1. 引言

近年来，国内外均对硬脆性地层的钻井液配方有了更加深入的研究，国外的一些国际石油公司和专业的钻井液公司投入了大量的人力和物力进行相关研究。例如，美国石油学会(API)针对硬脆性地层的钻井问题，提出了一种称为“新一代钻井液”(New Generation Drilling Fluid)的技术路线，旨在开发一种更加环保、高效的钻井液体系。此外，一些国际石油公司也在积极探索适合于硬脆性地层的钻井液配方，以解决自身在钻井过程中遇到的问题。国内的一些研究机构和企业在这些领域进行了大量的研究和实践，取得了一些重要的成果。例如，中国石油天然气集团公司针对川西地区硬脆性地层的钻井难题，研发了一种低粘土、低密度、强抑制性的钻井液体系，有效地保护了储层、提高了钻井效率[1]-[8]。而硬脆性地层是重要的油气储层，在钻井过程中的井壁不稳会影响油气田的勘探开发，因此研究一种新型的硬脆性地层的钻井液配方对于井下安全显得特别重要。其次硬脆性地层通常是重要的油气储层，钻井过程中需要保护储层不被破坏，而适合的钻井液配方可以形成一层保护膜，有效防止井壁塌陷、井眼不稳、漏失等问题，保护储层的完整性和提高油气层的产能。同时在钻井液使用过程中可能会排放废液，如果废液中含有污染物质，会对周围环境造成影响。因此有必要研究出一种适合于硬脆性地层的钻井液配方，既能在减少钻井过程中的井壁塌陷等问题和保护储层的同时，也能降低成本，保护环境。

2. 川渝地区破碎性地层理化性能分析

在实验室选取2口井(GS6-36井、14026井)灯影组的岩心，利用场发射扫描电镜SEM测试了川渝地区破碎性地层的裂缝分布状态，结果见图1~4所示。

Figure 1. GS6-36 well-1 magnified 233× scanning electron microscope image

图1. GS6-36井-1放大233倍扫描电镜图

Figure 2. GS6-36 well-1 magnified 233× scanning electron microscope image

图2. GS6-36井-2放大207倍扫描电镜图

Figure 3. 14206 well-1 magnified 239× scanning electron microscope image

图3. 14026井-1放大239倍扫描电镜图

Figure 4. 14206 well-2 magnified 239× scanning electron microscope image

图4. 14026井-2放大239倍扫描电镜图

通过扫描电镜实验观察川渝地区破碎性地层裂缝特征发现，该地区泥页岩微裂缝发育、性脆硬，裂缝的宽度大部分在10~200 μm之间，且纵横交错。尤以GS6-36井-1的裂缝发育较为突出，最大裂缝宽度达到206.87 μm。当钻井液侵入地层后，井壁岩石吸水形成径向裂纹，滤液侵入的越深，裂纹就会越深越宽，从而使得径向裂纹的产生进一步加剧了微裂缝发育，最终导致井壁坍塌，所以封堵这些地层的微裂缝是防止井壁坍塌的一个重要途径和有效方法。

对上述2口井泥页岩矿物组分定量分析，结果见表1所示。目标区块泥页岩石英含量均值为46.35% (36.55%~50.23%)，长石含量均值为7.30% (4.58%~9.67%)，黏土矿物含量均值为27.27% (23.18%~32.90%)，其余方解石的平均含量为9.21%，白云石的平均含量为6.99%，黄铁矿的平均含量为2.88%。脆性矿物以石英为主，脆性矿物含量均值达72.7%，所以目标区块的泥页岩为硬脆性泥页岩。黏土矿物平均含量为27.27%，这些黏土矿物主要由伊利石(平均54.37%)、伊蒙混层(平均24.43%)和高岭石(平均21.20%)组成。绿泥石的含量均值为21.20% (14.03%~25.57%)，其中膨胀性黏土矿物蒙脱石的含量为0，因此目标区块泥页岩为典型的硬脆性泥页岩。

Table 1. Analysis of shale mineral composition in two wells

表1. 2口井泥页岩矿物组分分析

3. 地层黏土矿物膨胀分散性能评价

采用GS6-36井、14026井灯影组一段岩心，将岩心粉碎筛取6~10 g岩屑，筛取大于100目岩粉，并在35 MPa压力下经30 min压制成岩心片用于线性膨胀实验。实验结果见图5。图5为蒸馏水条件下页岩与膨润土和劣质土的水化膨胀性能对比曲线。从图中可见劣质土的最终膨胀率为45%，普通膨润土最终线性膨胀率为67%，优质膨润土的最终线性膨胀率为83%；而川渝地区破碎性地层的岩石线性膨胀率仅为12.2%和11.6%。远小于常规地层泥岩的水化膨胀性能。导致这一现象的原因主要在于川渝地区破碎性地层结构使得岩石内部的晶体结构较为松散，水分渗透和扩散速度相对较为缓慢，水化膨胀性能较低，同时川渝地区破碎性地层中的岩石含有较多的长石矿物，对岩石的整体膨胀性有一定影响，而常规地层泥岩通常以高岭石为主，具有较高的膨胀性，此外，破碎性地层的岩石中存在裂缝和空隙，这些裂缝和孔隙为水分的渗透提供了更多的通道，这些因素都可能导致常规地层泥岩的水化膨胀性能更高，而破碎性地层中的膨胀分散性能就较低。可能导致常规地层泥岩的水化膨胀性能更高，而破碎性地层中的膨胀分散性能就较低[9]-[12]。

Figure 5. Linear expansion properties of shale under distilled water

图5. 蒸馏水条件下泥页岩线性膨胀性能

Figure 6. Comparison of linear expansion rates under different fluid conditions

图6. 不同流体条件下线性膨胀率对比

在实验室分别配制以下几种流体，蒸馏水(采用武汉分析仪器有限公司纯水仪制得)；KCL-聚合物钻井液：清水 + 3~5%膨润土 + 10% KCL + 0.8%~1% FA367 + 1~2% JJFD-120 (聚合物降滤失剂) + 1~2% NFA-25 (白沥青) + 2% FRH (润滑剂) + 0.2% SP-80 + 重晶石；高性能水基钻井液(聚钾磺改性体系)：清水 + 3~5%膨润土 + 0.3~0.5% NaOH + 4~5% RSTF + 10%~15% JD-6 + 0.3~0.5% CaO + 5~7% KCl + 3~5% FRH (润滑剂) + 特级重晶石 + 1% HAY + 1% CJD-1 + 3% NFA-25；油基钻井液：白油 + 2%有机土SMGEL-O + 1.5%主乳化剂SMEMUL-1 + 1%辅乳化剂SMEMUL-2 + 2%降滤失剂SMFLA-O + 25% CaCl₂溶液 + 1.5%流型调节剂SMHSFA-1 + 2% CaO。实验结果见图6，可以发现，川渝地层破碎性地层岩石在蒸馏水、氯化钾聚合物钻井液、高性能水基钻井液和油基钻井液四种不同的条件下的线性膨胀率分别为12.4%、10.4%、3.7%和1.6%。从上述结果可以发现虽然川渝地层破碎性地层岩石的水化膨胀性能较强，但由于不同的流体对其抑制能力方面依然有显著的差异，因此在构建钻井液体系时需要强化钻井液体系的水化抑制能力。

通过页岩回收率可直接考察钻井液体系的抑制性。实验采用GS6-36井、14026井灯影组一段岩心，其中将岩心粉碎筛取6~10 g岩屑用于页岩滚动回收实验。在评价的钻井液体系中，高性能水基钻井液体系和硅酸盐钻井液体系的抑制性相对较好，与油基钻井液相仿。实验结果见图7。

注：页岩回收率高的为活性页岩，回收率低的为易分散页岩；1#——PHPA；2#——KCl/PHPA；3#——CaCl₂；4#——聚乙二醇；5#——油基钻井液；6#——高性能水基钻井液；7#——硅酸盐。

Figure 7. Cuttings recovery for different drilling fluid systems

图7. 不同钻井液体系的钻屑回收

(a) 0 h (b) 0.5 h (c) 2 h (d) 720 h

Figure 8. Changes of potassium chloride polymer drilling fluid on the rock microstructure of Dengying Formation

图8. 氯化钾聚合物钻井液对灯影组岩石微观结构变化

图8为灯影组岩心在氯化钾聚合物钻井液浸泡不同时刻内部微观结构的变化情况。从图8可见该岩心在浸泡之前存在3条平行于层理的裂缝；在浸泡0.5 h时图像与浸泡0 h相比，页岩内部微观结构并无明显变化产生；在浸泡2 h时图像的上部产生两条明显的裂缝；在2 h之后直至720 h内，岩心内部再无明显变化发生。从上述现象可以发现与蒸馏水相比，在氯化钾聚合物钻井液浸泡的条件下灯影组岩石的裂缝主要形成于0.5~2 h内，同蒸馏水浸泡条件相比略晚一些。氯化钾聚合物钻井液初期具有一定的护壁性能和抑制性能，对页岩的侵入速度较慢一些。随时间变化聚合物钻井液可以在页岩表面形成一层保护膜，阻止水分进一步侵入。因此，页岩的微观结构变化时间相对于蒸馏水浸泡变化会晚一点，主要表现为微裂缝和孔隙的缓慢扩展。但长时间的浸泡可能导致保护膜的破损或降解，进而影响其保护效果。同时由于氯化钾聚合物体系本身的封堵能力比较弱，虽然可以减缓滤液的侵入时间但却无法完全阻止滤液的侵入，因此也就无法阻止裂缝的形成。

(a) 0 h (b) 0.5 h (c) 2 h (d) 720 h

Figure 9. Changes in the microstructure of the Lamp Shadow Group under the action of high-performance water-based drilling fluid

图9. 高性能水基钻井液作用下对灯影组微观结构变化

图9为岩心在高性能水基钻井液浸泡不同时刻内部微观结构的变化情况。从图9可见该岩心在实验进行的720 h内，其内部微观结构均无明显变化发生，与氯化钾聚合物钻井液浸泡相比，高性能水基钻井液对于滤液的入侵有很好的封堵作用，说明高性能水基钻井液有效防止了页岩裂缝的形成[13]-[15]。产生这一现象的主要原因在于高性能水基钻井液中含有可变形的聚合物封堵剂，这种封堵剂可以更有效地实施封堵，无论是在淡水中还是在饱和盐水中，都能以同样的粒度分布。它能够更切合地潜入裂缝，提高封堵效率，防止页岩裂缝的形成和扩展。高性能水基钻井液具有较强的抑制性，降低页岩的膨胀率和渗透率，从而减少页岩裂缝的形成。

4. 适合于川渝硬脆性地层的钻井液体系研究

4.1. 实验方法

实验选用了纳米封堵剂CJD-1、微米级特种封堵剂YRZ与可变形封堵剂NF25三种环保型封堵剂。CJD-1纳米封堵剂利用纳米技术制备而成，具有极小的粒径和极大的比表面积，由于其纳米级别的尺寸，CJD-1能够更好地渗透到页岩的微裂缝和孔隙中，实现高效的封堵效果；特种封堵剂YRZ是一种微米级别的特种封堵剂，其粒径略大于纳米封堵剂，但仍在微米级别范围内。这种封堵剂通常具有较高的机械强度和抗压能力，能够有效地封堵较大的裂缝和孔隙。可变形封堵剂NF25具有一种特殊的材料结构，能够在受到外力或压力时发生变形。这种变形能力使得NF25能够更好地适应裂缝和孔隙的形状，实现更紧密的封堵效果。

实验用封堵评价仪器：(1) 高温高压滤失仪；(2) 高温高压砂床滤失量；(3) OFITE渗透性封堵仪；(4)滚动烘箱；(5) API滤失仪。

4.2. 钻井液配方与性能测试

室内配制的钻井液基础配方为：清水 + 3~5%膨润土 + 0.3~0.5% NaOH + 4~5% RSTF (磺化类降滤失剂) + 10%~15% JD-6 (磺化酚醛树脂) + 0.3~0.5% CaO + 5~7% KCl + 3~5% FRH (润滑剂) + 特级重晶石 + 1% HAR，然后分别加入不同类型的封堵剂，配制成4组钻井液，其配方和性能见表2。从表2可以看出，在基浆中加入纳米封堵剂CJD-1对钻井液的流变性能产生了一定影响，但整体而言影响较小。滚前阶段，CJD-1略微增加了钻井液的粘度，但滚后阶段又有降低；加入YRZ和NFA-25显著提高钻井液的粘度和屈服点，但对剪切稀释性和pH值的影响相对较小。这些变化表明YRZ-1和NFA-25的加入可能有助于增强钻井液的封堵性能和井壁稳定性，在此基础之上再加入纳米封堵剂之后，流变性基本没有变化。

Table 2. Experimental drilling fluid formulation and rheological properties (150˚C, 16 h)

表2. 实验钻井液配方与流变性能(150℃、16 h)

Figure 10. Changes of HTHPFL with different types of occluder over time (120˚C)

图10. 加入不同类型封堵剂的HTHPFL随时间变化(120℃)

利用高温高压失水仪分别测试了钻井液体系在120℃和160℃的失水量，结果分别见图10、图11。从图中可以看出，当基浆中加入纳米封堵剂CJD-1，对高温高压滤失量和滤失速率与未加纳米封堵剂CJD-1相比没有明显变化，这说明纳米封堵剂CJD-1单独使用时，对高温高压滤失量和滤失速率的影响不明显，这是因为纳米封堵剂在单独使用时，其颗粒间的相互作用和封堵效果可能不够强，无法显著减少滤失；当基浆中加入YRZ和NFA-25，高温高压滤失量降低，这是因为微米级封堵剂具有较大的颗粒尺寸和更强的封堵能力，能够更有效地阻止液体通过滤纸，然而，滤失速率基本不变，因为微米级封堵剂减少了滤失量，但对液体流动的速度影响不大；当基浆中同时加入微米级封堵剂YRZ、NFA-25与纳米封堵剂CJD-1时，高温高压滤失量和滤失速率均有所降低，这是因为纳米封堵剂与微米级封堵剂之间存在协同作用。纳米封堵剂能够填补微米级封堵剂之间的空隙[16]-[18]，且利用封堵材料中的可变形的柔性颗粒与刚性颗粒有机结合，刚性颗粒作为架桥粒子，柔性颗粒作为填充粒子，颗粒级配合理，形成刚柔相济的更紧密封堵层，从而进一步减少滤失量和滤失速率。以上实验结果表明，采用高温高压滤失量单独评价纳米封堵剂的封堵效果不是很明显，对比之下，当钻井液中加入了微米级封堵剂以后，纳米封堵剂对高温高压滤失量和滤失速率影响比较明显。这正是由于高温高压滤失量采用的过滤介质为孔隙直径20 μm左右的滤纸，其孔径远大于纳米级封堵材料CJD-1的直径。为此，需要先用微米级的封堵材料填充滤纸孔隙，在形成了一定渗透率的外泥饼以后，纳米级封堵剂的作用效果才能体现出来。而且随着温度的升高，钻井液的失水量也略有增加。

Figure 11. Variation of HTHPFL with different types of occluder over time (160˚C)

图11. 加入不同类型封堵剂的HTHPFL随时间变化(160℃)

从图12、图13的数据可知，基浆能封堵粒径为0.30~0.45 mm、0.5~0.65的砂床，但是可以看出初始的滤失速率比较大；当基浆中加入纳米封堵剂时，发现对粒径为0.30~0.45 mm砂床没有起到较好的封堵作用，相反增加了初始滤失速率和滤失量；当基浆中加入NFA-25与YRZ或NFA-25、YRZ与CJD-1，其滤失量和滤失速率与只加入基浆时的滤失量和滤失速率产生了大幅度的下降，但是二者的变化规律相似。此实验结果可以表明，砂床封堵性评价法不太适合于评价纳米级封堵剂。通过上述评价，最终确定钻井液的配方为：清水 + 3~5%膨润土 + 0.3~0.5% NaOH + 4~5% RSTF + 10%~15% JD-6 + 0.3~0.5% CaO + 5~7% KCl + 3~5% FRH (润滑剂) + 特级重晶石 + 1% HAR + 1% CJD-1 + 3% NFA-25 + 4% YRZ-1。

Figure 12. Filtration loss in sand bed with different types of plugging agent drilling fluid (0.3~0.45mm)

图12. 加入不同类型封堵剂钻井液的砂床滤失量(0.3~0.45 mm)

Figure 13. Filtration loss in sand bed with different types of plugging agent drilling fluid (0.5~0.65 mm)

图13. 加入不同类型封堵剂钻井液的砂床滤失量(0.5~0.65 mm)

为了研究构建的水基钻井液的储层保护效果，选用天然露头岩心为对象，按照石油天然气行业标准SY/T 6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》对研制钻井液体系进行储层保护性能评价，将水基钻井液在150℃，3.5 MPa和环压6.5 MPa条件下对岩心进行反向驱替2 h，然后再进行正向驱替，最后计算得到岩心伤害后的渗透率恢复值，结果见表3。

Table 3. Reservoir protection effect of water-based drilling fluid

表3. 水基钻井液的储层保护效果

备注：老化条件为180℃，16 h。

由表3中数据分析可知，无论是常温条件下还是在高温老化后，水基钻井液对岩心进行动态损害后，岩心的渗透率恢复值分别为90.64%和93.12%，说明构建的适合于川渝地区破碎性地层的水基钻井液体系对储层的保护效果较好。

5. 结论

(1) 针对川渝地区破碎性地层特质分析，总结并分析地层矿物成分、岩石理化性能，发现该地区泥页岩微裂缝发育、性脆硬，裂缝的宽度大部分在10~200 μm之间，且纵横交错，而裂缝及微裂缝发育正是井壁失稳的主要原因。

(2) 对川渝地区层破碎性地层岩石的膨胀分散性能、浸泡后微观结构、抑制能力进行分析，可以发现川渝地层破碎性地层岩石的水化膨胀性能较弱，页岩的强烈滤液入侵使页岩的体积迅速膨胀、微裂缝和孔隙显著扩展，因此在构建钻井液体系时需要强化钻井液体系的水化抑制能力，同时高性能钻井液在防止裂缝的产生上较好的抑制性能及封堵滤液的入侵性能上起到较好的作用，随着抑制能力和封堵性能的增强，钻井液体系可有效地延缓甚至是阻止页岩中裂缝的形成和扩展，起到井壁稳定的作用。

(3) 通过优选体系配方得到一种适合于针对川渝地区破碎性地层的钻井液配方，配方为：清水 + 3~5%膨润土 + 0.3~0.5% NaOH + 4~5% RSTF + 10%~15% JD-6 + 0.3~0.5% CaO + 5~7% KCl + 3~5% FRH (润滑剂) + 特级重晶石 + 1% HAR + 1% CJD-1 + 3% NFA-25 + 4% YRZ-1。对加不同封堵剂的钻井液配方进行了合适的室内性能评价，在微米级封堵剂的基础上加入纳米级封堵剂后，钻井液具有了良好的封堵性、抑制性和稳定性，且储层保护效果良好，对地层岩心的渗透率恢复值 ≥ 90%。

参考文献