页岩气开发具有资源潜力大、开采寿命长和生产周期长等优点，已成为当前能源界研究的热点[1-3]。由于页岩地层层理发育，水敏性强，长水平井钻进的突出问题就是井壁失稳问题，采用油基钻井液钻进页岩层是目前常用的方法，但油基钻井液存在成本高和污染环境等缺陷，使其应用和推广受到一定限制[4-5]。在对页岩理化性质研究的基础上，从页岩气井水基钻井液抑制水敏性地层页岩水化分散能力，对发育性裂微缝封堵，地层温度环境中抗温能力，以及抵抗岩屑污染方面出发，通过室内研究，形成了一套适合在页岩层钻进的水基钻井液体系，同时评价了该体系的主要性能指标，并在现场成功应用，为页岩气水基钻井液的进一步研究和发展提供了一定的参考。
对四川长宁龙马溪组和五峰组页岩进行的X射线衍射实验表明，该区块页岩矿物主要以石英、方解石和黏土矿物为主。黏土矿物中伊利石平均质量分数为95%，含有少量的高岭石、绿泥石、伊/蒙混层，不含蒙脱石(见表 1和表 2)。经过对矿物组分分析，认为抑制页岩地层黏土矿物水化分散和膨胀以及防止页岩剥落垮塌是页岩水基钻井液研究的重点[6-7]。
实验用岩屑取样取自四川长宁龙马溪页岩，对页岩切片，选取新鲜断面进行电镜扫描分析。从电镜扫描图图 1可看出，页岩微孔隙发育良好，裂缝宽度为5~10 μm，页岩表观形态由不连续的页岩堆砌、胶结而成，层状构造明显，体现出页岩脆、强度低的特点。将切片后的页岩样在去离子水中浸泡24 h。对比浸泡前后电镜扫描图发现，微裂缝明显变宽而且沿着叠成边缘处展开，明显可以看见有新缝的出现，这是页岩水敏性特点的体现(见图 2)。
页岩井壁失稳，主要是因为页岩不稳定水敏性的特点，钻井液穿过地层裂隙、裂缝和弱的层面后，钻井液与页岩相互作用改变了页岩的孔隙压力和页岩强度，最终影响了页岩的稳定性[8-9]。针对页岩地层井壁失稳，页岩表面水化、润湿性、页岩裂缝发育良好等诸多因素，对于钻进长水平段页岩地层技术难题，应从保证井壁稳定的思路出发，研制出适合在页岩层钻进的水基钻井液体系。应重点考虑：①满足高密度水基钻井液需要，具有高固相容量的特点；②强抑制能力，抑制页岩水化分散膨胀；③强封堵性，有效封堵页岩微孔隙；④润滑性好，在长段页岩水平段钻进时摩阻小、扭矩低；⑤良好的携带岩屑能力，避免岩屑床的形成，保证井眼清洁；⑥抗污染能力强，抗地层水污染、岩屑污染，保证钻井液性能稳定；⑦热稳定性好，长时间在井底高温环境中，钻井液性能稳定，不发生高温固化、处理剂高温降解等一系列造成钻井液性能突变的现象。
根据以上思路，经过大量的理论研究和室内实验，研制出一套适合在页岩层钻井的水基钻井液体系，并在现场成功应用。
通过大量室内研究和现场试验，本实验的页岩气水基钻井液主要以疏水抑制剂CQ-SIA和润滑剂CQ-LSA为主要处理剂。CQ-SIA分子链中同时具有亲水基和亲油基两种官能团，该双亲特性能使亲水的岩石或岩屑表面发生润湿反转，在岩石表面形成一层疏水膜，阻止自由水进入岩石内部，实现其抑制作用[10]；CQ-LSA具有特定的基团与结构，在表面活性剂的作用下能在亲水的钻具、泥饼和地层岩石表面形成亲油膜，能够大幅度降低摩阻，提供较好的润滑能力；同时，该体系在其他处理剂的协同作用下，如通过纳米材料提高钻井液对页岩的封堵效率，随着纳米材料在黏土上吸附量的增加，其在黏土表面形成油膜，阻止水的侵入，降低滤液侵入地层；磺化材料提高钻井液的抗温性和低失水；使用复合盐来降低滤液活度，以及复配使用聚合醇保证钻井液的润滑性。
页岩气水基钻井液配方：0.2%(w)~0.5%(w)土浆+0.2%(w)NaOH+0.5%(w)~0.8%(w)PAC-LV+3.0%(w)~5.0%(w)SMP-3+1.0%(w)~3.0%(w)防塌封堵剂+1.0%(w)~2.0%(w)聚合醇+0.4%(w)~1.0%(w)CQ-SIA抑制剂+20%(w)~30%(w)复合盐+0.8%(w)~1.6%(w)纳米封堵剂+0.8%(w)~1.0%(w)表面活性剂+3.0%(w)~5.0%(w)CQ-LSA润滑剂+重晶石。
表 3是按上述配方配制的不同密度水基钻井液在室内的性能参数。对比热滚前后数据，钻井液性能稳定，中压失水最低为0.4 mL、高温高压失水小于4.0 mL，降低了滤液对地层的污染从而导致井壁失稳；高温热滚后，性能均未出现较大变化，黏度、切力和失水仍能保持较低值，说明该体系具有较好的热稳定性。
称取50 g、过2.0~3.35 mm筛孔的四川长宁龙马溪页岩，分别与清水、钾聚磺水基钻井液、页岩气水基钻井液倒入老化罐中，在100 ℃、16 h热滚老化，用孔径为0.45 mm的筛网回收，在105 ℃下烘干4 h，再冷却2 h后，称量岩样质量，计算回收率，对该钻井液抑制能力进行评价，实验数据见表 4。
表 4表明，页岩属水敏性地层，与水相互作用后会水化分散、膨胀，岩屑回收率低。页岩在钾聚磺水基钻井液中作用后，页岩回收率为72.3%，与页岩气水基钻井液相互作用后，页岩回收率为97.6%，因该体系中抑制剂双亲特性，CQ-SIA吸附在页岩表面使其由水润湿转变为油润湿，阻止自由水进入页岩内部。滚动回收实验表明，该页岩气水基钻井液具有较好的抑制能力，能够有效地抑制页岩的水化膨胀和分散。
按上述配方，配制密度为2.03 g/cm3的钻井液，测试常温下的性能，之后将钻井液放入老化罐，在120 ℃滚子炉中分别恒温静置16 h、24 h和48 h，考察温度对钻井液性能的影响。
表 5表明：该页岩气水基钻井液在100 ℃下分别恒温静置16 h、24 h、48 h后，随着恒温静置时间增加，切力、失水有小幅度上升，但性能参数仍然维持较适宜的范围；钻井液黏度、切力、失水无较大变化，热稳定性能力好，长时间静置未出现高温分层、重晶石沉淀等现象；在产层温度下，钻井液中各种处理剂未发生高温降解、高温固化等复杂化学反应，表明钻井液的性能参数稳定，具有较好的热稳定性。
将龙马溪页岩制成过0.045 mm筛孔的岩屑粉，将页岩粉按照10%(w)、20%(w)和30%(w)的加量加入到钻井液中，在120 ℃、16 h热滚条件下，考察页岩粉对钻井液性能的影响，评价页岩气水基钻井液的抗污染能力。
表 6表明，随着页岩粉加量逐渐增加，钻井液表观黏度、塑性黏度、静切力、中压失水量上涨明显。因该体系具有高固相容量的特点，当页岩粉加量大于20%(w)以后，黏切有所增加；当加量达到30%(w)时，切力成倍增加，但流变性仍然较好。这说明，该页岩气钻井液体系能够承受30%(w)页岩粉的污染，抗污染能力强。
长宁X平台地处宜宾市珙县，属长宁区块区域构造，长宁X-8井于2016年4月28日四开2 271 m井深替入页岩气水基钻井液，在Φ215.9 mm井眼钻进，于6月7日钻进至5 350 m完钻，最大井斜104°，最大狗腿9.93°/30 m。该页岩气水基钻井液入井55天，钻井液性能稳定，未出现井壁失稳、剥落、垮塌等井下复杂情况。电测、通井一次到位，下套管顺利，固井成功，页岩气水基钻井液应用成功。
钻进中记录、收集四开各不同密度段的钻井液性能参数，实时对钻井液进行监测，掌握其变化规律，找到维护处理方法，为顺利钻井提供了技术保障，钻井液性能参数见表 7。
通过对比长宁X-8井页岩气水基钻井液和长宁Y-1井油基钻井液性能参数可知，页岩气水基钻井液的表观黏度、塑性黏度、动切力均比油基钻井液低，静切力和高温高压失水稍高，但均在设计范围以内。说明该页岩气水基钻井液各性能参数与油基钻井液比较接近，在进入A点后龙马溪页岩水平段钻进期间，未出现沉砂卡钻等现象，携带岩屑能力强，尽可能地清除了岩屑床，保证了井眼的清洁；长宁X-8井在最大井斜为104°，最大狗腿9.93°/30 m的井眼轨迹下，对比同类型井段，起下钻摩阻小得多，直观地表征了该页岩气水基钻井液的润滑能力，为顺利钻井、起下钻、下套管提供了有利保障。
页岩遇水易水化分散膨胀，部分页岩会分散在钻井液中，页岩一部分组成为黏土矿物，可以通过计算钻井液中阳离子交换容量确定其膨润土的含量，进而定量地分析钻井液抑制页岩水化分散的能力，侧面地表征了钻井液的抑制性能。测定钻井液土般土含量的方法：使用亚甲基蓝法测定出阳离子交换容量，再通过计算，确定钻井液中膨润土的含量[11]。
表 8表明，该页岩气水基钻井液体系膨润土含量低至5 g/L，随着在新地层钻进，MBT值有小幅度增加，在页岩水平段钻进时仍然维持在较低范围(8.5~10.5 g/L)，说明该水基钻井液能够有效地抑制页岩水化分散，钻井液性能没有因岩屑污染而造成突变，抑制能力优越。
(1) 矿物组分分析表明，长宁区块页岩矿物主要成分以石英、方解石和黏土矿物为主；由电镜扫描分析可知，页岩微孔隙发育良好，层状构造明显，体现出脆、强度低的特点；页岩地层黏土矿物水化分散和膨胀以及防止页岩剥落垮塌是页岩水基钻井液研究的重点及难点。
(2) 研制出以疏水抑制剂CQ-SIA和润滑剂CQ-LSA为主要处理剂的页岩气水基钻井液体系，同时通过纳米材料提高钻井液对页岩的封堵效率，降低滤液侵入地层；磺化材料提高钻井液的抗温性和低失水；使用复合盐来降低滤液活度，以及采用聚合醇保证钻井液的润滑性。在多种处理剂的协同作用下，该体系表现出较好的抑制能力、润滑能力、抗温能力以及较强的抗污染能力。
(3) 通过在长宁X-8井现场运用，入井55天后顺利钻达至井深5 350 m，起下钻顺利，电测、通井一次到位，套管顺利到位，固井成功。
(4) 建议加大对页岩气水基钻井液抗温能力的研究，满足深井高温页岩层钻井的要求；开展页岩气水平井钻井井壁稳定性研究，加大对新型强抑制性水基钻井液研究。
2017, Vol. 46 Issue (5): 69-73
2017, Vol. 46 Issue (5): 69-73