煤系“三气”共采条件下的井壁稳定钻井液技术

陈书雅， 宋继伟，2， 石彦平， 彭扬东， 蔡记华

（1.中国地质大学（武汉）工程学院，武汉430074；2 贵州省地矿局一一五地质大队，贵阳 551400）

0 引言

煤系“三气”通常是指在煤系地层中以共生为特征的煤层气、页岩气和致密砂岩气，表现为在同一煤系内部垂向上发育2套或2套以上互相独立的含气系统。煤系“三气”具有埋层深、储层类型多样且渗透率低的特点[1-2]。单一储层开采存在产量低、开发难度大和成本较高等问题，从技术经济性角度而言，选择合层开采的方式更为有利[3]。针对煤系“三气”共采中煤岩、页岩、致密砂岩旋回交替出现的特点，提出一套能够适应几种复杂地层的钻井液体系迫在眉睫。

表面电性和润湿性是岩石的2种表面性质[4]。润湿性控制着岩石孔道中毛细管力的大小和方向、流体的流动特性和分布[5-6]，影响着地层颗粒的运移[7]。当接触角θ为90°时，毛细管力最小[8]，地层中的微粒难以在岩石表面运移。改变岩石表面润湿性的方法有：表面活性剂法、二价阳离子法和温度控制法[9]。蔡记华等、高春宁等和李相臣等分别使用表面活性剂改变了页岩、砂岩和煤岩的表面润湿性[10-12]。而在水体系中，煤的表面带负电荷[13]，宋永玮等人发现，当煤岩表面的Zeta电位接近于零（即等电点）时，钻井液的稳定性较高，煤粉易聚结，煤岩表面的憎水性也有所增加[14]。自然界中的黏土矿物绝大多数带负电荷，黏土的分散、膨胀、收缩、坍塌等特性均与钻井液的Zeta电位大小密切相关[15]。且Zeta电位的绝对值越小，矿物颗粒之间的排斥力越小，体系越稳定[16]。针对这一问题，苏长明[17]等提出了使用有机正电胶MMH处理剂法、电解质处理法、调整pH值法等以控制黏土矿物和钻井液的电性。正电胶钻井液由于其独特的触变性、较好的防塌效果、保持井壁稳定和储层保护的能力，已被广泛地应用于水平井和定向井中[18]。李相臣[12]等人通过实验证明阳离子型表面活性剂能够将煤岩的表面电性由负转正。

在前期研究的基础上，从润湿性控制和电性抑制的角度出发，提出了一套强抑制低伤害水基钻井液体系，满足煤系“三气”共采条件下的井壁稳定需要。

1 实验材料与仪器

实验材料：煤岩，采自贵州省毕节市大方县凤山乡二叠系上统龙潭组（以下简称“龙潭组煤岩”），页岩，采自重庆市秀山县大田坝村龙马溪组露头（以下简称“龙马溪组页岩”）；钠基膨润土（辽宁省建平县产，以下简称“建平钠土”）、无机正电胶（干粉，以下简称“MMH-1”）、有机正电胶（液体，以下简称“MMH-2”）、纤维素类降滤失剂、树脂类抗高温处理剂、无机盐抑制剂（KCl）；季铵盐类表面活性剂-S、两性离子表面活性剂、阳离子型表面活性剂、季铵盐类表面活性剂-N、季铵盐类表面活性剂-B、有机硅表面活性剂、十二烷基苯磺酸钠（ABS）和十二烷基三甲基溴化铵（DTAB）。

实验仪器：X’ Pert D8-FOCUS X射线衍射仪、Ζetasizer Nano ZS90纳米粒度和Zeta电位仪、ZNP膨胀量测定仪、QBZY-2全自动表面张力仪、JC2000C接触角测量仪、HKY-3压力传递实验装置、JHDP气体渗透测定仪和电热鼓风恒温干燥箱等。

2 实验结果与讨论

2.1 煤岩与页岩的矿物组成分析

对龙潭组煤岩和龙马溪组页岩分别进行了衍射（XRD）分析，测试其矿物成分，结果如表1和表2所示。

表1 龙潭组煤岩矿物组成

龙潭组煤岩外观呈黑色，光泽度较弱，具有明显的层状结构，裂隙较为发育，易破碎。该地区煤岩白云石和石英等脆性矿物含量较高，硬度较大，属于硬脆性煤岩。龙马溪组页岩呈暗灰色，较为致密，孔隙度为2%～4%，渗透率为（5～100）×10-5mD，抗压强度为250～300 MPa[18-20]，页岩中石英含量较高，脆性指数大，黏土矿物含量中等，水化膨胀性中等。

表2 龙马溪组页岩（露头）矿物组成

2.2 龙潭组煤岩表面电性分析

使用Zetasizer Nano ZS90纳米粒度和Zeta电位仪测试了龙潭组煤岩（煤粉）在不同pH值环境中的表面电性变化情况，发现煤岩在酸性条件下带正电，碱性条件下带负电，该地区煤粉等电点为7左右（图1）。对不同类型溶剂对Zeta电位的影响进行了评价，结果为：煤粉在清水、3%MMH-1、0.8%MMH-2、0.2%ABS、0.2%DTAB中的Zeta电位分别为-3.63、-21.75、19.75、-54.05和 47.25 mV。发现阳离子表面活性剂DTAB和有机正电胶MMH-2能够有效地将龙潭组煤岩表面的电位由负转正，进一步证明了正电胶处理剂的电性中和作用。

图1 煤粉Zeta电位随pH值的变化规律

2.3 表面活性剂对岩样表面润湿性的影响

以降低溶液表面张力和增大与岩石（龙潭组煤岩、龙马溪组页岩）的接触角为选择标准，对表面活性剂进行了复配和优选，得到了一套性能较优的表面活性剂复配配方。

2.3.1 表面活性剂单剂优选

在前面实验基础上，分别选择了4种阳离子型表面活性剂、1种两性表面活性剂和1种亲油型表面活性剂进行单剂的优选，结果如图2所示。从图2可知，表面活性剂能够起到有效降低表面张力的作用，并且在质量分数为0.01%时，表面张力急剧降低，此后曲线趋于平缓。由此推测，这些表面活性剂的临界胶束浓度在0.01%附近。

图2 表面张力随表面活性剂质量分数的变化规律

不同页岩的接触角测试结果见图3。

图3 岩石接触角随表面活性剂质量分数的变化规律

由图3可优选出以下单剂：阳离子型表面活性剂、季铵盐类表面活性剂-N、有机硅表面活性剂以及季铵盐类表面活性剂-B，并确定0.01%为最佳质量分数。

2.3.2 表面活性剂复配配方优选

根据前面确定3种表面活性剂的复配配方，分别记为1#（季铵盐类表面活性剂-N+有机硅表面活性剂）、2#（季铵盐类表面活性剂-N+季铵盐类表面活性剂-B）和3#（阳离子型表面活性剂+季铵盐类表面活性剂-B）。为保证表面活性剂处于临界胶束浓度，在复配时每种表面活性剂质量分数降为0.005%。测试其溶液的表面张力和与岩样的接触角[21]，结果如图4所示。

图4 复配表面活性剂性能对比

3种复配表面活性剂都能降低溶液的表面张力，且页岩和煤岩的接触角在其中都有不同程度的增大，但1#配方（0.005%季铵盐类表面活性剂-N+0.005%有机硅表面活性剂）的效果最佳。

2.3.3 复配表面活性剂对压力传递的影响

钻井液静液柱压力向地层的传递和滤液渗入是页岩井壁失稳的首要因素[22]。采用HKY-3压力传递装置，在围压为5.5 MPa、上游压力为4.5 MPa条件下，评价了1#复配表面活性剂溶液对龙马溪组页岩和龙潭组煤岩压力传递的阻缓效果，结果如图5、图6所示。实验发现：以清水为介质时，龙马溪组页岩在10 h左右开始产生裂隙，30 h左右岩石破碎；采用复配的表面活性剂溶液为介质时，岩样完好，未发生破碎，且页岩的渗透率从2.15×10-3mD急剧降到2.79×10-6mD；相似的是，在上流压力为2 MPa时，以清水为介质，龙潭组煤岩在0.5 h左右开始产生裂缝，而以表面活性剂溶液为介质时，岩样完好，且煤岩的渗透率由0.61 mD急剧降低到6.87×10-6mD。复合表面活性剂阻缓煤岩和页岩孔隙压力传递的效果显著。

图5 复配表面活性剂对孔隙压力传递的影响规律（龙马溪组页岩）

图6 复配表面活性剂对孔隙压力传递的影响规律（龙潭组煤岩）

2.4 煤系“三气”共采井壁稳定钻井液体系

结合前期研究基础，在1#配方基础上复配3%MMH-1和2种正电胶（0.8%MMH-2），提出2套水基钻井液体系。钻井液基础配方如下。

清水+4%建平钠土+3%MMH-1+0.005%季铵盐类表面活性剂-N+0.005%有机硅表面活性剂+1.5%纤维素类降滤失剂+2%树脂类抗高温处理剂+5%KCl

2.4.1 基本性能

如表3所示，MMH-1钻井液的表观黏度略低于MMH-2钻井液，但其API滤失量也比MMH-2钻井液低3.5 mL，综合性能相对较优。

表3 钻井液的基本性能

2.4.2 电性

分别取基浆、MMH-1钻井液和MMH-2钻井液的滤液，测试其Zeta电位分别为-56.8、-30.4和-31.8 mV。与基浆相比，加入了正电胶和表面活性剂后，2套钻井液的Zeta电位绝对值分别降低了26.4 mV和25 mV。

2.4.3 润湿性

将龙潭组煤岩和龙马溪组页岩表面抛光后，在钻井液中浸泡16 h后洗净，在100 ℃下烘干2 h，冷却后用JC2000C型接触角测量仪测量钻井液处理后的岩样接触角，结果如表4所示。由表4可以看出，与未添加表面活性剂的配方相比，MMH-1钻井液的表面张力降低了17.12%，将页岩和煤岩的接触角分别提高了35.82%和38.29%，效果显著。

表4 钻井液表面张力与岩样润湿性

2.4.4 抑制性

分别称取50 g 、2.00～5.27 mm的龙潭组煤岩和龙马溪组页岩样品，分别加入基浆、MMH-1钻井液和MMH-2钻井液中，在80 ℃下在XGRL-4高温滚子加热炉中热滚16 h后取出，冷却、冲洗、烘干后称取过0.45 mm筛孔的岩屑，计算滚动回收率如表5所示。人工压制煤岩在2种钻井液中的膨胀量如图7所示。

表5 不同钻井液的煤岩/页岩滚动回收率

综合对比2套钻井液的流变性、滤失性、抑制性、润湿性和电性等，MMH-1的性能优于MMH-2钻井液，因此确定抑制性低伤害钻井液体系的优化配方为MMH-1体系。

图7 MMH-1和MMH-2钻井液对压制煤岩的抑制性

2.4.5 高温稳定性

如表6所示，即使是经过120 ℃热滚后，MMH-1钻井液滤失量仍在10 mL以内，黏度和切力略有下降，抗温性能优良。

表6 MMH-1钻井液热滚后性能变化

2.4.6 储层保护特点

评价了基浆和MMH-1钻井液污染后龙潭组煤岩前后的气测渗透率，结果如表7所示。MMH-1钻井液对煤储层的渗透率伤害率仅为10%，能将基浆煤岩气测渗透率降低率降低3.6%。

表7 钻井液对煤岩气测渗透率影响

2.4.7 抗污染能力

抗污染测试结果（表8）表明，在MMH-1钻井液体系中分别加入3%NaCl、1%CaCl2和5%凹凸棒土（模拟钻屑）后，钻井液的黏度和切力略有波动，但滤失量并未明显变化，性能较稳定，体现出良好的抗盐和抗钻屑污染的能力。

表8 在MMH-1钻井液中加入不同污染物质的性能

2.4.8 生物毒性

用发光细菌法评价了MMH-1钻井液的生物毒性[23]，参照生物毒性等级分类标准，提出的煤系“三气”共采水基钻井液的LC50（96 h发光细菌的半数致死浓度）值为294 000 mg/L，达到了排放标准（30 000 mg/L），说明该体系生物毒性低、对环境友好。

3 结论

1.龙潭组煤岩在酸性条件下带正电荷，在碱性条件下带负电荷，等电点在7左右。有机正电胶MMH-2和阳离子型表面活性剂DTAB均能将该煤岩的表面电位由负转正。

2.季铵盐类表面活性剂-N和有机硅表面活性剂能够分别将龙马溪组页岩和龙潭组煤岩表面由水润湿转变为油润湿；表面活性剂复配配方能够阻缓页岩和煤岩的孔隙压力传递。

3.所提出的抑制性低伤害钻井液体系（MMH-1钻井液），流变性适宜，滤失量低，抑制性强，储层保护效果好，抗污染能力强，对环境友好，能满足煤系“三气”共采条件下的井壁稳定要求。