導(dǎo)航：安全管理網(wǎng)>> 安全論文>> 化工安全論文>>正文

川滇頁巖氣水平井水基鉆井液技術(shù)

文檔作者：劉敬平1 孫金聲2 文檔來源： 1. 中國石油勘探開發(fā)研究院 2. 中國石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院		點(diǎn) 擊數(shù)：	更新時(shí)間： 2024年02月26日
下載地址：點(diǎn)擊這里	文件大?。?3.25 MB 共6頁	文檔格式： PDF	下載點(diǎn)數(shù)： 1 點(diǎn)（VIP免費(fèi)）

全屏查看

內(nèi)容預(yù)覽 [文件共6頁]

本文件共6頁，如需編輯使用，請下載。

注：預(yù)覽效果可能會(huì)出現(xiàn)部分文字亂碼（如口口口）、內(nèi)容顯示不全等問題，下載是正常的。

	文件大?。?.25 MB 共6頁文件格式：PDF 下載點(diǎn)數(shù)：1 點(diǎn)（VIP會(huì)員免費(fèi)）

下一篇： B國Syl氣田Sy125井鉆井液技術(shù)

上一篇：大慶油田低密度低溫防竄水泥漿體系

文本預(yù)覽

僅提取頁面文字內(nèi)容，供快速閱讀使用。

第34 卷 第2 期
2017 年3 月
Vol. 34 No. 2
Mar. 2017
鉆 井 液 與 完 井 液
DRILLING FLUID &amp;amp; COMPLETION FLUID
doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.002
川滇頁巖氣水平井水基鉆井液技術(shù)
劉敬平1，　孫金聲2
（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083 ；2. 中國石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院，北京102206）
劉敬平，孫金聲. 川滇頁巖氣水平井水基鉆井液技術(shù)[J]. 鉆井液與完井液，2017，34（2）：9-14.
LIU Jingping, SUN Jinsheng.Water base drilling fluid technology for horizontal shale gas drilling in Sichuan and Yunnan[J].
Drilling Fluid &amp;amp; Completion Fluid，2017，34（2）：9-14.
摘要　為解決水基鉆井液鉆頁巖氣水平井過程中出現(xiàn)坍塌等井壁失穩(wěn)問題，以多碳醇、磺化瀝青鉀鹽為核心處理劑，
研究了一套針對(duì)川滇頁巖氣地層的新型水基鉆井液。通過膨脹率、回收率、力學(xué)特性分析、封堵、抗污染等實(shí)驗(yàn)，研究了
新型水基鉆井液基本性能。結(jié)果表明，新型水基鉆井液顯著抑制云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖水化膨脹與分散，
頁巖膨脹率分別為1.23%、0.95% 和0.98%，回收率分別為98.94%、99.13% 和99.05%，其抑制頁巖水化膨脹分散性能與油
基鉆井液相近；與常規(guī)水基鉆井液相比，頁巖抗壓強(qiáng)度降低程度大幅減小，能有效減緩頁巖抗壓強(qiáng)度降低，對(duì)頁巖裂縫具
有較強(qiáng)的封堵性；抗鹽（5%NaCl）、膨潤土（5%）、巖屑（20% 鉆屑）污染能力強(qiáng)，具有良好的穩(wěn)定井壁效果。
關(guān)鍵詞　頁巖氣井；水基鉆井液；表面水化；抑制性；封堵；川滇區(qū)塊
中圖分類號(hào)：TE254.3　　　　文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A　　　　文章編號(hào)：1001-5620（2017）02-0009-06
油基/ 合成基鉆井液由于自身良好的抑制性，
在頁巖氣長水平井鉆井過程中具有良好的穩(wěn)定井壁
效果，一直是頁巖氣水平井的首選鉆井液，但近年
來基于環(huán)保法規(guī)和經(jīng)濟(jì)性的要求，其強(qiáng)污染和高成
基金項(xiàng)目：中國石油集團(tuán)重大專項(xiàng)“浙江油田昭通示范區(qū)頁巖氣鉆采工程技術(shù)現(xiàn)場試驗(yàn)”（2014F470205）資助。
第一作者簡介：劉敬平，在讀博士研究生，1985 年生，現(xiàn)在從事鉆井液技術(shù)研究工作。電話15600563498 ；E-mail ：
liujingping20@126.com。
通訊作者：孫金聲，E-mail ：sunjinsheng@petrochina.com.cn。
Water Base Drilling Fluid Technology for Horizontal Shale Gas Drilling in Sichuan and Yunnan
LIU Jingping1, SUN Jinsheng2
(1. PetroChina Research Institution of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083;
2. CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206)
Abstract Borehole wall instability has been a problem frequently encountered in horizontal shale gas drilling with water base drilling
fluids. A new type of water base drilling fluid has been developed for use in shale gas drilling in Sichuan and Yunnan provinces. Higher
alcohols and potassium salt of sulfonated asphalt were the main additives used in formulating the drilling fluid. The basic performances
of the new drilling fluid were studied through laboratory experiments such as swelling test, hot rolling test, mechanical characteristics
analysis, plugging test and contamination test. It was shown that the rates of swelling of the Longmaxi formation in Yunnan, Longmaxi
formation and Wufeng formation in Sichuan were reduced to 1.23%, 0.95% and 0.98%, respectively, and the rates of shale cuttings
recovery were 98.94%, 99.13% and 99.05%, respectively, indicating that the new drilling fluid had strong inhibitive capacity similar
to that of oil base drilling fluids in inhibiting the shales drilled. Compared with conventional water base drilling fluids, the decreasing
amplitude of the compressive strength of shales in contact with water base drilling fluids was greatly reduced. The new drilling fluid can
plug shale fractures efficiently. Other advantages of the new drilling fluid included salt tolerance (5% NaCl), bentonite contamination
tolerance (5%), drilled cutting contamination (20%).
Key words Shale gas well; Water base drilling fluid; Surface hydration; Inhibitive capacity; Plugging; Sichuan and Yunnan
萬方數(shù)據(jù)
10 鉆　井　液　與　完　井　液 2017 年 3 月
本問題日益突出。隨著人們對(duì)頁巖地層井壁失穩(wěn)機(jī)
理認(rèn)識(shí)的逐漸深入，美國各大石油公司開發(fā)了一系
列針對(duì)不同地區(qū)和不同頁巖結(jié)構(gòu)特征的能夠代替油
基鉆井液的水基鉆井液技術(shù)[1-3]，其穩(wěn)定井壁方法
主要是提高鉆井液的抑制能力、降低活度、加強(qiáng)封
堵與控制合適的潤濕性[4]。中國頁巖氣水基鉆井液
主要是借鑒美國上述方法進(jìn)行設(shè)計(jì)，成功鉆進(jìn)了幾
口中長段水平井，具有較好的穩(wěn)定頁巖井壁的效果，
但處理劑用量大[5-6]，約為常規(guī)水基鉆井液的2～3
倍以上。與美國頁巖氣地層相比，云南龍馬溪組、
四川龍馬溪組及五峰組頁巖氣地層埋藏深，黏土礦
物組構(gòu)特征不同，基本不含蒙脫石和伊/ 蒙混層，
因此，其水化失穩(wěn)機(jī)理不同，表面水化是引起頁巖
地層井壁水化失穩(wěn)的主要原因[7]。采用美國鉆井液
控制井壁水化失穩(wěn)方法，即用硅酸鈉、胺基化合物
等抑制劑提高鉆井液抑制能力及用氯化鉀、甲酸鉀
等鹽類及丙三醇等有機(jī)化合物調(diào)節(jié)鉆井液活度，抑
制頁巖水化膨脹與分散效果有限，且造成處理劑浪
費(fèi)[8]。多碳醇能在頁巖表面吸附，降低頁巖表面自
由能，抑制頁巖表面水化，顯著抑制頁巖水化膨脹
與分散。同時(shí)，多碳醇能改變頁巖潤濕性，增大水
在頁巖表面的接觸角，增強(qiáng)頁巖疏水性，減緩頁巖
抗壓強(qiáng)度的降低，有利于頁巖氣藏井壁穩(wěn)定 [7]。筆
者以多碳醇和磺化瀝青鉀鹽為核心處理劑，配合降
濾失劑、潤滑劑等，研究了一套適合云南龍馬溪組、
四川龍馬溪組及五峰組頁巖氣地層的新型水基鉆井
液體系[8-15]。
1　頁巖氣地層礦物特征
云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖氣
地層中，黏土礦物含量為24.0%～44.4%，其中伊
利石占88%～96%，基本不含蒙脫石和伊/ 蒙混層。
非黏土礦物中石英含量最高，其次為方解石、白云
石和黃鐵礦等[8]。該頁巖氣地層遇水易膨脹，且微
裂縫、裂縫發(fā)育，易引起井壁失穩(wěn)。
2　多碳醇對(duì)川滇頁巖抑制性能的影響
2.1　多碳醇抑制川滇頁巖水化膨脹性能
分別評(píng)價(jià)了多碳醇、胺基化合物和硅酸鈉抑制
云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖氣頁巖
水化膨脹性能。將頁巖粉碎，過孔徑為0.154 mm
的篩，在202-OA 型電熱恒溫干燥箱中80 ℃下干
燥6 h，干燥器中冷卻2 h 后，稱取10 g 頁巖粉末，
在41.38 MPa 壓力下壓5 min 成餅，測試其在水、
多碳醇水溶液、胺基化合物水溶液和硅酸鈉水溶液
中的膨脹率，測試時(shí)間為24 h[9-12]，結(jié)果見圖1～圖
3。由圖1～圖3 可得，多碳醇能抑制云南龍馬溪組、
四川龍馬溪組和四川五峰組頁巖的水化膨脹，并且
隨濃度增加，抑制水化膨脹性能增強(qiáng)，濃度為3.0%
時(shí)，頁巖膨脹率分別僅為5.52%、4.62% 和4.83%，
而同濃度的常規(guī)抑制劑胺基化合物、硅酸鈉抑制頁
巖水化膨脹效果差。
圖1　云南龍馬溪組頁巖膨脹率
圖2　四川龍馬溪組頁巖膨脹率
圖3　四川五峰組頁巖膨脹率
萬方數(shù)據(jù)
第 34 卷 第 2 期 劉敬平等：川滇頁巖氣水平井水基鉆井液技術(shù) 11
2.2　多碳醇抑制川滇頁巖水化分散性能
分別評(píng)價(jià)了多碳醇、胺基化合物和硅酸鈉抑制
云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖水化分
散性能。將頁巖粉碎，篩選1.70～3.35 mm（6～10
目）的頁巖顆粒，在202-OA 型電熱恒溫干燥箱中
80 ℃下干燥6 h，干燥器中冷卻2 h 后，分別測量
頁巖在水、多碳醇水溶液、胺基化合物水溶液和硅
酸鈉水溶液中的滾動(dòng)回收率（XGRL-4A 型高溫滾
子加熱爐中100 ℃下熱滾16 h），結(jié)果見表1。由
表1 可得，多碳醇能夠抑制云南龍馬溪組、四川
龍馬溪組和四川五峰組頁巖水化分散，并且隨著
濃度增加，多碳醇抑制水化分散能力增強(qiáng)，濃度
為3.0% 時(shí)，頁巖回收率分別高達(dá)97.65%、98.92%
和98.90%，而同濃度的常規(guī)抑制劑如胺基化合物、
硅酸鈉水溶液抑制水化分散效果差。
表1　頁巖在不同溶液中的滾動(dòng)回收率（100 ℃、16 h）
試液
不同地層頁巖的回收率/%
云南龍馬溪組四川龍馬溪組四川五峰組
水82.87 95.23 94.62
3% 胺基化合物84.13 95.76 95.64
3% 硅酸鈉84.21 95.88 95.63
1% 多碳醇90.72 97.10 96.44
2% 多碳醇95.46 97.41 97.35
3% 多碳醇97.65 98.92 98.90
2.3　多碳醇減緩川滇頁巖抗壓強(qiáng)度降低
選取云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組
頁巖巖心， 尺寸均為25.00 mm×30.00 mm， 在
202-OA 型電熱恒溫干燥箱中100 ℃下干燥6 h，干
燥器中冷卻4 h 后，將巖心分別在水、多碳醇水溶
液、胺基化合物水溶液和硅酸鈉水溶液中浸泡24
h，再用TAW-2000 巖石三軸試驗(yàn)儀測試頁巖的單
軸壓縮特性，以0.00125 mm/s 的軸向變形速度加載。
頁巖巖心抗壓強(qiáng)度見表2。由表2 可得，多碳醇能
有效減緩云南龍馬溪組、四川龍馬溪組和四川五峰
組頁巖抗壓強(qiáng)度降低，并且隨著濃度增加，多碳醇
減緩頁巖抗壓強(qiáng)度降低性能增強(qiáng)，經(jīng)3% 多碳醇水
溶液浸泡后，頁巖抗壓強(qiáng)度分別為52.97、61.43 和
60.54 MPa，接近原始巖心抗壓強(qiáng)度。而同濃度的
鉆井液常規(guī)抑制劑如胺基化合物、硅酸鈉水溶液浸
泡巖樣，頁巖抗壓強(qiáng)度大幅降低。
表2　頁巖在不同溶液中的巖心抗壓強(qiáng)度
試液
不同地層頁巖抗壓強(qiáng)度/MPa
云南龍馬溪組四川龍馬溪組四川五峰組
水18.12 32.41 31.46
3% 胺基化合物19.42 34.12 33.84
3% 硅酸鈉19.54 34.57 33.91
1% 多碳醇41.67 50.36 49.68
2% 多碳醇47.83 57.45 56.97
3% 多碳醇52.97 61.43 60.54
原始巖心66.21 78.35 76.49
3　新型水基鉆井液性能
3.1　不同密度新型水基鉆井液性能
云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖基
本不含蒙脫石和伊/ 蒙混層，表面水化是引起頁巖
水化膨脹的主要原因。多碳醇能夠降低云南龍馬溪
組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖表面自由能，抑制
頁巖表面水化，同時(shí)，能改變頁巖潤濕性，增強(qiáng)頁
巖疏水性，顯著抑制頁巖水化膨脹分散及減緩頁巖
抗壓強(qiáng)度降低；磺化瀝青鉀鹽能夠有效地封堵頁巖
孔喉、微裂縫和裂縫。以多碳醇和磺化瀝青鉀鹽為
核心處理劑，配合降濾失劑、潤滑劑等，研究了一
套針對(duì)云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖
氣地層的新型水基鉆井液體系，其基本配方如下，
不同密度鉆井液的性能見表3。
2% 膨潤土+3% 多碳醇+3% 磺化瀝青鉀鹽
+0.1%NaOH+1% 降濾失劑AC+0.05%KPAM+4%
降濾失劑SP+1% 潤滑劑+ 重晶石
表3　不同密度新型水基鉆井液在100 ℃老化16 h 后的性能
ρ/
g/cm3
AV/
mPa·s
PV/
mPa·s
YP/
Pa
Gel/
Pa/Pa
FLAPI/
mL
FLHTHP/
mL
1.4 41 31 10 2.0/3.0 0.2 5.2
1.6 48 40 8 2.5/3.5 0.2 5.2
1.8 54 43 11 3.0/4.0 0.3 5.6
2.0 62 51 11 3.0/4.5 0.4 5.5
2.2 68 53 15 3.5/5.0 0.4 5.9
萬方數(shù)據(jù)
12 鉆　井　液　與　完　井　液 2017 年 3 月
由表3 可知，在 100 ℃老化16 h 后，隨著鉆
井液密度的增加，鉆井液的黏度升高，中壓及高溫
高壓濾失量略微增大，但不同密度新型水基鉆井液
仍然具有較好的流變性，中壓和高溫高壓濾失量低，
高溫高壓濾失量最大僅為5.9 mL，可減少濾液進(jìn)
入頁巖氣地層，有利于頁巖氣地層的井壁穩(wěn)定。
3.2　抑制頁巖水化膨脹性能
評(píng)價(jià)了幾種水基鉆井液及油基鉆井液抑制頁巖
水化膨脹性能，各鉆井液配方如下。
胺基鉆井液　2% 膨潤土+3% 胺基化合物
+0.1%NaOH+1% 降濾失劑AC+0.05%KPAM+4%
降濾失劑SP+1% 潤滑劑+ 重晶石
硅酸鹽鉆井液　2% 膨潤土+3% 硅酸鈉
+0.1%NaOH+1% 降濾失劑AC+0.05%KPAM+4%
降濾失劑SP+1% 潤滑劑+ 重晶石
油基鉆井液　4% 乳化劑A+4% 乳化劑B+2%
有機(jī)土+5%CaO+3% 封堵劑M+3% 封堵劑N+ 重
晶石
將頁巖粉碎， 過孔徑為0.154 mm 的篩， 在
202-OA 型電熱恒溫干燥箱中80 ℃下干燥6 h，干
燥器中冷卻2 h 后，稱取冷卻的10 g 頁巖粉末，在
41.38 MPa 壓力下壓5 min 成餅，測試其在不同鉆
井液中的膨脹率，測試時(shí)間為24 h，結(jié)果見表4。
由表4 可以看出，新型水基鉆井液能夠抑制頁巖水
化膨脹，頁巖在新型水基鉆井液中的膨脹率接近油
基鉆井液中的膨脹率，說明其抑制性能與油基鉆井
液相近；而常規(guī)鉆井液如胺基鉆井液、硅酸鹽鉆井
液抑制頁巖水化膨脹效果不明顯。
表4　頁巖在不同鉆井液中的24 h 頁巖膨脹率
鉆井液
不同地層頁巖的膨脹率/%
云南龍馬溪組四川龍馬溪組四川五峰組
水24.59 15.56 16.34
硅酸鹽鉆井液20.57 13.52 14.45
胺基鉆井液20.15 13.46 14.23
新型水基鉆井液1.23 0.95 0.98
油基鉆井液0.64 0.31 0.38
注：鉆井液密度均為2.0 g/cm3。
3.3　抑制頁巖水化分散性能
評(píng)價(jià)了不同鉆井液抑制云南龍馬溪組、四川
龍馬溪組及五峰組頁巖水化分散的性能。將頁巖粉
碎，篩選1.70～3.35 mm（6～10 目）的頁巖顆粒，
在202-OA 型電熱恒溫干燥箱中80 ℃下干燥6 h，
干燥器中冷卻2 h 后，分別測量頁巖在不同鉆井液
中的滾動(dòng)回收率（XGRL-4A 型高溫滾子加熱爐中
100 ℃下熱滾16 h），結(jié)果見表5。由表5 可得，新
型水基鉆井液能夠抑制云南龍馬溪組、四川龍馬溪
組及四川五峰組頁巖水化分散；在新型水基鉆井液
中的頁巖回收率接近油基鉆井液中回收率，說明其
抑制頁巖水化分散性能與油基鉆井液相近。而常規(guī)
鉆井液，如胺基鉆井液、硅酸鹽鉆井液抑制頁巖水
化分散效果不明顯。
表5　頁巖在不同鉆井液中的回收率（100 ℃、16 h）
鉆井液
不同地層頁巖回收率/%
云南龍馬溪組四川龍馬溪組四川五峰組
水82.87 95.23 94.62
硅酸鹽鉆井液85.26 97.21 96.43
胺基鉆井液85.43 97.45 96.45
新型水基鉆井液98.94 99.13 99.05
油基鉆井液100 100 100
3.4　減緩頁巖抗壓強(qiáng)度降低性能
選取云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組
頁巖巖心， 尺寸均為25.00 mm×30.00 mm， 在
202-OA 型電熱恒溫干燥箱中100 ℃下干燥6 h，干
燥器中冷卻4 h，再將巖心分別在不同鉆井液中浸
泡24 h 后，用TAW-2000 巖石三軸試驗(yàn)儀測試頁
巖的單軸壓縮特性，以0.001 25 mm/s 的軸向變形
速度加載，測得頁巖巖心抗壓強(qiáng)度見表6。
表6　頁巖巖心在不同鉆井液中的抗壓強(qiáng)度
試液
不同地層巖心抗壓強(qiáng)度/MPa
云南龍馬溪組四川龍馬溪組四川五峰組
水18.12 32.41 31.46
硅酸鹽鉆井液27.46 47.89 45.23
胺基鉆井液28.43 48.33 46.61
新型水基鉆井液56.05 69.96 65.12
油基鉆井液65.04 76.92 74.15
原始巖心66.21 78.35 76.49
萬方數(shù)據(jù)
第 34 卷 第 2 期 劉敬平等：川滇頁巖氣水平井水基鉆井液技術(shù) 13
由表6 可得，新型水基鉆井液能夠減緩云南龍
馬溪組、四川龍馬溪組及四川五峰組頁巖抗壓強(qiáng)度
的降低，與油基鉆井液相比稍有差距，但與常規(guī)水
基鉆井液相比，抗壓強(qiáng)度降低程度大幅減小。
3.5　對(duì)頁巖裂縫的封堵性能
選取3 塊尺寸均為25.00 mm×50.00 mm，人
工造縫后裂縫性質(zhì)相似的云南龍馬溪組頁巖巖心，
放入巖心夾持器中，設(shè)定圍壓為5 MPa，流量為
1 mL/min，常溫條件下，采用2PB00C 型平流泵，
分別用硅酸鹽鉆井液、胺基鉆井液、新型水基鉆井
液封堵巖心。通過監(jiān)測巖心夾持器入口端壓力值，
評(píng)價(jià)不同鉆井液對(duì)頁巖裂縫的封堵性能，壓力越大，
說明鉆井液封堵頁巖裂縫能力越強(qiáng)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖
4 所示。
圖4　不同鉆井液對(duì)頁巖裂縫的封堵性能
由圖4 可知，用新型水基鉆井液封堵頁巖裂縫
時(shí)，巖心夾持器入口端壓力值在147 min 后保持在
6.13 MPa，遠(yuǎn)高于胺基鉆井液和硅酸鹽鉆井液封堵
頁巖時(shí)巖心夾持器入口端壓力值，說明新型水基鉆
井液封堵頁巖裂縫能力顯著優(yōu)于胺基鉆井液和硅酸
鹽鉆井液。
3.6　抗污染實(shí)驗(yàn)
分別將不同量的氯化鈉、膨潤土、巖屑粉加入
到密度為2.0 g/cm3 的新型水基鉆井液中，在100 ℃
下熱滾16 h，測定熱滾前后鉆井液的流變性及降濾
失性， 測試結(jié)果見表7。由表7 可得，新型水基鉆
井液中加入不同量的氯化鈉、膨潤土、巖屑粉后，
鉆井液黏度有所升高，中壓及高溫高壓濾失量增加，
但高溫高壓濾失量最大僅為10.4 mL，在鉆井施工
可接受范圍內(nèi)，表明該新型水基鉆井液具有較強(qiáng)抗
鹽、膨潤土、鉆屑污染能力。
表 7　新型水基鉆井液抗污染實(shí)驗(yàn)（100 ℃、16 h）
污染物
實(shí)驗(yàn)
條件
AV/
mPa·s
PV/
mPa·s
YP/
Pa
Gel/
Pa/Pa
FLAPI/
ml
FLHTHP/
mL
5%
氯化鈉
老化前67 52 15.3 2.0/4.0 0.8
8.0
老化后61 49 12.3 2.0/4.0 0.6
5% 膨
潤土
老化前82 65 17.4 2.0/5.0 0.9
8.6
老化后75 64 11.2 2.0/6.0 0.7
5%
鉆屑
老化前79 64 15.3 2.5/5.0 1.4
9.5
老化后81 69 12.3 2.5/6.0 1.5
10%
鉆屑
老化前86 66 20.4 2.0/7.0 1.8
9.5
老化后95 73 22.5 2.5/7.0 1.7
20%
鉆屑
老化前92 70 22.5 2.0/6.0 2.0
10.4
老化后101 83 18.4 2.0/6.0 2.0
4　結(jié)論
1. 云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖
氣地層頁巖基本不含蒙脫石和伊/ 蒙混層，表面水
化是引起頁巖水化膨脹的主要原因，多碳醇能在頁
巖表面吸附，降低頁巖表面自由能，抑制頁巖表面
水化，同時(shí)，能改變頁巖潤濕性，增強(qiáng)頁巖疏水性，
顯著抑制頁巖水化膨脹分散及減緩頁巖抗壓強(qiáng)度的
降低。
2. 以多碳醇和磺化瀝青鉀鹽為核心處理劑材
料，配合降濾失劑、潤滑劑等，研究了一套針對(duì)云
南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁巖的新型水
基鉆井液體系。該體系能夠抑制頁巖水化膨脹與分
散，減緩頁巖抗壓強(qiáng)度降低，封堵頁巖裂縫，性能
與油基鉆井液相近。
3. 該體系具有良好的流變性、降濾失性，較強(qiáng)
的抗鹽、膨潤土、巖屑污染能力，處理劑用量小，
具有良好的應(yīng)用前景。
參 考 文 獻(xiàn)
[1] MONTILVA J C， VAN OORT E， BRAHIM R， et
al. Using a low-salinity high-performance water-based
drilling fluid for improved drilling performance in lake
Maracaibo[C]//SPE Annual Technical Conference and
Exhibition. Society of Petroleum Engineers， 2007.
[2] YOUNG S， FRIEDHEIM J. Environmentally friendly
drilling fluids for unconventional shale[C]//Offshore
萬方數(shù)據(jù)
14 鉆　井　液　與　完　井　液 2017 年 3 月
Mediterranean Conference and Exhibition. Offshore
Mediterranean Conference，2013.
[3] SORIC T， MARINESCU P， HUELKE R. Silicatebased
drilling fluids deliver optimum shale inhibition and
wellbore stability[C]//IADC/SPE Drilling Conference.
Society of Petroleum Engineers， 2004.
[4] 孫金聲， 劉敬平， 閆麗麗， 等 . 國內(nèi)外頁巖氣井水基鉆
井液技術(shù)現(xiàn)狀及中國發(fā)展方向[J]. 鉆井液與完井液，
2016， 33（5）： 1-8.
SUN Jinsheng，LIU Jingping，YAN Lili，et al.
Situations and trends of water based drilling fluid
technology for gas shale at home and abroad[J]. Drilling
Fluid &amp;amp; Completion Fluid， 2016， 33（5）： 1-8.
[5] 閆麗麗，李叢俊，張志磊，等 . 基于頁巖氣“水替
油”的高性能水基鉆井液技術(shù)[J]，鉆井液與完井液，
2015，32（5）：1-7.
YAN Lili，LI Congjun，ZHANG Zhilei， et al. High
performance water base drilling fluid for shale gas
drilling[J]. Drilling Fluid &amp;amp; Completion Fluid，2015， 32
（5）：1-7.
[6] 謝曉永，王怡 . 川西須家河組新型水基鉆井液技術(shù) . 斷
塊油氣田[J].2014，21（6）：802-805.
XIE Xiaoyong，WANG Yi. Water-based drilling fluid
technology for Xujiahe formation shale gas in western
Sichuan[J]. Fault-Block Oil &amp;amp; Gas Field，2014，21（6）：
802-805.
[7] 劉敬平，孫金聲 . 頁巖氣藏地層井壁水化失穩(wěn)機(jī)理與
穩(wěn)定方法研究[J]，鉆井液與完井液， 2016， 33（3）：
25-29.
LIU Jingping， SUN Jinsheng. Study on borehole
hydration instability mechanism in shale gas reservoirs
and the controlling method[J].Drilling Fluid &amp;amp;
Completion Fluid， 2016， 33（3）： 25-29.
[8] 劉敬平，孫金聲 . 鉆井液活度對(duì)川滇頁巖氣地層水化
膨脹與分散影響[J]. 鉆井液與完井液，2016， 33（2）：
31-35.
LIU Jingping， SUN Jinsheng. Impact of drilling fluids
activity on hydration expansion and dispersion in gas
shale formations in Chuan or Dian[J]. Drilling Fluid &amp;amp;
Completion Fluid， 2016， 33（2）：31-35.
[9] EDWIN A R， HACKETT J L. A laboratory technique for
screening shale swelling inhibitors[C]. SPE 11117-MS，
1982.
[10] ZHANG J G， CHENEVERT M E， BAZALI T A， et al.
A new gravimetric-swelling test for evaluating water and
ion uptake in shales[C]. SPE 89831-MS， 2004.
[11] BAKLY O， AHMED S. Custom designed water-based
mud systems help minimize hole washouts in high
temperature wells-case history from western desert，
Egypt[C]. SPE 108292-MS， 2007.
[12] RUSSELL T E， MORTON E K. Shale swelling tests
using optimized water content and compaction load[C].
SPE 121334-MS， 2009.
[13] 崔云海，劉厚彬，楊海平，等 . 焦石壩頁巖氣儲(chǔ)層水
平井井壁失穩(wěn)機(jī)理[J]. 石油鉆采工藝，2016，38（5）：
545-552.
Cui Yunhai， Liu Houbin， Yang Haiping， et al.
Mechanisms of sidewall stability loss in horizontal wells
drilled for shale gas development in Jiaoshiba block[J].
Oil Drilling &amp;amp; Production Technology， 2016， 38（5）：
545-552.
[14] 楊飛， 彭商平， 于志綱， 等 . 新頁 HF-2 井四開小井眼
高密度油基鉆井液技術(shù)[J]. 石油鉆采工藝， 2014， 36
（3）： 42-44.
YANG Fei， PENG Shangping， YU Zhigang， et al.
Application of high specific-gravity oil-based drilling
fluid in slim hole Well Xinye HF-2[J]. Oil Drilling &amp;amp;
Production Technology， 2014， 36（3）： 42-44.
[15] 鄒大鵬 . 大慶油田致密油水平井強(qiáng)抑制防塌水基鉆井
液技術(shù)[J]. 石油鉆采工藝，2015，37（3）：36-39.
ZOU Dapeng.High inhibition and anti-sloughing waterbased
drilling fluid technology for horizontal wells in
tight oil reservoirs in Daqing oilfield[J].Oil Drilling &amp;amp;
Production Technology， 2015，37（3）：36-39.
（收稿日期2016-1-15；HGF=1702N8；編輯　王小娜）

網(wǎng)友評(píng)論 more

化工安全論文最新內(nèi)容

03-11