CN105969323B

CN105969323B - 一种页岩气水平井用高密度水基钻井液

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Publication number: CN105969323B
Application number: CN201610389681.4A
Authority: CN
Inventors: 王京光; 杨斌; 张小平; 赵海峰; 寄晓宁; 丁磊; 王国庆; 吴满祥; 刘伟; 王勇强; 曹辉; 张长庚; 郭康; 赵向阳; 俞浩杰; 张雅楠; 涂海海
Original assignee: Engineering Technology Research Institute of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co ltd
Current assignee: China National Petroleum Corp; CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co Ltd
Priority date: 2016-06-03
Filing date: 2016-06-03
Publication date: 2019-01-18
Anticipated expiration: 2036-06-03
Also published as: CN105969323A

Abstract

本发明提供了一种页岩气水平井用高密度水基钻井液，由以下质量百分比的原材料制备而成：屏蔽暂堵剂3.0～6.0％；抑制防塌剂1.0～5.0％；固体润滑剂2～5％；防泥包清洁剂1.0～5.0％；氯化钾10～25％；氢氧化纳0.1～0.5％；降滤失剂1.0～4.0％；流型调节剂0.2～0.5％；重晶石50～80％，余量为水。本发明所配制的页岩气水平井用高密度水基钻井液，在页岩、碳质泥岩条件下仍具有优异的封堵及抑制性能，在高密度高固相条件下仍具有良好的润滑性能、降滤失性能、流变性能，能够满足页岩气水平井、碳质泥岩水平井以及钻遇其它易塌地层的水平井施工对水基钻井液的要求，替代油基钻井液，在长期低油价的大环境下，促进页岩气资源的低成本开发。

Description

一种页岩气水平井用高密度水基钻井液

技术领域

本发明涉及一种勘探钻井用钻井液，尤其涉及一种页岩气水平井施工用高密度水基钻井液及其制备方法。

背景技术

随着国内外对以页岩气为标志的非常规气藏的大规模开发的进行，油基钻井液的应用越来越广泛。与传统的水基钻井液相比，油基钻井液因其良好的抑制性能、润滑性能、流变性能在页岩气钻探中得以广泛应用。

但油基钻井液普遍存在污染重，油基钻屑处理困难，油基钻井液使用成本高的问题。与油基钻井液相比，水基钻井液具有污染小、成本低等优点。页岩气水平井可以采用油基钻井液和合成基钻井液，也可以采用强抑制性水基钻井液，要求其关键是确保井壁稳定、润滑、防卡和井眼清洁。

对于水基钻井液，保证井壁稳定性的关键是提供良好的抑制性和封堵能力。抑制方面，主要通过降低滤液的活度和降低钻井液滤液的侵入来保持页岩的稳定性。页岩的失稳机理及特点主要有以下几点：孔隙压力扩散是导致井壁失稳的根本原因；泥页岩矿物颗粒间微孔隙自吸水后产生较强水化作用，促使次生微裂缝的产生、扩展与连通，自吸水产生次生裂缝是硬脆性泥页岩地层井壁失稳的主要原因之一；井眼压力与孔隙压力之差、钻井液与孔隙流体的化学势差、毛细管压力致使滤液进入地层。封堵方面，要求钻井液能够封堵住泥页岩矿物颗粒间微孔隙，防止次生微裂缝的产生，同时保持尽可能低的滤失量。

在页岩气勘探开发过程中为了获得较高产量大多采用水平井模式。为增强防塌性能及井控要求通常采用高密度钻井液。水平段钻井中的携砂问题成为安全快速施工的关键，要求钻井液既有较高的切力尤其是低速率切力能够充分携砂清洁井眼，又能保持较低的塑性粘度。这时钻井液在流变性调控方面的问题显得尤为突出，高密度钻井液的流变性调控技术、高温高密度下的降滤失技术、封堵抑制防塌技术、润滑技术成为水基钻井液替代油基钻井液钻探页岩气水平井能否成功的关键技术。

本发明的目的在于提供一种抑制性强、封堵效果好、润滑性优良、滤失量低、抗高温、流变性能好、价格低廉、配方简便的高密度水基钻井液配方，能够满足页岩气水平井施工对钻井液抑制、封堵、润滑、抗温的要求，替代油基钻井液。

发明内容

本发明的目的是克服现有水基钻井液存在的封堵性弱、抑制性差、高密度条件下润滑性差、流变性能难以调控、抗温性能不佳的问题。

为此，本发明提供了一种页岩气水平井用高密度水基钻井液，由以下质量百分比的原材料制备而成：屏蔽暂堵剂，3.0～6.0％；抑制防塌剂，1.0～5.0％；固体润滑剂，2～5％；防泥包清洁剂，1.0～5.0％；氯化钾，10～25％；氢氧化纳，0.1～0.5％；降滤失剂，1.0～4.0％；流型调节剂，0.2～0.5％；重晶石，50～80％；余量为水。

所述的屏蔽暂堵剂全名为钻井液用屏蔽暂堵剂G314，是由丁二烯、苯乙烯及纳米二氧化硅合成的聚合物，三者的质量百分比为丁二烯：苯乙烯：纳米二氧化硅＝1：1：1。

所述的抑制防塌剂全名为钻井液用防塌抑制剂G319，是由环氧乙烷、环氧丙烷和二甲基二烯丙基氯化铵合成的共聚物，三者的质量百分比为环氧乙：环氧丙烷：二甲基二烯丙基氯化铵＝2：2：1。

所述的固体润滑剂为弹性石墨，全名为钻井液用润滑剂G338。

所述的防泥包清洁剂是聚醚多元醇，全名为钻井液用防泥包清洁剂G318。

所述的流型调节剂为黄原胶XCD。

所述的降滤失剂包括以下组份：丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、马来酸酐、烯丙基磺酸钠，且各组份含量的质量比为丙烯酰胺：30％～40％，2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸：10％～20％，马来酸酐：20％～30％，烯丙基磺酸钠：20％～40％，引发剂：0.1％～0.2％，余量为水。

所述的引发剂为过硫酸钾、过硫酸铵和亚硫酸氢钠之中的一种或两种按任意比例的混合物。

所述的降滤失剂的制备方法包括以下步骤：按比例在水中依次加入丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸，采用氢氧化钠溶液调节pH值为4～5，搅拌均匀后在温度为60℃～80℃时，加入马来酸酐和烯丙基磺酸钠，再通入氮气25-35min后搅拌并均匀加入引发剂,搅拌反应1-2h，冷却至室温，烘干、粉碎后，即可制得水基钻井液用降滤失剂。

一种页岩气水平井用高密度水基钻井液的制备方法，包括如下步骤：在高速搅拌的条件下边搅拌边按比例依次向水中加入配方量的屏蔽暂堵剂、防塌抑制剂、固体润滑剂、防泥包清洁剂、氯化钾、氢氧化钠、降滤失剂、流型调节剂和重晶石，累计高速搅拌90min，每20min中断一次以刮下粘附在杯壁上浆液，即可制得所述的页岩气水平井用高密度水基钻井液。

本发明提供的这种页岩气水平井用高密度水基钻井液配方具有如下的有益效果：

(1)本发明所配制的水基钻井液具有优异的封堵性能，尤其是对页岩、碳质泥岩的裂缝、微裂缝均有良好的封堵性能。且尤其适合页岩气水平井、钻遇大段非均质碳质泥岩或其它易塌地层的水平井施工对水基钻井液封堵性能的要求，可以替代油基钻井液。

(2)本发明所配制的水基钻井液具有优异的抑制性能，尤其是对泥岩、页岩均有很强的抑制性能，且对页岩、泥岩岩屑有高回收率和低线性膨胀率。

(3)本发明所配制的水基钻井液具有良好的润滑性能，所使用的固体润滑剂可以在高密度、高固相的条件下不会显著增加钻井液的粘度，解决了以往在高密度钻井液中添加液体润滑剂，体系的粘度亦大幅度升高，导致高密度钻井液过稠的难题。

(4)本发明所配制的水基钻井液在高密度条件下降滤失性能好，高温高压滤失量低，以往在高密度条件下钻井液的固相含量高，降滤失剂的降滤失效果差，且用量大，导致钻井液增粘显著，只能被迫采用放大量稀释的办法解决，本发明所选用的降滤失剂，分子量低，对粘度影响小，解决现有技术存在的上述难题。

(5))本发明所配制的水基钻井液在高密度条件下抗温性能好，高温下不会导致高密度钻井液稠化，钻井液的流变性易于调控，现场操作维护简便。

附图说明

图1是不同类型钻井液的抑制性能对比曲线图；

图2是不同类型钻井液对泥岩的抑制性能对比图；

图3是不同类型钻井液的封堵性能对比图；

图4是不同类型钻井液的润滑性能对比图；

图5是不同类型钻井液的即时封堵性能对比图；

图6是不同类型钻井液的降滤失性能对比图。

具体实施方式

本发明提供了一种页岩气水平井用高密度水基钻井液，由以下质量百分比的原材料制备而成：屏蔽暂堵剂，3.0～6.0％；抑制防塌剂，1.0～5.0％；固体润滑剂，2～5％；防泥包清洁剂，1.0～5.0％；氯化钾，10～25％；氢氧化纳，0.1～0.5％；降滤失剂，1.0～4.0％；流型调节剂，0.2～0.5％；重晶石，50～80％；余量为水。

本发明所配制的高密度水基钻井液与油基钻井液、常规的水基钻井液相比具有下列突出优势：1、优异的封堵性能、抑制性能能够满足页岩、碳质泥岩对钻井液防塌性能的要求，其防塌性能与油基钻井液相当，可以替代油基钻井液；2、在高密度高固相含量条件下，仍然具有良好的润滑性能，能够保证页岩气水平井的安全快速施工，防止卡钻等恶性事故的发生。润滑性能接近油基钻井液，远优于常规水基钻井液；3、成本较低，该钻井液与目前页岩气水平井使用的油基钻井液相比，成本大幅降低，在长期低油价的大环境下，更有利于页岩气资源的低成本开发；4、安全环保，选用的处理剂均为无毒处理剂，可降解，节省了油基钻屑处理的成本。

本发明可替代油基钻井液，应用于页岩气水平井、钻遇碳质泥岩、其它地层不稳定的水平井，基本满足水平井的水平段施工中对钻井液在抑制防塌性能、润滑性能、降滤失性能、流变性能等方面的要求。该技术可在长宁-威远国家级页岩气示范区和壳牌四川反承包项目中替代油基钻井液，大规模应用；为西南地区的页岩气气藏和西北地区的致密气藏的开发提供技术支持，又能显著降低钻井成本，满足环保要求，获得良好的经济效益和社会效益，值得推广应用。

下面结合实施例对本发明作进一步说明，但下属实施例不用于限制本发明的实施范围：

实施例1：

量取300mL自来水于500mL高搅杯中，用高速搅拌器在搅拌条件下边搅拌边加入6％屏蔽暂堵剂、5％防塌抑制剂、5％固体润滑剂、5％防泥包清洁剂、25％氯化钾、0.5％氢氧化钠、3％降滤失剂、0.5％流型调节剂和50％重晶石，累计高速搅拌90min，每20min中断一次以刮下粘附在杯壁上浆液，即可制得本发明所述的页岩气水平井用高密度水基钻井液。

实施例2：

量取300mL自来水于500mL高搅杯中，用高速搅拌器在搅拌条件下边搅拌边加入6％屏蔽暂堵剂G314、3％防塌抑制剂G319、5％固体润滑剂G338、3％防泥包清洁剂G318、20％氯化钾、0.3％氢氧化钠、2.2％降滤失剂、0.5％流型调节剂XCD和60％重晶石，累计高速搅拌90min，每20min中断一次以刮下粘附在杯壁上浆液。即制得本发明的水基钻井液。

测试1：按实施例2所配制的水基钻井液抑制性能的测试

按照实施例2所配制的水基钻井液密度为2.2g/cm³，将该高密度水基钻井液在150℃的温度下热滚16h后与其它类型的钻井液进行抑制性能对比，结果如图1所示。

由图1所示结果可知，按本实施例所选原料所配制的水基钻井液对粘土的膨胀具有很强的抑制性，线性膨胀率在水基钻井液中最低，基本接近油基钻井液对粘土的线性膨胀率。

测试2：实施例2配置的水基钻井液对泥岩的抑制性能测试

本实施例所配制的水基钻井液密度为2.2g/cm³，该水基钻井液在150℃的温度下热滚16h后，按《GB/T 16783.2—2014石油天然气工业钻井液现场测试第1部分:水基钻井液》中的规定进行水基钻井液对泥岩的抑制性能测试，结果见图2。

该项测试评价了本实施例所配制的水基钻井液在泥岩岩屑的回收率，考察了本发明所制备的水基钻井液的抑制性能。本发明所选用的泥岩岩屑在清水中的一次回收率10.6％，二次回收率5.2％。

由上述测试结果可知，本实施例所配制的水基钻井液的岩屑回收率在水基钻井液中最高，显著高于其它水基钻井液，基本接近油基钻井液。

结合测试一和测试二的实验结果可知，本发明所配制的水基钻井液具有优异的抑制性能，尤其是对泥岩、页岩均有很强的抑制性能。对页岩、泥岩岩屑有高回收率和低线性膨胀率。

测试3：实施例2配置的水基钻井液的封堵性能测试

按照实施例2配制的水基钻井液在150℃的温度下热滚16h后，使用OFITE渗透性封堵仪测试钻井液在不同渗透率磨砂盘上的瞬时滤失量，以此作为封堵性能的考察指标，结果见图3。

由测试结果可知，该水基钻井液在不同渗透率下均具有良好的封堵性能，本实施例所配制的水基钻井液瞬时滤失量接近油基钻井液，在水基钻井液中最低。因此，本发明所配制的高密度水基钻井液具有优异的封堵性能，尤其是对页岩、碳质泥岩的裂缝、微裂缝均有良好的封堵性能；且适合页岩气水平井、钻遇大段非均质碳质泥岩或其它易塌地层的水平井施工对水基钻井液封堵性能的要求，可以替代油基钻井液。

测试4：实施例2配制的水基钻井液与其它钻井液的润滑性能对比测试

本实施例所配制的密度为2.2g/cm³的水基钻井液，在150℃的温度下热滚16h后，按《GB/T 16783.2—2014石油天然气工业钻井液现场测试第1部分:水基钻井液》中的规定进行润滑性能测试，结果见图4。

通过图4将本发明的水基钻井液与其他类型的钻井液润滑性能对比可知，本发明的水基钻井液与传统的水基钻井液相比，在高密度条件下具有较高的润滑性能，润滑系数与油基钻井液接近，有利于水平井的安全快速施工。

实施例3:

量取300mL自来水于500mL高搅杯中，用高速搅拌器在搅拌条件下边搅拌边加入4％屏蔽暂堵剂G314、2％防塌抑制剂G319、5％固体润滑剂G338、4％防泥包清洁剂G318、12％氯化钾、0.4％氢氧化钠、2.3％降滤失剂、0.3％流型调节剂和70％重晶石，累计高速搅拌90min，每20min中断一次以刮下粘附在杯壁上浆液。

测试5：实施例2配制的水基钻井液的即时封堵性能对比测试

实施例3所配制的水基钻井液，在150℃的温度下热滚16h后，按《GB/T 16783.2—2014石油天然气工业钻井液现场测试第1部分:水基钻井液》中的规定滤失测试，分别以第一滴滤液和第二滴滤液的滴出时间作为评价指标，考察钻井液的即时封堵性能，结果见图5。

由图5的数据可知，本发明的水基钻井液的滤液滴出时间远远大于其它类型的水基钻井液，根据钻遇碳质泥岩的防塌经验，第一滴和第二滴滤液滴出时间越大，越有利于防塌，实现易塌微裂缝的即时封堵。

实施例4：

量取300mL自来水于500mL高搅杯中，用高速搅拌器在搅拌条件下边搅拌边加入3％屏蔽暂堵剂G314、1％防塌抑制剂G319、2.5％固体润滑剂G338、1％防泥包清洁剂G318、11％氯化钾、0.2％氢氧化钠、1％降滤失剂、0.3％流型调节剂XCD和80％重晶石，累计高速搅拌90min，每20min中断一次以刮下粘附在杯壁上浆液。即制得本发明的水基钻井液。

测试6：实施例4的水基钻井液的降滤失性能对比测试

配制的水基钻井液150℃×16h热滚后，按《GB/T 16783.2—2014石油天然气工业钻井液现场测试第1部分:水基钻井液》中的规定进行高温高压滤失量测试，结果见图6。

由上图可知，本发明的水基钻井液在不同的温度下的高温高压滤失量均远小于其它类型的水基钻井液，且温度越高优势越明显，尤其是在180℃下的高温高压滤失量明显小于其它水基钻井液，接近油基钻井液。

本发明可应用于高密度水基钻井液，尤其是页岩气水平井、碳质泥岩水平井、钻遇易塌地层水平井使用的高密度水基钻井液，能够满足页岩气水平井施工对钻井液抑制性、封堵性、润滑性等各方面性能要求，替代油基钻井液。有效解决了油基钻井液毒性大，成本高的问题。尤其是在长期低油价的大环境下，促进页岩气低成本开发。

实施例5：

量取300mL自来水于500mL高搅杯中，用高速搅拌器在搅拌条件下边搅拌边加入5％屏蔽暂堵剂G314、3％防塌抑制剂G319、3.7％固体润滑剂G338、4％防泥包清洁剂G318、10％氯化钾、0.1％氢氧化钠、4％降滤失剂、0.2％流型调节剂XCD和70％重晶石，累计高速搅拌90min，每20min中断一次以刮下粘附在杯壁上浆液。即制得本发明的水基钻井液。

所述的屏蔽暂堵剂全名为钻井液用屏蔽暂堵剂G314，是由丁二烯、苯乙烯及纳米二氧化硅合成的聚合物，三者的质量百分比为丁二烯：苯乙烯：纳米二氧化硅＝1：1：1。钻井液用屏蔽暂堵剂G314属市售产品，生产厂家是中国石油川庆钻探工程有限公司工程技术研究院。所述的钻井液用屏蔽暂堵剂能够进入到泥页岩矿物颗粒间的微孔隙中起到即时封堵的作用。

所述的抑制防塌剂全名为钻井液用防塌抑制剂G319，是由环氧乙烷、环氧丙烷和二甲基二烯丙基氯化铵合成的共聚物，三者的质量百分比为环氧乙：环氧丙烷：二甲基二烯丙基氯化铵＝2：2：1钻井液用防塌抑制剂G319属市售产品，生产厂家是中国石油川庆钻探工程有限公司工程技术研究院。该钻井液用防塌抑制剂对泥岩、页岩具有很强的抑制性能，对页岩、泥岩岩屑有高回收率和较低的线性膨胀率，进而能够增强防塌性能防止井壁坍塌、卡钻等井下事故的发生。

所述的防泥包清洁剂是聚醚多元醇，全名为钻井液用防泥包清洁剂G318，属市售产品，生产厂家是中国石油川庆钻探工程有限公司工程技术研究院。所采用的钻井液用防泥包清洁剂G318可以在钻头表面、钻屑和钻井液中的粘土颗粒上发生静电作用和物理、化学吸附，能改善钻具金属表面吸附特性减少钻头泥包，改善钻井液的润滑效果。

所述的流型调节剂为黄原胶XCD，属于现有技术，是可以直接在市面上购买的原料。本发明所采用的流型调节剂能调节这个钻井液体系的流变性能和改善高密度条件下的抗温能力。

所述的固体润滑剂为弹性石墨，全名为钻井液用润滑剂G338，属市售产品，生产厂家是中国石油川庆钻探工程有限公司工程技术研究院。所述的钻井液用弹性石墨具有良好的润滑性能，可以在高密度、高固相的条件下不会显著增加钻井液的粘度，解决了以往在高密度钻井液中添加液体润滑剂，体系的粘度亦大幅度升高，导致高密度钻井液过稠的难题。

实施例6：

在以上实施例的基础上，本发明所述的降滤失剂包括如下组份：丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、马来酸酐、烯丙基磺酸钠，且各组份含量的质量比为丙烯酰胺：30％～40％，2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸：10％～20％，马来酸酐：20％～30％，烯丙基磺酸钠：20％～40％，引发剂：0.1％～0.2％，余量为水。

本发明所用降滤失剂的具体制备过程详见中国专利(201110454544.1)，水基钻井液用降滤失剂及其制备方法。

高密度条件下降滤失性能好，高温高压滤失量低。以往在高密度条件下钻井液的固相含量高，降滤失剂的降滤失效果差，且用量大，导致钻井液增粘显著，只能被迫采用放大量稀释的办法解决。本发明选用的降滤失剂，分子量低，对粘度影响小，解决降滤失剂存在的上述难题，本发明所采用的降滤失剂生物毒性低，属于环保型，降滤失性能好，配伍性佳，抗温性强，抗钙、镁离子污染性能好，在高密度钻井液中能抗温至少200℃，无稠化现象且不影响钻井液的性能，用量少。

以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。本实施例没有详细叙述的部件和结构属本行业的公知部件和常用结构或常用手段，这里不一一叙述。

Claims

1.一种页岩气水平井用高密度水基钻井液，其特征在于：由以下质量百分比的原材料制备而成：屏蔽暂堵剂，3.0～6.0%；抑制防塌剂，1.0～5.0%；固体润滑剂，2～5%；防泥包清洁剂，1.0～5.0%；氯化钾，10～25%；氢氧化钠，0.1～0.5%；降滤失剂，1.0～4.0%；流型调节剂，0.2～0.5%；重晶石，50～80%；余量为水；

所述的屏蔽暂堵剂全名为钻井液用屏蔽暂堵剂G314，是由丁二烯、苯乙烯及纳米二氧化硅合成的聚合物，三者的质量百分比为丁二烯：苯乙烯：纳米二氧化硅=1：1：1；

所述的抑制防塌剂全名为钻井液用防塌抑制剂G319，是由环氧乙烷、环氧丙烷和二甲基二烯丙基氯化铵合成的共聚物，三者的质量百分比为环氧乙烷：环氧丙烷：二甲基二烯丙基氯化铵=2：2：1；

所述的固体润滑剂为弹性石墨，全名为钻井液用润滑剂G338；

所述的防泥包清洁剂是聚醚多元醇，全名为钻井液用防泥包清洁剂G318；

所述的流型调节剂为黄原胶XCD；

所述的降滤失剂包括以下组份：丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、马来酸酐、烯丙基磺酸钠，且各组份含量的质量比为丙烯酰胺：30%～40%，2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸：10%～20%，马来酸酐：20%～30%，烯丙基磺酸钠：20%～40%，引发剂：0.1%～0.2%，余量为水；

2.根据权利要求1所述的一种页岩气水平井用高密度水基钻井液，其特征在于：所述的降滤失剂的制备方法包括以下步骤：按比例在水中依次加入丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸，采用氢氧化钠溶液调节pH 值为4～5，搅拌均匀后在温度为60℃～80℃时，加入马来酸酐和烯丙基磺酸钠，再通入氮气25-35min 后搅拌并均匀加入引发剂, 搅拌反应1-2h，冷却至室温，烘干、粉碎后，即可制得水基钻井液用降滤失剂。