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川滇页岩气水平井水基钻井液技术

文档作者：刘敬平1 孙金声2 文档来源： 1. 中国石油勘探开发研究院 2. 中国石油集团钻井工程技术研究院		点击数：	更新时间： 2024年02月26日
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第34 卷 第2 期
2017 年3 月
Vol. 34 No. 2
Mar. 2017
钻 井 液 与 完 井 液
DRILLING FLUID &amp;amp; COMPLETION FLUID
doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.002
川滇页岩气水平井水基钻井液技术
刘敬平1，　孙金声2
（1. 中国石油勘探开发研究院，北京100083 ；2. 中国石油集团钻井工程技术研究院，北京102206）
刘敬平，孙金声. 川滇页岩气水平井水基钻井液技术[J]. 钻井液与完井液，2017，34（2）：9-14.
LIU Jingping, SUN Jinsheng.Water base drilling fluid technology for horizontal shale gas drilling in Sichuan and Yunnan[J].
Drilling Fluid &amp;amp; Completion Fluid，2017，34（2）：9-14.
摘要　为解决水基钻井液钻页岩气水平井过程中出现坍塌等井壁失稳问题，以多碳醇、磺化沥青钾盐为核心处理剂，
研究了一套针对川滇页岩气地层的新型水基钻井液。通过膨胀率、回收率、力学特性分析、封堵、抗污染等实验，研究了
新型水基钻井液基本性能。结果表明，新型水基钻井液显著抑制云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组页岩水化膨胀与分散，
页岩膨胀率分别为1.23%、0.95% 和0.98%，回收率分别为98.94%、99.13% 和99.05%，其抑制页岩水化膨胀分散性能与油
基钻井液相近；与常规水基钻井液相比，页岩抗压强度降低程度大幅减小，能有效减缓页岩抗压强度降低，对页岩裂缝具
有较强的封堵性；抗盐（5%NaCl）、膨润土（5%）、岩屑（20% 钻屑）污染能力强，具有良好的稳定井壁效果。
关键词　页岩气井；水基钻井液；表面水化；抑制性；封堵；川滇区块
中图分类号：TE254.3　　　　文献标识码：A　　　　文章编号：1001-5620（2017）02-0009-06
油基/ 合成基钻井液由于自身良好的抑制性，
在页岩气长水平井钻井过程中具有良好的稳定井壁
效果，一直是页岩气水平井的首选钻井液，但近年
来基于环保法规和经济性的要求，其强污染和高成
基金项目：中国石油集团重大专项“浙江油田昭通示范区页岩气钻采工程技术现场试验”（2014F470205）资助。
第一作者简介：刘敬平，在读博士研究生，1985 年生，现在从事钻井液技术研究工作。电话15600563498 ；E-mail ：
liujingping20@126.com。
通讯作者：孙金声，E-mail ：sunjinsheng@petrochina.com.cn。
Water Base Drilling Fluid Technology for Horizontal Shale Gas Drilling in Sichuan and Yunnan
LIU Jingping1, SUN Jinsheng2
(1. PetroChina Research Institution of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083;
2. CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206)
Abstract Borehole wall instability has been a problem frequently encountered in horizontal shale gas drilling with water base drilling
fluids. A new type of water base drilling fluid has been developed for use in shale gas drilling in Sichuan and Yunnan provinces. Higher
alcohols and potassium salt of sulfonated asphalt were the main additives used in formulating the drilling fluid. The basic performances
of the new drilling fluid were studied through laboratory experiments such as swelling test, hot rolling test, mechanical characteristics
analysis, plugging test and contamination test. It was shown that the rates of swelling of the Longmaxi formation in Yunnan, Longmaxi
formation and Wufeng formation in Sichuan were reduced to 1.23%, 0.95% and 0.98%, respectively, and the rates of shale cuttings
recovery were 98.94%, 99.13% and 99.05%, respectively, indicating that the new drilling fluid had strong inhibitive capacity similar
to that of oil base drilling fluids in inhibiting the shales drilled. Compared with conventional water base drilling fluids, the decreasing
amplitude of the compressive strength of shales in contact with water base drilling fluids was greatly reduced. The new drilling fluid can
plug shale fractures efficiently. Other advantages of the new drilling fluid included salt tolerance (5% NaCl), bentonite contamination
tolerance (5%), drilled cutting contamination (20%).
Key words Shale gas well; Water base drilling fluid; Surface hydration; Inhibitive capacity; Plugging; Sichuan and Yunnan
万方数据
10 钻　井　液　与　完　井　液 2017 年 3 月
本问题日益突出。随着人们对页岩地层井壁失稳机
理认识的逐渐深入，美国各大石油公司开发了一系
列针对不同地区和不同页岩结构特征的能够代替油
基钻井液的水基钻井液技术[1-3]，其稳定井壁方法
主要是提高钻井液的抑制能力、降低活度、加强封
堵与控制合适的润湿性[4]。中国页岩气水基钻井液
主要是借鉴美国上述方法进行设计，成功钻进了几
口中长段水平井，具有较好的稳定页岩井壁的效果，
但处理剂用量大[5-6]，约为常规水基钻井液的2～3
倍以上。与美国页岩气地层相比，云南龙马溪组、
四川龙马溪组及五峰组页岩气地层埋藏深，黏土矿
物组构特征不同，基本不含蒙脱石和伊/ 蒙混层，
因此，其水化失稳机理不同，表面水化是引起页岩
地层井壁水化失稳的主要原因[7]。采用美国钻井液
控制井壁水化失稳方法，即用硅酸钠、胺基化合物
等抑制剂提高钻井液抑制能力及用氯化钾、甲酸钾
等盐类及丙三醇等有机化合物调节钻井液活度，抑
制页岩水化膨胀与分散效果有限，且造成处理剂浪
费[8]。多碳醇能在页岩表面吸附，降低页岩表面自
由能，抑制页岩表面水化，显著抑制页岩水化膨胀
与分散。同时，多碳醇能改变页岩润湿性，增大水
在页岩表面的接触角，增强页岩疏水性，减缓页岩
抗压强度的降低，有利于页岩气藏井壁稳定 [7]。笔
者以多碳醇和磺化沥青钾盐为核心处理剂，配合降
滤失剂、润滑剂等，研究了一套适合云南龙马溪组、
四川龙马溪组及五峰组页岩气地层的新型水基钻井
液体系[8-15]。
1　页岩气地层矿物特征
云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组页岩气
地层中，黏土矿物含量为24.0%～44.4%，其中伊
利石占88%～96%，基本不含蒙脱石和伊/ 蒙混层。
非黏土矿物中石英含量最高，其次为方解石、白云
石和黄铁矿等[8]。该页岩气地层遇水易膨胀，且微
裂缝、裂缝发育，易引起井壁失稳。
2　多碳醇对川滇页岩抑制性能的影响
2.1　多碳醇抑制川滇页岩水化膨胀性能
分别评价了多碳醇、胺基化合物和硅酸钠抑制
云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组页岩气页岩
水化膨胀性能。将页岩粉碎，过孔径为0.154 mm
的筛，在202-OA 型电热恒温干燥箱中80 ℃下干
燥6 h，干燥器中冷却2 h 后，称取10 g 页岩粉末，
在41.38 MPa 压力下压5 min 成饼，测试其在水、
多碳醇水溶液、胺基化合物水溶液和硅酸钠水溶液
中的膨胀率，测试时间为24 h[9-12]，结果见图1～图
3。由图1～图3 可得，多碳醇能抑制云南龙马溪组、
四川龙马溪组和四川五峰组页岩的水化膨胀，并且
随浓度增加，抑制水化膨胀性能增强，浓度为3.0%
时，页岩膨胀率分别仅为5.52%、4.62% 和4.83%，
而同浓度的常规抑制剂胺基化合物、硅酸钠抑制页
岩水化膨胀效果差。
图1　云南龙马溪组页岩膨胀率
图2　四川龙马溪组页岩膨胀率
图3　四川五峰组页岩膨胀率
万方数据
第 34 卷 第 2 期 刘敬平等：川滇页岩气水平井水基钻井液技术 11
2.2　多碳醇抑制川滇页岩水化分散性能
分别评价了多碳醇、胺基化合物和硅酸钠抑制
云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组页岩水化分
散性能。将页岩粉碎，筛选1.70～3.35 mm（6～10
目）的页岩颗粒，在202-OA 型电热恒温干燥箱中
80 ℃下干燥6 h，干燥器中冷却2 h 后，分别测量
页岩在水、多碳醇水溶液、胺基化合物水溶液和硅
酸钠水溶液中的滚动回收率（XGRL-4A 型高温滚
子加热炉中100 ℃下热滚16 h），结果见表1。由
表1 可得，多碳醇能够抑制云南龙马溪组、四川
龙马溪组和四川五峰组页岩水化分散，并且随着
浓度增加，多碳醇抑制水化分散能力增强，浓度
为3.0% 时，页岩回收率分别高达97.65%、98.92%
和98.90%，而同浓度的常规抑制剂如胺基化合物、
硅酸钠水溶液抑制水化分散效果差。
表1　页岩在不同溶液中的滚动回收率（100 ℃、16 h）
试液
不同地层页岩的回收率/%
云南龙马溪组四川龙马溪组四川五峰组
水82.87 95.23 94.62
3% 胺基化合物84.13 95.76 95.64
3% 硅酸钠84.21 95.88 95.63
1% 多碳醇90.72 97.10 96.44
2% 多碳醇95.46 97.41 97.35
3% 多碳醇97.65 98.92 98.90
2.3　多碳醇减缓川滇页岩抗压强度降低
选取云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组
页岩岩心， 尺寸均为25.00 mm×30.00 mm， 在
202-OA 型电热恒温干燥箱中100 ℃下干燥6 h，干
燥器中冷却4 h 后，将岩心分别在水、多碳醇水溶
液、胺基化合物水溶液和硅酸钠水溶液中浸泡24
h，再用TAW-2000 岩石三轴试验仪测试页岩的单
轴压缩特性，以0.00125 mm/s 的轴向变形速度加载。
页岩岩心抗压强度见表2。由表2 可得，多碳醇能
有效减缓云南龙马溪组、四川龙马溪组和四川五峰
组页岩抗压强度降低，并且随着浓度增加，多碳醇
减缓页岩抗压强度降低性能增强，经3% 多碳醇水
溶液浸泡后，页岩抗压强度分别为52.97、61.43 和
60.54 MPa，接近原始岩心抗压强度。而同浓度的
钻井液常规抑制剂如胺基化合物、硅酸钠水溶液浸
泡岩样，页岩抗压强度大幅降低。
表2　页岩在不同溶液中的岩心抗压强度
试液
不同地层页岩抗压强度/MPa
云南龙马溪组四川龙马溪组四川五峰组
水18.12 32.41 31.46
3% 胺基化合物19.42 34.12 33.84
3% 硅酸钠19.54 34.57 33.91
1% 多碳醇41.67 50.36 49.68
2% 多碳醇47.83 57.45 56.97
3% 多碳醇52.97 61.43 60.54
原始岩心66.21 78.35 76.49
3　新型水基钻井液性能
3.1　不同密度新型水基钻井液性能
云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组页岩基
本不含蒙脱石和伊/ 蒙混层，表面水化是引起页岩
水化膨胀的主要原因。多碳醇能够降低云南龙马溪
组、四川龙马溪组及五峰组页岩表面自由能，抑制
页岩表面水化，同时，能改变页岩润湿性，增强页
岩疏水性，显著抑制页岩水化膨胀分散及减缓页岩
抗压强度降低；磺化沥青钾盐能够有效地封堵页岩
孔喉、微裂缝和裂缝。以多碳醇和磺化沥青钾盐为
核心处理剂，配合降滤失剂、润滑剂等，研究了一
套针对云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组页岩
气地层的新型水基钻井液体系，其基本配方如下，
不同密度钻井液的性能见表3。
2% 膨润土+3% 多碳醇+3% 磺化沥青钾盐
+0.1%NaOH+1% 降滤失剂AC+0.05%KPAM+4%
降滤失剂SP+1% 润滑剂+ 重晶石
表3　不同密度新型水基钻井液在100 ℃老化16 h 后的性能
ρ/
g/cm3
AV/
mPa·s
PV/
mPa·s
YP/
Pa
Gel/
Pa/Pa
FLAPI/
mL
FLHTHP/
mL
1.4 41 31 10 2.0/3.0 0.2 5.2
1.6 48 40 8 2.5/3.5 0.2 5.2
1.8 54 43 11 3.0/4.0 0.3 5.6
2.0 62 51 11 3.0/4.5 0.4 5.5
2.2 68 53 15 3.5/5.0 0.4 5.9
万方数据
12 钻　井　液　与　完　井　液 2017 年 3 月
由表3 可知，在 100 ℃老化16 h 后，随着钻
井液密度的增加，钻井液的黏度升高，中压及高温
高压滤失量略微增大，但不同密度新型水基钻井液
仍然具有较好的流变性，中压和高温高压滤失量低，
高温高压滤失量最大仅为5.9 mL，可减少滤液进
入页岩气地层，有利于页岩气地层的井壁稳定。
3.2　抑制页岩水化膨胀性能
评价了几种水基钻井液及油基钻井液抑制页岩
水化膨胀性能，各钻井液配方如下。
胺基钻井液　2% 膨润土+3% 胺基化合物
+0.1%NaOH+1% 降滤失剂AC+0.05%KPAM+4%
降滤失剂SP+1% 润滑剂+ 重晶石
硅酸盐钻井液　2% 膨润土+3% 硅酸钠
+0.1%NaOH+1% 降滤失剂AC+0.05%KPAM+4%
降滤失剂SP+1% 润滑剂+ 重晶石
油基钻井液　4% 乳化剂A+4% 乳化剂B+2%
有机土+5%CaO+3% 封堵剂M+3% 封堵剂N+ 重
晶石
将页岩粉碎， 过孔径为0.154 mm 的筛， 在
202-OA 型电热恒温干燥箱中80 ℃下干燥6 h，干
燥器中冷却2 h 后，称取冷却的10 g 页岩粉末，在
41.38 MPa 压力下压5 min 成饼，测试其在不同钻
井液中的膨胀率，测试时间为24 h，结果见表4。
由表4 可以看出，新型水基钻井液能够抑制页岩水
化膨胀，页岩在新型水基钻井液中的膨胀率接近油
基钻井液中的膨胀率，说明其抑制性能与油基钻井
液相近；而常规钻井液如胺基钻井液、硅酸盐钻井
液抑制页岩水化膨胀效果不明显。
表4　页岩在不同钻井液中的24 h 页岩膨胀率
钻井液
不同地层页岩的膨胀率/%
云南龙马溪组四川龙马溪组四川五峰组
水24.59 15.56 16.34
硅酸盐钻井液20.57 13.52 14.45
胺基钻井液20.15 13.46 14.23
新型水基钻井液1.23 0.95 0.98
油基钻井液0.64 0.31 0.38
注：钻井液密度均为2.0 g/cm3。
3.3　抑制页岩水化分散性能
评价了不同钻井液抑制云南龙马溪组、四川
龙马溪组及五峰组页岩水化分散的性能。将页岩粉
碎，筛选1.70～3.35 mm（6～10 目）的页岩颗粒，
在202-OA 型电热恒温干燥箱中80 ℃下干燥6 h，
干燥器中冷却2 h 后，分别测量页岩在不同钻井液
中的滚动回收率（XGRL-4A 型高温滚子加热炉中
100 ℃下热滚16 h），结果见表5。由表5 可得，新
型水基钻井液能够抑制云南龙马溪组、四川龙马溪
组及四川五峰组页岩水化分散；在新型水基钻井液
中的页岩回收率接近油基钻井液中回收率，说明其
抑制页岩水化分散性能与油基钻井液相近。而常规
钻井液，如胺基钻井液、硅酸盐钻井液抑制页岩水
化分散效果不明显。
表5　页岩在不同钻井液中的回收率（100 ℃、16 h）
钻井液
不同地层页岩回收率/%
云南龙马溪组四川龙马溪组四川五峰组
水82.87 95.23 94.62
硅酸盐钻井液85.26 97.21 96.43
胺基钻井液85.43 97.45 96.45
新型水基钻井液98.94 99.13 99.05
油基钻井液100 100 100
3.4　减缓页岩抗压强度降低性能
选取云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组
页岩岩心， 尺寸均为25.00 mm×30.00 mm， 在
202-OA 型电热恒温干燥箱中100 ℃下干燥6 h，干
燥器中冷却4 h，再将岩心分别在不同钻井液中浸
泡24 h 后，用TAW-2000 岩石三轴试验仪测试页
岩的单轴压缩特性，以0.001 25 mm/s 的轴向变形
速度加载，测得页岩岩心抗压强度见表6。
表6　页岩岩心在不同钻井液中的抗压强度
试液
不同地层岩心抗压强度/MPa
云南龙马溪组四川龙马溪组四川五峰组
水18.12 32.41 31.46
硅酸盐钻井液27.46 47.89 45.23
胺基钻井液28.43 48.33 46.61
新型水基钻井液56.05 69.96 65.12
油基钻井液65.04 76.92 74.15
原始岩心66.21 78.35 76.49
万方数据
第 34 卷 第 2 期 刘敬平等：川滇页岩气水平井水基钻井液技术 13
由表6 可得，新型水基钻井液能够减缓云南龙
马溪组、四川龙马溪组及四川五峰组页岩抗压强度
的降低，与油基钻井液相比稍有差距，但与常规水
基钻井液相比，抗压强度降低程度大幅减小。
3.5　对页岩裂缝的封堵性能
选取3 块尺寸均为25.00 mm×50.00 mm，人
工造缝后裂缝性质相似的云南龙马溪组页岩岩心，
放入岩心夹持器中，设定围压为5 MPa，流量为
1 mL/min，常温条件下，采用2PB00C 型平流泵，
分别用硅酸盐钻井液、胺基钻井液、新型水基钻井
液封堵岩心。通过监测岩心夹持器入口端压力值，
评价不同钻井液对页岩裂缝的封堵性能，压力越大，
说明钻井液封堵页岩裂缝能力越强，实验结果如图
4 所示。
图4　不同钻井液对页岩裂缝的封堵性能
由图4 可知，用新型水基钻井液封堵页岩裂缝
时，岩心夹持器入口端压力值在147 min 后保持在
6.13 MPa，远高于胺基钻井液和硅酸盐钻井液封堵
页岩时岩心夹持器入口端压力值，说明新型水基钻
井液封堵页岩裂缝能力显著优于胺基钻井液和硅酸
盐钻井液。
3.6　抗污染实验
分别将不同量的氯化钠、膨润土、岩屑粉加入
到密度为2.0 g/cm3 的新型水基钻井液中，在100 ℃
下热滚16 h，测定热滚前后钻井液的流变性及降滤
失性， 测试结果见表7。由表7 可得，新型水基钻
井液中加入不同量的氯化钠、膨润土、岩屑粉后，
钻井液黏度有所升高，中压及高温高压滤失量增加，
但高温高压滤失量最大仅为10.4 mL，在钻井施工
可接受范围内，表明该新型水基钻井液具有较强抗
盐、膨润土、钻屑污染能力。
表 7　新型水基钻井液抗污染实验（100 ℃、16 h）
污染物
实验
条件
AV/
mPa·s
PV/
mPa·s
YP/
Pa
Gel/
Pa/Pa
FLAPI/
ml
FLHTHP/
mL
5%
氯化钠
老化前67 52 15.3 2.0/4.0 0.8
8.0
老化后61 49 12.3 2.0/4.0 0.6
5% 膨
润土
老化前82 65 17.4 2.0/5.0 0.9
8.6
老化后75 64 11.2 2.0/6.0 0.7
5%
钻屑
老化前79 64 15.3 2.5/5.0 1.4
9.5
老化后81 69 12.3 2.5/6.0 1.5
10%
钻屑
老化前86 66 20.4 2.0/7.0 1.8
9.5
老化后95 73 22.5 2.5/7.0 1.7
20%
钻屑
老化前92 70 22.5 2.0/6.0 2.0
10.4
老化后101 83 18.4 2.0/6.0 2.0
4　结论
1. 云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组页岩
气地层页岩基本不含蒙脱石和伊/ 蒙混层，表面水
化是引起页岩水化膨胀的主要原因，多碳醇能在页
岩表面吸附，降低页岩表面自由能，抑制页岩表面
水化，同时，能改变页岩润湿性，增强页岩疏水性，
显著抑制页岩水化膨胀分散及减缓页岩抗压强度的
降低。
2. 以多碳醇和磺化沥青钾盐为核心处理剂材
料，配合降滤失剂、润滑剂等，研究了一套针对云
南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组页岩的新型水
基钻井液体系。该体系能够抑制页岩水化膨胀与分
散，减缓页岩抗压强度降低，封堵页岩裂缝，性能
与油基钻井液相近。
3. 该体系具有良好的流变性、降滤失性，较强
的抗盐、膨润土、岩屑污染能力，处理剂用量小，
具有良好的应用前景。
参 考 文 献
[1] MONTILVA J C， VAN OORT E， BRAHIM R， et
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万方数据
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（收稿日期2016-1-15；HGF=1702N8；编辑　王小娜）

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