煤层气弱凝胶和微固相双效钻井液体系

王道宽， 彭斌， 乌效鸣， 惠增辉

煤层气是一种煤层本身自生自储式的非常规天 然气资源，主要成分是甲烷，多以吸附方式被煤基质束缚。中国煤层气储层的微裂隙多，总孔容、微孔孔容大，比表面积大，吸附性强[1-5]。因此煤层气钻井液除了需要满足常规性能以外，还需尽可能降低对储层的伤害（渗透率伤害、水锁伤害）[6-11]。而且中国煤层气各自相对埋藏较深，裸眼井段较长、钻井难度较大[12-18]。无论是优质的膨润土钻井液，还是清水都会对煤层气储层产生伤害。因此研制出弱凝胶和微固相钻井液体系，同时运用生物酶和表面活性剂，通过pH值控制复合生物酶的降解时间，来实现安全高效钻进和定时降解保护储层的效果。通过室内实验对弱凝胶和微固相双效钻井液体系进行综合评价。

1 双效钻井液作用机理

针对中国煤层气储层的特点，在前人研究的基础上，为了保证复杂煤层钻进及减少对储层的影响，提出有架桥颗粒（膨润土）的微固相钻井液；对于比较完整的煤层使用弱凝胶钻井液。

作用机理主要是利用抗污染能力强、可降解性好、提黏降滤失效果好的降滤失剂和提黏剂。一方面满足前期成膜护壁等基本钻进需求，后期利用复合生物酶和pH值控制高效降解；另一方面结合优质少量膨润土作为架桥颗粒，应对复杂煤层气储层钻进，利用两性水化表面活性剂降低水锁危害[11]。

2 双效钻井液组成及其性能评价

2.1 双效钻井液组成及基本性能

弱凝胶钻井液（1#配方，针对比较完整煤储层）：0.1%流型调节剂XC+0.1%田箐胶（高效可降解提黏剂1）+0.15%PAC-HV（高效可降解提黏剂2）+1%PAC-LV（高效可降解降滤失剂1）+2%DFD（高效可降解降滤失剂2）+0.3%两性水化表面活性剂HXY

微固相钻井液（2#配方，针对较破碎煤储层）：0.8%优质土（骨架成膜剂）+0.1%XC+0.1%田箐胶+0.15%PAC-HV+1.5%PAC-LV+2%DFD+0.3%HXY

目前现场使用配方：6.625%土+0.375%HVCMC+0.25%GD-1。3个配方基本性能见表1。弱凝胶和微固相双效钻井液各方面指标都要优于晋城地区现场使用的配方。

表1 弱凝胶和微固相双效钻井液与现场配方性能对比

2.2 抑制性

通过岩心压制机压制试验地区主力煤层15#煤岩心，15#煤岩心压制条件为：7 g过筛孔为0.154 mm筛的煤粉加入2 mL水玻璃，在15 MPa压力下压制20 min。然后通过膨胀量仪测试不同时间岩心在水、弱凝胶钻井液（1#配方）和微固相钻井液（2#配方）中的膨胀量，并最终换算为膨胀率，对比见图1。由图1可知，弱凝胶和微固相钻井液都对15#煤样岩心有较好抑制作用，膨胀量很小。一方面弱凝胶和微固相钻井液滤失量都很小；另一方面大分子材料水化束缚了很多自由水，大大减少了样品的水化膨胀。

图1 15#煤样岩心在弱凝胶和微固相钻井液中的膨胀量

2.3 抗温性和抗污染能力

煤层气储层的地下情况复杂，有一定温度，30～50 ℃，且地下水有很高的矿化度，其中主要是含Na+、Ca2+、Mg2+等离子，这里弱凝胶和微固相钻井液进行抗温和抗盐污染能力进行评价，让钻井液热滚22 h后，测试观察其基本性能的变化。

1）抗温性。煤层气储层温度一般为30～50 ℃，因此确定实验温度为30、40、50 ℃，设置老化时间为22 h，老化后钻井液的性能见表2。由表2可知，弱凝胶和微固相钻井液老化前后性能变化很小，说明其有很好的抗温性。弱凝胶和微固相钻井液主要是通过多种提黏剂之间的相互配合使用，复配使用2种分子量的降滤失剂，且XC具有很好的抗温性和流型调节作用，从而保证了在30～50 ℃下基本性能的稳定。

表2 弱凝胶和微固相双效钻井液抗温性

2）抗盐污染能力。根据微固相和弱凝胶钻井液配方配制钻井液，在配方中分别加入不同加量的NaCl、CaCl2和MgCl2，在50 ℃老化22 h后测其性能，结果见表3。由表3可知，随着NaCl、CaCl2或MgCl2加量的增加，该钻井液的流变性保持很好，滤失量变化很小，表明微固相和弱凝胶钻井液具有较强的抗盐污染能力。在常规钻井液中加入大量土，在盐溶液中是很难水化的，该体系通过PAC-HV和PAC-LV具有很好的水解性，在高浓度的盐溶液中也能保证自身的水解，从而保证较好的黏度和降滤失性。

东营凹陷烃源岩主要位于古近系沙四段和沙三段，以深灰色泥岩、暗色油页岩为主，有机碳含量平均为1.66%，沙四段有机碳含量平均为1.7%。有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，生烃门限上限深度2 200m，对应地温93℃［5-6］。东营凹陷岩性油藏主要分布在2 500～3 600m范围内，岩性油藏的充满度和含油饱和度具有随埋深增加先增大后减小的特点，且约在3 300m圈闭充满度最高，从层位上看，沙三中、下亚段岩性圈闭充满度值最高（图3）。

表3 弱凝胶和微固相钻井液的抗盐污染能力

3）抗煤屑污染能力。在配方中加入不同加量煤钻屑，在50 ℃老化22 h后测试其性能，结果见表4，利用VK-X100series 光学显微镜观察侵入后泥皮，结果见图2。由图2可知，煤屑对2种配方的基础性能影响很小，微观观测可知，煤屑与滤失后的钻井液材料胶结在一起形成了致密的泥皮，没有割裂泥皮；在滚动污染了22 h后，微固相和弱凝胶钻井液依然对钻屑有很好的悬浮作用。

表4 弱凝胶和微固相双效钻井液的抗煤屑污染能力

图2 煤屑侵入弱凝胶和微固相钻井液微观观测

2.4 钻井液润滑性及黏附系数

晋城地区普遍的水平井和“U”型井，在煤层中水平钻进设计有的能达到1 000 m以上，长时间和长距离的水平井就需很好的润滑性和低的黏附系数。如表5所示，微固相和弱凝胶钻井液的润滑系数分别能达到0.17和0.12。

表5 不同样品润滑系数

通过不添加固相成分或把优质土作为架桥剂，同时借助两性表面活性剂HXY来降低润滑系数和泥饼黏附系数，这样大大减少水平井和“U”型井卡钻和扭矩过大等事故，保证安全高效钻采[15]。

3 双效钻井液对煤储层及煤层气保护

3.1 渗透伤害性

钻取打磨晋城地区15#煤心，使用现场配方、降解的弱凝胶和微固相钻井液分别污染1#、2#和3#煤心，利用气体渗透率仪测试污染前后钻井液渗透率，测得煤心在可降解的弱凝胶、微固相钻井液和现场使用钻井液中的渗透率恢复分别达到91.3%、82.3%和5.38%。

该体系配方基本都是有机成分，利用生物酶技术可降解，在前期，弱凝胶和微固相钻井液可快速形成致密的泥皮，尽量减少钻井液成分进入储层；在后期通过加入生物酶，降解进入储层的钻井液，同时降解在储层上的致密泥皮，从而可以大大恢复原有储层的渗透率。

3.2 防水锁性能

主要是通过测试钻井液的表面张力和接触角来评价其防水锁能力，结果见表6和表7。

表6 不同钻井液的表面张力

表7 不同钻井液的接触角

由实验结果可知，防水锁效应主要反映在：①两性表面活性剂降低弱凝胶和微固相钻井液的表面张力，降低表面张力可以降低毛细管阻力；②在生物酶和表面活性剂的作用下，其接触角增大，改变煤样表面的润湿性，有利于外来液体的排除，可防止水锁效应；③同时由各组的水活度可知，微固相的水活度最低，说明其含有的自由水相对较少，对于黏土矿物较多、易膨胀的煤层气钻井有抑制作用。

3.3 降解性及泥皮清除性能

生物酶作用的环境主要是在中性或者弱碱性条件下，这里主要是评价pH≥8条件下弱凝胶和微固相钻井液（500 mL）随着时间再加入生物酶（纤维素酶、中性α-淀粉酶、复合酶（0.1 g∶0.1 g∶0.1 g））降解情况，同时观察生物酶对泥皮的降解效果。30 ℃水浴下观察pH为8、9和10时，弱凝胶钻井液的降解为90.9%、68.0%、54.3%，微固相钻井液降解为83%、77.8%、50.5%，实验结果见表8。

表8 弱凝胶和微固相钻井液在不同pH值下的降解率

弱凝胶和微固相钻井液滤失30 min后形成的泥饼，放置在500 mL酶溶液（0.1 g纤维素酶+0.1 g中性α-淀粉酶+0.1 g复合酶），浸泡4 h观察泥皮降解情况，弱凝胶和微固相钻井液泥皮清除降解率分别为72.9%和72.3%。

由实验结果可知，总体上溶液的碱性越强降解越慢，降解率也低了很多，碱性大于10后，基本很难达到中性或者偏酸性下的降解率，但pH值低于10时，经过足够的时间，溶液也能降解比较完全，弱凝胶和微固相钻井液最大降解率可达到90.9%和83.0%。

酸性和强碱性环境下会破坏生物酶的活性，弱凝胶和微固相钻井液主要由纤维素和淀粉组成，通过加入针对性的纤维素生物酶和淀粉酶，同时利用复合酶来实现综合控制降解，在实际钻井过程中可以利用复合酶降解温和，通过pH值控制降解时间，解决前期钻井液性能与后期降解保护储层的矛盾。

3.4 钻井液微观观测

利用VK-X100series光学显微镜，观测钻井液降解前后及在煤样裂隙中情况，结果见图3。可以很清晰看见，加入生物酶的钻井液后期其泥皮都被很好地降解，只留下一些难以降解的颗粒；同时可看到，未降解的钻井液会充满裂隙，堵塞裂隙，降解后的钻井液在裂隙中的残留很少，复合生物酶降解技术可以大大提高对储层的保护。

图3 VK-X100series光学显微镜观测结果

3.5 对产气量影响

1）室内实验。在晋城市沁水县采煤现场取15#煤样（富含煤层气），利用实验室煤层气解吸观测装置（排水法）测试不同钻井液环境下煤层气解析量，为了对比说明弱凝胶和微固相钻井液对煤层气解吸的影响，与清水+1%KCl溶液进行对比实验。实验时，称取粒径为0.90 mm的破碎煤块300 g，并往球磨罐中加入400 mL钻井液进行湿磨。球磨3 h后，放入30 ℃水浴锅以充分解吸，40 h后测试排水体积，结果见表9。如果把清水+1%KCl的溶液对煤层气解吸伤害看为0的话，那么现场使用配方伤害率达到41.1%，弱凝胶和微固相钻井液伤害率为7.4%和13.0%。

表9 弱凝胶和微固相钻井液对煤层气解吸影响

2）现场试验。现场使用双效钻井液微固相钻井液，选SHH02-4井为试验对象，并与邻近的5口井进行对比。SHH02-4井钻井液密度为1.01～1.03 g/cm3，表观黏度为 10～25 mPa·s，滤失量小于12 mL；顺煤层进尺最大，钻进长度为900 m，邻近5口井均为700 m；缩短了钻井周期，完工工期为46 d，邻近5口井完工工期平均为52 d；生物酶最终降解率为81%；日产气量为1 128 m3，邻近5口井平均日产气量为814 m3。由实验结果可知，钻井液有较好的抗温、抗盐、抗污染性，有利于缩短工期；在复杂的钻进环境中，生物酶最终可使降解率达到80%以上。虽然目前在现场只试验了这1口井，但结合室内实验可知，在同等情况下，使用可降解的微固相和弱凝胶钻井液相比传统的钻井液，更有利于提高后期产气量的提高。

4 结论

1.弱凝胶和微固相钻井液有良好的流变性能，能满足煤储层钻进中对悬浮岩屑、强降滤失、抗温性、抗盐性、抗煤屑污染、抑制膨胀和润滑性的要求。

2.弱凝胶和微固相钻井液有良好的降解性，在复合生物酶降解下，降解率分别可达到90.9%和83.0%，泥皮降解率可达到72.9%和72.3%，渗透率恢复率可以达到91.3%、82.3%，通过生物酶和两性表面活性剂HXY的作用，可降低其表面张力和增大接触角，可防止水锁效应。

3.微观观测可知，复合生物酶降解技术能降解泥皮和煤层裂隙里的钻井液残留物；同时解吸实验表明，相比现场使用的配方，可生物降解的弱凝胶和微固相钻井液可大大降低对煤层气解吸的影响。

[1]岳前升，陈军，邹来方，等.沁水盆地基于储层保护的煤层气水平井钻井液的研究[J].煤炭学报，2012（S2）：416-419.

YUE Qiansheng，CHEN Jun，ZOU Laifang，et al.Research on coalbed methane drilling fluid for horizontal well based on coal reservoir protection in Qinshui Basin[J].Journal of China Coal Society，2012（S2）：416-419.

[2]冯少华，侯洪河.煤层气钻井过程中的储层伤害与保护[J].中国煤层气，2008，5（3）：16-19.

FENG Shaohua ， HOU Honghe. Damages to CBM reservior and its protection during CBM Drilling[J]. China Coalbed Methane，2008，5（3）：16-19.

[3]庚勐， 陈浩， 陈振宏，等. 我国煤层气富集规律及资源潜力新认识[J].天然气地球科学， 2016， 27（9）：1659-1665.

GENG Meng，CHEN Hao，CHEN Zhenhong，et al.New recognization of CBM enrichment pattern and resource potential in China[J]. Natural Gas Geoscience，2016， 27（9）：1659-1665.

[4]涂乙，邹来方，汪伟英，等.煤层气井储层的伤害及优选保护钻井工艺[J].油气田地面工程，2010，29（2）：4-6.

TU Yi，ZOU Laifang，WANG Weiying，et al.Reservoir damage of coalbed methane well and drilling technology of optimal protection[J].Oil-Gasfield Surface Engineering，2010，29（2）：4-6.

[5]秦建强，刘小康.煤层气钻井煤储层的保护措施[J].中国煤炭地质，2008，20（3）：67-68.

QIN Jianqiang，LIU Xiaokang.Coal reservoir protective measures during CBM drilling[J].Coal Geology of China，2008，20（3）：67-68.

[6]张振文，高永利，代凤红，等. 影响晓南矿未开采煤层瓦斯赋存的地质因素[J].煤炭学报，2007，32（9） ：950-954.

ZHANG Zhenwen，GAO Yongli，DAI Fenghong，et al.The geologic agent affecting the gas occurrence of the coal seam unmined in Xiaonan coal mine[J]. Journal of China Coal Society，2007，32（9） ： 950-954.

[7] A1-YAMI A S，NASR-EL-DIN H A，BATAWEEL M A，et a1.Formation damage induced by various water-based nuids used to driIl HP/HT wells[R]. SPE 112421，2008.

[8]LAKATOSI，BODIT，IJAKATOS-SZABO J，et a1.Mitigation of formation damage caused by water-based drilling fluids in unconventional gas reservoirs [R].SPE 127999，2010.

[9]ZAKARIA M，HUSEIN M，HARELAND G.Novel nanoparticle-based drilling fluid with improved characteristics[R]. SPE 156992，2012.

[10]陈军，马玄，岳前升，等. 沁水盆地清水钻井液对煤储层损害机理[J]. 煤矿安全，2014，45（11）：68-71.

CHEN Jun，MA Xuan，YUE Qiansheng ，et al.Damage mechanism of clear water drilling fluid on coal reservoir inQinshui basin[J]. Safety in Coal Mines，2014，45（11）：68-71.

[11]岳前升，邹来方，蒋光忠，等. 煤层气水平井钻井过程储层损害机理[J]. 煤炭学报，2012，37（1）：91-95.

YUE Qiansheng，ZOU Laifang，JIANG Guangzhong，et al.Lab investigation on damage mechanism of coal reservoir for pinnate horizontal well based on coalbed methane[J]. Journal of China Coal Society，2012，37（1）：91-95.

[12]黄质强，蒋光忠，郑双进，等.煤层气储层保护钻井关键技术研究[J].石油天然气学报，2010，32（6）：116-118.

HUANG Zhiqiang，JIANG Guangzhong，ZHENG Shuangjin，et al. The Key drilling technique of formation protection for coal-bed methane[J]. Journal of Oil And Gas Technology，2010，32（6）：116-118.

[13]王怀勐，朱炎铭，李摇伍，等. 煤层气赋存的两大地质控制因素[J]. 煤炭学报，2011，36（7）：1129-1135..

WANG Huaimeng，ZHU Yanming，LI Yaowu，et al.Two major geological control factors of occurrence characteristics of CBM[J]. Journal of China Coal Society，2011，36（7）：1129-1135.

[14]梁利，管保山，刘萍，等. 双生阳离子表面活性剂压裂液在煤层气井的应用[J]. 煤炭科学技术，2016，44（5）：112-115.

LIANG Li，GUAN Baoshan，LIU Ping，et al. Twin cationic surfactant fracturing fluid applied to coalbed methane well[J]. Coal Science and Technology，2016，44（5）：112-115.

[15]王道宽，乌效鸣，朱永刚，等.表面活性剂改善钻井液速溶的效果评价[J]. 煤田地质与勘探， 2015，43（5）：117-120.

WANG Daokuan，WU Xiaoming，ZHU Yonggang，et al. Laboratory study of influence of surfactants on the drilling fluid[J]. Coal Geology & Exploration，2015，43（5）：117-120.

[16]AMANULLAH M，AL-ABDULLATIF Z. Preliminary test results of a water based nanofluid[C]//The 8th International Conf. & Exhib. On Chemistry in industry，2010：18-20.

[17]AMANULLAH M，AL-ARFAJ K，AL-ABDULLATIF Z.Preliminary test results of nano-based drilling fluids for oil and gas field application[R]. SPE/IADC 139534，2011.

[18]Meng L, Connell L D. Dual porosity processes in coal seam reservoirs：The effect of heterogeneity of coal matirces[C]//2010 SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference. Adelaide，2010， 42.