类油基水基钻井液体系研究与应用

谢俊， 司西强， 雷祖猛， 李红星， 贾宝旭

（1.中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳 457000； 2.中原石油工程有限公司钻井三公司，河南濮阳 457000）

类油基水基钻井液体系研究与应用

谢俊1， 司西强1， 雷祖猛1， 李红星2， 贾宝旭2

（1.中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳 457000； 2.中原石油工程有限公司钻井三公司，河南濮阳 457000）

针对页岩气层等含易坍塌地层储层开发采用油基钻井液时存在的成本高、污染环境等缺点，以聚醚胺基烷基糖苷NAPG为主剂，并配套其他处理剂，研发出一种在抑制及润滑性能方面类似于油基的环保型水基钻井液。室内研究结果表明，该类油基水基钻井液体系在抑制性能、润滑性能方面与油基钻井液相当，抗温达140 ℃，具有良好的抗土、抗钻屑、抗原油、抗水污染的性能，EC50为128 400 mg/L；无生物毒性，静态渗透率恢复值达90%以上。现场应用结果表明，该钻井液体系性能稳定，抑制防塌能力强，润滑性能好，有效地解决了云页平-6井二开造斜段摩阻大、定向易托压的难题，具有推广应用前景。

类油基；钻井液；抑制性能；润滑性能；聚醚胺基烷基糖苷；环境保护；页岩气井

目前，国内外均有高性能水基钻井液在页岩气井成功应用的报道[1-7]。但水基钻井液在抑制防塌等方面与油基钻井液相比仍有一定的差距，从而限制了其推广应用的范围。聚醚胺基烷基糖苷NAPG是一种具有强抑制性、良好润滑性的环境保护型处理剂，其分子中含有烷基糖苷APG、聚醚多元醇、胺基抑制剂3个不同的结构单元，能充分发挥这些结构单元的抑制、润滑等特性，NAPG已在新疆、中原、 陕北、 四川、 西藏等地区应用 12井次[8-12]。室内研究及现场应用表明，NAPG在钻井液中作为抑制剂使用时，加量小于1%时就能发挥其良好的稳定井壁能力，加量超过7%后， 润滑系数小于0.1， NAPG与常用钻井液处理剂具有良好的配伍性。以NAPG及阳离子烷基糖苷CAPG为主抑制剂、烷基糖苷APG为主润滑剂，形成了烷基糖苷衍生物APD钻井液，其中烷基糖苷衍生物APD加量为4%～7%， 该钻井液在川南昭通YS108H8-5井成功应用，避免了同类井应用水基钻井液时出现的钻具憋停、 反复划眼等复杂情况[3]。该体系适用于中等水敏页岩地层，在一些强水敏及工程上对井壁稳定要求更高的地层，尚无法完全替代油基钻井液。因此，为充分发挥NAPG的抑制、润滑、环境保护性能，及进一步完善烷基糖苷衍生物钻井液，室内通过提高NAPG在钻井液中的加量，开发了一种以NAPG为主处理剂的类油基水基钻井液，其具有与油基钻井液相似的 “超强抑制性能”及良好润滑性能，并且无生物毒性，使水基代替油基成为一种可能。

1 聚醚胺基烷基糖苷NAPG抑制机理

聚醚胺基烷基糖苷分子是非离子结构，本身不带电，其分子结构包括1个亲油的烷基（—R）、3个亲水的羟基（—OH）、1～3个相连的葡萄糖环、1个亲水的聚醚基团（）和一个强吸附的多胺基团（）。由于聚醚胺基烷基糖苷分子结构中含有多个羟基、醚键、胺基基团，其抑制防塌机理也与其他抑制剂有所区别，且不是一种单纯作用，而是多种化学和物理作用的共同体现，包括嵌入及拉紧黏土晶层、多点吸附、成膜阻水、降低水活度等，特别是其具有一定亲油性能的烷基朝外规则排列，当加量达到一定程度时，可在井壁上形成一层牢固的憎水的强吸附半透膜，起到疏水作用，与油基钻井液的油滴形成的半透膜相似[8-10]。

把经过Na2CO3水化后的钙土分成4份，1份未做任何处理，其余3份分别加入浓度为2.5%、5%、15%的聚醚胺基烷基糖苷产品，将4份钙土样品分别装入老化罐，在150 ℃下热滚16 h，对热滚后的样品干燥后进行SEM表征分析，观察样品表面的微观形貌，以验证NAPG在样品表面的吸附成膜现象，见图1。由图1可以看出， 未经NAPG处理的水化钙膨润土颗粒表面凹凸不平，孔隙较多，经NAPG处理后，随着NAPG浓度的升高， 黏土颗粒表面的孔隙逐渐减少。当NAPG浓度为2.5%时， 仍然可以观测到少量的孔隙结构；当NAPG浓度增加到5%和15%的时候， 黏土颗粒表面的孔隙结构进一步减少并趋于消失，黏土颗粒表面越来越平滑，这是由于聚醚胺基烷基糖苷分子中的多胺基基团具有强吸附性能，易被黏土颗粒优先吸附，对黏土晶层具有固定作用，促使其晶层间脱水，破坏水化结构，减小膨胀力，当NAPG在水基钻井液中的含量达到一定程度后，强吸附的胺基基团能够牢牢吸附在黏土颗粒表面，形成一层憎水的强吸附半透膜，阻缓钻井液中自由水接近黏土颗粒表面并侵入其内部，聚醚胺基烷基糖苷的存在抑制了黏土颗粒由表及里的水化分散、膨胀作用。

图1 经NAPG处理前后的水化钙膨润土形貌

2 聚醚胺基烷基糖苷NAPG加量选择

2.1 成膜性能

通过泥球浸泡实验来评价NAPG的成膜性能。制备质量为20 g的泥球（土水质量比为2∶1），精确称出其质量m1，室温下，浸泡在清水及NAPG含量为5%、10%、20%、40%、60%的水溶液中，浸泡24 h后取出，吸净表面液体，精确称出其质量m2，对比浸泡前后泥球质量的变化，浸泡24 h脱水量m3=m1-m2，实验结果见表1。由表1可以看出，当NAPG加量达到20%时，NAPG可在浸泡泥球表面形成较强的吸附膜，并能形成反渗透作用，让水从泥球中析出，使浸泡后泥球质量小于浸泡前泥球质量，达到阻止自由水向泥球运移的目的。

表1 不同NAPG含量水溶液中泥球质量随时间的变化

2.2 抑制性

室内通过岩屑滚动回收及相对抑制率实验，评价了不同浓度NAPG水溶液的抑制性能， 发现NAPG的加量达到0.1%时， 岩屑一次回收率大于96%， 二次回收率大于99%， 加量为0.7%时， 对钙土的相对抑制率大于96%， 在较低浓度下已经表现出优异的抑制性能。再提高NAPG加量， 常规评价方法所表现出的抑制性能几乎没有提升的空间[11]。

采用浸泡人造钠膨润土柱子的方法进行抑制性能的评价，实验室配浆用钠膨润土在105 ℃下烘干4 h，取烘干后的钠土20 g，向钠土中加入3 mL蒸馏水，将水-土搅拌并混合均匀后，通过液压机，在4 MPa压力下压制5 min，制得实验用膨润土柱子。制得的钠膨润土柱子具有强烈的水敏性且具有一定的强度，用来模拟易水化膨胀、分散的岩心。将钠膨润土柱子放入陈化釜，倒入350 mL不同浓度NAPG水溶液，密封后在140 ℃下静置16 h，冷却至室温后过孔径为0.45 mm的筛，观察浸泡后的膨润土柱子的状态，实验结果见图2。

图2 不同浓度NAPG浸泡实验

从图2可以看出，提高NAPG的浓度，NAPG水溶液的抑制性仍具有很明显的提升空间；在NAPG浓度低于5%时，膨润土柱子完全垮塌，且浓度越低，水化膨胀、分散及垮塌越严重，当浓度达到10%时，膨润土柱子趋于完整，当浓度达到20%时，膨润土柱子完整，表面仅有些裂缝，且再提高NAPG浓度，膨润土柱子变化不明显，表明NAPG浓度达到20%时，NAPG水溶液具有极强的抑制性能，达到一种较为理想的状态。而5%NAPG加量正好与上文提到的烷基糖苷衍生物APD钻井液中APD加量相当，因此可以认为，以提高加量后的NAPG为主处理剂的类油基钻井液，将比以NAPG、CAPG为主抑制剂的烷基糖苷衍生物钻井液具有更强的抑制性。

考虑到钻屑从井底到地面经历的是一个在高温高压条件下的滚动摩擦过程，在此过程中钻屑在钻井液流动剪切及与钻具、井壁摩擦作用下更易分散，因此，利用制作的钠膨润土柱子，采用高温滚动的方法对20%NAPG、5%KCl、5%Na2SiO3、20%CaCl2的水溶液和油包水基液进行了热滚条件下抑制性评价，将钠膨润土柱子放入陈化釜，倒入350 mL待评价液，密封后在100 ℃下热滚16 h，冷却至室温后过孔径为0.45 mm的筛，观察浸泡后的膨润土柱子的状态，实验结果见图3，其中钻井液配方如下。

油基基液Ⅰ 柴油+2%有机土+2%主乳化剂+2%辅助乳化剂+20%水（水溶液中CaCl2浓度为0）

油基基液Ⅱ 柴油+2%有机土+2%主乳化剂+2%辅助乳化剂+20%CaCl2水溶液（水溶液中CaCl2浓度为20%）

图3 在不同水溶液中浸泡后的钠膨润土抑制性对比实验

由图3可以看出，膨润土柱子经过在油包水基液高温浸泡滚动后， 强度有所下降，CaCl2含量越低，强度下降越明显，基液Ⅰ中土柱水化分散并完全垮塌，基液Ⅱ中土柱子强度下降后，在滚动摩擦作用下变小，表明活度平衡对油包水钻井液的抑制性影响明显；20%NAPG水溶液中土柱子有些膨胀并带有些裂缝，但基本保持完整；5%KCl、5%Na2SiO3及20%CaCl2水溶液中土柱子或水化膨胀分散，或垮塌。可见，20%NAPG水溶液具有和油基基液相似的超强抑制性。

综上所述，当NAPG浓度达到20%时，具有明显的成膜反渗透效应且具有与油基相似的超强抑制性能，因此选择20%NAPG作为室内构建类油基水基钻井液体系的基础。

3 类油基水基钻井液的室内评价

确定了以20%NAPG为体系主处理剂，通过优选降滤失剂、流型调节剂、高温降滤失剂、封堵剂等配套处理剂，构建了类油基水基钻井液体系，配方如下。

水+1%钠膨润土+20%NAPG+（0.5%～1.0%）PAC-LV+（0.5%～1.0%）CMS+（0.15%～0.3%）XC+3%SMP-2+3%SMC+3%FT+（2%～4%）纳米钙+0.2%NaOH

3.1 抗温稳定性

通过测定类油基水基钻井液体系在不同温度下热滚16 h后性能的变化来考察其抗温能力，同时考察该体系在120 ℃下持续热滚后的性能，结果见表2。由表2可以看出，体系抗温可达140 ℃，在120 ℃下连续滚动48 h后，体系流变性能保持稳定，API滤失量和高温高压滤失量略有增加，基本保持稳定，说明该体系具有良好的高温稳定性能。

表2 类油基水基钻井液热滚后的性能

3.2 抗污染性能

室内对该体系的抗污染性能进行了评价，实验条件为140 ℃下热滚16 h，实验结果见表3。使用配浆用的钠膨润土作为污染用土，以及鄂尔多斯盆地忠3井过孔径为0.154 mm的筛网的钻屑。实验结果表明，体系受污染前后性能稳定，具有很强的固相容纳能力，抗配浆土及钻屑粉污染达25%，同时具有良好的抗原油侵、钙侵及水侵的能力。

表3 类油基水基钻井液抗污染能力

3.3 抑制性评价

3.3.1 膨胀性实验

采用NP-2型页岩膨胀仪进行膨胀性实验，称量10 g在105 ℃下烘干4 h的膨润土，加入量杯中，在4 MPa下压制5 min，挂上仪器调零后，加入待测液，测试24 h，设定每1 h打印一次膨胀高度，基浆配方为不加20%NAPG的类油基水基钻井液，实验结果如图4所示。由图4可知，类油基水基钻井液具有良好的抑制黏土水化膨胀的能力。

图4 类油基水基钻井液膨胀性实验

3.3.2 滚动回收率实验

基浆配方为类油基水基钻井液不加20%NAPG，实验用钻屑取自中原油田某井易塌井段，过孔径为2.00～3.20 mm的筛，加入待测液中140 ℃热滚16 h后，过孔径为0.45 mm的筛，烘干，室温下称重，实验数据见表4。由表4可以看出，类油基水基钻井液具有优良的抑制钻屑水化分散的能力，与油基钻井液相当。

表4 类油基水基钻井液滚动回收率实验

3.4 润滑性能

采用EP极压润滑仪测试钻井液的润滑性能，基浆、类油基水基钻井液和油基钻井液的极压润滑系数分别为0.135、0.072和0.065。由此可知，类油基水基钻井液具有良好的润滑性能，与油基钻井液相当。

3.5 生物毒性

用发光细菌法对类油基水基钻井液样品进行了生物毒性测试，结果显示钻井液样品的EC50（15 min）为128 400 mg/L，远大于排放标准30 000 mg/L，表明配制的类油基水基钻井液无生物毒性，属于环境保护型钻井液。

3.6 油层保护性能

对NAPG中试产品配制的钻井液进行岩心静态渗透率恢复值实验，测试温度为90 ℃。所用岩心为桥66井天然岩心，直径为25 mm，长度为25.5 mm，实验结果见表5。由表5可以看出，用NAPG类油基钻井液静态污染岩心后，岩心的静态渗透率恢复值大于90%，说明该体系具有较好的储层保护性能。

表5 中试产品钻井液静态渗透率恢复值（90 ℃）

4 现场应用效果

类油基水基钻井液体系在延长油田云页平-6井二开造斜段进行了现场应用，并取得较大成功。云页平-6井二开造斜段为1 863～2 253 m，长为390 m，井斜角为44°，钻遇地层为石千峰组及石盒子组，井漏频繁，易坍塌，岩性以棕、紫红色软泥岩、灰色泥岩及细砂岩互层为主，其中棕、紫红色软泥岩达183 m，极易造浆，导致钻井液性能不稳定、钻头泥包及定向托压。

现场类油基水基钻井液是在二开井浆基础上转换而来的，通过测试井浆的膨润土含量，通过放掉一部分井浆及补充稀胶液，将膨润土含量降低至15 g/L以内，然后按照室内配方转换类油基钻井液。现场钻井液配方如下。

井浆+20%NAPG+0.5%PAC-LV+0.6%CMS+0.1%XC+3%SMP-2+3%SMC+3%FT+2%纳米钙+0.2%NaOH

类油基水基钻井液从井深1 700 m处开始应用。应用表明该体系性能稳定，抑制防塌能力强，润滑性能好，解决了现场井壁失稳、钻头易泥包现象、起下钻摩阻大、定向易托压等难题。

1）钻井液性能稳定。钻井液黏度切力稳定，体系有效控制了棕、紫红色软泥岩的造浆，膨润土含量由转换钻井液前的64.30 g/L逐步下降至转换后的35.63 g/L，并保持稳定。

2） 抑制防塌能力强。钻井过程中没有出现划眼、 井壁垮塌、 掉块现象，电测、 下套管一次成功，造斜段井径扩大率仅为4.89%， 邻井云页平-3井同层段井径扩大率为20.2%，较邻井大幅下降。

3）润滑性能好。解决了泥岩段钻头泥包问题，泥饼黏滞系数为0.078，起下钻顺畅，摩擦阻力仅为 2～4 t。

4）密度控制较低。该井造斜段井漏频繁，发生井漏14次，漏失钻井液1 200 m3，为降低井漏风险，钻井液密度设计下限为1.15 g/cm3，最终完钻密度为1.19 g/cm3，邻井云页平-2及云页平-3井完钻密度分别达到1.29 g/cm3及1.24 g/cm3。由于密度维持较低，降低了钻井液的液柱压力，大大增加了易塌地层井壁垮塌的风险，但实际钻井过程中，类油基水基钻井液维持了井壁稳定，再次体现出类油基体系良好的抑制防塌性能，能够降低地层坍塌压力，延长坍塌周期。

5 结论

1.以聚醚胺基烷基糖苷NAPG为主剂，通过评价其成膜性能及抑制性能，确定了NAPG在类油基水基钻井液体系中加量为20%时，体系抑制性能、润滑性能与油基钻井液相当。

2.室内评价表明，类油基水基钻井液体系抗温达140 ℃，具有良好的抗土、钻屑、原油、水等污染性能，EC50为128 400 mg/L，无生物毒性。

3.在现场应用表明，该体系性能稳定，抑制防塌能力强，润滑性能好，解决了现场造斜段井壁失稳、钻头易产生泥包现象、起下钻摩阻大、定向易托压等难题，为进一步在水平段推广打下了良好的基础，具有良好的推广应用前景。

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Research and Application of OBM-like Water Base Drilling Fluid

XIE Jun1, SI Xiqiang1, LEI Zumeng1, LI Hongxing2, JIA Baoxu2
(1. Research Institute of Drilling Engineering, Zhongyuan Petroleum Engineering Ltd., Sinopec, Puyang, Henan 457000;2. The Third Drilling Company of Zhongyuan Petroleum Engineering Ltd., Sinopec, Puyang, Henan 457001)

An OBM-like water base drilling fluid has been formulated for use in shale gas development to replace the expensive pollutional oil base drilling fluids (OBM). The OBM-like drilling fluid, formulated with NAPG (a polyether amino alkyl glucoside)as the main additive, is an environmentally friendly water base drilling fluid having inhibitive capacity and lubricity that are similar to those of an oil base drilling fluid. Laboratory study showed that this OBM-like water base drilling fluid can be used at 140 ℃. It is resistant to contaminations such as clay, drilled cuttings, crude oil and water. EC50of the drilling fluid is 128,400 mg/L, meaning that it is none bio-toxic. Recovery of core permeability tested with this water base drilling fluid is more than 90%. In field application, this OBM-like water base drilling fluid showed stable properties, strong inhibitive capacity and good lubricity. The second interval of the well Yunyeping-6 has been successfully drilled with this drilling fluid, resolving these problems such as high friction in build-up section and difficulty in exerting drilling pressure in directional drilling section. This OBM-like drilling fluid is worth popularizing.

OBM-like; Drilling fluid; Inhibitive capacity; Lubricity; Polyether amino alkyl glucoside; Environmental protection; Shale gas well

谢俊，司西强，雷祖猛，等.类油基水基钻井液体系研究与应用[J].钻井液与完井液，2017，34（4）：26-31.

XIE Jun，SI Xiqiang，LEI Zumeng，et al.Research and application of OBM-like water base drilling fluid[J].Drilling Fluid &Completion Fluid，2017，34（4）：26-31.

TE254.3

A

1001-5620（2017）04-0026-06

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.04.005

中石化石油工程公司项目（SG1302-03K）；中石化中原石油工程有限公司科技攻关项目（2015202）。

谢俊，工程师，1984年生，毕业于长江大学，现在主要从事钻井液技术研究及应用工作。电话13839287570；E-mail：xiebeyondjun@126.com。

2017-4-22；HGF=1703M2；编辑 马倩芸）