一种适用于页岩气长井段水平井的水基钻井液及其应用

摘要

本发明涉及一种适用于页岩气长井段水平井的水基钻井液及其应用，该钻井液包含以下重量份的组分：水100份；膨润土0.5～5份；碳酸钠0.1～0.4份；无机盐0～8份；降滤失剂1～5份；提粘切剂0.1～1份；润湿剂0～1.5份；页岩抑制剂0.5～5份；润滑剂1～5份；微纳米封堵剂1～6份；降粘剂0～3份；pH值调节剂0～1份及加重材料0～280份。本发明钻井液密度可达2.3g/cm3，高温高压滤失量小于5ml，流变性、降滤失性、润滑性、抑制性与油基钻井液相当；可改善页岩表面性能，增强疏水性，减缓页岩抗压强度降低；具好抗污染性能和强封堵能力，能封堵页岩微裂缝，减缓或阻隔压力传递，有利页岩井壁稳定。

说明书

技术领域

本发明涉及一种适用于页岩气长井段水平井的水基钻井液及其应用，属于页岩油气资源开采领域。

背景技术

近年来，页岩气的开发在国内外得到了普遍关注。钻井液技术是页岩气水平井钻井的关键技术之一。用于商业开发的页岩油气水平井水平段一般长达1000～2500m，页岩微裂缝和层理发育，施工过程中对钻井液的井壁稳定性、润滑性和井眼清洁能力要求极高。因此，国内外在页岩气水平井钻井过程中大多数首选油基钻井液，以应对长井段水平井存在的井壁失稳和高摩阻问题。但油基钻井液成本高、不利于地层及环境保护，而常规油气钻井作业用的水基钻井液的抑制性、封堵性和润滑性不足以满足页岩气水平井钻井需要。

基于环保要求和钻井低成本压力，国外开展了大量的高性能水基钻井液新技术研究，且部分体系已经在现场得到了应用，但密度较低，一般在1.6g/cm³以下。我国页岩气储层不同于国外，地质条件更复杂，埋深一般在3500m以上，地层压力更大，如四川页岩气开发的重点目标层系位于龙马溪组，地层压力系数为2.0左右，要求的钻井液密度为2.0～2.2g/cm³。另外，我国页岩气海、陆相兼存，陆相页岩埋藏深、成熟度低、脆性矿物含量低，易发生井壁垮塌。同时，高密度钻井液条件下，长井段水平井存在的高摩阻问题将更加突出。因此，开发适用于我国页岩气的高性能水基钻井液技术具有极其重要的现实意义。

发明内容

为了解决水基钻井液钻页岩气长井段水平井存在的井壁失稳和高密度下高摩阻难题，本发明的目的之一在于提供一种适用于页岩气长井段水平井的水基钻井液，该水基钻井液密度可达2.3g/cm³，高温高压滤失量小于5ml，流变性、降滤失性、润滑性、抑制性与油基钻井液性能基本相当，还具有较好的抗污染性能和较强的封堵能力。

本发明的再一目的在于提供所述适用于页岩气长井段水平井的水基钻井液的应用。

为实现上述目的，本发明提供一种适用于页岩气长井段水平井的水基钻井液，其包含以下重量份的组分:水100重量份；膨润土0.5～5重量份；碳酸钠0.1～0.4重量份；无机盐0～8份重量；降滤失剂1～5重量份；提粘切剂0.1～1重量份；润湿剂0～1.5重量份；页岩抑制剂0.5～5重量份；润滑剂1～5重量份；微纳米封堵剂1～6重量份；降粘剂0～3重量份；pH值调节剂0～1重量份；及加重材料0～280重量份。

根据本发明的具体实施方式，在本发明所述水基钻井液中，所述的无机盐选自氯化钠、氯化钾和氯化钙中的一种或多种。优选地，所述的无机盐为氯化钾。

优选地，本发明所述的降滤失剂选自改性淀粉、磺化沥青、褐煤树脂和磺化酚醛树脂中的一种多种。进一步优选地，本发明所述的降滤失剂为改性淀粉、磺化沥青和褐煤树脂中的一种多种。

优选地，本发明所述提粘切剂选自聚阴离子纤维素、羧甲基纤维素钠盐、羟乙基纤维素和黄原胶中的一种或多种。

优选地，本发明所述的页岩抑制剂选自有机胺、聚胺、聚醚胺、硅酸钠、硅酸钾和铝酸盐络合物中的一种或多种。进一步优选地，所述的页岩抑制剂选自聚胺、聚醚胺、硅酸钾和铝酸盐络合物中的一种或多种。

优选地，本发明所述润湿剂选自聚氧乙烯失水山梨醇硬脂酸酯、聚氧乙烯失水山梨醇单油酸酯、失水山梨醇油酸酯、十二酸山梨醇酯和油酸山梨醇酯中的一种或多种。

优选地，本发明所述的润滑剂为由固体润滑剂与液体润滑剂组成的组合物。进一步优选地，所述固体润滑剂与液体润滑剂的质量比为0.5～3：0.5～3。

优选地，本发明所述的固体润滑剂选自固体石墨、塑料小球和纳米石墨烯中的一种或多种。

优选地，本发明所述的液体润滑剂选自矿物油改性润滑剂、植物油改性润滑剂和水基润滑剂中的一种或多种。

更优选地，本发明所述的液体润滑剂为植物油改性润滑剂。

进一步优选地，本发明所述植物油改性润滑剂为由以下方法制备得到的消泡润滑剂，所述方法包括如下步骤：在保护气(例如氮气)条件下，向反应容器中加入质量比为60～70:30～40(例如65:35)的植物油酸和二乙醇胺，搅拌使其混合，同时升温至155～165℃，加热反应2～2.5h，然后降温至50～60℃，加入抗温改进剂，搅拌0.5～1h，冷却至10～30℃即得所述植物油改性润滑剂，所述抗温改进剂选自二烷基二硫代磷酸锌、二烷基二硫代氨基甲酸锌、二烷基二硫代磷酸钼和二烷基二硫代氨基甲酸钼中的一种或多种，所述抗温改进剂的质量为植物油酸与二乙醇胺反应产物总质量的0.1～2％。

优选地，本发明所述微纳米封堵剂为由800目～2000目碳酸钙与20～200纳米的乙烯基聚合物乳液组成的组合物。优选地，所述800目～2000目碳酸钙与20～200纳米的乙烯基聚合物乳液的质量比为0.5～3：0.5～3。

进一步优选地，所述800目～2000目碳酸钙为由质量比为0.5～2:0.5～3:0～1的800目碳酸钙、1200目碳酸钙与2000目碳酸钙组成的组合物。

优选地，本发明所述20～200纳米的乙烯基聚合物乳液是通过以下方法制备得到：将苯乙烯、甲基丙烯酸丁酯、蒸馏水、交联剂与乳化剂搅拌混匀得到预乳液，然后将占总体积25～35％(如1/3)的预乳液转移入反应容器，并向反应容器中通入保护气(例如氮气)，设置搅拌速率300r/min，在保护气(例如氮气)及搅拌条件(例如300r/min)下缓慢升温至65～80℃，滴加引发剂，反应0.5～1h后，逐滴加入剩余的预乳液，反应5～6h后，冷却得到所述20～200纳米的乙烯基聚合物乳液，其中，所述苯乙烯、所述甲基丙烯酸丁酯与所述蒸馏水的质量比为1～3:2～4:14～16(如2:3:15)。优选地，所述交联剂为二甲基丙烯酸乙二酯，其质量为所述苯乙烯与所述甲基丙烯酸丁酯总质量的0.8～1.6％。

优选地，所述乳化剂为十二烷基硫酸钠，其质量为所述苯乙烯与所述甲基丙烯酸丁酯总质量的0.5～1％。

优选地，所述引发剂为质量比为1:1的亚硫酸钠和过硫酸钾，引发剂的质量为所述苯乙烯与所述甲基丙烯酸丁酯总质量的0.1～0.2％。

优选地，本发明所述降粘剂选自有机硅聚合物、醋酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物、磺化苯乙烯-马来酸酐共聚物中的一种或多种。进一步优选地，所述的降粘剂为有机硅聚合物，更优选为有机硅氟聚合物降粘剂。

本发明所述的pH值调节剂选自氢氧化钠和/或氢氧化钾。

本发明所述的加重材料选自重晶石粉、铁矿粉、四氧化三锰和微粉重晶石中一种或多种，其中，微粉重晶石的D90小于10μm。

将本发明所述水基钻井液中的各组分按比例充分混合即可得到该水基钻井液。

另一方面，本发明提供前述适用于页岩气长井段水平井的水基钻井液在页岩气长井段水平井中的应用。

本发明所述的页岩气长井段水平井是指水平段大于1000米的页岩气水平井。

本发明与现有技术相比，具有如下优点：

(1)本发明针对国内页岩气埋藏深、地层压力大的特点，提供了一种密度可达2.3g/cm³的高性能水基钻井液，高温高压滤失量小于5ml，流变性优异，与油基钻井液性能基本相当。

(2)本发明针对页岩裂缝/微裂隙发育、存在大量的微/纳米孔隙的特点，可加入纳微米封堵剂，减缓或阻隔压力传递。

(3)本发明针对页岩气井水平段使用高密度钻井液带来的高摩阻问题，可采用固-液润滑相结合，从而大幅降低摩擦系数。

(4)本发明提供的水基钻井液能够改变页岩润湿性，增强页岩疏水性，有效减缓页岩抗压强度降低，有利于井壁稳定，能够满足在页岩气长井段水平井中的应用要求。

附图说明

图1为YS108H4-2井三开水平段井径曲线。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，应理解这些实例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。实施例中，各原始试剂材料均可商购获得，未注明具体条件的实验方法为所属领域熟知的常规方法和常规条件，或按照仪器制造商所建议的条件。

实施例1

本实施例配制不加重适用于页岩气长井段水平井的水基钻井液，该水基钻井液由如下重量份的成分组成：水100重量份、膨润土3重量份、碳酸钠0.2重量份、抗高温改性淀粉1重量份、磺化沥青1重量份、低粘羧甲基纤维素0.2重量份、聚醚胺2重量份、固体石墨1重量份、抗高温消泡润滑剂1重量份、20～200纳米的乙烯基聚合物乳液1重量份、800目碳酸钙0.5重量份、1200目碳酸钙1重量份。上述组分充分混合后在高速11000r/min条件下搅拌30min即得本实施例水基钻井液。

本实施例所述的抗高温消泡润滑剂通过以下方法制备得到：在氮气保护下，向反应容器中加入质量比为65:35的植物油酸和二乙醇胺，搅拌使其混合，同时升温至155～160℃，加热反应2h，然后降温至50～60℃，加入抗高温改进剂二烷基二硫代磷酸锌，搅拌0.5～1h，冷却至室温即得所述抗高温消泡润滑剂，其中，所述抗高温改进剂的质量为植物油酸和二乙醇胺反应产物质量的0.5％。

本实施例所述的20～200纳米的乙烯基聚合物乳液是通过以下方法制备得到：将苯乙烯20g、甲基丙烯酸丁酯30g、蒸馏水150g、二甲基丙烯酸乙二酯0.7g、十二烷基硫酸钠0.5g混合，高速搅拌20min，得到预乳液。然后将1/3体积的预乳液转移入反应容器，并向反应容器中通入氮气，设置搅拌速率300r/min，缓慢升温至70℃，加入亚硫酸钠0.05g和过硫酸钾0.05g，反应1h后，逐滴加入剩余的预乳液。反应5h后，冷却即得所述20～200纳米的乙烯基聚合物乳液。

实施例2

本实施例配制密度为1.8g/cm³的适用于页岩气长井段水平井的水基钻井液，该水基钻井液由如下重量份的成分组成：水100重量份、膨润土2重量份、碳酸钠0.2重量份、氯化钾3重量份、磺化沥青2重量份、低粘聚阴离子纤维素0.2重量份、聚氧乙烯失水山梨醇硬脂酸酯0.5重量份、硅酸钾2重量份、固体石墨1重量份、抗高温消泡润滑剂2重量份、20～200纳米的乙烯基聚合物乳液2重量份、800目碳酸钙1重量份、1200目碳酸钙0.5重量份、2000目碳酸钙0.5重量份、氢氧化钾0.1重量份、降粘剂0.6重量份、重晶石140份。上述组分充分混合后在高速11000r/min条件下搅拌30min即得本实施例水基钻井液。

本实施例所述的抗高温消泡润滑剂的制备方法同实施例1。

本实施例所述的20～200纳米的乙烯基聚合物乳液的制备方法同实施例1。

实施例3

本实施例配制密度为2.2g/cm³的适用于页岩气长井段水平井的水基钻井液，该水基钻井液由如下重量份的成分组成：水100重量份、膨润土1.5重量份、碳酸钠0.2重量份、氯化钾3重量份、褐煤树脂2重量份、低粘聚阴离子纤维素0.2重量份、油酸山梨醇酯0.5重量份、硅酸钾2重量份、固体石墨2重量份、抗高温消泡润滑剂2重量份、20～200纳米的乙烯基聚合物乳液1.5重量份、800目碳酸钙0.5重量份、1200目碳酸钙1重量份、2000目碳酸钙1重量份、氢氧化钾0.1重量份、降粘剂1重量份、重晶石252重量份。上述组分充分混合后在高速11000r/min条件下搅拌30min即得本实施例水基钻井液。

本实施例所述的抗高温消泡润滑剂的制备方法同实施例1，不同的是仅将实施例1中二烷基二硫代磷酸锌替换为二烷基二硫代氨基甲酸锌，其余均与实施例1相同。

本实施例所述的20～200纳米的乙烯基聚合物乳液的制备方法同实施例1。

实施例4

本实施例配制一种适用于页岩气长井段水平井的水基钻井液，该水基钻井液由如下重量份的成分组成：水100重量份、膨润土1.5重量份、碳酸钠0.2重量份、氯化钾3重量份、褐煤树脂2重量份、低粘聚阴离子纤维素0.2重量份、油酸山梨醇酯0.5重量份、硅酸钾2重量份、固体石墨2重量份、抗高温消泡润滑剂2重量份、20～200纳米的乙烯基聚合物乳液1.5重量份、800目碳酸钙0.5重量份、1200目碳酸钙1重量份、2000目碳酸钙1重量份、氢氧化钾0.1重量份、降粘剂1重量份、重晶石250重量份、微粉重晶石52重量份。所述的加重材料为重晶石200份、微粉重晶石52份上述组分充分混合后在高速11000r/min条件下搅拌30min即得本实施例水基钻井液。

本实施例所述的抗高温消泡润滑剂的制备方法同实施例1，不同的是仅将实施例中的二烷基二硫代磷酸锌替换为二烷基二硫代磷酸钼，其余均与实施例1相同。

本实施例所述的20～200纳米的乙烯基聚合物乳液的制备方法同实施例1。

实施例5

本实施例配制密度为2.3g/cm³的适用于页岩气长井段水平井的水基钻井液，该水基钻井液由如下重量份的成分组成：水100重量份、膨润土1重量份、碳酸钠0.2重量份、氯化钾3重量份、抗高温改性淀粉1重量份、褐煤树脂1重量份、低粘羧甲基纤维素0.2重量份、十二酸山梨醇酯0.8重量份、硅酸钠2重量份、固体石墨2重量份、抗高温消泡润滑剂2重量份、20～200纳米的乙烯基聚合物乳液2.5重量份、800目碳酸钙1重量份、1200目碳酸钙1.5重量份、氢氧化钾0.1重量份、降粘剂1重量份、重晶石250重量份、四氧化三锰20重量份。上述组分充分混合后在高速11000r/min条件下搅拌30min即得本实施例水基钻井液。

本实施例所述的抗高温消泡润滑剂的制备方法同实施例1。

本实施例所述的20～200纳米的乙烯基聚合物乳液的制备方法同实施例1。

对比例1

本对比例配制密度为2.2g/cm³的油基钻井液，该油基钻井液由下列重量份的组分组成：5^#白油80重量份、20wt.％的氯化钙溶液20重量份、有机土1.6重量份、主乳化剂2.4重量份、辅乳化剂2.4重量份、油基降滤失剂3.2重量份、氧化钙3.2重量份、重晶石340重量份。上述组分充分混合后在高速11000r/min条件下搅拌30min即得到本对比例油基钻井液。

所述的主乳化剂是中国石油集团钻井工程技术研究院生产的油基钻井液用主乳化剂；所述的辅乳化剂是中国石油集团钻井工程技术研究院生产的油基钻井液用辅乳化剂；所述的油基降滤失剂是氧化沥青。

对比例2

本对比例配制密度为2.2g/cm³的水基钻井液，该水基钻井液由下列重量份的组分组成：水100重量份、膨润土1.5重量份、碳酸钠0.2重量份、氯化钾3重量份、褐煤树脂2重量份、低粘聚阴离子纤维素0.2重量份、硅酸钾2重量份、固体石墨1.5重量份、抗高温消泡润滑剂1.5重量份、氢氧化钾0.1重量份、降粘剂1重量份、常规封堵剂3重量份、重晶石252重量份。上述组分充分混合后在高速11000r/min条件下搅拌30min即得本对比例水基钻井液。所述的常规封堵剂3重量份是磺化沥青1重量份和1200目碳酸钙粉体2重量份的组合物。

本对比例所述的抗高温消泡润滑剂的制备方法同实施例1。

下面对实施例1～5和对比例1～2中的水基钻井液或油基钻井液进行评价

1、体系的基本性能

根据国标GB/T16783.1-2006中规定的钻井液流变性、API滤失量和高温高压滤失量的测定方法，评价实施例1～5和对比例1的钻井液体系100℃老化16h前后的流变性和API滤失量，以及100℃、3.5MPa下的高温高压滤失量。其中测定的参数包括AV(表观粘度)、PV(塑性粘度)、YP(动切力)、FL_API(API滤失量)、FL_HTHP(高温高压滤失量)，测定结果见表1所示：

表1基本性能

由表1可知，实施例1～5提供的水基钻井液的各性能指标与对比例1提供的油基钻井液相当，表明该发明提供的水基钻井液具有优异的流变性和降滤失性。

2、抑制性

分别对实施例1～5的水基钻井液、对比例1的油基钻井液和清水进行页岩滚动回收率实验和页岩膨胀率实验，实验所用页岩岩样来自四川盆地昭通108区块龙马溪组，测试结果如表2所示。由表2可知，上述实施例1～5的页岩滚动回收率和页岩膨胀率均与对比例1的油基钻井液相当，表明其具有优异的抑制页岩水化膨胀和分散性能。

表2不同钻井液抑制性能测试结果

配方回收率/％膨胀率/％清水69.09.0实施例199.50.35实施例299.80.28实施例399.80.22实施例499.70.23实施例599.80.19对比例1100.00.06

3、封堵性

采用PPA渗透率封堵性测试仪，以超低渗砂盘(400mD)作为页岩模拟岩心，在100℃/7.0MPa条件下，评价了实施例1～5和对比例2的水基钻井液的封堵性能，测试结果如表3所示。由表3可知，与对比例2相比，上述实施例1～5均含有微纳米封堵剂，表现出良好的封堵性能，瞬时滤失量几乎为零，PPA滤失量均小于3mL，其中实施例2的PPA滤失量最低，表明其封堵性能最优。

表3不同钻井液封堵性能测试结果

4、润滑性

利用钻井液极压润滑仪，评价实施例2～5的水基钻井液和对比例1的油基钻井液100℃老化后的润滑性。测试结果如表4所示。由表4可知，上述实施例2～5水基钻井液的极压润滑系数均与对比例1油基钻井液接近，即使钻井液密度达2.3g/cm³(实施例5)时，极压润滑系数仅为0.11，表明其具有优异的润滑性能，能够满足长井段水平井现场施工要求。

表4不同钻井液润滑性能测试结果

配方实施例2实施例3实施例4实施例5对比例1极压润滑系数0.080.10.090.110.08

5、岩石强度

采用岩石单轴抗压强度试验机，试验页岩岩样选自四川盆地昭通108区块龙马溪组，尺寸为25mm×50mm，评价清水、实施例1～5和对比例2在90℃条件下连续168h浸泡页岩岩样后的抗压强度，并与未浸泡页岩(空白样)对比，实验结果如表5所示。由表5可知，与未浸泡页岩相比，实施例1～5浸泡后的页岩抗压强度略有降低，但远高于清水浸泡后的页岩，且高于对比例2浸泡后的页岩，表明上述实施例提供的水基钻井液更有助于保持岩石强度，利于井壁稳定。

表5页岩单轴抗压强度测试结果

6、润湿性

本发明通过接触角法测试对页岩表面润湿性进行定性评价。采用JC2000DM接触角测量仪，测试岩样为宁201-H1井页岩掉块，评价清水、实施例1～5和对比例2的润湿性，实验结果见表6。由表6可知，与对比例2相比，实施例1～5中添加了润湿剂和微纳米封堵剂，更有助于增大与页岩接触角，增强页岩的疏水性，表明上述实施例可增大与页岩接触角，改善页岩表面润湿性能，有助于减缓岩石强度降低，从而利于井壁稳定。

表6接触角实验结果

应用例1

将实施例2进行现场应用，试验井为四川昭通页岩气区块YS108H4-2页岩气水平井。YS108H4-2井采用三级井身结构，三开井眼为φ215.9mm，设计水平段长1500m。YS108H-2水平井组下志留统龙马溪组岩性主要为厚层泥岩、页岩，泥页岩层水平层理和裂缝发育，脆性明显，易发生垮塌；在水平段中段可能钻遇裂缝发育带，存在井漏的风险；特别是水平井钻进过程中，钻井液与地层接触时间长，假如钻井液失水大，更容易产生垮塌。另外该井设计水平段长，在大斜度井段及水平段钻进中，摩阻扭矩增大，易形成岩屑床，导致沉砂卡钻。

实施例2提供的水基钻井液在YS108H-2水平井三开水平段进行现场应用，基本性能如表7所示。现场试验及实钻结果表明，在水平段钻进过程中，水基钻井液性能稳定，流变性良好，携岩返砂正常，润滑性良好，无增稠现象，无卡钻现象，无掉块，短起下钻、下套管和固井施工作业均比较顺利，电测一次成功，井径规则，平均井径扩大率约6％(如图1)，水平段固井质量检测为优质。最终该井以该地区创纪录的最短37.17天的钻井周期安全高效的完成了钻井作业，完钻井深4020米，水平段长1460米，创当时国内陆上用高密度水基钻井液钻页岩气水平井水平段的新纪录。表明该发明提供的水基钻井液能够解决页岩水平井井壁失稳、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。

表7现场应用的实钻性能

最后说明的是：以上实施例仅用于说明本发明的实施过程和特点，而非限制本发明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明进行修改或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范围的任何修改或局部替换，均应涵盖在本发明的保护范围当中。