAMIR，OSAMA AHMED EL BAKLY. Custom designed water-based mud systems help minimize hole washouts in high temperature wells- case history from western desert， Egypt[C]. SPE 108292-MS， 2007.

[10]RUSSELL T E， MORTON E K. Shale swelling tests using optimized water content and compaction load[C]. SPE 121334-MS， 2009.（收稿日期2016-1-25；HGF=1602F3；编辑付玥颖）

Effects of Drilling Fluid Activity on Hydration and Dispersion of Formation Rocks in Shale Gas Drilling in Chuan-Dian Area

LIU Jingping1, SUN Jinsheng2
(1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China; 2. CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206, China)

Reducing the activity ofthe filtrate of drilling fluid is an important technology in mitigating shale problems during drilling. In shale gas drilling in the Chuan-Dian area， highly water sensitive clayey formations with fractures highly developed have been frequently encountered， necessitating the means of borehole wall stabilization. Linear swelling and hot rolling tests using a drilling fluid formulated with CaCl2， potassium formate and glyceryl alcohol as the activity agents， and shale samples from Longmaxi formation (Yibin， Sichuan) and Wufeng formation （Yibin， Sichuan） show that the activity of the drilling fluid has played a slight role in the hydration and dispersion of the shales， indicating that osmotic hydration of the shales is not the main cause for the shale formations to collapse. Surface hydration， capillary pressure as well as the micro fractures developed in the shale formations may have been causing the shale formation to collapse.

Shale gas well； Activity of water； Drilling fluid； Hydrational swelling； Hydrational dispersion

TE254.3

A

1001-5620（2016）02-0031-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.02.007

中国石油集团重大专项“浙江油田昭通示范区页岩气钻采工程技术现场试验”（2014F470205）资助。

刘敬平，博士，1985年生，现为中国石油勘探开发研究院在读博士研究生，现在从事钻井液技术研究工作。电话15600563498；E-mail：liujingping20@126.com。通讯作者：E-mail：sunjinsheng@petrochina.com.cn。