许朋琛， 陈宁， 胡景东， 陈必武， 王丽丽， 滑志超， 桑军元（.中国石油集团渤海钻探第四钻井工程分公司，河北任丘0655；. 中国石油华北油田煤层气分公司，山西晋城048000）

可降解清洁钻井液的研究及现场应用

许朋琛1， 陈宁1， 胡景东1， 陈必武2， 王丽丽1， 滑志超1， 桑军元1
（1.中国石油集团渤海钻探第四钻井工程分公司，河北任丘062552；2. 中国石油华北油田煤层气分公司，山西晋城048000）

许朋琛，陈宁，胡景东，等.可降解清洁钻井液的研究及现场应用[J].钻井液与完井液，2017，34（3）：27-32.

XU Pengchen，CHEN Ning，HU Jingdong，et al.Study and field application of degradable clear drilling fluid[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（3）：27-32.

针对煤层气井钻井过程中钻井安全和煤层保护之间的矛盾问题，研制了钻井液用提切剂BZ-2和固膜剂GMJ，并以此为核心开发了可降解清洁钻井液体系。对BZ-2和GMJ的抑制性、流变性、残渣量及对岩心强度的影响等性能进行了评价。实验结果表明，该体系的页岩回收率为93.5%；流变性好，动塑比达到0.93 Pa/mPas，初切、终切、动切力分别为2.5、3.0、20.5 Pa；API滤失量控制在12 mL以内，残渣量为4.5 mg/L，岩心强度增加了16.7%。该体系已在山西沁水盆地南部晋城斜坡带郑庄区块4口井进行试验。试验效果表明，其解决了该区块多分支水平井的钻井安全和煤层保护问题，日产气量较邻井提高了2倍以上，测算稳定产气量在3 000～5 000 m3/d，具有较好的推广应用前景。

煤层气井钻井液；防止地层损害；无固相钻井液；可降解；封堵造壁性

煤层胶结疏松、结构不强、易破碎是煤层气钻井中的难点问题[1]，其钻井方式、工艺、钻井液和完井方式的选用都与常规油气井明显不同[2-3]。其井眼稳定和煤层保护之间的矛盾仍十分突出[4-6]，传统的煤层气井钻井液均含有膨润土等固相颗粒或聚合物类处理剂，而聚合物类处理剂通过吸附、机

械捕集及物理堵塞等方式对储层造成损害[7-9]，并且聚合物不易破胶，与膨润土黏着，形成大颗粒膨润土胶粒。加之膨润土与膨润土胶团水化膨胀后，其粒径远大于煤层气储层的裂缝和孔喉直径，极易引起堵塞，对储层造成伤害，导致后期排采困难，目前，还无法彻底地解决现有煤层钻井液的破胶问题。针对煤层井壁失稳[10-13]和煤层损害[14-15]的问题，开发了一种可降解清洁钻井液体系。该体系不含固相，仅由清水和低分子量聚合物组成，具有低密度、无固相、可降解的特点；在少量破胶剂的作用下，体系中低分子量聚合物处理剂，被降解为小分子化合物，不会对煤层裂隙和孔喉造成堵塞，有利于保护储层[16-17]；降解后的钻井液易于返排，能够满足煤层安全、清洁高效钻井的需要。

1 核心处理剂性能评价

提切剂和固膜剂是可降解清洁钻井液中的核心处理剂。通过与国外同类煤层气钻井液提切剂产品的室内对比实验，评价了提切剂BZ-2的提切性能、残渣量和抑制性；通过单轴强度破坏实验，评价了固膜剂GMJ对岩心强度的影响[18-21]。

1.1 BZ-2的提切性能

选用国外具有代表性的煤层钻井液处理剂QJ-12 ，与BZ-2进行提切能力对比实验，测试了BZ-2与QJ-12在清水及2%膨润土基浆中的提切效果，结果见表1和表2。

表1 0.7%不同提切剂在清水中的提切效果

表2 0.7%不同提切剂在2%膨润土基浆中的提切效果

由表1可知，虽然在常温清水中BZ-2的加量只有0.7%，但动切力、静切力提升非常明显，与QJ-12相当；动塑比高于QJ-12；表观黏度和塑性黏度均低于QJ-12，表现出更好的流动性；在120 ℃下热滚16 h后，QJ-12和BZ-2均发生降解，无提切作用。由表2可知，常温下，在2%基浆中BZ-2的表观黏度和塑性黏度均低于QJ-12，说明BZ-2的流变性优于QJ-12；120 ℃热滚16 h后，在2%基浆中BZ-2的初切为3.0 Pa、终切为4.5 Pa，而QJ-12的初切为2.5 Pa、终切为3.0 Pa，说明在2%基浆中BZ-2形成了比较好的结构。

1.2 BZ-2的残渣含量

配制0.6%BZ-2、0.6%瓜胶各400 mL，分别加入0.1 g过硫酸铵，在60 ℃水浴中破胶1 h，取3次破胶液残渣含量的平均值。由实验结果可知，BZ-2的残渣平均值为4.5 mg/L，瓜胶的残渣平均值为302.6 mg/L。参照SY/T 5358—2010和SY/T 5107—2005的行业标准可知，与后期压裂所使用的瓜胶压裂液对比，BZ-2降解后的残渣不会对煤层气储层造成堵塞伤害。

图1 不同提切剂破胶后残渣含量

1.3 BZ-2的抑制性

煤层气井所钻遇岩层胶结强度低，并且具有一定的水化膨胀性[21-23]。提切剂BZ-2通过多个极性基团吸附在页岩上，形成保护膜，防止钻井液滤液侵入，阻止泥页岩的水化膨胀，保护煤层气储层。使用山西郑庄区块的页岩，称取10g粒径为0.145 mm岩屑，进行页岩膨胀率实验，结果见图2。由图2可知，前50 min，3组页岩膨胀速率增速均较快，清水增速最快，QJ-12略高于BZ-2；在50～100 min的时间段里，清水的膨胀高度明显高于QJ-12和BZ-2；随着膨胀时间的增加，100 min以后，QJ-12的膨胀增幅速率仍大于BZ-2，但2者膨胀高度增量明显放缓并趋于稳定，说明QJ-12和BZ-2对页岩起到有效的抑制膨胀作用。但BZ-2的页岩膨胀抑制效果优于QJ-12。

图2 提切剂BZ-2与QJ-12的抑制页岩膨胀性能

1.4 固膜剂GMJ对岩心强度的影响

取各项指标基本相同的2块人造岩心（岩心中含20%膨润土），一块浸入0.5%的固膜剂溶液中，并在120 ℃下热滚16 h，另一块不作处理，作为空白对比，对2块岩心进行单轴破坏实验，考察固膜剂对岩心力学参数的影响，结果见表3。由表3可以看出，固膜剂形成的保护膜，使岩心强度提高了16.7%。这是因为固膜剂在泥页岩近表面吸附固化，形成一层致密、光滑、韧性良好的“保护膜”，该膜具有一定的强度，通过隔离水分子与泥岩表面，从而起到防止泥岩水化的作用。

表3 固膜剂GMJ对岩心力学参数的影响

2 可降解清洁钻井液性能评价

以提切剂BZ-2和固膜剂GMJ为核心处理剂，优选成膜剂CMJ-1、强膜剂QMJ-Ⅱ和降滤失剂JL-1等配伍处理剂，对可降解清洁钻井液体系的流变性、抑制性和破胶能力进行实验评价。

2.1 基本性能

可降解清洁钻井液体系基本性能见表4，其中压滤饼见图3。由表4和图3可知，体系经过50 ℃，16 h老化，热滚前后的黏度、动切力等参数均保持稳定，动塑比在老化前后都在0.9 mPas以上，说明该体系具有良好的流变稳定性；同时体系在老化前后的滤失量均在12 mL以下，具有良好的造壁性。钻井液配方如下。

清水+2%GMJ+2%CMJ-1+2%QMJ-Ⅱ+1%JL-1+ 0.7%BZ-2

表4 可降解无固相清洁聚膜钻井液的基本性能

图3 可降解清洁钻井液滤饼热滚前后的中压滤饼图

2.2 抑制性能

选用郑试76-1-3井的钻屑，依据SY/T 6335—1997进行滚动回收率实验。在120 ℃热滚16 h，测得清水的滚动回收率为4.0%，可降解清洁钻井液的滚动回收率为93.5%。页岩线性膨胀实验见图4。由图4可知，页岩在该钻井液中滚动回收后的岩屑断面和棱角都清晰可见，说明该体系能抑制页岩的水化膨胀，有利于井眼稳定和储层保护。

图4 清水和可降解清洁钻井液滚动回收后的岩屑外观

2.3 破胶性能

将破胶剂配制成30%溶液，按照钻井液胶液总体积的5%加入破胶剂溶液，然后在45 ℃水浴中放置，观察体系的破胶情况，结果见表5和图5。

表5 可降解无固相清洁聚膜钻井液的破胶率

图5 可降解清洁钻井液体系破胶不同时间后的状态

由表5和图5可知，加入破胶剂溶液后0.5 h体系开始破胶，体系胶液和水开始分层；0.5 h后出现絮状沉淀；1 h后絮状沉淀大量减少；随时间延长至3 h后，破胶液颜色变清、可见微量絮状沉淀；16 h后絮状沉淀不可见，破胶液颜色清亮、透明。

3 现场应用

3.1 钻井液维护工艺

1） 钻进至煤层着陆点后，彻底清洗地面循环罐，按设计配方配制胶液，充分搅拌均匀，替出井眼内原钻井液，一次性转化成可降解清洁钻井液体系，配方如下。

清水+2%GMJ+2%CMJ-1+2%QMJ-Ⅱ+1%JL-1+ 0.7%BZ-2

2）钻进过程中采用等浓度法维护处理，保持各种处理剂的有效含量，加强固控设备的使用，有效清除有害固相，保证钻井液具有合理的动塑比，有利于提高携砂能力。

3）分支破胶。每钻完一个分支，充分循环可降解清洁钻井液至井眼干净，用2 m3前置液（清水）、2.5%破胶剂溶液、2 m3后置液（清水）顶替破胶液到目标井段。

4）主支破胶。钻穿分级箍以后，将孔径为0.125 mm的振动筛筛布更换为孔径为0.076 mm的振动筛筛布，彻底清洗泥浆池、循环泵、上水系统，用清水将井筒内钻井液顶替干净并循环6 h；然后用2.5%破胶剂溶液顶替出井眼的清水。

3.2 现场应用效果

山西省沁水盆地郑庄区块的煤层整体较破碎，构造裂隙发育[16-17]，施工难度大。采用可降解清洁钻井液体系在郑庄区块的郑试34平1、郑试34平2、郑试79平1和郑试79平2井进行了现场试验。这4口井均为六分支水平井，主支水平段长1 000 m，每个分支长约200～300 m，单口井合计煤层水平段平均长2 500 m左右，实际完成煤层钻井进尺103 110 m。

钻井过程中无复杂事故，钻井液具有良好的流变性和造壁性，动塑比达到0.6 Pa/mPas以上，具有良好的井眼清洁能力。振动筛返砂正常，无掉块垮塌现象，井眼清洁，短程起下钻顺利，井眼稳定性强；脱气快，泥浆泵上水好，不影响定向作业信号且定向容易，钻井液润滑性好，钻井速度快，钻进期间钻井液性能参数如表6所示。

表6 可降解清洁钻井液体系在郑试区块的应用性能

应用可降解清洁钻井液，减少了固相和外来流体对储层的损害，在完井后对钻井液进行破胶降解，体系黏度迅速下降，经过充分循环洗井与破胶液浸泡，疏通近井壁输气通道，破胶后残渣量低，有利于返排[18-25]。各施工井的日产气量对比见表7。由表7可知，应用可降解清洁钻井液体系的4口井产气量均超过了应用常规钻井液体系井的产气量，达到产气量在1 000 m3/d左右，较邻井提高了2倍以上，并且产水量也小于对比井。目前还保持较高的套压，据测算稳定的产气量在3 000～5 000 m3/d。

表7 郑试区块施工井日产气统计与对比表

4 结论

1. 提切剂BZ-2溶液流变参数与国外代表性煤层处理剂QJ-12溶液相当，而BZ-2抑制页岩水化膨胀的能力和低残渣含量均优于QJ-12，更有利于保护储层。

2. 固膜剂GMJ可提高泥页岩被水浸泡后的胶结强度，有利于煤层钻井施工的安全。

3. 可降解清洁钻井液体系的配制维护工艺简单，能很好地满足煤层气水平井及多分支水平井对井眼稳定、润滑和携岩性能的要求。

4. 可降解清洁钻井液体系能实现快速有效地破胶，对储层损害小，破胶降解后，应用井产气量较常规钻井液施工井提高2倍以上。

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Study and Field Application of Degradable Clear Drilling Fluid

XU Pengchen1, CHEN Ning1, HU Jingdong1, CHEN Biwu2, WANG Lili1, HUA Zhichao1, SANG Junyuan1
(1. The Fourth Drilling Branch of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited, Renqiu, Hebei 062552; 2. CBM Division of PetroChina Huabei Oilfield Company, Jincheng, Shanxi 048000)

A degradable clear drilling fluid has been developed with a gel enhancer BZ-2 and a film fixating agent GMJ to resolve the contradiction between the safety of drilling operation and the protection of coal beds in coal-bed methane drilling. Laboratory experiments were done to evaluate BZ-2 and GMJ for their inhibitive capacity, rheology, residue contents, and their influences on the strengths of formation cores. The experimental results showed that the clear drilling fluid had percent shale recovery of 93.5%, YP/PV ratio of 0.93 Pa/mPas, gel strengths of 2.5 Pa/3.0 Pa, yield point of 20.5 Pa, API filter loss of less than 12 mL, and residue content of 4.5 mg/L. The strength of the cores tested increased by 16.7%. This drilling fluid has been tested on 4 wells in the Zhengzhuang block, south of Qinshui basin in Shanxi Province. The test has successfully resolved the problems of drilling safety and coalbed protection in multilateral well drilling. Daily gas production rate has been increased by 2 times more than that of the wells nearby, and the calculated constant rate of gas production was between 3,000-5,000 m3/d, suggesting a good prospect of promotion.

Drilling fluid for CBM drilling; Formation damage prevention; Solids-free drilling fluid; Degradable; Plugging and wallbuilding capability

TE254.3

A

1001-5620（2017）03-0027-06

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.005

中国石油集团渤海钻探工程有限公司项目“新型低荧光、环保型钻井液体系研究与现场应用”（2017Z48K）；中国石油集团渤海钻探工程有限公司项目“超分子化学堵漏技术研究”（2016Z61Y）；“十三五”国家科技重大专项“复杂结构井、丛式井安全环保型钻井液新技术”（2017ZX05009-003）。

许朋琛，工程师，现在主要从事钻井液体系研究与应用的工作。电话18631779601；E-mail：xpc-111@163.com。