基于高性能水基钻井液在页岩气水平井中的应用

摘要：由于页岩气水平井复杂的工艺特点，目前大多使用成本高昂、环保性能较差的油基钻井液。针对某地区存在着井壁失稳、岩层容易水化膨胀的问题，提出水基钻井液需要就有能够抑制水化膨胀、封堵微裂隙的特点。根据上述特点配置PSW-2水基钻井液，该钻井液成功应用于水平井钻井中；对钻井液性能进行测试，该钻井液体系基本性能稳定、具有良好的携岩能力、能够封堵页岩微空隙、增加岩心的单轴抗压强度且能一定程度上削弱水损伤害；保证了钻进过程中井壁稳定。

关键词：水基钻井液；页岩气水平井；井壁稳定

中图分类号：TE242文献标志码：A文章编号：1009-9492 （ 2022 ） S1-0021-04

Application of High Performance Water-based Drilling Fluid in Shale Gas Horizontal Well

He Yingyang

（Guangzhou Dongsu Petroleum D&P Equipment Co.， Ltd.， Guangzhou 511483， China）

Abstract： Due to the complex process characteristics of shale gas horizontal wells， most of them use oil-based drilling fluids with high cost and poor environmental protection performance. In view of the problems of wellbore instability and easy hydration and expansion of rock strata in a certain area， it was proposed that water-based drilling fluid was required to be able to inhibit hydration and expansion and seal micro fractures. PSW-2 water-based drilling fluid was prepared according to the above characteristics， which was successfully used in horizontal well drilling； The drilling fluid performance test shows that the drilling fluid system has stable basic performance， good rock carrying capacity， can block shale micro pores， increase the uniaxial compressive strength of the core and reduce water loss damage to a certain extent. The stability of borehole wall during drilling is ensured.

Key words： water-based drilling fluids； horizontal shale gas well； borehole stability

0引言

在页岩气的开采过程中，为了提高采收率，提高储层接触面积，一般通过多级压裂的水平井的方式提高收益。但是页岩气储层裂缝发达，层理发育，在与钻井液接触的过程中，尤其在水平井段容易发生卡钻、井漏、垮塌、缩径等现象，因其水平段狭长还存在着高摩阻、岩屑运移困难的技术难题。保证井壁稳定、润滑和携带岩屑等问题是选择水平井钻井过程中使用钻井液与完井液的重要技术[1-3]。

目前在一些陆相页岩气水平井钻进过程中，为了保证井壁稳定性，因油基钻井液具有较强的黏土抑制性、良好的润滑性及封堵性能，在钻井过程中一直广泛使用油基钻井液，但是同样伴随而来的也是高成本、处理困难污染环境、废弃物难以处置的困难[4，5]。因此需要研究制备高性能的水基钻井液取代油基钻井液，保证实现低成本高效开发页岩气藏。国外对于长水平段水基钻井液研究起步较早，斯伦贝谢、哈里伯顿、贝克休斯等国外油田技术服务公司均已研发能够用于长水平井段页岩气钻井的税基钻井液，但是经过现场实验上述钻井液并不能完全适应国内页岩气水平井的钻进过程中[6]。

基于此，需要研发针对国内地质条件的可用于页岩气水平井的水基钻井液。本文针对目前关于陆相页岩气井壁水基钻井液技术匮乏的情况下，以茂名盆地页岩气储层为研究样本，对页岩气水平井存在的技术难点进行分析，并针对技术难点进行解决。

1页岩气储层结构及特征分析

1.1页岩矿物组成

地层中岩石矿物组成和黏土矿物的含量对于页岩井壁稳定影响很大，首先需要对页岩储层中的矿物组成进行成分分析。根据每种物质所具有的独特的衍射图谱，衍射强度与物质含量成正比的原则，采X-射线衍射仪进行矿物组成成分分析。对样品的全岩矿物和黏土矿物分析测试结果如图1、2所示[7]。

根据图1、2可知，该地区样品黏土矿物总量分布在10%～60%之间，但是各个采样井下岩心测试结果离散性较大。石英含量跨度较大在18%～73%之间，白云石矿物含量较低，分布在0～5%之间。黏土矿物分析结果表明，黏土矿物主要以伊利石为主，相对含量平均值为69.6%和50.1%，间层比低于15%；伊/蒙混层矿物含量分布较广泛，在0.3%～24.2%，不含有蒙脱石成分，绿泥石含量分布在4.9%～27.8%，含有大量的脆性矿物。通过以上的矿物含量分析可以发现地层中含有一定量的可水化黏土矿物，黏土矿物的离散性容易造成储层在水化时出现不均匀膨胀现象，导致力学强度降低，出现井壁失稳的现象。因此应用于此处的水基钻井液需要考虑钻井液對页岩水化膨胀与水化分散的抑制作用[8]。

1.2页岩物理特征分析

根据页岩矿物组分分析结果可以知道，该地区页岩储层中黏土矿物含量较高且比较容易发生水化膨胀效应，根据行业标准，对储层岩心开展理化测试，主要测试分析内容包括水化分散性测试、阳离子交换容量测试、等温吸附测试等[9，10]。

水化分散测试结果发现页岩储层岩心岩屑得到的滚动回收率在70%左右，线性膨胀率在6%～8%之间，各个岩心之间测试结果基本一致；露头岩样的滚动回收率高达50%、线性膨胀率超过15%，更容易发生水化膨胀，主要原因是黏土矿物含量丰富以及岩心内部胶结性比较差。由以上结果可知，该地区岩层记忆发生水化膨胀现象，需要重点提高钻井液对页岩的水化抑制作用。

由阳离子交换容量测试可以看出，不同取样页岩岩样阳离子交换容量测试结果差异较大，表明不同岩心中的黏土矿物含量相差极大，这与岩心XRD分析结果一致。以上结果也表明不同区域间储层岩心的黏土矿物差别大，地层非均质性强。

根据吸附等温测试结果可以看出，页岩岩心和露头岩样吸水能力较强。随着相对湿度增加，所有岩心的吸水量也相对增加。

1.3岩心比表面积

比表面积是表征岩心吸附特性的重要参数，比表面积越大使得岩心化学活性越高，更容易与地层外来流体发生物理化学反应，且反应速率也越高。

通过测试得到该地区页岩比表面积分布在0.4-3.6 m2/g，平均为2.0 m2/g；页岩岩心中孔隙多以纳米孔存在，这就更加剧了液相向岩心内部入侵，因此需要封堵储层岩石中的纳米孔隙或者改变其润湿性，以此减弱反应效果。

1.4页岩微观结构分析

利用扫描电子显微镜（SEM）对页岩岩心的微观结构进行分析，观察岩心中矿物晶体分布状态、裂隙情况。

根据图3所示的扫描电镜照片，可以看出页岩储层岩心的微观孔隙类型主要微裂缝、解理缝和孔洞等。微裂缝的存在破坏了岩石的整體性，使得岩心力学性能下降；同时容易使得在钻进过程中，钻井液随着孔隙流失，使得钻井液容易与地层中的黏土矿物反应，导致页岩强度降低，加剧了钻井过程中的井壁失稳的风险。

2水基钻井液技术对策

综合上述分析结果，该地页岩储层岩石微裂隙发育、层理清晰，属于弱膨胀型页岩，钻进过程中井壁不稳定原因主要是自身强度不够、容易发生物理化学反应、钻进过程中机械振动等多种因素共同作用的效果。

因此在设计页岩水平井水基钻井液的过程中，需要保证以下技术指标：因其容易发生水化膨胀反应，所以钻井液需要能够抑制水化分散并且同时抑制水化膨胀能力；因其微裂隙、微观裂缝比较发育，要特别注意强化钻井液对微裂隙特别是纳米微空隙的封堵效果，避免单纯使用提高钻井液密度的方式来维持井壁稳定；因水平井自身模组比较大等因素，钻井需要良好润滑性及流变性，保证在水平段具有良好的悬浮、携岩能力，减少压力波动。

3水基钻井液性能评价

根据上述技术要求，选择能够实现纳米刚性封堵和柔性变形填充的封堵剂，使用甲酸盐降低液相活度，使用提切剂组合BOP+TQ-1和高效润滑剂ORH-1保证流变性和润滑性，最终确定的PSW-2体系水基钻井液配方为：5.0%膨润土+0.4%提切剂BOP+3%提切剂TQ-1+50%甲酸盐+4%降滤失剂+0.2%降黏剂+8%封堵剂YFD-2+4%润滑剂ORH-1，密度适用范围介于1.15～1.45 g/cm3。

使用该水基钻井液体系进行现场水平井钻进应用施工，施工段从井深从2 300 m、井斜角38.7°开始，至井深3 695 m顺利完钻，施工长度1 395 m、三开钻井周期20天，施工作业全程顺利、无问题。对完井后钻井液取样测试，对钻井液的流变性、抑制封堵性、失水造壁性以及润湿性等性能进行测试。

3.1基本性能评价

对钻井过程中选取不同井深时钻井液试样进行室内检测，检测温度为60℃，得到测试数据如表1所示。根据测试结果可以看出，随着钻井的不断深入，页岩水平段遇到800 m长的碳质泥岩，钻井液密度由1.15提高至1.25 g/cm3，动塑比保证在0.4～0.5 Pa/（mPa·s）之间，钻井过程中井壁稳定性良好，失水量在3 mL以下，流变性能保持稳定，经验清洁、无岩屑床沉积的现象。

3.2抑制封堵性评价

对完井后的钻井液体系取样测试分析，评价钻井液体系的抑制性和封堵性能。分别测试在清水、7%KCl溶液、KCl—聚磺钻井液体系、PSW-2页岩水基钻井液体系和油基钻井液条件下的岩心滚动回收率和线性膨胀率，测试结果分别如图4、5所示。由图可知，岩心在清水中的滚动回收率和线性膨胀率分别为55%和15%，表明岩心具有极强的水化膨胀性能。当把浸泡液体换成7%KCl、KCl-聚磺钻井液后，由于抑制剂作用增加导致滚动回收率不断提高的同时线性膨胀率下降。经过PSW-2处理过的岩心，其滚动回收率接近于油基钻井液，超过90%，线性膨胀率大大降低不超过2%。经分析PSW-2钻井液中添加的甲酸盐和纳米复合封堵剂的协同作用能够在封堵页岩储层中的微纳米孔隙的渗流通道，而且大大提高了钻井液的抑制性，降低液相侵入岩心的量，极大的抑制了水化膨胀效果。

3.3钻井液储层保护评价

页岩中微裂隙的毛细管自吸作用能够加速液相侵入作用，导致井壁失稳。液相对页岩岩心的润湿相越好，就越容易侵入岩心，因此增大液相对于页岩的润湿角能够在一定程度阻止液相侵入地层，达到井壁稳定的效果。分别测试干岩样以及经过PSW-2体系驱替后的润湿角。经测试干岩样润湿角约为25°，岩心经PSW-2体系驱替厚度的润湿角增大约为50°，这大大减少了岩心对于液相的亲和力，起到了阻止液相侵入岩心的效果。

水锁伤害对于对于储层具有很大的伤害作用，由于页岩储层低孔、低渗的特点，导致水锁损害更为突出。针对这种效应，通常使用低张力钻井液体系来减轻对储层的伤害。使用表面张力仪，对5%膨润土、5%膨润土+2%纳米硅、油基钻井液、PSW-2钻井液的表面张力分别为67.26、61.53、52.59、55.62 mN/m。可以看出，PSW-2钻井液体系能够有效降低表面张力，削弱水锁损害。

3.4抗压强度测试

岩心抗压强度是表征井壁稳定性的重要参数，通过单轴应力实验分别测试在48 h/80℃/3.0 MPa条件下，岩心井清水和PSW-2体系浸泡后的抗压强度。根据抗压强度实验结果，未经工作液处理的原岩强度约为105 MPa，经过清水浸泡后的强度只有50 MPa，经过PSW-2浸泡的岩心强度约为95 MPa，已经十分接近原岩强度。对比测试结果，液相在进入岩心内部后会导致其内部力学强度降低，钻井液中含有强抑制成分和封堵颗粒，能够降低液相入侵量，并且能够页岩水化作用，避免水化膨胀，保证了岩心的力学性能。

3.5钻井液携岩能力评价

使用EP型极压润滑仪对不同钻井液的润滑性能进行测试，清水、5%膨润土、5%膨润土+2%纳米二氧化硅、油基钻井液、PSW-2钻井液的摩擦系数分别为0.325、0.369、0.357、0.212、0.223。纳米二氧化硅加入钻井液中能够降低其摩擦系数，提升润滑性能，纳米颗粒能够将滑动摩擦变为滚动摩擦，并且形成一层易剪切的薄膜，降低摩擦系數。可以看出，PSW-2钻井液具有良好的润滑性接近于油基钻井液。

使用泥饼黏附仪测试测得5%膨润土、5%膨润土+2%纳米二氧化硅、油基钻井液、PSW-2钻井液的泥饼摩阻系数分别为0.091、0.072、0.059、0.062。可以看出，加入2%纳米二氧化硅能够很大程度的降低泥饼摩阻系数，上述结果与润滑性测试一致，综合来看，PSW-2钻井液完全可以用井段较长的页岩气水平井钻井过程中。

4结束语

以某地区页岩储层为例，对其岩性、理化特征进行全面分析，得到页岩水平井钻井的技术难关，针对性的提出来页岩水平井钻井水基钻井液的性能要求。根据性能要求研发PSW-2水基钻井液体系，在现场钻井中进行应用，其可以在水平井地段顺利钻井，不会发生井壁失稳现象。对钻井液各项性能进行测试，其流变性能稳定、携岩效果良好、能够抑制页岩水化膨胀作用、能够增加岩心的单轴抗压强度且能一定程度上削弱水损伤害。

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作者简介：何应扬（1987-），男，广州人，研究生学历，助理工程师，研究领域为石油钻井技术发展及市场应用。

（编辑：刁少华）