CQH-M2高性能水基钻井液及其在威204H11-4井的应用

刘政， 李俊才， 李轩， 李茂森， 胡静， 范劲

（1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司，成都610051；2. 中国石油集团川庆钻探工程有限公司生产运行部，成都610051）

0 引言

目前，钻井液公司的油基钻井液技术达到国际水平，实现了国产化，但是油基钻井液具有一些缺点，如成本高，易污染地下环境，油基岩屑及废弃油基钻井液处理难度大，堵漏成功率低、固井水泥胶结质量差等[1-2]。近年来，页岩气的大规模商业化开发迫在眉睫，因此需要研发一套适合页岩气水平井的高性能水基钻井液体系[3-4]。钻井液公司2015年研发了CQH-M1高性能水基钻井液体系，该体系是在经典的聚磺体系的基础上优化而成，已完成进尺8万余米，实现了“水替油”，但是该体系的色度、含磺化类处理剂等指标不能满足新环保法的要求。2017年开始研发CQH-M2高性能水基钻井液体系，该体系是全聚合物体系，色度浅、不含磺化类处理剂，更加环保。

龙马溪组页岩主要由黏土、方解石、石英等矿物组成，其中脆性矿物方解石、石英和长石的含量在56.58%～67%。脆性矿物含量高，说明龙马溪组页岩的脆性高，钻进过程中易发生突发掉块卡钻复杂。龙马溪组页岩存在明显的微裂缝和微孔洞。从力学方面讲，微裂缝和微孔洞的存在将降低页岩的力学性能。在液柱压力、毛细管力等外力的作用下，钻井液滤液沿着微裂缝、微孔洞进入页岩。一方面会促进钻井液滤液与页岩中黏土矿物的作用，黏土矿物吸水膨胀，页岩强度减弱，井壁易失稳[5]；一方面会引发水力劈裂作用，促进页岩破裂。综上所述，强化封堵是CQH-M2高性能水基钻井液体系的重点。

1 技术难点和技术对策

1.1 井壁稳定

川渝地区龙马溪组页岩的微裂缝和微孔洞发育，微裂缝和微孔洞被钻井液侵入后，易引起井壁失稳等井下复杂事故[6]。针对龙马溪组页岩井壁易失稳问题，采取以下3个方面的技术对策：①选取适当的钻井液密度以平衡地层坍塌压力；②强化CQH-M2高性能水基钻井液的化学抑制性能，防止页岩吸水膨胀失稳；③控制CQH-M2高性能水基钻井液具有低的高温高压滤失量，一般控制高温高压滤失量小于6 mL。

1.2 润滑性能

目前，川渝地区页岩气水平井的水平井段长度在1 500～2 500 m，水平段长，对CQH-M2高性能水基钻井液的润滑性能要求高。然而，水基钻井液的润滑性和油基钻井液相比差很多，存在本质区别，这是CQH-M2高性能水基钻井液的一大难点[7]。

针对水基钻井液润滑性差的问题，采取以下2个方面的技术对策：①在CQH-M2高性能水基钻井液中引入可生物降解的环保型碳醇类润滑剂TFE，增强润滑性，控制钻井液的润滑系数小于0.1；②在CQH-M2高性能水基钻井液中引入适量白油，进一步提高钻井液润滑性能，解决长水平段水基钻井液摩阻、扭矩大的难题。

1.3 井眼净化

通常，川渝地区页岩气水平井的水平段长在1 500～2 500 m。水平段长，φ215.9 mm井眼，井眼小，环空间隙小，泵压较高，排量受限，水平段易形成岩屑床，易诱发井下复杂。水平段易形成岩屑床的问题，可以从3个方面来解决：①工程上在现场泥浆泵的能力范围内，尽量提高钻进排量；②CQH-M2高性能水基钻井液保持较高的终切力和低剪切速率黏度，终切力在8～20 Pa较合适，旋转黏度计6 r/min读值在5～9较合适；③工程上接立柱时多拉划，水平段每钻进400～600 m短程起下钻1次，破坏岩屑床。

2 处理剂优选及性能评价

2.1 处理剂优选

2.1.1 抑制剂

选用粒径2.00～4.00 mm的龙马溪组页岩岩屑做滚动回收实验，在130 ℃下热滚16 h后用孔径0.25 mm的分样筛回收。清水、 1%胺基抑制剂、10%高价金属离子、 20%高价金属离子、 复合电解质溶液A、 B、 C的滚动回收实验结果分别为37%、53%、82%、91%、92%、98%和97.5%。可以看出，除1%胺基抑制剂外，其余样品对页岩岩屑均有较好的抑制性能。其中复合电解质溶液B、C的滚动回收率较高，所以优先选择复合电解质溶液B作为CQH-M2高性能水基钻井液体系的抑制剂组合。复合电解质溶液B是由二价金属离子与K+相结合而形成，通过离子交换作用，二价金属离子和K+与黏土晶格里的Na+发生交换，压缩黏土胶体的双电层，从而控制页岩中黏土的水化分散。

2.1.2 降滤失剂

选用聚合物类降滤失剂PAC-LV、REDUL200、TFJ、TFB，磺化树脂类降滤失剂SMP-2，褐煤类降滤失剂RSTF，按实验配方配制的钻井液在130 ℃下高温滚动16 h后，测试130 ℃高温高压滤失量，结果见表1。表1数据显示，在复合电解质溶液B中，常用的降滤失剂基本失效，5#实验配方的降滤失剂效果最好，130 ℃高温高压滤失量为4.8 mL；TFB是长江大学合成的新型抗高浓度高价金属离子聚合物降滤失剂，主聚合物是丙胺酮，分子量较小，一般在5 000～10 000，分子结构中主链全是以苯环和C—C单键的形式存在，支链上的亲水基团有羧基、腈基、羟基等，在高浓度金属离子和高温条件下，TFB不断链，稳定性好，因此选用TFB作为CQH-M2高性能水基钻井液体系的降滤失剂。

表1 降滤失剂优选结果（130 ℃、16 h）

2.1.3 润滑剂

商业银行在与互联网金融合作时，主要的目标有两个：⑴信息实现共享。商业银行需要利用购物网站与第三方支付平台对客户的消费数据进行收集，并在此基础上提供相应的营销策略与服务；互联网机构则需要利用商业银行来得到所有行业领先企业的相关信息；⑵实现平等配置金融资源。商业银行需要对自身的优势资源进行整合，妥善处理中小企业进行融资时所遇到的问题。利用由互联网金融所收集的交易数据将商业银行在风险管理方面的优势充分发挥出来，进而为各中小企业建立起一个完善的在线融资平台。

选取HB-1、DFR-3、TFE、聚合醇等润滑剂，进行润滑剂优选实验，按实验配方配制的钻井液在130 ℃下高温滚动16 h后，测定钻井液在50 ℃下的性能，实验结果见表2。

表2 润滑剂优选结果（130 ℃、16 h）

由表2可知，润滑剂TFE的极压润滑系数最低0.084，其润滑性能好，并且其流变性能和高温高压滤失量都较好；TFE属于碳醇类润滑剂，支链含有亲水基团羟基，在水基钻井液中溶解性好，主链是亲油基团，吸附在页岩表面，形成一层油膜，从而起到润滑作用；TFE中不含油，是一种环保型润滑剂，因此选用TFE作为CQH-M2高性能水基钻井液体系的润滑剂。

2.1.4 封堵剂

目前常用的封堵剂主要包含沥青类、纳米封堵类、惰性固相类。该实验选取的封堵剂有Soltex、YH150、石蜡乳液、DFD-1、TFT、超细碳酸钙（1 200目，12 μm），按实验配方配制的钻井液在130℃下滚动16 h后，测定钻井液在50 ℃下的性能，结果见表3。表3数据显示，几种封堵剂中，TFT的封堵效果最好，130 ℃的高温高压滤失量为4.2 mL；TFT是一种磺化沥青类封堵剂，易分散在水基钻井液中，软化点低，90～100 ℃；TFT的分子中含有磺酸基，水化作用强，当吸附在页岩表面时，可阻止页岩的水化分散，不溶于水的部分，可以起到填充裂缝的封堵作用；同时，封堵剂TFT对钻井液的流变性能影响不大，因此选用TFT作为CQH-M2高性能水基钻井液体系的润滑剂。

表3 封堵剂优选结果（130 ℃、16 h）

2.2 钻井液配方及其性能评价

2.2.1 基本性能

经过主要处理剂优选，确定了CQH-M2高性能水基钻井液体系的配方如下。

复合电解质溶液B+0.5%主聚合物+10%TFB+2%TFE+3%TFT+2%白油+重晶石

密度为2.20 g/cm3的CQH-M2高性能水基钻井液在130 ℃老化不同时间后，50 ℃测其性能，结果见表4。由表4可知，随着老化时间的增长，塑性黏度和静切力略有减小，钻井液整体流变性能稳定，具有较高的塑性黏度和低的静切力；130 ℃高温高压滤失量都在5.0 mL以内，高温流变性和降滤失稳定性良好。

表4 CQH-M2高性能水基钻井液130 ℃老化后的性能

2.2.2 抑制性

2.2.3 封堵性

配制密度2.20 g/cm3的CQH-M2高性能水基钻井液，测定130 ℃高温高压滤失量，每5 min记录一次滤失量，共计测定1 h，结果见图1和图2。

图1 CQH-M2高性能水基钻井液滤失量随时间变化图

图2 CQH-M2高性能水基钻井液的高温高压泥饼图

由图1、图2可知，钻井液130 ℃高温高压初始5 min滤失量为1.5 mL，30 、60 min累计滤失量为3.4 和3.6 mL，30 min后滤失量趋于零，有很好的即时和长效封堵效果；滤饼质量薄而有韧性，封堵效果好。

2.2.4 抗污染性能

川渝地区龙马溪组页岩层含水量和含盐量都较低，岩屑污染是CQH-M2高性能水基钻井液的主要污染源，因此室内只评价岩屑污染情况。在CQH-M2高性能水基钻井液中加入一定量的岩屑后，130 ℃老化24 h，筛除剩余岩屑后测定钻井液性能，结果见表5。从表5可知，岩屑加量为12%时，钻井液的流变性明显变差；岩屑加量≤9%时，钻井液的流变性稳定，因此CQH-M2高性能水基钻井液具有好的抗岩屑污染能力。

表5 CQH-M2高性能水基钻井液的岩屑污染实验结果

3 现场应用

威204H11-4井位于四川省内江市威远县东联镇牛皮场村5组，是1口页岩气开发井。第四开龙马溪组地层采用CQH-M2高性能水基钻井液钻进，完钻井深为5 515 m，井底温度为135 ℃，水平段长1 800 m，是中国页岩气垂深3 500 m以深区域最长水平井。CQH-M2高性能水基钻井液于2017年5月2 9日1 4∶50入井，入井井深3 116 m，在龙马溪组地层钻进进尺2 399 m，7月1 4日1 3∶30完钻。下套管43.5 h，8月7日下完套管，8月9日顺利固井，共入井69.92 d。全程钻井液性能表现良好，井下安全正常。钻进期间CQH-M2高性能水基钻井液的性能如表6所示。从表6可以看出，在应用后期，CQH-M2高性能水基钻井液体系的塑性黏度、静切力都成明显上涨趋势，流变性控制较困难，但总体性能较稳定，井下安全。在以后应用中，需要解决后期流变性控制难的问题。

表6 威204H11-4井CQH-M2高性能水基钻井液性能

该井维护措施如下：①使用好固控设备，振动筛使用筛孔为0.064 mm的筛布，一体机使用筛孔为0.061 mm的筛布，筛布勤检查，发现损坏立即更换。振动筛、除砂器、除泥器100%使用，中、高速离心机配套使用，使用率50%。②由于是新体系第1次投井应用，每天加密监测钻井液性能，发现性能变化，立即分析原因，制定相对应的处理措施。③勤观察振动筛返出岩屑情况，有无掉块，如果有掉块，应适当提高钻井液密度，提高封堵剂加量，降低钻井液的HTHP滤失量，提高钻井液的封堵防塌能力。④勤了解钻进过程中扭矩值的变化，如果扭矩值波动大，或起下钻摩阻增大，应提高润滑剂和白油的加量，增强钻井液的润滑能力。

4 结论与建议

1.川渝地区龙马溪组页岩的矿物组成及微观结构研究表明：龙马溪组页岩的脆性高，微裂缝和微孔洞发育，钻进过程中井壁易失稳、易发生突发掉块卡钻复杂。

2.处理剂优选及性能评价表明：CQH-M2高性能水基钻井液抑制性、封堵性和抗污染性能较好。

3.现场应用表明：CQH-M2高性能水基钻井液满足威204H11-4井页岩气水平井钻井需要，钻进过程中全程钻井液性能表现良好，井下安全正常。