油基钻井液是一种以非极性油品作为连续相的钻井液体系[1]，在油田复杂井和高成本井上广泛应用[2-4]。但是，油基钻井液成本较高、易污染环境和洗井能力较差，在大面积推广应用上存在一定的局限性，近年来，环保型的水基钻井液体系逐渐发展起来[5-7]，特别是随着非常规页岩气在我国的兴起，由于页岩气井目的层段矿物成分、页理、层理、微裂缝发育等，对钻井液体系提出了更大的挑战[8-11]。
随着水基钻井液技术的发展，已能够获得与油基体系相近的抑制、润滑性能，且国内外已有诸多成功案例[12-20]。如美国Barnett页岩，主要使用伯劳德的shale drill水基钻井液体系以及Halliburton的shaledrill-F水基钻井液体系。而在川西地区，水基钻井液体系在页岩气水平井的实施尚属首次，本研究在对川西页岩地层工程地质特征和页岩地层复杂情况研究的基础上，形成了适用于川西页岩气钻井的钻井液体系CXWBM-1，对其性能进行了评价，并介绍了其在川西XYHF-1井的应用情况。
聚胺仿油基聚合物钻井液、抑制性体系(甲基葡萄糖甙MEG+聚胺+CaCl2+黏土类CLAY-TROL)、封堵材料(纳米乳液+高分子聚合物MAX-SHIELD+碳酸钙+固体润滑剂RH102)、聚磺降失水剂、淀粉类降失水剂BIO-LOSE及其他添加处理剂，均由绵阳仁智油田技术服务有限公司提供；KOH、NaCl、CaCl2、SP-80，均由国药集团化学试剂有限公司生产。
主要仪器：PL4002-IC电子天平，梅特勒托利多仪器(上海)有限公司；六速旋转黏度计，得顺电子机械有限公司；高温高压失水仪，得顺电子机械有限公司；ZNG-B型固相含量测定仪，上海魅宇仪器设备有限公司；ZNS-1中压失水仪，青岛百瑞达石油机械制造有限公司；砂床，海安石油仪器有限公司。
实验中所用的水基钻井液体系CXWBM-1的配方为：1.0%(w)NV-1+0.15%(w)MMCA +0.15%(w)XC+0.3%(w)XY-27+3.5%(w)SMP-2+3.5%(w)SMC+2%(w)SMT+0.2%(w)SP80+5%(w)RH220+2%(w)RH102+8%(w)MEG+0.04%(w)CaCl2+1.5%(w)QS-2+2%(w)纳米乳液+0.8%(w)聚胺+1%(w)GCYZ-1(硅醇)+0.2%(w)KOH+1.2% (w)BIO-LOSE(降失水剂) + 2.1%(w)MAX-SHIELD(高分子封堵剂)+2%(w)CLAY-TROL(防塌剂)+0.3%(w)LD-9(消泡剂)+0.3%(w)X-CIDE 102(杀菌剂)+重晶石。
首先配制好聚胺仿油基聚合物钻井液，并加入预先设计的强抑制和强封堵体系，持续搅拌16 h以上，然后在处理剂胶液配制罐中加入80%~90%的水，使用剪切泵均匀加入计算量的处理剂，不断搅拌直到充分水化溶解；按照配方将处理剂胶液和加有强抑制剂和封堵体系的聚胺仿油基聚合物钻井液混合并搅拌均匀，即得到所用的水基钻井液体系CXWBM-1。
(1) 全性能评价。参照GB/T 16783.1-2014《石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液》和GB/T 16783.2-2012《石油天然气工业钻井液现场测试第2部分：油基钻井液》标准评价水基钻井液体系CXWBM-1与川西现场前期用油基钻井液M2-1H钻井液的全性能。
(2) 抑制性能。称取50 g 0.84~2 mm页岩岩样，在老化罐中装入待测定钻井液350 mL，然后装入岩样，拧紧老化罐并放入老化炉，调节温度至90 ℃，老化16 h；老化完成后，将老化罐取出冷却，分离岩样、烘干、称量，计算第一次回收率。同理，在90 ℃下重复滚动一次，计算第二次回收率。
(3) 封堵性能。利用砂床封堵实验评价了CXWBM-1钻井液体系和M2-1H钻井液的封堵性能。由于试验区微裂缝和孔隙大小在0.5~15 μm之间，封堵实验选用粒径范围为76 μm左右的ZD-C作为砂床(估算形成的缝隙在10μm左右)。
(4) 润滑性能。利用NZ-黏滞系数测定仪测试CXWBM-1钻井液体系和M2-1H钻井液的API泥饼摩阻系数和黏滞系数。
(5) 抗污染性能。通过向CXWBM-1钻井液体系中加入不同量的NaCl、CaCl2和0.074~0.15 mm的页岩岩屑粉，在50 ℃下，利用六速黏度计、中压失水仪、高温高压失水仪等评价CXWBM-1钻井液体系的抗盐、抗钙和抗岩屑污染性能。
川西现场前期用油基钻井液，虽然能基本满足页岩段钻井施工的需要，但其成本较高、易污染环境和洗井能力较差，推广应用较差。因此，在CXWBM-1钻井液体系全性能评价时以川西M2-1井钻井液作为参照对象，与配制的CXWBM-1钻井液体系进行对比分析，实验结果见表 1。
由表 1可看出，CXWBM-1钻井液体系与M2-1H钻井液的密度、黏度和润滑性能差别不大，具有很好的流变性能，且CXWBM-1钻井液体系在120 ℃下的高温高压滤失量更小，仅为4 mL，在保护储层的同时也提高了机械钻速，达到了现场对钻井液的要求。
表 2为试验区页岩岩样在两种不同钻井液中的滚动回收实验数据及滤液离子浓度分析结果。从表 2可看出，CXWBM-1钻井液体系和M2-1H钻井液的抑制性能均较好，第一次和第二次回收率都超过90%。CXWBM-1钻井液体系的抑制性能高于M2-1H钻井液的抑制性能。此外，由于CXWBM-1钻井液体系中添加了CaCl2，CaCl2能够增加钻井液中盐水的密度，可抑制黏土的膨胀，提高井壁的稳定性，其Ca2+浓度高于M2-1H钻井液1倍以上，体系的抑制性能被提高，体系的活度大大改善。
在钻井过程中，与地层岩石和流体配伍性差的钻井液易进入地层，造成井壁失稳。因此，要求所用的钻井液应具有很强的封堵性能。表 3为CXWBM-1钻井液体系和M2-1H钻井液的封堵性能实验数据表。从表 3可看出，CXWBM-1钻井液体系中由于加入了不同粒径的颗粒类的封堵材料(纳米乳液+ MAX-SHIELD+碳酸钙+RH102)，使其对于不同的裂缝具有很好的适应性，可在井壁裂缝开口处形成桥堵，堵塞裂缝[21-22]，其封堵性能明显优于M2-1H钻井液。
由于川西页岩水平井的水平段长达1 000 m左右，对钻井液润滑性要求较高，如何提高钻井液的润滑性能，确保水平段的顺利钻进，已成为川西地区页岩气钻井液工艺中非常重要的问题。钻井液的黏滞系数和摩阻系数是钻井液润滑性能的两个重要技术指标。实验中通过改变CXWBM-1钻井液体系中润滑剂RH220的加量，评价了其黏滞系数和摩阻系数，结果如表 4所示。
从表 4可看出，由于体系中加入了RH220、RH102、MEG等润滑剂后润滑性较好，且随RH220加量的增大，使得钻柱与井壁之间的滑动摩擦转变为滚动摩擦，从而降低了扭矩，减少了阻力，最终使得黏滞系数和摩阻系数减小，润滑性能增强[23-25]，可满足川西页岩气水平井钻井的需要。
在现场实际应用中，CXWBM-1钻井液体系会遇到岩屑等固相和矿化水，从而对其产生污染，针对其可能受到的污染，开展了抗盐、抗钙和抗岩屑污染性实验，实验结果如表 5所示。
从表 5可看出，随着体系中NaCl加量的增加，CXWBM-1钻井液体系的表观黏度、塑性黏度呈现减小趋势，API滤失量增大；随着体系中CaCl2加量的增加，CXWBM-1钻井液体系的表观黏度、塑性黏度和API滤失量增加；加入岩屑粉后，体系的黏度略有增加，失水变化不大。综合而言，页岩水基钻井液体系加入盐、钙和岩屑粉后，钻井液体系性能没有出现较大变化，体系具有一定的抗污染能力。
XYHF-1井是四川盆地新场构造七郎庙高点的第1口页岩气水平勘探井，直导眼完钻井深3 100 m，水平段完钻，垂深3 055.82 m，斜深4 077.00 m，主要目的层为上三叠统须家河组五段中亚段，为硬脆性泥页岩，井壁易剥落坍塌，且微裂缝发育，钻井液滤液会沿微裂缝侵入地层，在水化作用下，使微裂隙张启，井壁稳定性下降。
各井段实钻钻井液体系如表 6所示。该井自造斜段开始四开3 281.00~3 417.80井段，使用强抑制强封堵聚胺仿油基钻井液CXWBM-1，进入造斜点之前的三开侧钻段2 600.00~3 281.00井段根据钻进情况加入了一定量的抑制剂体系、封堵剂、润滑剂、金属离子聚合物、磺化类处理剂等来增强钻井液的抑制封堵性和润滑性。CXWBM-1钻井液体系使用井段长达817.80 m，在应用过程中，水平页岩段没有出现页岩吸水膨胀、缩径现象，井壁稳定，无拉挂和憋钻现象，滤失量在2 mL之内。钻井液中加入质量分数为2%的润滑剂，使得钻井液摩阻系数降低，其中起钻摩阻斜井段为超过10 t，直井段为7~8 t，润滑性能好，在起下钻过程中未出现压差卡钻。
(1) 通过对川西页岩气新型水基钻井液处理剂优选和配方实验，形成了强抑制强封堵聚胺仿油基水基钻井液体系CXWBM-1。该体系抑制能力较强，对川西页岩岩样第二次回收率达到95%以上，能有效封堵0.5~15 μm微裂缝或微孔，钻井液体系的API失水在2 mL以内；体系的黏滞系数和摩阻系数均较低，分别为0.061 2和0.101 4，润滑性能好，体系中加入盐、钙和岩屑粉后，钻井液体系性能没有出现较大变化，体系具有一定的抗污染能力。
(2) 研制的新型水基钻井液体系CXWBM-1在川西XYHF-1井四开3 281.00~3 417.80 m页岩井段应用，在应用过程中，没有出现页岩吸水膨胀、缩径现象，井壁稳定，无拉挂和憋钻现象，API滤失量在2 mL之内，满足了川西页岩气水平井的钻进。
2015, Vol. 44 Issue (6): 96-100
2015, Vol. 44 Issue (6): 96-100