頁巖氣水平井低油水比油基鉆井液研制及應用

林永學， 王顯光， 李榮府

(1.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；2.中石化中原石油工程有限公司技術公司，河南鄭州 450046)

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頁巖氣水平井低油水比油基鉆井液研制及應用

林永學1， 王顯光1， 李榮府2

(1.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；2.中石化中原石油工程有限公司技術公司，河南鄭州 450046)

摘要：針對頁巖氣水平井鉆探過程中井壁失穩(wěn)風險大、鉆井液性能要求高和商業(yè)開發(fā)降本提效的迫切需求，基于頁巖儲層特征、水平井工程施工要求，構建、研制了一套性能穩(wěn)定的低油水比油基鉆井液體系。室內試驗表明，該油基鉆井液具有良好的熱穩(wěn)定性、抗污染性、封堵性和乳化穩(wěn)定性，而且塑性黏度較低、切力適中、流變性能較好，可以滿足頁巖氣水平井鉆井的要求。低油水比油基鉆井液在涪陵頁巖氣田5口井進行了現場應用，通過采取低油水比膠液維護、固相控制和隨鉆封堵等配套措施，實現了將油水比控制在70/30以下，較該氣田以往油基鉆井液基礎油用量降低15%，獲得良好的降本效果。頁巖氣水平井低油水比油基鉆井液能有效降低涪陵頁巖氣田鉆井成本，有力支撐了頁巖氣低成本商業(yè)開發(fā)，對國內其他地區(qū)頁巖氣開發(fā)也具有借鑒意義。

關鍵詞：頁巖氣；油基鉆井液；油水比；涪陵頁巖氣田

2009年以來，隨著我國頁巖氣資源勘探開發(fā)的蓬勃發(fā)展，油基鉆井液技術取得了長足的進步[1-2]。截至2014年底，基本實現了頁巖氣水平井油基鉆井液技術的國產化，有力地保障了重慶涪陵[3]、四川長寧-威遠[4]等頁巖氣田的產能建設。隨著國內多個頁巖氣區(qū)塊商業(yè)開發(fā)的深入，如何在確保井下安全的前提下有效降低油基鉆井液成本，成為鉆井液技術的首要問題。現階段，基于施工安全和受技術所限，國內頁巖氣水平井油基鉆井液油水比普遍居高不下[5-6]，密度為1.20～1.60 g/cm3的油基鉆井液的油水比多為90/10～80/20，在高密度條件下油水比高達95/5或采用全油基鉆井液[7]，鉆進過程中產生的鉆屑的含油量很高，為后期的環(huán)保處理帶來很大的挑戰(zhàn)[8]。另外，部分油基鉆井液體系的處理劑用量過大，為降低鉆井液綜合成本帶來極大困難。為此，筆者基于頁巖儲層特征、水平井鉆井工程施工的綜合要求，構建并研制了一套性能穩(wěn)定的低油水比油基鉆井液體系，通過油水比的有效維護、固相含量的有效控制，形成了低油水比油基鉆井液的現場配套施工工藝，并在涪陵頁巖氣田5口井進行了現場應用。

1低油水比鉆井液體系設計思路

頁巖儲層頁理、層理、微裂隙發(fā)育的地層特征和頁巖氣水平井水平段長(800～2 000 m)的特點，導致頁巖氣水平井施工過程中井壁失穩(wěn)風險高、井眼清潔難度大和井下漏失概率高，這就要求頁巖氣水平井油基鉆井液必須具有良好的乳化穩(wěn)定性、流變性能和較強的隨鉆封堵性能。因此，為降低油水比，筆者提出了低油水比油基鉆井液體系設計思路與構建原則[9]：

1) 保障油水兩相的乳化穩(wěn)定性[10]，確保鉆井過程中侵入地層的濾液完全為油相。這對于低油水比油基鉆井液在頁巖地層施工時的井壁穩(wěn)定尤為重要。鑒于常規(guī)乳化劑加量大、綜合成本高的不足，根據親水親油平衡原理與表面活性劑構效關系[11]，采用具有多個活性基團的聚合類乳化劑[2]，以有效乳化油水相。相比傳統(tǒng)乳化劑，聚合類乳化劑的分子鏈直接通過化學鍵相連，避免了多個親水基之間的電荷斥力，乳化劑在油水界面上排列更加致密、穩(wěn)定性更高；同時，其親油基團數量更多，分子間多個親油基團發(fā)生纏繞，形成膠束的概率大幅增大，有利于增強油相的結構力，改善流變性能，提高攜巖能力。

2) 盡可能降低油水比，減少基礎油用量。油基鉆井液密度為1.20～1.60 g/cm3時油水比控制在70/30～60/40，高密度時油水比控制在85/15～80/20，從便于現場流變性能控制考慮，油水比隨著密度的增加而逐漸升高。

3) 維持合理的流變性能。大量水相液滴在油相中充分分散，會導致低油水比油基鉆井液體系黏度和切力上升、流變性能變差，為此需要減少膨潤土等親油膠體的用量，輔以使用與乳化劑匹配的流性調節(jié)劑，以提高低剪切條件下的結構力和動塑比，確保鉆井液具有良好的井眼清潔能力。

4) 使用與地層微裂隙尺寸匹配的剛性與塑性封堵材料。彭水、黃平等地區(qū)儲層頁巖SEM分析結果表明，頁巖微裂隙寬度為0.1～200.0 μm，依據有效堆積和架橋理論[12]，設計剛性與塑性混配的隨鉆封堵材料的合理粒徑范圍，以封堵裂隙、提高地層承壓能力，為使用合理密度的油基鉆井液提供保障。

2低油水比鉆井液體系性能評價

根據頁巖氣水平井低油水比油基鉆井液體系的設計原則，在新型乳化劑、流性調節(jié)劑和隨鉆封堵劑等關鍵鉆井液處理劑的研制和優(yōu)選的基礎上，通過優(yōu)化膨潤土、新型乳化劑、降濾失劑等處理劑的加量、調整油水比，得到不同油水比的油基鉆井液基礎配方(見表1)。

表1　不同油水比的油基鉆井液基礎配方

2.1基本性能

在室內按照表1中的配方配制低油水比油基鉆井液，步驟如下：加入配比量的柴油、乳化劑和潤濕劑，高速攪拌10 min后加入質量分數為25%的CaCl2溶液，再高速攪拌20 min；然后依次加入膨潤土、CaO、降濾失劑、流性調節(jié)劑和封堵劑，每種處理劑加入后高速攪拌15 min，所有處理劑加完后再高速攪拌30 min。鑒于國內目前主要頁巖氣區(qū)塊頁巖儲層的溫度在150 ℃以內，將配制好的油基鉆井液在150 ℃下老化16 h，在50 ℃下測定其老化前后的流變性能，并測定高溫老化后的高溫高壓(150 ℃、3.5 MPa)濾失量，結果見表2。

表2　不同油水比的油基鉆井液基本性能

從表1和表2可以看出，油水比70/30～60/40的油基鉆井液破乳電壓均高于500 V、高溫高壓濾失量小于3.0 mL，具有較好的乳化穩(wěn)定性，而且塑性黏度較低、切力適中、流變性能較好，可以滿足頁巖氣水平井鉆井的要求。

2.2不同密度鉆井液的性能

頁巖氣水平井施工過程中，為了保障井下安全與井眼凈化，需要保證低油水比油基鉆井液的懸浮穩(wěn)定性及合理的流變性能，根據目前國內主要頁巖氣區(qū)塊頁巖儲層地層壓力的情況，按照表1中的配方2配制密度為0.95 g/cm3的油基鉆井液，然后采用重晶石分別加重至1.20，1.50，1.70和2.00 g/cm3，測其在150 ℃溫度下熱滾16 h后的基本性能，結果見表3。

表3不同密度低油水比油基鉆井液的性能

Table 3The performances of low oil-water ratio oil-based drilling fluids with different densities

密度/(g·cm-3)破乳電壓/V塑性黏度/(mPa·s)動切力/Pa?6/?3動塑比0.956031678/70.441.2063823910/90.391.50666301111/90.371.70676351312/100.372.00869421515/130.37

從表3可以看出，在0.95～2.00 g/cm3的密度范圍內，低油水比油基鉆井液經150 ℃老化后的破乳電壓都保持在500 V以上，說明該鉆井液具有良好的乳化穩(wěn)定性。在密度低于1.70 g/cm3時，低油水比油基鉆井液的塑性黏度均低于40 mPa·s，動塑比為0.35～0.45，φ6/φ3讀數合理，說明該鉆井液具有良好的攜巖能力，能夠保障長水平段鉆井過程中的井眼清潔。

2.3熱穩(wěn)定性

油基鉆井液的溫度敏感性較高，鉆井過程中，在井下高溫條件下長時間循環(huán)，其乳化穩(wěn)定性與流變性能均變差，濾失量也會顯著增加。為此，在室內對油水比為65/35、密度為1.50 g/cm3的低油水比油基鉆井液在不同老化溫度(80～150 ℃)、不同老化時間下的流變性能與高溫高壓濾失量進行了評價，結果見表4。

由表4可知，在80～150 ℃的溫度范圍內，密度為1.50 g/cm3的低油水比油基鉆井液隨著溫度的升高，破乳電壓均保持在600 V以上，動塑比維持在0.38～0.43，高溫高壓濾失量均小于3.0 mL；在150 ℃下老化64 h后，破乳電壓、塑性黏度、切力和高溫高壓濾失量等性能參數變化很小，表明該鉆井液在80～150℃的溫度范圍內性能穩(wěn)定，具有良好的熱穩(wěn)定性。

表4　溫度和老化時間對低油水比油基鉆井液性能的影響

2.4抗污染性能

頁巖氣水平井鉆井過程中，油基鉆井液會受到鉆屑和地層水的污染，其抗污染性能對于安全鉆進有重要影響。為此，采用涪陵地區(qū)龍馬溪組5/10目巖屑，對油水比65/35、密度1.50 g/cm3的低油水比油基鉆井液的抗污染性進行了評價，結果見表5和表6。

表5　低油水比油基鉆井液抗鉆屑污染試驗結果

表6　低油水比油基鉆井液抗水污染試驗結果

由表5可知，隨著鉆屑的侵入，低油水比油基鉆井液的破乳電壓變化很小，其塑性黏度和切力略微上升，說明其具有良好的抗鉆屑污染能力。

由表6可知，當水相侵入低油水比油基鉆井液時，其塑性黏度與切力會上升，但其流變性能基本穩(wěn)定；水的大量侵入導致其破乳電壓下降，當水侵入量為15%時，低油水比油基鉆井液中的實際油水比約為55/45，此時破乳電壓為413 V，仍高于安全值400 V，表明其具有良好的乳化穩(wěn)定性和較好的抗水污染能力。同時，試驗結果表明，為了確保鉆井過程中鉆井液體系的穩(wěn)定與井下安全，應避免或減少無用水相的侵入。

2.5封堵性能評價

頁巖微裂隙的有效模擬一直是鉆井液封堵性能評價的難點，筆者采用針對性強和重復性高的高溫高壓頁巖床模擬封堵試驗對低油水比油基鉆井液的封堵能力進行了評價。在GGS71-A型高溫高壓濾失儀漿杯底部先后加入高溫高壓濾紙、粒徑為0.43～0.85 mm的涪陵區(qū)塊龍馬溪組頁巖鉆屑和粒徑為0.15～0.25 mm的巖屑粉，端面平整后沿杯壁緩慢加入400 mL密度為1.50 g/cm3、油水比為65/35的油基鉆井液，密封后通過氣源加壓，加熱至150 ℃后，測定其在不同壓力條件下的濾失量，結果見表7。

表7不同封堵劑加量的低油水比油基鉆井液高溫高壓頁巖床封堵效果

Table 7Plugging performance of low oil-water ratio oil-based drilling fluid added with plugging agent at different dosages on shale beds at high temperature and high pressure

封堵劑加量,%濾失量/mL3.0MPa/150℃4.5MPa/150℃05.2 8.61.50.8 1.23.00 0

從表7可以看出，在低油水比油基鉆井液中加入合理粒度級配的封堵劑后，其在高溫高壓模擬頁巖床中的濾失量大幅度降低，表現出良好的頁巖微裂隙封堵效果。當加量為3.0%時，在3.0和4.5 MPa壓力下，模擬頁巖的濾失量降低為0 mL，說明封堵材料的粒徑分布與模擬頁巖具有較好的匹配性，封堵材料中剛性粒子與塑性變形粒子配比合理，在頁巖表面形成的封堵層具有良好的承壓能力。

3現場應用

低油水比油基鉆井液體系先后在涪陵頁巖氣田的焦頁54-3HF井、焦頁54-1HF井和焦頁25-2HF井等5口井進行了現場應用，5口井均施工順利，油基鉆井液的油水比控制在70/30以下，與該氣田以前應用的油水比85/15～80/20的油基鉆井液相比，基礎油用量降低15%，取得良好的降成增效的效果，為涪陵頁巖氣田低成本開發(fā)提供了技術支撐。

其中，焦頁54-3HF井是一口部署在川東高陡褶皺帶包鸞-焦石壩背斜帶焦石壩構造的開發(fā)井，采用三級井身結構，三開井段(φ215.9 mm井眼)鉆探目的層為下志留統(tǒng)龍馬溪組下部，巖性主要為深灰色-黑色碳質頁巖，設計水平段長1 330.00 m，完鉆井深4 914.00 m。為保證三開長水平井段的順利施工，同時降低油基鉆井液成本，應用了低油水比油基鉆井液，其配方為1.8%膨潤土+3.0%乳化劑+0.3%流性調節(jié)劑+0.5%潤濕劑+3.0%降濾失劑+2.0%CaO+3.0%封堵劑+重晶石(加重至1.48 g/cm3)，油水比65/35。

該井低油水比油基鉆井液現場維護處理措施主要為：

1) 采用低油水比膠液補充正常消耗。正常鉆進過程中，每100 m進尺加入6 m3油水比60/40的油包水膠液，以補充鉆井液日常消耗，保持鉆井液總量穩(wěn)定和維持全井油基鉆井液的油水比在70/30左右，并有助于合理控制鉆井液黏度。油包水膠液配方為1.0%膨潤土+3.5%乳化劑+0.3%流性調節(jié)劑+0.5%潤濕劑+3.0降濾失劑+2.0%CaO+3.0%封堵劑，油水比60/40。

2) 充分利用四級固控設備，加強鉆井液流變性與固相監(jiān)控。a)施工中加強流變性能與固相含量的監(jiān)測，鉆井液密度控制在1.45～1.52 g/cm3范圍內，通過合理使用固控設備并定期補充膠液，控制鉆井液漏斗黏度為55～65 s、動塑比為0.30～0.42、低密度固相含量≤8.0%；b)保證120目及以上高頻振動篩、除砂器和除泥器24 h運轉，每隔4 h用高速臥式螺旋離心機對鉆井液離心處理2 h，有效清除有害固相，確保流變參數穩(wěn)定和黏度、切力等指標在合理范圍；c)監(jiān)測鉆井液出入口密度的變化，結合錄井全烴值和起下鉆后效顯示，及時補充重晶石，確保鉆井液密度滿足井控要求。

3) 及時補充隨鉆封堵材料。加強鉆井液濾失量的監(jiān)測，使用剛性封堵劑SMRPA、纖維封堵劑SMFibre-O和降濾失劑SMFLA-O將鉆井液高溫高壓濾失量控制在4.0 mL以下，以強化鉆井液封堵性，降低鉆井液消耗，從而降低鉆井液成本。

焦頁54-3HF井三開井段應用低油水比油基鉆井液累計進尺1 744.00 m，完鉆水平段長1 350.00 m。該井不同層段低油水比油基鉆井液性能見表8。

表8　焦頁54-3HF井三開井段低油水比油基鉆井液性能

現場應用表明，焦頁54-3HF井三開井段油基鉆井液的油水比控制在70/30～60/40，與該氣田原油基鉆井液平均油水比85/15～80/20相比，基礎油用量節(jié)約超過50 t，成本降低顯著；油基鉆井液乳化性能穩(wěn)定，破乳電壓維持在500～900 V；流變性能良好，塑性黏度與動切力分別維持在30～40 mPa·s與8.0～14.0 Pa；攜巖返砂正常，起下鉆通暢，套管下入順利；隨鉆封堵效果好，鉆井液消耗量降至7.8 m3/100m，較該氣田平均消耗量9.8 m3/100m大幅下降，大大降低了鉆井液成本。

4結論

1) 基于頁巖儲層特征、水平井施工要求和降低鉆井液成本的目的，依據親水親油平衡原理、表面活性劑構效關系和堆積架橋理論，提出了頁巖氣水平井用低油水比油基鉆井液的體系構建方法。

2) 研制了一套性能穩(wěn)定的低油水比油基鉆井液體系，在密度低于2.00 g/cm3時的油水比最低可達60/40，并形成了低油水比膠液維護、固相控制和隨鉆封堵等配套關鍵施工工藝。

3) 涪陵頁巖氣田5口井的現場應用表明，低油水比油基鉆井液密度在1.45～1.60 g/cm3時油水比可控制在70/30以下，比該氣田以往油基鉆井液所用基礎油用量降低15%，取得了良好的降本效果。

4) 為了進一步降低頁巖氣商業(yè)開發(fā)成本，建議開展油基鉆井液防漏堵漏技術研究，著力“量身定做”高性能水基鉆井液技術，實現頁巖氣田低成本、綠色開發(fā)。

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[編輯滕春鳴]

Development of Oil-Based Drilling Fluid with Low Oil-Water Ratio and Its Application to Drilling Horizontal Shale Gas Wells

LIN Yongxue1，WANG Xianguang1，LI Rongfu2

(1.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering，Beijing，100101，China；2.SinopecZhongyuanOilfieldServiceCorporation，Zhengzhou，Henan，450046，China)

Abstract:In order to meet the requirement of wellbore stabilization and good performance of drilling fluids during the drilling of shale gas horizontal wells and realize commercial development at a low cost and with high efficiency, a stable oil-base drilling fluid system with low oil-water ratio was developed to accommodate the characteristics of shale reservoirs and the engineering requirements of horizontal wells. It is shown from experimental tests that this oil-base drilling fluid system is good in terms of thermal stability, contamination resistance, plugging capacity and emulsion stability. In addition, it has lower plastic viscosity, moderate shear and better rheological property. Therefore, a stable oil-based drilling fluid system can satisfy the unique conditions in drilling horizontal of shale gas wells. The oil-based drilling fluid system has been applied in 5 horizontal wells drilling in Fuling Shale Gas Field. Through low oil-water ratio gel maintenance, solid phase control and plugging while drilling, the oil-water ratio was kept below 70/30, 15% lower than previously used oil based drilling fluids in this gas field. Further, drillings cost were reduced significantly. In summary, drilling costs in the Fuling Shale Gas Field could be reduced effectively by using an oil-based drilling fluid system with a low oil-water ratio in horizontal shale gas wells. This system will provide strong support in the low-cost commercial development of shale gas and used as a model in the development of shale gas in other areas within China.

Key words:shale gas; oil-base drilling fluid; oil-water ratio; Fuling Shale Gas Field

中圖分類號：TE254+.6

文獻標志碼：A

文章編號：1001-0890(2016)02-0028-06

doi:10.11911/syztjs.201602005

基金項目：國家自然科學基金重大項目“頁巖油氣高效開發(fā)基礎理論研究”(編號：51490650)和中國石化科技攻關項目“高溫高密度油基鉆井液技術研究”(編號：P15009)部分研究內容。

作者簡介：林永學(1963—)，男，山東乳山人，1984年畢業(yè)于華東石油學院鉆井專業(yè)，2001年獲石油大學(北京)油氣井工程專業(yè)工程碩士學位，教授級高級工程師，中國石化集團公司高級專家，主要從事鉆井液與完井液技術方面的科研與管理工作。系本刊審稿專家。E-mail：linyx.sripe@sinopec.com。

收稿日期：2015-10-15；改回日期：2016-01-28。