龍大清， 樊相生， 王昆， 范建國， 羅人文（中石化中原石油工程有限公司西南鉆井分公司，成都637001）

龍大清等.應(yīng)用于中國頁巖氣水平井的高性能水基鉆井液[J].鉆井液與完井液，2016，33（1）：17-21.

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應(yīng)用于中國頁巖氣水平井的高性能水基鉆井液

龍大清， 樊相生， 王昆， 范建國， 羅人文
（中石化中原石油工程有限公司西南鉆井分公司，成都637001）

龍大清等.應(yīng)用于中國頁巖氣水平井的高性能水基鉆井液[J].鉆井液與完井液，2016，33（1）：17-21.

摘要目前中國頁巖氣水平井定向段及水平段鉆井均使用油基鉆井液，但油基巖屑處理費(fèi)用昂貴，急需開發(fā)和應(yīng)用一種具有環(huán)境保護(hù)特性的高性能水基鉆井液體系。介紹了2種高性能水基鉆井液體系的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場試驗(yàn)效果。在長寧H9-4井水平段、長寧H9-3和長寧H9-5井定向至完井段試驗(yàn)了GOF高性能水基鉆井液體系，該體系采用的是聚合物封堵抑制方案，完全采用水基潤滑方式；在昭通區(qū)塊YS108H4-2井水平段試驗(yàn)了高潤強(qiáng)抑制性水基鉆井液體系，該體系采用的是有機(jī)、無機(jī)鹽復(fù)合防膨方案以及潤滑劑與柴油復(fù)合潤滑方式?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，定向段機(jī)械鉆速提高50%～75%，水平段機(jī)械鉆速提高75%～100%。通過實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)及現(xiàn)場使用情況，對比分析了2種體系的優(yōu)劣，找出了他們各自存在的問題，并提出了改進(jìn)的思路，為高性能水基鉆井液的進(jìn)一步完善提供一些經(jīng)驗(yàn)。

關(guān)鍵詞頁巖氣水平井；高性能水基鉆井液；井眼穩(wěn)定；潤滑性；流變性；抗污染；環(huán)境保護(hù)

High Performance Water Base Drilling Fluid for Shale Gas Drilling

LONG Daqing, FAN Xiangsheng, WANG Kun, FAN Jianguo, LUO Renwen
(Southwest Drilling company of Zhongyuan Petroleum Engineering Co.Ltd Sinopec, Chengdu Sichuan, 637001,China)

Abstract A high performance water base drilling fluid is in urgent need to replace the oil base muds currently used in shale gas drilling in both the directional section and the horizontal section. This paper discusses the field application and laboratory study of two high performance water base drilling fluids. One of the high performance drilling fluids, GOF, has been used in the horizontal section of the well Changning H9-4, the directional and horizontal sections of the well Changning H9-3, and the well Changning H9-5. Another high performance drilling fluid is a highly inhibitive water base fluid of high lubricity, and has been used in the horizontal well YS108H4 in the block Zhaotong. This fluid utilizes organic and inorganic salts as the shale inhibitors and lubricant and diesel oil to render the fluid lubricity. In filed application, the ROP of the directional section was increased by 50%-75%, and that of horizontal section increased by 75%-100%. Advantages and disadvantages of the two fluids are discussed in the paper, based on laboratory experimental data and field application information. Ideas to improve the performance of the fluids are presented for the preparation of better high performance water base drilling fluids.

Key words Shale gas horizontal well; High performance water base drilling fluid; Bore hole collapse prevention; Lubrication;Rheology; Anti-contamination; Environment protection

中國目前進(jìn)入開發(fā)的3大頁巖氣區(qū)塊——威遠(yuǎn)、長寧-昭通、涪陵頁巖氣示范區(qū)的定向段及水平段均采用油基鉆井液。油基鉆井液具有良好的潤滑性、高的固相容量、極低的分散性、良好的油氣層保護(hù)作用[1]，但施工后存在油基鉆屑及油基鉆井液對環(huán)境的污染，而且處理費(fèi)用高，處理難度極大?；谏鐣?jīng)濟(jì)發(fā)展及企業(yè)發(fā)展的需要，急需尋求高性能的水基鉆井液替代油基鉆井液，解決鉆井后治理問題，降低鉆井成本。通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及現(xiàn)場應(yīng)用，對比分析了2種水基鉆井液體系的優(yōu)劣，找出了他們各自存在的問題，并提出了改進(jìn)的思路，為高性能水基鉆井液的進(jìn)一步完善提供一些經(jīng)驗(yàn)。

1　難點(diǎn)分析

長寧-昭通區(qū)塊頁巖氣井主要以淺層水平井為主，水平段長1 500 m左右。由于頁巖地層裂縫、微裂縫發(fā)育，在鉆井過程中易發(fā)生垮塌、泥頁巖水化膨脹縮徑等井下復(fù)雜情況[2]。高性能水基鉆井液替代油基鉆井液用于頁巖氣水平井施工須滿足以下條件：①具有很強(qiáng)的抑制性，抑制泥頁巖的水化膨脹作用；②具有良好的封堵性， 阻止水分進(jìn)入微裂縫、 微孔， 實(shí)現(xiàn)封堵防塌；③良好的潤滑性， 滿足施工過程中軌跡調(diào)整需要、 下套管作業(yè)需要；④在高密度條件下， 具有良好的流變性；⑤具有一定的固相容量， 滿足抗污染需要[3-4]。因此，在長寧-昭通地區(qū)施工的4口井試驗(yàn)了2種高性能水基鉆井液體系，其中在長寧H9-4井水平段、長寧H9-3井定向至完井段、長寧H9-5井定向至完井段分別試驗(yàn)了GOF高性能水基鉆井液體系；在昭通區(qū)塊YS108H4-2井水平段試驗(yàn)了高潤強(qiáng)抑制水基鉆井液體系。

2　室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行了GOF高性能水基鉆井液和高潤強(qiáng)抑制水基鉆井液在不同密度下的驗(yàn)證實(shí)驗(yàn)，以確認(rèn)其體系配方的可靠性。

2.1 高性能水基鉆井液配方及性能

GOF高性能水基鉆井液（1#）和高潤強(qiáng)抑制水基鉆井液（2#）配方如下。

1#（0.5%～0.6%）NV-1+（0.5%～0.6%）多功能復(fù)合劑LATI-BASE+1%降黏劑DESCO+（0.8%～0.9%）降黏劑LIGCO+（0.5%～0.6%）pH值調(diào)節(jié)劑CAUSTIC SODA+（0.20%～0.3%）纖維素類降濾失劑MIN-PAC LV+（1.5%～2.0%）防塌劑LATIMAGIC+ （1.5%～2.0%）瀝青類降濾失劑SULFATROL+3%黏土穩(wěn)定劑CLAY-TROL+3%成膜封堵劑MAXSHIEID+3%潤滑提速劑LATIRATE+重晶石（密度為4.3 g/cm3）

2#（2.50%～2.55%）NV-1+（0.20%～0.25%）乳化劑WD-1+（0.40%～0.45%）乳化劑WD-2+（11.0% ～12.0%）柴油+（1.5%～2.0%）降濾失劑JS-1+7%降濾失劑JS-2a+（7.0%～7.5%）降失水劑JS-2b+ （8.5%～9.0%）KCl+（2.5%～3.0%）泥餅改善劑NBG-1+（5.0%～5.5%）泥餅改善劑NBG-2+（11.0%～12.0%）瀝青粉FTYZ-1+（2.5%～3.0%）石墨類潤滑劑TRH-3+0.3%KOH+（2.0%～2.5%）稀釋劑TXS-1+（6.0%～6.5%）封堵劑FD-1+3%液體潤滑劑TRH-1+（0.20%～0.25%）抑制劑BYZ-1

由以上配方可以看出，在GOF高性能水基鉆井液中采用聚合物封堵抑制方案和水基潤滑方式，在高潤強(qiáng)抑制水基鉆井液中采用有機(jī)、 無機(jī)鹽復(fù)合防膨方案和潤滑劑與柴油復(fù)合潤滑方式，2種鉆井液性能見表1。分析表1可知，GOF高性能水基鉆井液密度按長寧地區(qū)最高標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)驗(yàn)時流變性、封堵性均較好，應(yīng)用井實(shí)際使用密度遠(yuǎn)低于實(shí)驗(yàn)密度，現(xiàn)場實(shí)際使用時性能更優(yōu)；2種鉆井液室內(nèi)檢測的泥餅?zāi)Σ料禂?shù)偏高，可能是材料未充分水化溶解造成，參考性不強(qiáng)；高速剪切對高潤強(qiáng)抑制水基鉆井液影響很大，實(shí)驗(yàn)室沒有密閉恒溫高速剪切的條件，因此在沒有完全高速剪切條件下測得的高溫高壓濾失量和流變參數(shù)不理想。

表1　GOF和高潤強(qiáng)抑制2種高性能水基鉆井液性能

2.2 鉆井液膨脹率測定

稱取10.00 g鉆井液用膨潤土，在105 ℃下烘干5 h，然后使用高溫動態(tài)膨脹量測定儀在14 MPa下壓實(shí)5 min，制成柱狀巖樣，放入漿杯中，再往漿杯中倒入試樣，測定樣品初始高度值，浸泡8 h后再測定終點(diǎn)高度值，計算膨脹率，評價體系的抑制能力。分別取現(xiàn)場實(shí)際使用的井漿檢測其膨脹率，評價其抑制能力[5]，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2　高性能水基鉆井液膨脹率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

從表2可以看出，抑制能力由大到小的順序?yàn)椋焊邼檹?qiáng)抑制水基鉆井液＞GOF高性能水基鉆井液＞KCl聚胺鉆井液＞胺基聚合物鉆井液＞清水。

3　現(xiàn)場應(yīng)用

GOF高性能水基鉆井液在長寧H9-4井水平段（2 890～4 225 m）、 長寧H9-3井定向-水平段（2 242～4 250 m）、 長寧H9-5井定向至完井段（2 373～4 560 m）進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用；高潤強(qiáng)抑制水基鉆井液在YS108H4-2井水平段（2 806～4 020 m）進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用?，F(xiàn)場鉆井液性能見表3。

表3　高性能水基鉆井液現(xiàn)場性能統(tǒng)計表

3.1 長寧H9-4井

長寧H9-4井鉆至井深2 890 m時轉(zhuǎn)換為GOF高性能水基鉆井液，轉(zhuǎn)換初期，因藥品尚未完全溶解，存在極少量掉塊，正常鉆進(jìn)過程中基本無掉塊。鉆至井深3 014 m和3 694 m短程起下鉆開泵循環(huán)出現(xiàn)少量掉塊。完鉆后下入φ208 mm扶正器通井，下鉆至井深3 563 m遇阻嚴(yán)重，開泵劃眼到底，未電測直接下入φ139.7 mm套管。下入套管至井深3 100 m遇阻增大，泵入了60 m3油基鉆井液作為封閉液封定向-水平段，下入套管至井深4 202 m開始固井。長寧H9-4井井下摩阻情況見表4。

現(xiàn)場鉆井液維護(hù)措施如下：①保證固控設(shè)備正常運(yùn)行，清除有害固相；②每天（24 h）監(jiān)測全套性能4次，將漏斗黏度控制在55～80 s范圍內(nèi)，高溫高壓濾失量控制在6 mL/100 ℃以內(nèi)， 摩擦系數(shù)控制在0.05以內(nèi)， 膨潤土含量控制在15～20 g/L，固相含量控制在36%左右；③除了按照轉(zhuǎn)換漿的配方配制新漿進(jìn)行補(bǔ)充外，每班需連續(xù)加入LATIRATE、CLAY-TROL、 MAX-SHIELD， 保證鉆井液具有足夠的潤滑性、抑制性和封堵性；④控制黏度和切力是高性能水基鉆井液的主要問題，黏度和切力增大一般是由于鉆井液的低密度固相過高引起的，而控制鉆井液低密度固相一般通過置換新漿來實(shí)現(xiàn)。

表4　長寧H9-4井井下摩阻統(tǒng)計

3.2 長寧H9-3井

長寧H9-3井鉆至井深2 242 m時轉(zhuǎn)換為GOF高性能水基鉆井液。GOF高性能水基鉆井液轉(zhuǎn)換前井斜為18.20°， 方位為93.70°。轉(zhuǎn)換后， 在定向段成功地使用了旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向，鉆進(jìn)至井深2 855 m，井斜為91.50°， 方位為9.90°。在定向段和水平段鉆進(jìn)期間井下正常，鉆至井深3 966 m短程起下鉆，開泵出現(xiàn)少量掉塊，摩阻問題比長寧H9-4井有所改善。鉆至井深4 250 m完鉆，完鉆后起鉆下入φ208 mm扶正器通井電測，通井期間出現(xiàn)了大量掉塊，說明在石牛欄組、龍馬溪組地層的穩(wěn)定性比較差。順利電測后因沒有通井直接下套管，下入套管至井深3 028 m處，開始下行困難，下至井深3 940 m后，經(jīng)長時間循環(huán)沖砂、下砸無效的情況下轉(zhuǎn)換為油基鉆井液下套管。

長寧H9-3井使用了存放一個月的長寧H9-4 井GOF高性能水基鉆井液，在施工期間出現(xiàn)了細(xì)菌污染，導(dǎo)致黏度、切力升高、泥漿泵上水不好。通過開除氣器、加入消泡劑和潤滑劑沒能有效解決消泡問題。長寧H9-3井井下摩阻情況見表5。

表5　長寧H9-3井井下摩阻統(tǒng)計

轉(zhuǎn)換時使用了長寧H9-4井老漿50 m3。正常鉆進(jìn)中鉆井液維護(hù)以新配制加重漿為主，加重膠液所加材料按照新配漿配方執(zhí)行。該井增加了2種鉆井液材料，一種為不增黏性的降濾失劑POLYDRILL，另一種為潤滑劑MIL-LUBE，在降低井下摩阻方面起到一定作用。施工過程中在井深3 800 m以后出現(xiàn)嚴(yán)重起泡現(xiàn)象，需要使用雙泵才能滿足鉆進(jìn)需要，推測原因?yàn)槔蠞{降解或新增加材料引起的，鉆井液其他性能基本穩(wěn)定。

3.3 長寧H9-5井現(xiàn)場應(yīng)用情況

長寧H9-5井鉆至井深2 373 m時轉(zhuǎn)換為GOF高性能水基鉆井液， 鉆至井深2 520 m時起鉆更換旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具， 鉆至井深3 060 m進(jìn)入A靶點(diǎn)著陸（測深為3 049.97 m， 井斜為82.18°， 方位為190.17°）， 鉆至井深3 718.15 m時因性能惡化， 起鉆甩掉旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具， 采用常規(guī)穩(wěn)斜鉆具組合， 下鉆到底后調(diào)整鉆井液性能， 然后恢復(fù)正常鉆進(jìn)， 完鉆井深為4 560 m。GOF高性能水基鉆井液使用井段為2 373～4 560 m。采用存儲式電測儀器進(jìn)行測井， 電測后采用雙扶正器通井， 起鉆前封入潤滑漿，下套管時加滾珠扶正器， 順利下至井深4 553.90 m，固井順利。長寧H9-5井井下摩阻情況見表6。

表6　長寧H9-5井井下摩阻統(tǒng)計表

正常維護(hù)措施與H9-4、H9-3井相同，由于該井使用了長寧H9-3井老漿112 m3，所以仍然存在起泡問題，除氣器使用率在90%以上，配合使用消泡劑協(xié)助消泡，保證泥漿泵正常上水，最后經(jīng)殺菌劑殺菌處理后恢復(fù)正常。施工后期加入硅醇抑制劑，振動篩上返出巖屑成巖性明顯增強(qiáng)，說明該產(chǎn)品具有較好的抑制作用。

3.4 YS108H4-2井現(xiàn)場應(yīng)用情況

YS108H4-2井鉆至井深2 806 m時轉(zhuǎn)換為高潤強(qiáng)抑制水基鉆井液。高潤強(qiáng)抑制水基鉆井液轉(zhuǎn)換后，循環(huán)過程中未見掉塊出現(xiàn)。鉆進(jìn)至井深3 180 m時短程起下鉆清砂，下鉆到底循環(huán)有少量掉塊，鉆至井深4 020 m完鉆。電測、下φ208 mm扶正器通井、下入套管都一切順利，沒有轉(zhuǎn)換油基鉆井液。YS108H4-2井井下摩阻情況見表7。

表7　YS108H4-2井井下摩阻統(tǒng)計

現(xiàn)場鉆井液維護(hù)措施如下：①膨潤土漿比例下調(diào)至1.2%，其余材料均按配方執(zhí)行，配制好的新漿加重至井漿密度后補(bǔ)充消耗；②振動篩使用孔徑為0.063～0.076 mm篩布；鉆進(jìn)過程中保持除砂除泥一體機(jī)使用率為100%；監(jiān)測固相含量，使用離心機(jī)，保持固相含量在31%～33%；③控制高溫高壓濾失量在6 mL以內(nèi)；及時補(bǔ)充TRH-1（液體）、TRH-3（固體）2種潤滑劑，保證鉆井液具有足夠的潤滑性，確保定向期間不脫壓。

4　2種高性能水基鉆井液體系對比

應(yīng)用GOF高性能水基鉆井液試驗(yàn)的3口井均為三維水平井，且在定向段使用了旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，最長浸泡周期達(dá)36.06 d，經(jīng)過了全面考驗(yàn)。試驗(yàn)高潤強(qiáng)抑制水基鉆井液的YS108H4-2井為一口二維水平井。

4.1 機(jī)械鉆速

試驗(yàn)井應(yīng)用高性能水基鉆井液后的機(jī)械鉆速見表8。

表8　2種高性能水基鉆井液現(xiàn)場試驗(yàn)情況

長寧H9-4井使用了新配GOF高性能水基鉆井液，由于劣質(zhì)固相較少， 有利于提高機(jī)械鉆速，但首次使用發(fā)現(xiàn)該體系潤滑性存在問題；在長寧H9-3井的試驗(yàn)中引入了新型不增黏降濾失劑和潤滑劑，降低了井下摩阻，但由于使用了50 m3長寧H9-4井剩余的老漿，出現(xiàn)嚴(yán)重起泡現(xiàn)象，影響泥漿泵上水，同時由于本井軌跡調(diào)整較多，導(dǎo)致機(jī)械鉆速較低；長寧H9-5井的試驗(yàn)中引入了殺菌劑和新型消泡劑，解決了起泡問題，由于使用了長寧H9-3井112 m3老漿，導(dǎo)致鉆井液中劣質(zhì)固相較多，機(jī)械鉆速略低于長寧H9-4井。

4.2 井壁穩(wěn)定

該高性能水基鉆井液在試驗(yàn)井段應(yīng)用時的井壁穩(wěn)定情況見表9。浙江昭通區(qū)塊地層穩(wěn)定性相對于長寧區(qū)塊較差， 從表2、 表9膨脹率實(shí)驗(yàn)和電測井徑擴(kuò)大率數(shù)據(jù)來看， 高潤強(qiáng)抑制水基鉆井液的抑制性強(qiáng)于GOF高性能水基鉆井液。2種方案的高溫高壓濾失量接近，封堵能力相當(dāng)。

表9　應(yīng)用高性能水基鉆井液后的井壁穩(wěn)定情況

4.3 完井

2種鉆井液體系在4口應(yīng)用井應(yīng)用，均能滿足套管下入要求。但下套管前，需要進(jìn)行專門通井，將井內(nèi)鉆屑攜帶干凈，然后封入專用潤滑漿，才能保證套管安全順利下至井底。

5　結(jié)論

1.在1口二維水平井、 3口三維水平井進(jìn)行了2種高性能水基鉆井液體系的應(yīng)用試驗(yàn)， 其中有2口井經(jīng)過了三開全井段試驗(yàn)， 且在定向時使用了旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具， 取得了成功， 解決了油基鉆井液對環(huán)境的污染問題。

2.相對于油基鉆井液而言， 高性能水基鉆井液以水為連續(xù)相，可以使用各種吸水膨脹類堵漏材料，對井漏的處理更加容易， 同時固井時不用注入大量沖洗液、隔離液，使固井工藝簡化。

3.與使用油基鉆井液的鄰井相比提速明顯，定向段機(jī)械鉆速提高了50%～75%，水平段機(jī)械鉆速提高75%～100%，試驗(yàn)井長寧 H9-5 井全井周期在本區(qū)塊最短，為45.06 d，成為長寧區(qū)塊的樣板井。

6 建議

1.施工后期井下摩阻偏大，需要進(jìn)一步提高鉆井液的潤滑性，采用不同類型的成膜潤滑劑組合，使?jié)櫥越咏突@井液水平。

2.GOF高性能水基鉆井液體系的降解太快，基本上無法實(shí)現(xiàn)重復(fù)利用，下一步工作從材料的配伍性入手，著重解決替代材料的使用問題。

3.從現(xiàn)場使用情況來看，硅醇抑制劑的使用明顯地增強(qiáng)了體系的抑制性，可在配方中直接引入。

參 考 文 獻(xiàn)

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收稿日期（2015-10-9；HGF=1506M11；編輯 馬倩蕓）

作者簡介：第一龍大清， 工程師， 1965年生，畢業(yè)于中國石油大學(xué)， 長期從事鉆井液的研究工作。電話 13808241320；E-mail：ldq630609@sina.com。

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.01.004

中圖分類號：TE254.3

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1001-5620（2016）01-0017-05