基于疏水型纳米二氧化硅的页岩气盐水钻井液

应春业，　李新亮，　杨现禹，　蔡记华，　段隆臣

基于疏水型纳米二氧化硅的页岩气盐水钻井液

应春业1，李新亮2，杨现禹1，蔡记华1，段隆臣1

（1.中国地质大学（武汉） 工程学院，湖北武汉 430074；2.中国石油大学（北京） 石油工程学院，北京 100083）

应春业等.基于疏水型纳米二氧化硅的页岩气盐水钻井液［J］.钻井液与完井液，2016，33（4）：41-46.

由于页岩地层层理和裂缝发育，且具有水化性，因此在钻井作业中常面临井壁稳定、降摩减阻、岩屑清除等难题。为此，优选了疏水型纳米二氧化硅作为泥页岩封堵剂，以减少水分侵入，抑制泥页岩水化膨胀。通过钻井液常规性能测试、扫描电镜分析，评价了不同纳米二氧化硅对盐水钻井液的影响。结果表明：①疏水型纳米二氧化硅具强疏水性与强吸附性，能吸附在泥饼上，形成纳米颗粒隔水层，有效降低滤失量；②纳米二氧化硅加量为1%～3%时，疏水型固体纳米二氧化硅可使钻井液滤失量降低48.7%，疏水型纳米二氧化硅分散液可使钻井液滤失量降低41.67%，但固体颗粒易团聚，易失去纳米颗粒特性；③在180 ℃、NaCl含量25%、分散液加量3%条件下，钻井液滤失量为8.2 mL；在室温～180 ℃下，钻井液水活度稳定在0.815～0.849，页岩膨胀率在4%左右，具有较强的抑制性；钻井液的润滑系数稳定在0.11～0.12，润滑性能较好。综合考虑滤失量、稳定性和性价比等因素，选定基于3%疏水型纳米二氧化硅分散液和25%NaCl的钻井液体系为最优配方。

页岩气；盐水钻井液；疏水型纳米二氧化硅；封堵剂

0　引言

泥页岩井壁失稳的主要原因是钻井液与泥页岩的流固耦合作用和钻井液抑制、封堵性能不好。泥页岩的渗透率极低（1×10-6～1×10-12μm2）［1］，地层孔喉半径大小和分布规律是影响地层渗透率的主要因素，泥页岩地层孔喉分布主要是微纳米级的，传统的高分子聚合物和降滤失剂难以封堵泥页岩地层的纳米级孔喉［2-5］。目前页岩气开采普遍使用油基钻井液［6-9］，水基钻井液以其具有保护环境和较低成本的特点也逐渐得到应用，但尚未有应用于页岩气井的成熟水基钻井液体系。因此，有必要研究应用于页岩气钻井的水基钻井液。

近年来，相关学者已针对纳米二氧化硅在水基钻井液中的应用做了一定研究。袁野［10］等将纳米二氧化硅分散液添加到淡水基浆和膨润土基浆中，其能够有效地改善钻井液的滤失性能。夏鹏［11］等指出纳米二氧化硅材料可用于抗盐土配制的盐水钻井液中，能够改善封堵效果。常德武［12］等优选了一种基于纳米材料的水基钻井液配方。目前尚未进行针对不同纳米二氧化硅对盐水钻井液的性能影响及其机理分析的研究，且缺乏具体的盐水钻井液配方。笔者在前人研究基础上研究了不同性能的纳米二氧化硅对盐水钻井液性能的影响及其机理，并配制出一套可以应用于页岩气水平井的抗180 ℃高温的含疏水型纳米二氧化硅的盐水钻井液配方，为进一步完善和扩大水基钻井液的研究与应用提供了理论基础。

1　nano-SiO2对盐水钻井液性能的影响

1.1不同纳米二氧化硅材料的影响

在常温下考察了不同纳米二氧化硅材料（见表1）对基浆A塑性黏度、动切力及滤失量的影响，结果见图1、图2和表2。在向基浆A加入纳米二氧化硅分散液时，因其本身含水，需在钻井液中加入等量水，排除水的影响。若钻井液pH值较小，可加适量碳酸钠，调节pH值至9～10［13］。

由图1和图2可知，不同纳米二氧化硅均可使盐水基浆A的塑性黏度和动切力不同程度地增大，相比较而言，nano-3对盐水基浆塑性黏度及动切力的影响较小。

由表2可知，粒径为20 nm的亲水型纳米二氧化硅分散液使盐水基浆的滤失量略有增大，粒径为120 nm的亲水型纳米二氧化硅分散液使盐水基浆滤失量大幅度增大。分析其原因，认为一方面因其亲水，纳米二氧化硅优先和水分子、处理剂分子通过范德华力和氢键结合，而不与或少量与黏土矿物表面结合，故形成的泥饼表面及孔隙中纳米二氧化硅充填少，泥饼表面多孔且厚，滤失量升高。另一方面，纳米二氧化硅粒径过大，无法与泥饼表面孔隙相匹配，不能形成有效封堵，滤失量大幅度升高。由表2还可以看出，加入亲水型固体纳米二氧化硅后，盐水基浆滤失量也有较大升高，其原因与亲水型分散液相似；而加入疏水型纳米二氧化硅后，盐水基浆滤失量下降，主要是由于疏水型纳米二氧化硅具有强疏水性与强吸附性，能在泥饼表面吸附，有效降低滤失量。基浆A配方如下。

水+8%抗盐土+0.3% LV-PAC+1% SPNH+0.2% XC+4%NaCl+1%Na2CO3

表1　不同nano-SiO2材料

图1　不同纳米二氧化硅材料对盐水基浆塑性黏度的影响

图2　不同纳米二氧化硅材料对盐水基浆动切力的影响

表2　不同纳米二氧化硅材料对盐水基浆滤失量的影响

由此可知，疏水型纳米二氧化硅在盐水基浆中具有较好的应用效果，故对其做进一步研究。

1.2疏水纳米二氧化硅的影响

1.2.1对流变性能和滤失量的影响

考察了不同浓度的疏水型固体纳米二氧化硅和疏水型纳米二氧化硅分散液对盐水钻井液性能的影响，结果见表3和表4。由表3和表4可知，2种产品对盐水基浆B的基本性能均有影响，随疏水型固体纳米二氧化硅浓度增加，基浆B黏度有很大程度的增大，动切力上升明显，滤失量降低率先增大后降低，最高可达48.7%；加入疏水型纳米二氧化硅分散液后，基浆B黏度稍有增大，动切力基本不变，滤失量降低率增大，加入3%疏水型纳米二氧化硅分散液时，滤失量降低率达41.67%。可见，疏水型纳米二氧化硅有一定的降滤失作用。

表3　疏水型固体纳米二氧化硅对盐水基浆B性能的影响

表4　疏水型纳米二氧化硅分散液对盐水基浆B性能的影响

1.2.2对泥饼质量的影响

在常温下分析了基浆A中加入纳米二氧化硅材料的泥饼质量，并用SU8010扫描电镜观察，结果见图3～图5。

图3　添加不同种类纳米二氧化硅材料的基浆A的泥饼

图4　“基浆A+3%疏水型纳米二氧化硅”滤饼的SEM图像

由图3可知，相比于疏水型固体纳米二氧化硅，纳米二氧化硅分散液形成的泥饼更加薄而致密、韧而光滑。当固体纳米二氧化硅加量在3%及以上时，由于加入的二氧化硅表面活性大，会吸附一部分钻井液处理剂，减少处理剂的有效含量，其自身也容易发生团聚，团聚后颗粒尺寸明显变大，仅靠搅拌很难使团聚颗粒再分散到纳米尺度，失去纳米颗粒的特性［14］，形成的泥饼较厚、含较多纳米团聚颗粒。由图4可知，粒径为 7～40 nm的3%疏水型纳米二氧化硅分散液和3%疏水型固体纳米二氧化硅通过在黏土矿物表面吸附，形成具有强疏水特性的隔离层，起到隔离水分子与黏土矿物的作用，泥饼表面均存在纳米颗粒层（图5（b）），与顾春元等［15］的研究结果相符。但是，3%疏水型纳米二氧化硅分散液粒子较均匀且致密地沉积在滤饼表面以及填充在孔隙中（图3中④及图4（a）），而3%疏水型固体纳米二氧化硅因其易发生团聚，泥饼表面有较多纳米团聚体（图4（b））。

图5　纳米二氧化硅作用机理示意图

2　基于疏水型nano-SiO2的抗高温盐水钻井液性能

前面实验表明，在25%的盐水基浆中添加疏水型纳米二氧化硅分散液后，在常温下稳定性较好，但页岩气水平井多属深井，井温高，故有必要对钻井液在此条件下的性能进行评价。实验用钻井液配方如下。

1#水+4%抗盐土+0.3%LV-PAC+1%DR抗高温降失水剂+2%封堵剂+3%KL防塌处理剂+3%SPNH+2%磺化沥青钾盐+3%SMP-Ⅱ+8%白油+3%聚合醇+0.5%Na2CO3+10%重晶石25%NaCl+3%疏水型nano-SiO2分散液

2.1基本性能及稳定性

中国各油田水平井钻井实践表明，钻井液塑性黏度一般应大于15 mPas，表观黏度要尽可能低，以减小钻井时的循环损耗［16］。资料指出［17］，对非加重钻井液，动切力应控制在1.40～14.4 Pa，当加重钻井液的重晶石体积分数小于15%时，会影响黏土颗粒网状结构形成，导致动切力下降。

不同温度下钻井液流变参数测试结果见表5。由表5可以看出，含疏水型纳米二氧化硅分散液盐水钻井液在常温和高温下基本性能较好；随老化温度上升，钻井液高温老化后的黏度和动切力呈逐渐下降趋势，各性能指标较好，150 ℃老化后的滤失量仅为2.5 mL。这是因为，抗盐土与纳米二氧化硅在高温条件下性能稳定，磺化沥青也有较好的抗高温性，可有效提高体系的热稳定性；通过抗盐土、纳米材料与其他聚合物处理剂配伍，使该钻井液有良好的热稳定性。

表5　含疏水型nano-SiO2分散液盐水钻井液的基本性能

2.2抑制性

水活度较低的溶液可以抑制泥页岩吸水［18］，降低钻井液活度，可降低钻井液中自由水通过页岩的运移速度，从而达到稳定井壁的目的。通过抗盐土与疏水型纳米二氧化硅的复配，使钻井液有好的抗盐性（含25%NaCl），水中盐含量升高，离子强度升高，而活度系数则降低，从而可有效降低钻井液的水相活度，使页岩去水化、收缩、强度增加。同时，疏水型纳米二氧化硅可在黏土矿物表面吸附，形成强疏水隔离层，起到隔离水分子与黏土矿物的作用，从而抑制黏土膨胀，加之KL防塌剂的抑制防塌作用，使钻井液具有良好的抑制性。

用novasina水分活度仪测定含疏水型纳米二氧化硅分散液钻井液水活度，结果见表6。由表6可知，当测试钻井液水活度的温度在24～26 ℃时，随老化温度升高，钻井液水活度保持在0.815～0.849范围内，且升温过程中变化不大，故钻井液具有很好的抑制性［18］。

表6　含疏水型nano-SiO2分散液钻井液水活度性能

用ZNS膨胀量测定仪对钻井液的抑制性进行评价，并与清水对比，结果见图6。由图6可知，人工岩心在钻井液中浸泡后，其膨胀速度随时间延长迅速变缓，当超过18 h后其膨胀速度近乎为0；而人工岩心在清水中的膨胀量在4 h内急剧增大，随后继续缓慢增大，在18 h后达到平稳；以16 h时人工岩心的膨胀率作对比评价，钻井液在常温和180 ℃高温老化后，16 h膨胀率仅为3.0%和4.6%左右，而在清水中的膨胀率达10.40%。可见，该钻井液可有效抑制黏土颗粒的水化膨胀，有利于井壁稳定和储层保护。

图6　人工岩心在钻井液中的线性膨胀率

2.3润滑性

据相关数据统计［19］，水基钻井液的润滑系数一般在0.20～0.35间。钻井液配方选用白油和聚合醇作为复合润滑剂，其加量分别为8%和3%。白油无毒、无味、荧光级别低，润滑性好，摩阻系数低，可有效改善钻井液润滑性；同时，相关分析认为［20］，聚合醇分子侧链具有许多羟基，使其吸附在钻具和井壁上，形成类似油相的分子膜；且nano-SiO2在水分子协助下与聚合醇分子膜共同形成大量微小胶团，可构成有效降低摩阻系数的滚动摩擦副。综合作用下，改善盐水钻井液的润滑性能。

利用极压润滑仪EP-2对钻井液的润滑系数进行评价，结果见表7。由表7可知，钻井液在升温过程中，润滑系数保持在0.11～0.12之间，具有较好的润滑性。

3　结论

1.疏水型纳米二氧化硅材料具有优异的降滤失能力。疏水型纳米二氧化硅分散液具强疏水性与强吸附性，能同泥饼吸附，形成纳米颗粒隔水层，且吸附层具有强疏水性，可有效降低钻井液滤失量。

2.纳米二氧化硅加量为1%～3%时，疏水型固体纳米二氧化硅可使钻井液滤失量降低率达48.7%，疏水型纳米二氧化硅分散液可达41.67%，但固体颗粒易团聚，易失去纳米颗粒特性。

3.含疏水型纳米二氧化硅分散液的盐水钻井液最终配方，该钻井液热稳定性好、抑制性强、润滑性好，25%盐浓度下可抗180 ℃高温，可满足页岩气水平井钻井要求。

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Study on Saltwater Drilling Fluid Treated with Hydrophobic Nano SiO

YING Chunye1， LI Xinliang2， YANG Xianyu1， CAI Jihua1， DUAN Longchen1
（1. College of Engineering， China University of Geosciences （Wuhan）， Wuhan， Hubei 430074；2. College of Petroleum Engineering， China University of Petroleum （Beijing）， Beijing 100083）

Shale drilling is always faced with these problems such as borehole wall instability， high friction and drag and borehole cleaning etc. resulted from shales with developed beddings and fractures， and shale hydration. A hydrophobic nano SiO2was selected as a plugging agent used to reduce water invasion into the fractures in shales， and hence to inhibit the shales from hydrating and swelling. The effects of different nano SiO2on brine drilling fluids have been studied through laboratory experiments on regular mud property and SEM analyses. It was found that ① the hydrophobic SiO2has strong hydrophobicity and adsorbability； the SiO2powder can form a barrier to water invasion by adsorbing onto mud cakes， thereby effectively reduces the filtration rate. ② the solid hydrophobic SiO2at 1% - 3% reduces the filter loss by 48.7%， while a hydrophobic SiO2suspensions reduces the filter loss by 41.67%， but the solid hydrophobic SiO2tends to agglomerate， thus losing the nano features.③ at 180 ℃， drilling fluid treated with 25% NaCl and 3% hydrophobic SiO2suspensions has filter loss of 8.2 mL. At room temperature to 180 ℃， the water activity of drilling fluids treated with the hydrophobic SiO2is 0.815 - 0.849， and the percent swelling of shale cores is about 4%， meaning that the SiO2has strong inhibitive capacity. The coefficient of friction of drilling fluids treated with the hydrophobic SiO2is 0.11 - 0.12， meaning the SiO2treated drilling fluids have good lubricity. With all factors such as filter loss， stability and cost efficiency considered， a drilling fluid containing 3% hydrophobic SiO2suspension and 25% NaCl is the optimum formulation.

Shale gas； Brine drilling fluid； Hydrophobic nano SiO2； Plugging agent

TE254.3

A

1001-5620（2016）04-0041-06

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.008

国家自然科学基金项目“纳米架桥材料在低孔低渗煤层气藏钻完井过程中的暂堵机理研究”（41072111）；中国石油科技创新基金项目“纳米材料增强页岩气水平井井壁稳定性的作用机理研究”（2014D-5006-0308）；湖北省自然科学基金重点项目“水基钻井液增强页岩气水平井井壁稳定性的理论与方法”（2015CFA135）；国家级大学生创新创业训练计划项目“基于纳米材料的页岩气水平井抗高温盐水钻井液体系研发”（201410491046）。

应春业，1993年生，中国地质大学（武汉）地质工程专业在读硕士研究生。电话 18086434707；E-mail：cy.ying@2011.cug.edu.cn。

蔡记华，博士、副教授；E-mail：catchercai@126.com。

（2016-3-25；HGF=1603C1；编辑王超）