页岩长水平段水基钻井液封堵剂优选

何 恕 王 波 陈晓飞 白 杨 林永学 柴 龙 王显光 高书阳

(1.中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院， 北京 100101；2.西南石油大学石油与天然气工程学院， 成都 610500)



页岩长水平段水基钻井液封堵剂优选

何 恕1王 波2陈晓飞1白 杨2林永学1柴 龙1王显光1高书阳1

(1.中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院， 北京 100101；2.西南石油大学石油与天然气工程学院， 成都 610500)

由于页岩气地层微裂缝(微 — 纳米级)发育，长水平段页岩地层钻进时，要求钻井液具有良好的封堵效果，而目前使用的钻井液封堵剂主要针对致密砂岩、碳酸盐、泥岩等地层中的大孔隙(毫 — 微米级)。因此，页岩封堵效果评价及封堵剂优选又是一门新的课题。研究采用孔、缝为微 — 纳米级的超低孔超低渗地层“模拟岩心”评价微纳米封堵材料的封堵效果，发现其可以有效地封堵页岩发育的微裂缝，有效地控制钻井液滤液进入地层，其封堵效果与加量、粒径分布有着密切的联系。

页岩气； 水基钻井液； 封堵剂； 微纳米孔缝

为保持页岩储层水平井井壁稳定，目前国外最有效的措施就是采用油基钻井液体系，其根源在于页岩水敏性强极易引起水化坍塌，且所钻页岩由于微裂缝(微孔)发育极易破碎坍塌，加上钻长段水平井的需要，因此要求钻井液具有较强的抑制、封堵、润滑、井眼净化能力。目前只有油基钻井液才能满足此要求，但是其成本高，环保压力大。因此钻井液已成为我国页岩气能否工业化开发的重大障碍[1-3]。

从国内外页岩气井钻井液初始设计分析，石油工作者们将钻井液类型直接定位为油基钻井液，其根源在于页岩井段微裂缝发育、易破碎坍塌，不允许含有水的滤液进入地层，破坏产层。因此，如何降低滤液进入地层，是运用水基钻井液钻页岩气井要解决的首要问题，也是最关键的问题。通过优选封堵剂种类及加量封堵页岩井段微裂缝，有效控制滤液进入地层，降低失水，防止页岩遇水垮塌具有十分重要的意义[4-5]。

1 实验部分

1.1 实验材料和仪器

乳化石蜡类封堵剂EP-2、磺化沥青类封堵剂SFT、聚合醇、膨润土、SD型多联中压失水仪、GGS42-2型高温高压失水仪、ZNN-D6B六速旋转黏度计、LA-950A2型激光粒度仪、XGRL-2数显式滚子加热炉、Quanta450环境扫描电子显微镜。

1.2 实验方法

制备模拟岩心，采用具有特低渗透(如10-7μm2级)的厚泥饼模拟超低渗岩心。

(1)分别将加有封堵剂的基浆倒入底部装有模拟岩心的高温高压失水仪中测量泥饼渗透率。

(2)基浆配方:3%夏子街膨润土+不同量封堵剂。

2 实验结果与分析

2.1 EP-2封堵效果评价

EP-2是某种标号的固体石蜡经乳化后制得的乳状液，属微软变形封堵剂，其软化点为80～100 ℃，激光粒度仪测试数据表明：D10、D50、D90分别为0.222，14.998，133.011 μm；粒度直径小于1 μm的占23.8%，粒度直径在1～10 μm的占17.8%，粒度直径在10～30 μm的占16.4%，粒度直径大于30 μm的占42.0%。由粒度分布曲线图1可知：EP-2几乎没有小于0.1 μm的纳米级颗粒，10 μm以内固相粒子占41.6%，主要以微米级颗粒存在，从其粒度分布来看，粒度级配较为合理，对封堵页岩微纳米级孔缝有一定效果。

图1 EP-2粒度分布曲线

在3%基浆中加入0.5%，1.0%，1.5%，2.0%，2.5%，3.0%，5.0%，7.0%的EP-2，在105℃16h条件下热滚，测流变性，API、HTHP失水及其封堵效果，其结果见表1。

实验发现，在3%膨润土浆中加入EP-2后，当其加量超过3%时，体系黏度略有增加，但幅度不大，对流变性的影响较小；随着EP-2加量增加，HTHP失水随之降低，泥饼随之减薄，致密性随之变好，当其加量超过5.0%后HTHP失水降低幅度变小；从泥饼渗透率降低情况看，随着EP-2加量增加，泥饼渗透率降低率先增后降，当其加量为5.0%时，泥饼渗透率降低率最高，达51.85%，此时的渗透率为2.21×10-7μm2，故选择EP-2最佳加量为5.0%。这是因为在泥饼形成过程中，柔性变形封堵剂EP-2因压差、温度变形为小颗粒，进入泥饼的小空隙中，使泥饼渗透率降低，失水量降低，从而达到封堵的效果。

表1 不同加量EP-2钻井液性能参数及封堵效果

添加封堵剂EP-2前后模拟岩心表面的扫描电镜图像见图2。由图2(a)可以看出未添加封堵剂的泥饼孔隙较多，有小于1 μm的小孔隙也有大于10 μm的大孔隙，正是由于这些孔缝的存在，钻井液的HTHP滤失量较大，添加封堵剂EP-2后，粒径分布较宽的EP-2在压力作用下发生形变，填充不同大小的孔隙；由图2(b)可以看出泥饼中的孔隙数量明显减少，大孔隙几乎没有，只留有部分小孔隙，钻井液滤失量也随之明显减少，进一步验证了EP-2的封堵效果。

2.2 聚合醇封堵效果评价

实验用聚合醇浊点为80 ℃。当温度超过浊点时，聚合醇将形成滴珠，在压差、温度作用下，变形成为小颗粒进入泥饼的小孔隙中起封堵作用，使泥饼渗透率降低，失水量降低。

在3%基浆加入1.0%，2.0%，3.0%，5.0%，7.0%的聚合醇(浊点为80 ℃)，在105 ℃16 h条件下热滚，测其流变性、API、HTHP失水及其封堵效果，其结果见表2。

实验结果表明：在3%膨润土浆中加入聚合醇(浊点为80 ℃)后，随着聚合醇加量增加，体系黏度随之略有增加，但增黏效应不明显；随着聚合醇加量增加，HTHP失水量随之降低，泥饼随之减薄，致密性随之变好，降失水效果较为显著。从泥饼渗透率降低情况分析，随着聚合醇加量增加，泥饼渗透率降低率随之增大，当其加量为5.0%时，泥饼渗透率降低率最明显，高达42.48%，此时渗透率为2.64×10-7μm2，封堵效果极为明显，当其加量为7.0%时，泥饼渗透率降低率为45.10%，较加量为5.0%时略高，此时的渗透率为2.52×10-7μm2。封堵效果也较明显，考虑到这2个加量情况下的封堵效果相近，为节约成本，选择聚合醇最佳加量为5.0%。聚合醇封堵作用机理为：当温度达到聚合醇浊点温度之上后聚合醇发生相分离，析出大小可变的胶体粒子在孔隙中堵塞微细孔道，阻止水及钻井液滤液进一步进入页岩地层从而达到有效封堵。

图2 添加封堵剂EP-2前后模拟岩心表面扫描电镜图像

JB53是一种以BaSO4为主的微纳米级材料，属刚性封堵材料，激光粒度仪测试表明：D10、D50、D90分别为0.091，0.188，26.600 μm；粒度直径小于1μm的占74.2%，粒度直径在1～10 μm的占11.4%，粒度直径在10～30 μm的占4.9%，粒度直径大于30 μm的占9.5%。由JB53粒度分布曲线图3可知：JB53颗粒分布大多集中在0.1～10 μm之间，含有很少部分小于0.1 μm的纳米级颗粒，主要以微米级颗粒存在；从其粒度分布看，1 μm以内的颗粒较为集中，粒度级配较为合理，作为刚性颗粒依靠自身的小尺寸效应进入微纳米空隙中，充填堵塞孔道致使渗透率降低，对封堵页岩微纳米级孔缝有一定效果。

图3 JB53粒度分布曲线

在3%基浆中加入0.5%、1.0%、3.0%、5.0%、7.0%的JB53，在105 ℃16 h条件下热滚，测流变性、API、HTHP失水及其封堵效果，其结果见表3。

表2 不同加量聚合醇钻井液性能参数及封堵效果

实验结果表明：在3%膨润土浆中，随着JB53加量增加，体系黏度随之增加，但流变性能变化不大；HTHP失水量降低，泥饼厚度减薄，致密性变好，具有一定的降失水效果；从泥饼渗透率降低情况看，随着JB53加量增加，泥饼渗透率降低率先增后降，当其加量为0.5%时泥饼渗透率降低幅度最大，达38.13%。可见，JB53封堵效果较好，其最佳加量为0.5%。实验还发现，当其加量为1.0%或超过1.0%时，出现小颗粒团聚效应，加量越大这种效应越明显，从而导致泥饼渗透率降低率较小，封堵效果变差。

表3 JB53下不同加量钻井液性能参数及封堵效果

3 结 语

(1)微纳米封堵剂可以有效封堵页岩发育的微裂缝，有效控制钻井液滤液进入地层。

(2)可变形粒子封堵剂的封堵效果与其粒径分布有着密切的关系，三级粒径分布的EP-2的封堵效果要远好于单级粒径分布的JB53堵剂。

(3)刚性纳米封堵剂加量不易过大，加量过大易导致小颗粒的团聚效应加重。

[1] Vogelsberger W. Jochen Schmidt Studies of the Solubility of BaSO4Nanoparticles in Water： Kinetic Size Effect，Solubility Product，and Influence of Microporosity[J].The Journal of Physical Chemistry,2011,115:1388-1397.

[2] Bokern G D,Hunter A K,McGrath M K. Charged Barite Aqueous Solution Interface：Surface Potential and Atomically Resolved Visualization[J].Langmuir,2003,19(24):10019-10027.

[3] 任铭,汪海阁,邹灵战,等.页岩气钻井井壁失稳机理试验与理论模型探索[J].科学技术与工程,2012,12(22):32-35.

[4] 聂靖霜,王华平,王富渝．长宁威远地区页岩气大斜度水平井钻井技术研究[J]．钻采工艺,2013,36(3):83-85.

[5] 王中华．页岩气水平井钻井液技术的难点及选用原则[J].中外能源,2012,17(4)：63-65.

Optimization of Blocking Agent for Water-based Drilling Fluids in Long Horizontal Shale Drilling

HEShu1WANGBo2CHENXiaofei1BAIYang2LINYongxue1CAILong1WANGXianguang1GAOShuyang1

(1. Technical Research Institute of Petroleum Engineering, China Petroleum &Chemical Corporation, Beijing 100101, China; 2. Petroleum and Natural Gas Engineering,Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China)

When drilling long horizontal shale formations, micro-cracks(micro-nanometer) development requires drilling with good blocking effect, while the drilling fluid blocking agents currently used are mainly for tight sandstone, carbonate, shale and other formations of large pores(milli-micron). So it is a new subject to evaluate the effect of the sealing of shale and optimize plugging agent. In this paper, we used “simulated core” based on micro-nanoscale holes and ultra low permeability formations to evaluate micro and nano sealing materials, and discovered the micro and nano sealer can effectively block microfractures shale development and prevent drilling fluid from filtrating into the formation filtrate. And the results also showed that the blocking effect is closely linked with the increase amount of particle size distribution.

shale gas; water-base drilling fluid; plugging agent; micro hole seam

2015-03-06

国家自然科学基金石化联合重点基金项目“页岩气低成本高效钻完井技术研究”(U1262209)

何恕(1969 — )，黑龙江望奎县人，高级工程师，研究方向为油气井工作液技术。

TE258

A

1673-1980(2015)05-0047-04