王显光，李 雄，林永学

（中国石化石油工程技术研究院，北京100101）

1 概 述

近年来，随着美国在页岩油气资源商业开发上取得成功，页岩油气水平井开发用高性能钻井液技术成为各国钻井液从业人员关注的焦点和研究的热点[1-5］。用于商业开发的页岩油气水平井水平段一般长达800～2 500m[6］，施工过程中对钻井液的井眼清洁能力和润滑性能[7-8］要求极高；页岩油气富集的目的层其硬脆性矿物含量高、页岩层理和微裂隙发育，钻井过程中钻井流体的侵入易导致井壁失稳；另外，为了利于大规模的水力压裂和提高产能，页岩油气水平井通常沿最小水平主应力的方位钻进，容易导致严重的井壁失稳。因此，页岩油气水平井对钻井液技术提出了严峻的挑战[9］。

国外油基钻井液（OBM）技术的发展始于20世纪60年代，至90年代已经形成了完善的油基钻井液技术系列，可以满足页岩水平井、超大斜度定向井、高温高压超深井等现场施工。2005年前后，伴随着美国页岩油气水平井的大规模开发，其相应的高性能油基钻井液技术已经成熟[10-13］，钻井液成本大幅度降低。

国内OBM技术的发展始于20世纪80年代，大庆、胜利和中原等油田先后开展过相关技术探索，但由于成本高、投入产出比差、环保压力大等问题，OBM的应用范围和规模较小[14-15］，技术水平发展缓慢。国内与国外的技术差距主要表现为[16-18］：1）OBM体系虽然具有较好的乳化稳定性，但流变性能较差、切力低、悬浮能力差；为提高其切力、增强携岩能力，大量使用有机土、乳化剂等亲油胶体，导致其黏度大幅度升高、环空压耗明显上升，不仅导致钻井速度下降，而且大幅度增加了薄弱地层井漏的风险；2）OBM体系处理剂用量大，为降低综合成本带来了极大的难度。为此，笔者针对国内OBM体系存在的突出问题，根据页岩油气水平井的施工要求，在借鉴国外先进技术的基础上，开展了页岩油气水平井用OBM体系构建，形成了一套高性能油基钻井液体系（HPOBM），并在彭水地区的彭页2HF井成功应用，创造了国内陆上页岩气水平井水平段和水平位移最长的新纪录，对于国内其他地区的页岩油气水平井钻井施工也具有一定的借鉴意义。

2 设计思路

页岩油气水平井钻井过程中井壁失稳风险高、井眼清洁难度大、钻具摩阻大，因此用于页岩水平井的油基钻井液必须具有良好的乳化稳定性和流变性能，以及较强的随钻封堵性能。在借鉴国外公司相关技术的基础上，按照页岩水平井的施工要求，对页岩水平井用高性能油基钻井液体系进行了设计：

1）采用逆乳化油基钻井液，以有效降低成本。该钻井液体系油水比使用范围为90∶10～60∶40，为便于现场控制流变性能，油水比随着其密度的升高而逐渐增大。

2）注重油水两相的乳化稳定性[19］。常规乳化剂存在流变性能差、加量大、综合成本高等不足，根据亲水亲油平衡原理和表面活性剂分子结构与表面活性的关系[20］，开发出类似国外高性能油基钻井液用的聚合类表面活性剂，有效乳化油水界面，确保钻井过程中侵入地层的滤液完全为油相；同时，大分子量乳化剂可以显著增加钻井液体系的结构力，改善钻井液体系的流变性能，提高携岩能力。

3）注重钻井液体系流变性能的改善。根据相似相溶原理和电性吸附作用原理，设计并研发了特殊结构的流型调节剂，进一步增强了钻井液体系的内部结构力，提高了钻井液体系的切力、低剪切条件下的结构力和动塑比，确保其具有良好的井眼清洁能力。

4）注重封堵材料的颗粒尺寸分布和刚性、塑性材质的选择。对多个地区的页岩储层岩样进行分析，获得页岩储层微裂隙的尺度范围，依据有效堆积和架桥理论[21］，设计合理粒径范围的刚性与塑性混配的随钻封堵材料，封堵裂隙、强化井筒，为油基钻井液合理密度的使用提供了保障。

3 配方与性能评价

基于上述页岩水平井用高性能油基钻井液体系设计原则，开展并完成了新型乳化剂、流型调节剂和随钻封堵剂等关键钻井液处理剂的研究与开发。在上述关键处理剂开发的基础上，通过对有机土、乳化剂、降滤失剂等处理剂的加量进行优化、油水比调整试验，得到了高性能油基钻井液体系（HPOBM）的配方组成：0号柴油＋20.0%CaCl2盐水（CaCl2质量分数为25%）＋1.5%主乳化剂＋1.0%辅乳化剂＋0.5% 润湿剂＋2.0%CaO＋1.8%有机土＋2.0%降滤失剂＋0.3%提切剂＋3.0%封堵剂。

3.1 基本性能

按照上述配方在室内进行了HPOBM体系的配置，步骤如下：加入配比量的柴油、乳化剂和润湿剂，高速搅拌10min后加入盐水，再高速搅拌20min；然后依次加入有机土、CaO、降滤失剂、提切剂和封堵剂，每种处理剂加入后高速搅拌15min，所有处理剂加完后再高速搅拌30min，得到密度为0.95kg／L的HPOBM体系。配置完毕，在150℃下老化16h，然后在50℃条件下测定钻井液体系老化前后的流变性能，在150℃、压差3.5MPa条件下测定其高温老化后的滤失量，结果见表1。

表1 HPOBM的基本性能Table 1 Basic performance of HPOBM

从表1可以看出，HPOBM在150℃老化前后乳化稳定性好，破乳电压均在1 000V以上；同时HPOBM均具有良好的流变性能，其动塑比高达0.43，φ6／φ3值较高，高温高压滤失量较低，达到了页岩水平井用高性能油基钻井液体系设计的要求。

3.2 抑制性能评价

选用宣城区块小陈岭组、黄平区块九门冲组和彭水区块龙马溪组地层的页岩岩样，利用线性膨胀试验和岩屑回收试验对HPOBM的抑制性能进行了评价。膨胀率试验用岩样制备：称取在105±2℃温度下烘干的页岩岩屑粉（过100目筛）10.0g，在压样机模具中以4MPa压力压制5min，制成柱状试样；在OFIT页岩膨胀仪上，分别测定其在蒸馏水和HPOBM中浸泡12h后的膨胀率（见表2）。用6～10目页岩钻屑进行回收试验，在150℃下热滚16h后，用60目筛回收，使用石油醚冲洗干净后，在105±2℃干燥后称重，结果见表2。

表2 膨胀率、回收率试验结果Table 2 Results of swelling and recovery rate

由表2可知，HPOBM具有良好的抑制性能，可以有效抑制页岩水化膨胀与分散。

3.3 抗污染性能评价

针对页岩水平井施工过程中油基钻井液可能受到的污染，分别进行了抗钻屑、抗盐和抗水污染试验，其结果见表3～5。

由表3～5可知，随着钻屑和盐等固相的侵入，HPOBM的破乳电压基本不变，其塑性黏度和切力略微上升，说明其具有良好的乳化稳定性，具有良好的抗钻屑和抗盐污染的能力；当HPOBM中水的侵入量增加时，其塑性黏度与切力上升，但变化不大，说明其流变性能稳定。同时，水的大量侵入导致其破乳电压下降，当水侵入量为15%时，实际油水比为68∶32，此时破乳电压仍达683V，表明HPOBM具有良好的乳化稳定性。

表3 抗钻屑污染试验结果Table 3 Results of cutting pollution resistance test

表4 抗盐污染试验结果Table 4 Results of salt resistance test

表5 抗水污染实验结果Table 5 Results of water resistance test

上述试验结果表明，HPOBM具有优良的抗污染性能。

3.4 封堵性能评价

页岩微裂隙的有效模拟是钻井液封堵性能评价的难点。通过对比多种模拟评价方法，采用针对性强和重复性高的高温高压页岩床模拟封堵试验对HPOBM的封堵能力进行了评价。在GGS71-A型高温高压滤失仪浆杯中先后加入高温高压滤纸、粒径为0.43～0.85mm的黄平区块九门冲组地层页岩钻屑和粒径为0.15～0.25mm的岩屑粉，端面平整后沿杯壁缓慢加入400mL的HPOBM，密封后通过气源加压，测定其在不同压力条件下的滤失量（见表6）。

表6 不同封堵剂加量下HPOBM的高温高压页岩床封堵效果Table 6 Plugging performance evaluation of HPOBM by the method of HTHP simulated shale formation

试验结果表明，HPOBM在加入合理粒度级配的封堵剂后，在模拟页岩床中的高温高压滤失量大幅度降低，表现出良好的页岩微裂隙封堵效果。当加量至3.0%时，在3.0和4.5MPa压力下，滤失量降低为0和0.2mL，说明封堵材料的粒径分布与模拟页岩具有较好的匹配性，封堵材料中刚性粒子与塑性变形粒子配比合理，形成的封堵层具有良好的承压能力。

3.5 高温高压流变性能评价

为了研究井下高温高压条件下HPOBM的流变性能，采用Anton Paar Physica MCR101型高温高压流变仪，测定了密度1.40kg／L HPOBM 在6MPa压力下，20，40，60，80，120和150 ℃温度下的流变性，结果见图1。

图1 HPOBM高温高压流变性能曲线Fig.1 Curve of HPOBM rheologic property under HTHP

3.5.1 温度对流变曲线的影响

从图1可以看出，在同一剪切速率下HPOBM的剪切应力随着温度的升高而降低，从20℃升至60℃时，剪切应力降低明显；当温度进一步升至150℃时，剪切应力随温度变化的幅度减小；高剪切速率下HPOBM的剪切应力变化幅度明显大于低剪切速率下的剪切应力变化幅度。同时，可以发现HPOBM的流变曲线不过原点，但随着温度的升高，曲线趋向接近原点，并趋于直线，这表明在温度低于40℃时，HPOBM属于典型的塑性流体，可以用宾汉模式来描述；当温度高于40℃时，HPOBM接近于假塑性流体，可以用宾汉模式或幂律模式来描述。

3.5.2 温度对流变参数的影响

为了考察温度对HPOBM流变参数的影响，在同等条件下测定了Baroid公司同密度Integrade OBM的流变参数，结果见图2。

图2 温度对HPOBM和Integrade OBM流变参数的影响Fig.2 Effect of temperature on HPOBM and Integrade OBM rheologic property

从图2可以看出，温度对HPOBM和Integrade OBM的流变参数的影响规律完全一致。在20～150℃时，随着温度的逐渐升高，HPOBM和Integrade OBM的塑性黏度与动切力均下降，表现出油基钻井液温敏性的特征，尤其在20～40℃时，二者降幅明显。当温度高于60℃后，HPOBM和Integrade OBM的塑性黏度与动切力均逐渐下降，150℃时其塑性黏度、动切力分别为10.0mPa·s、4.8Pa和 13.1mPa·s、5.0Pa，表明新研发的HPOBM与Integrade OBM一样，在高温高压条件下具有良好的流变性能。

3.6 与国外油基钻井液体系性能的对比

为确保现场施工时的井下安全，在室内评价了同等条件下HPOBM的性能指标，并与中国石化应用国外油基钻井液的几口页岩水平井的钻井液性能进行了对比，结果见表7。

表7 HPOBM与Baroid油基钻井液体系的性能对比Table 7 Performance comparison between HPOBM and Baroid oil-base mud

从表7可以看出，HPOBM的室内性能与Baroid公司的OBM相当，具有良好的乳化稳定性、较低的塑性黏度、较高的切力和理想的动塑比，表明HPOBM达到了设计的预期目的，其整体性能可以满足页岩油气水平井油基钻井液现场施工的技术要求。

4 现场应用及效果

彭页2HF井是部署在彭水德江褶皱带桑柘坪向斜构造的一口页岩气评价水平井，采用三级井身结构。三开（φ215.9mm井眼）钻探目的层为下志留统龙马溪组，主要为深灰色—灰黑色页岩、灰黑色—黑色碳质页岩，设计页岩水平段长1 200m。由于龙马溪组地层页岩层理和微裂隙发育，且该井设计水平段长，易形成岩屑床导致钻具托压，因此施工中存在井壁稳定难度大、井眼清洁要求高、钻具摩阻大和漏失风险高等钻井难点。

针对彭页2HF井存在的上述钻井难点，在进行室内试验与技术论证的基础上，三开采用了HPOBM进行施工，施工井段为1 620～3 990m，累计进尺2 370m，完钻水平段长1 650m，水平位移1 932.84m，创国内陆上页岩气水平井水平段和水平位移最长的新纪录，不同层段HPOBM的性能见表8。

表8 彭页2HF井三开井段HPOBM性能Table 8 Properties of HPOBM in the 3rd spud section of Well Pengye 2HF

彭页2HF井三开井段实钻结果表明，HPOBM性能稳定，流变性良好，携岩返砂正常，润滑性良好，起下钻通畅，随钻封堵效果好，成功解决了页岩井壁失稳、长水平段携砂困难、摩阻大和漏失频发等技术难题，顺利完成了该井段的钻井施工，确保了套管的顺利下入。

5 结论与建议

1）在借鉴国外先进技术的基础上，根据相似相溶、表面活性与分子结构关系、亲水亲油平衡、电性吸附作用和裂隙有效封堵等理论，提出了页岩水平井用高性能油基钻井液的构建与设计方法。

2）在核心处理剂研发的基础上，形成了一套高性能油基钻井液体系，室内对其综合性能进行了系统评价，结果表明其抑制性强、高温高压流变性好，同时具有良好的抗污染能力与封堵效果，整体性能与国外先进油基钻井液体系相当。

3）彭页2HF井现场应用表明，高性能油基钻井液可解决页岩水平井井壁失壁、井眼清洁要求高、钻具摩阻大等技术难题，完全满足页岩油气水平井现场施工的技术要求。

4）为了扩大高性能油基钻井液的应用范围、降低成本，建议进一步开展高性能油基钻井液回收再利用和配套堵漏技术研究与试验。

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