CN106147728B - 一种页岩水平井水基钻井液及其制备方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种页岩水平井水基钻井液，所述钻井液包含润湿反转剂。本发明还涉及所述的所述页岩水平井水基钻井液的制备方法。

Description

一种页岩水平井水基钻井液及其制备方法
技术领域
本发明涉及油气井工程技术领域，具体涉及一种适用于页岩水平井的水基钻井液体系。
背景技术
目前页岩水平井钻井的技术中，如何解决井壁失稳是钻井液技术必须面临的技术难题，而钻井液体系的抑制性能和封堵性能均是解决页岩地层井壁失稳的重要技术指标之一。国外公司在页岩水平井施工中采用Kla-shield(胺基强封堵)、SHALEDRILTM(盐水强封堵)、Tlatidrill(盐水聚胺强封堵)等钻井液体系，利用聚胺类处理剂、盐水作为抑制剂，选用不同粒径的超细碳酸钙、纳米二氧化硅、沥青类处理剂等作为封堵剂。国内公司目前尚无使用水基钻井液钻页岩水平井的先例，而专用于或适用于页岩水平井的水基钻井液体系也多处于研发当中。但就钻井液的抑制性与封堵性方面有较多的发明专利与文献，通过调研与检索，中国发明专利CN201210592769.8(一种强抑制钻井液体系)、CN201110130011.8(用于活性泥页岩钻井的钻井液)、N201410020098.7(一种稳定页岩的水基钻井液)、CN201410146146.7(一种适用于水平段泥页岩的水基钻井液及制备方法)等钻井液体系抑制剂类选用聚胺类抑制剂、氯化钾、聚合醇、页岩抑制剂等，封堵剂选用纤维类封堵剂、纳米二氧化硅、超细碳酸钙或纳米碳酸钙等。而通过对泥页岩地层的地质特征及沉积环境等因素的分析，页岩水平井水基钻井液体系仅加强体系的抑制性和封堵能力是不够的，而且应该更全面的考虑钻井液体系与泥页岩地层地层水欠饱和、天然亲水性的特点，进而设计出一种适用于泥页岩水平井专用的钻井液体系。
发明内容
本发明为了解决上述现有技术中存在的问题，提供了一种页岩水平井水基钻井液及其制备方法。本发明的页岩水平井水基钻井液不仅具有更优良的抑制性，而且针对泥页岩微裂缝尺寸大小通过更合理的封堵材料颗粒配伍强化了体系的封堵能力，满足泥页岩水平井钻井的需要。
本发明的第一个方面涉及一种页岩水平井水基钻井液，所述钻井液包含润湿反转剂。
在本发明的一个优选实施方式中，所述润湿反转剂选自胺型阳离子表面活性剂与氧化胺型两性离子表面活性剂的至少一种。
在本发明的一个优选实施方式中，所述钻井液还包含降滤失剂和流型调节剂。
在进一步的优选实施方式中，所述降滤失剂为环保型改性淀粉SMART与羧甲基纤维素钠盐以及磺化酚醛树脂复配。
在进一步的优选实施方式中，所述流型调节剂为黄原胶XCD。
在本发明的一个优选实施方式中，所述钻井液包括水、膨润土、碳酸钠、聚合物、页岩抑制剂、氯化钾、降失水剂、封堵防塌剂、封堵剂、润滑剂、流行调节剂和乳化剂。
在本发明的一个优选实施方式中，所述乳化剂是OP-10。
在本发明的一个优选实施方式中，所述聚合物是水解聚丙烯酰胺钾盐；所述页岩抑制剂包括氨基聚醚和络合铝；所述降失水剂包括环保型改性淀粉，羧甲基纤维素钠盐降失水剂和磺化酚醛树脂复配；所述封堵防塌剂是沥青类封堵防塌剂；所述封堵剂包括纳米二氧化硅、碳酸钙和零渗透封堵剂；所述润滑剂包括极压润滑剂和原油。
在本发明的进一步的优选实施方式中，所述沥青类封堵防塌剂是磺化沥青、氧化沥青或低软化点沥青，所述沥青的软化温度为80-100℃。
在本发明的进一步的优选实施方式中，所述沥青类封堵防塌剂是磺化沥青、氧化沥青和低软化点沥青中的至少一种，所述低软化点沥青的软化温度是80-100℃。
在本发明的一个优选实施方式中，所述纳米二氧化硅的粒度中值是30-50纳米。
在本发明的一个优选实施方式中，所述碳酸钙为1280目碳酸钙。
在本发明的一个优选实施方式中，所述极压润滑剂是SMJH-1润滑剂。
在本发明的一个优选实施方式中，所述水基钻井液中的成分按照以下重量份组成：
水1000份、膨润土20-30份、碳酸钠1-3份、水解聚丙烯酰胺钾盐3-5份、胺基聚醚5-10份、络合铝20-40份、氯化钾50-70份、环保型改性淀粉10-20份、羧甲基纤维素钠盐降失水剂5-10份、磺化酚醛树脂20-40份、沥青类封堵防塌剂20-30份、纳米二氧化硅10-15份、碳酸钙30-40份、零渗透封堵剂10-20份、润湿反转剂5-10份、极压润滑剂20-30份、原油100-150份、流型调节剂XCD3-5份以及乳化剂3-5份。
本发明还涉及一种所述页岩水平井水基钻井液的制备方法，包括：
a.基浆配置：在1000份的水中加入1-3份的碳酸钠和重量为20-30份的膨润土，搅拌30-60min，预水化24h；
b.加入降失水剂：在步骤a所得的基浆中加入10-20份的环保型改性淀粉，加入5-10份的羧甲基纤维素钠盐降失水剂，加入20-40份的磺化酚醛树脂，搅拌；
c.加入抑制剂：在步骤b所得的钻井液中加入5-10份胺基聚醚，加入50-70份的氯化钾，加入20-40份的络合铝，搅拌；
d.加入高分子聚合物：在步骤c所得的钻井液中加入3-5份的水解聚丙烯酰胺钾盐，搅拌；
e.加入沥青类防塌剂：在步骤d所得钻井液中加入重量为20-30份的磺化沥青、氧化沥青或低软化点沥青的一种，搅拌；
f.加入封堵剂：在步骤e所得的钻井液中加入10-15份纳米二氧化硅，加入30-40份碳酸钙，加入10-20份的零渗透封堵剂，搅拌；
g.加入润湿反转剂：在步骤f所得的钻井液中加入5-10份的润湿反转剂，搅拌；
h.加入润滑剂：在步骤g所得的钻井液中加入20-30份的极压润滑剂，加入重量为100-150份的原油，搅拌；
i.加入乳化剂：在步骤h所得钻井液加入3-5份的乳化剂，搅拌；
j.加入流型调节剂：在步骤i所得钻井液中加入3-5份的流型调节剂XCD，搅拌；
其中，上述步骤之间无先后顺序之分，且上述步骤中的份数均为重量份，搅拌时间均为30-60min。
本发明是针对页岩地层层理、微裂缝发育，分化分散能力弱、脆性强的特点，以及页岩地层所含地层水欠饱和、天然亲水的特征，在进一步加强钻井液强体系强抑制强封堵基础上，加入润湿反转剂，削弱水与页岩地层的相互作用，延缓水进入微裂缝速度，并加入适合该体系的降滤失剂及流型调节剂等，以形成适用于页岩水平井钻进的水基钻井液。
本发明发明的有益效果：
与现有技术相比，本发明提供的页岩水平井水基钻井液体系具有：
1、本发明提供的钻井液为水基钻井液，与油基钻井液相比，具有环保与低成本的特点；
2、本发明提供的水基钻井液与目前常用的强抑制强封堵钻井液相比，不仅具有更优良的抑制性，而且针对泥页岩微裂缝尺寸大小通过更合理的封堵材料颗粒配伍强化了体系的封堵能力，使其更能有效的对微裂缝进行封堵；
3、针对泥页岩地层地层水欠饱和、天然亲水的特点，加入润湿反转剂削弱水与页岩地层的相互作用，延缓水进入微裂缝的速度，达到稳定井壁的目的；
4、具有优良的润滑性，满足泥页岩水平井钻井的需要；
5、优选了适合该体系的降滤失剂，使该体系的滤失量满足钻井要求。
附图说明
图1为实施例1中页岩水平井水基钻井液高温流变图。
图2为实施例1中页岩水平井水基钻井液线性膨胀对比图。
图3为实施例1中聚胺高性能水基钻井液滤液润湿性效果图。
图4为实施例1中页岩水平井水基钻井液滤液润湿性效果图。
图5为实施例1中龙马溪组地层页岩SEM电镜扫描图。
具体实施方式
为了更好地理解本发明，下面结合实施例进一步阐明本发明的内容，但本发明的内容不仅仅局限于下面的实施例。
本发明所有实施例均按页岩水平井水基钻井液制备方法与步骤进行配制。页岩水平井水基钻井液制备方法与步骤：
a.基浆配置：在重量为1000份的水中加入重量为3份的碳酸钠和重量为20-30份的钠膨润土，搅拌30-60min，预水化24h。
b.加入降失水剂：在步骤a所得的基浆中加入重量为10-20份的环保型改性淀粉，加入重量为5-10份的羧甲基纤维素钠盐降失水剂，加入重量为20-40份的磺化酚醛树脂，搅拌。
c.加入抑制剂：在步骤b所得的钻井液中加入重量为5-10份胺基聚醚，加入重量为50-70份的氯化钾，加入重量为20-40份的络合铝，搅拌。
d.加入高分子聚合物：在步骤c所得的钻井液中加入重量为3-5份的水解聚丙烯酰胺钾盐，搅拌。
e.加入沥青类防塌剂：在步骤d所得钻井液中加入重量为20-30份的磺化沥青、氧化沥青或低软化点沥青的一种，搅拌。
f.加入封堵剂：在步骤e所得的钻井液中加入重量为10-15份的粒度中值30-50纳米二氧化硅，加入重量为30-40份1280目超细碳酸钙，加入重量为10-20份的零渗透封堵剂，搅拌。
g.加入润湿反转剂：在步骤f所得的钻井液中加入重量为5-10份的润湿反转剂，搅拌。
h.加入润滑剂：在步骤g所得的钻井液中加入重量为20-30份的极压润滑剂SMJH-1，加入重量为100-150份的原油，搅拌。
i.加入乳化剂：在步骤h所得钻井液加入重量为3-5份的乳化剂OP-10，搅拌。
j.加入流型调节剂：在步骤i所得钻井液中加入重量为3-5份的流型调节剂XCD，搅拌。
其中，所述步骤之间无先后顺序之分，且所述步骤中的份数均为重量份，搅拌时间均为30-60min。
实施例1
本实施例提供的页岩水平井水基钻井液各组分的质量份分别为：400ml淡水、8g钠膨润土、1.2g碳酸钠、4g环保型改性淀粉、4g羧甲基纤维素钠盐降失水剂、12g磺化酚醛树脂、4g胺基聚醚、28g氯化钾、12g络合铝、1.2g水解聚丙烯酰胺钾盐、12g磺化沥青、6g纳米二氧化硅、12g超细碳酸钙、2g润湿反转剂、12g极压润滑剂SMJH-1、60g原油、2g乳化剂OP-10、1.2g流型调节剂XCD。
测试本实施例的页岩水平井水基钻井液的基本性能参数，并与现有技术中的聚胺高性能水基钻井液做对比，数据分析见表1、表2。
表1 页岩水平井水基钻井液的基本性能参数对比
Figure BDA0000706696830000061
表2 页岩水平井水基钻井液高温高压滤失量对比
钻井液体系 高温高压滤失量
页岩水平井水基钻井液 8.8
聚胺高性能水基钻井液 12.4
由表1、表2可见，本发明提供的页岩水平井水基钻井液相对于聚胺高性能水基钻井液API滤失量与高温高压滤失量更低，流变性能也满足钻井需要。
页岩水平井水基钻井液热稳定性评价
试验仪器：ZNN-D6S型六速旋转粘度计、ZNS-5A中压失水仪、OFITE滚子加热炉。
将页岩水平井水基钻井液装入老化罐中，在120℃条件下热滚16h，待钻井液冷却后测定其基本性能参数，结果见表3。
表3 页岩水平井水基钻井液热滚后性能参数
Figure BDA0000706696830000062
由表3与表1对比可见，页岩水平井水基钻井液在120℃条件下热滚16h后其流变性能变化不大，降失水剂在高温以及搅拌剪切的作用下发挥功效，故其滤失量略有降低，性能更优。
页岩水平井水基钻井高温流变参数
试验仪器：FANN X77高温高压流变仪
将120℃老化16h后的页岩水平井水基钻井液使用FANN X77高温高压流变仪进行高温流变参数的测定，其结果见图1。
在测试条件为30MPa条件下，分别测量60℃、80℃、100℃、120℃的流变性。由图1结果可知，在100℃与120℃条件下流变性能变化较小，且在低转速条件的粘度基本不变，说明其在120℃条件具有较好的流变性能与携岩能力，满足水平井钻井需要。
页岩水平井水基钻井液线性膨胀实验
试验仪器：OFITE 150-80-1型线性膨胀仪，JHP岩心压制机
将页岩水平井水基钻井液体系与现有技术中的常规油基钻井液及聚胺高性能水基钻井液进行对比，岩样为彭水龙马溪组页岩地层岩石经过粉碎后在40MPa条件下压制30min后制得。选用OFITE 150-80-1型线性膨胀仪进行线性膨胀实验，测试时间为18h。实验结果见图2
由图2所示结果可以看出：本实施例的页岩水平井水基钻井液的线性膨胀率远低于所述聚胺高性能水基钻井液、较为接近油基钻井液。结合线性膨胀实验原理，该实验可以视作钻井液体系在抑制性与封堵性能的综合比较，由此表明本实施例的页岩水平井水基钻井液对页岩地层所表现出的抑制与封堵的综合作用与油基钻井液与页岩地层的作用效果较为接近，能够满足页岩水平井钻井的要求。
页岩水平井水基钻井液润湿反转效实验
实验仪器：全量程接触角测量仪DSA100
先制备实验用钻井液滤液，然后利用全量程接触角测量仪DSA100对页岩水平井水基钻井液滤液的接触角与聚胺高性能水基钻井液滤液的接触角分别进行测量，测量结果分别如图3和图4所示。
由实验结果可知，页岩水平井水基钻井液滤液的接触角与聚胺高性能水基钻井液滤液的接触角相差较大，表明页岩水平井水基钻井液的滤液析出并与页岩地层接触后，能减缓或削弱其与页岩地层的相互作用，此外，当滤液进入页岩超微裂缝后，一定程度的增大钻井液滤液与页岩岩石表面的接触角，进一步缩小裂缝通道直径，降低滤液中水深入裂缝的速度，进而大幅度的延长页岩地层的坍塌周期。
彭水区块龙马溪组页岩岩样的XRD分析结果
实验仪器：Empyrean锐影X射线衍射仪
选择重庆市彭水区块龙马组页岩地层岩石制备测试样品，选用XRD仪器进行测试，测试结果见表4、表5。
表4 彭水区块龙马溪组页岩地层XRD全岩矿物组成
Figure BDA0000706696830000081
表5 彭水区块龙马组页岩地层XRD粘土矿物组成
Figure BDA0000706696830000082
由上面测试结果以及现场钻井施工均表明，龙马溪组页岩地层易水化膨胀类粘土矿物含量低，不含蒙脱石，以伊蒙混层为主，水化分散能力较弱，但脆性矿物含量较高，属硬脆性岩石，并且由于层理以及微裂缝发育，因此在实钻过程中表现为易剥蚀掉块、垮塌。
重庆市彭水区块页岩岩样微裂缝尺寸分布情况
实验仪器：QUANTA200型SEM电镜
通过SEM电镜扫描实验，如图5所示。龙马溪组页岩地层微裂缝尺寸分布在1-30um范围，因此本实施例的页岩水平井水基钻井液的封堵主要针对该尺寸范围进行合理设计。
本实施例的页岩水平井水基钻井液封堵性能评价
实验仪器：OFITE滚子加热炉、石仪公司岩心抗污染测试仪
实验步骤：
(1)按实施例1配制页岩水平井水基钻井液，120℃老化16h后备用。
(2)用自制的20um微裂缝模拟岩样放入岩样筒内，加5.5MPa围压，并在底部用量筒收集透过微裂缝的液体。
(3)将老化后的页岩水基钻井液倒入钻井液筒内，并加3.5MPa的驱替压力，升温至120℃，测试48h。
(4)收集通过微裂缝的液体。
将按上述过程进行的实验结果与现有技术的高性能水基钻井液的实验结果进行比较，见表6。
表6 页岩水基钻井液封堵性能评价
钻井液体系 模拟微裂缝滤出量ml
现有技术的聚胺高性能水基钻井液 66.8
本实施例的页岩水平井水基钻井液 9.6
由表6的结果可以看出，本实施例的页岩水平井水基钻井液的模拟微裂缝滤出量远小于现有技术的聚胺高性能水基钻井液。
实施例2
本实施例提供的页岩水平井水基钻井液各组分的质量份分别为：400ml淡水、10g钠膨润土、1.2g碳酸钠、4g环保型改性淀粉、4g羧甲基纤维素钠盐降失水剂、12g磺化酚醛树脂、4g胺基聚醚、20g氯化钾、12g络合铝、1.2g水解聚丙烯酰胺钾盐、12g磺化沥青、6g纳米二氧化硅、12g超细碳酸钙、4g润湿反转剂、16g极压润滑剂SMJH-1、60g原油、2g乳化剂OP-10、1.2g流型调节剂XCD。
测试本发明页岩水平井水基钻井液的基本性能参数，并与高性能水基钻井液做对比，数据分析见表7、表8
表7 页岩水平井水基钻井液的基本性能参数对比
钻井液类型 表观粘度/mPa·s 塑性粘度/mPa·s 动切力/Pa API滤失量/ml
页岩水平井水基钻井液 37 25 12 1.8
聚胺高性能水基钻井液 33 20 13 3.4
表8 页岩水平井水基钻井液高温高压滤失量
钻井液体系 高温高压滤失量
页岩水平井水基钻井液 8.8
聚胺高性能水基钻井液 12.6
由表7、表8可见，本发明提供的页岩水平井水基钻井液相对于聚胺高性能水基钻井液API滤失量与高温高压滤失量更低，流变性能也满足钻井需要。
页岩水平井水基钻井液热稳定性评价
试验仪器：ZNN-D6S型六速旋转粘度计、ZNS-5A中压失水仪、OFITE滚子加热炉。
将页岩水平井水基钻井液装入老化罐中，在120℃条件下热滚16h，待钻井液冷却后测定其基本性能参数，结果见表9
表9 页岩水平井水基钻井液热滚后性能参数
钻井液类型 表观粘度/mPa·s 塑性粘度/mPa·s 动切力/Pa API滤失量/ml
页岩水平井水基钻井液 34 22 12 1.6
由表7与表9对比可见，页岩水平井水基钻井液在120℃条件下热滚16h后其流变性能变化不大，钻井液滤失量略有降低。表明页岩水平井水基钻井液热稳定性好。
页岩水平井水基钻井液润滑性评价
实验仪器：EP-B型极压润滑仪、OFITE滚子加热炉。
将配制好的本实施例的页岩水平井水基钻井液在120℃条件下老化16h，待其冷却后使用EP-B极压型润滑仪进行测量，并与高性能水基钻井液以及油基钻井液进行对比，实验结果见表10
表10 页岩水平井水基钻井液润滑性
钻井液类型 EP润滑系数
现有技术的聚胺高性能水基钻井液 0.074
本实施例的页岩水平井水基钻井液 0.056
现有技术的常规油基钻井液 0.038
由表10实验结果可见，页岩水平井水基钻井液的EP润滑系数接近常规油基钻井液，优于聚胺高性能水基钻井液体系，因此本实施例的页岩水平井水基钻井液满足页岩水平井钻进要求。
应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。

Claims (4)

1.一种页岩水平井水基钻井液，所述水基钻井液中的成分按照以下重量份组成：
水1000份、膨润土20-30份、碳酸钠1-3份、水解聚丙烯酰胺钾盐3-5份、胺基聚醚5-10份、络合铝20-40份、氯化钾50-70份、环保型改性淀粉10-20份、羧甲基纤维素钠盐降失水剂5-10份、磺化酚醛树脂20-40份、沥青类封堵防塌剂20-30份、纳米二氧化硅10-15份、碳酸钙30-40份、零渗透封堵剂10-20份、润湿反转剂5-10份、极压润滑剂SMJH-1 20-30份、原油100-150份、流型调节剂XCD 3-5份以及乳化剂3-5份，其中所述润湿反转剂选自季胺型阳离子表面活性剂和氧化胺型两性离子表面活性剂中的至少一种，所述沥青类封堵防塌剂是磺化沥青、氧化沥青和低软化点沥青中的至少一种，所述乳化剂为OP-10。
2.根据权利要求1所述的钻井液，其特征在于，所述低软化点沥青的软化温度是80-100℃。
3.根据权利要求1所述的钻井液，其特征在于，所述碳酸钙为1280目碳酸钙。
4.一种根据权利要求1所述的所述页岩水平井水基钻井液的制备方法，包括以下步骤：
a.基浆配置：在1000份的水中加入1-3份的碳酸钠和20-30份膨润土，搅拌30-60min，预水化24h；
b.加入降失水剂：在步骤a所得的基浆中加入10-20份的环保型改性淀粉，加入5-10份的羧甲基纤维素钠盐降失水 剂，加入20-40份的磺化酚醛树脂，搅拌；
c.加入抑制剂：在步骤b所得的钻井液中加入5-10份胺基聚醚，加入50-70份的氯化钾，加入20-40份的络合铝，搅拌；
d.加入高分子聚合物：在步骤c所得的钻井液中加入3-5份的水解聚丙烯酰胺钾盐，搅拌；
e.加入沥青类防塌剂：在步骤d所得钻井液中加入重量为20-30份的磺化沥青、氧化沥青或低软化点沥青的一种，搅拌；
f.加入封堵剂：在步骤e所得的钻井液中加入10-15份纳米二氧化硅，加入30-40份碳酸钙，加入10-20份的零渗透封堵剂，搅拌；
g.加入润湿反转剂：在步骤f所得的钻井液中加入5-10份的润湿反转剂，搅拌；
h.加入润滑剂：在步骤g所得的钻井液中加入20-30份的极压润滑剂SMJH-1，加入重量为100-150份的原油，搅拌；
i.加入乳化剂：在步骤h所得钻井液加入3-5份的乳化剂，搅拌；
j.加入流型调节剂：在步骤i所得钻井液中加入3-5份的流型调节剂XCD，搅拌；
其中，上述各步骤中的份数均为重量份，搅拌时间均为30-60min。
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