基于疏水型納米二氧化硅的頁巖氣鹽水鉆井液

應(yīng)春業(yè)，　李新亮，　楊現(xiàn)禹，　蔡記華，　段隆臣

基于疏水型納米二氧化硅的頁巖氣鹽水鉆井液

應(yīng)春業(yè)1，李新亮2，楊現(xiàn)禹1，蔡記華1，段隆臣1

（1.中國地質(zhì)大學(xué)（武漢） 工程學(xué)院，湖北武漢 430074；2.中國石油大學(xué)（北京） 石油工程學(xué)院，北京 100083）

應(yīng)春業(yè)等.基于疏水型納米二氧化硅的頁巖氣鹽水鉆井液［J］.鉆井液與完井液，2016，33（4）：41-46.

由于頁巖地層層理和裂縫發(fā)育，且具有水化性，因此在鉆井作業(yè)中常面臨井壁穩(wěn)定、降摩減阻、巖屑清除等難題。為此，優(yōu)選了疏水型納米二氧化硅作為泥頁巖封堵劑，以減少水分侵入，抑制泥頁巖水化膨脹。通過鉆井液常規(guī)性能測(cè)試、掃描電鏡分析，評(píng)價(jià)了不同納米二氧化硅對(duì)鹽水鉆井液的影響。結(jié)果表明：①疏水型納米二氧化硅具強(qiáng)疏水性與強(qiáng)吸附性，能吸附在泥餅上，形成納米顆粒隔水層，有效降低濾失量；②納米二氧化硅加量為1%～3%時(shí)，疏水型固體納米二氧化硅可使鉆井液濾失量降低48.7%，疏水型納米二氧化硅分散液可使鉆井液濾失量降低41.67%，但固體顆粒易團(tuán)聚，易失去納米顆粒特性；③在180 ℃、NaCl含量25%、分散液加量3%條件下，鉆井液濾失量為8.2 mL；在室溫～180 ℃下，鉆井液水活度穩(wěn)定在0.815～0.849，頁巖膨脹率在4%左右，具有較強(qiáng)的抑制性；鉆井液的潤滑系數(shù)穩(wěn)定在0.11～0.12，潤滑性能較好。綜合考慮濾失量、穩(wěn)定性和性價(jià)比等因素，選定基于3%疏水型納米二氧化硅分散液和25%NaCl的鉆井液體系為最優(yōu)配方。

頁巖氣；鹽水鉆井液；疏水型納米二氧化硅；封堵劑

0　引言

泥頁巖井壁失穩(wěn)的主要原因是鉆井液與泥頁巖的流固耦合作用和鉆井液抑制、封堵性能不好。泥頁巖的滲透率極低（1×10-6～1×10-12μm2）［1］，地層孔喉半徑大小和分布規(guī)律是影響地層滲透率的主要因素，泥頁巖地層孔喉分布主要是微納米級(jí)的，傳統(tǒng)的高分子聚合物和降濾失劑難以封堵泥頁巖地層的納米級(jí)孔喉［2-5］。目前頁巖氣開采普遍使用油基鉆井液［6-9］，水基鉆井液以其具有保護(hù)環(huán)境和較低成本的特點(diǎn)也逐漸得到應(yīng)用，但尚未有應(yīng)用于頁巖氣井的成熟水基鉆井液體系。因此，有必要研究應(yīng)用于頁巖氣鉆井的水基鉆井液。

近年來，相關(guān)學(xué)者已針對(duì)納米二氧化硅在水基鉆井液中的應(yīng)用做了一定研究。袁野［10］等將納米二氧化硅分散液添加到淡水基漿和膨潤土基漿中，其能夠有效地改善鉆井液的濾失性能。夏鵬［11］等指出納米二氧化硅材料可用于抗鹽土配制的鹽水鉆井液中，能夠改善封堵效果。常德武［12］等優(yōu)選了一種基于納米材料的水基鉆井液配方。目前尚未進(jìn)行針對(duì)不同納米二氧化硅對(duì)鹽水鉆井液的性能影響及其機(jī)理分析的研究，且缺乏具體的鹽水鉆井液配方。筆者在前人研究基礎(chǔ)上研究了不同性能的納米二氧化硅對(duì)鹽水鉆井液性能的影響及其機(jī)理，并配制出一套可以應(yīng)用于頁巖氣水平井的抗180 ℃高溫的含疏水型納米二氧化硅的鹽水鉆井液配方，為進(jìn)一步完善和擴(kuò)大水基鉆井液的研究與應(yīng)用提供了理論基礎(chǔ)。

1　nano-SiO2對(duì)鹽水鉆井液性能的影響

1.1不同納米二氧化硅材料的影響

在常溫下考察了不同納米二氧化硅材料（見表1）對(duì)基漿A塑性黏度、動(dòng)切力及濾失量的影響，結(jié)果見圖1、圖2和表2。在向基漿A加入納米二氧化硅分散液時(shí)，因其本身含水，需在鉆井液中加入等量水，排除水的影響。若鉆井液pH值較小，可加適量碳酸鈉，調(diào)節(jié)pH值至9～10［13］。

由圖1和圖2可知，不同納米二氧化硅均可使鹽水基漿A的塑性黏度和動(dòng)切力不同程度地增大，相比較而言，nano-3對(duì)鹽水基漿塑性黏度及動(dòng)切力的影響較小。

由表2可知，粒徑為20 nm的親水型納米二氧化硅分散液使鹽水基漿的濾失量略有增大，粒徑為120 nm的親水型納米二氧化硅分散液使鹽水基漿濾失量大幅度增大。分析其原因，認(rèn)為一方面因其親水，納米二氧化硅優(yōu)先和水分子、處理劑分子通過范德華力和氫鍵結(jié)合，而不與或少量與黏土礦物表面結(jié)合，故形成的泥餅表面及孔隙中納米二氧化硅充填少，泥餅表面多孔且厚，濾失量升高。另一方面，納米二氧化硅粒徑過大，無法與泥餅表面孔隙相匹配，不能形成有效封堵，濾失量大幅度升高。由表2還可以看出，加入親水型固體納米二氧化硅后，鹽水基漿濾失量也有較大升高，其原因與親水型分散液相似；而加入疏水型納米二氧化硅后，鹽水基漿濾失量下降，主要是由于疏水型納米二氧化硅具有強(qiáng)疏水性與強(qiáng)吸附性，能在泥餅表面吸附，有效降低濾失量?；鶟{A配方如下。

水+8%抗鹽土+0.3% LV-PAC+1% SPNH+0.2% XC+4%NaCl+1%Na2CO3

表1　不同nano-SiO2材料

圖1　不同納米二氧化硅材料對(duì)鹽水基漿塑性黏度的影響

圖2　不同納米二氧化硅材料對(duì)鹽水基漿動(dòng)切力的影響

表2　不同納米二氧化硅材料對(duì)鹽水基漿濾失量的影響

由此可知，疏水型納米二氧化硅在鹽水基漿中具有較好的應(yīng)用效果，故對(duì)其做進(jìn)一步研究。

1.2疏水納米二氧化硅的影響

1.2.1對(duì)流變性能和濾失量的影響

考察了不同濃度的疏水型固體納米二氧化硅和疏水型納米二氧化硅分散液對(duì)鹽水鉆井液性能的影響，結(jié)果見表3和表4。由表3和表4可知，2種產(chǎn)品對(duì)鹽水基漿B的基本性能均有影響，隨疏水型固體納米二氧化硅濃度增加，基漿B黏度有很大程度的增大，動(dòng)切力上升明顯，濾失量降低率先增大后降低，最高可達(dá)48.7%；加入疏水型納米二氧化硅分散液后，基漿B黏度稍有增大，動(dòng)切力基本不變，濾失量降低率增大，加入3%疏水型納米二氧化硅分散液時(shí)，濾失量降低率達(dá)41.67%。可見，疏水型納米二氧化硅有一定的降濾失作用。

表3　疏水型固體納米二氧化硅對(duì)鹽水基漿B性能的影響

表4　疏水型納米二氧化硅分散液對(duì)鹽水基漿B性能的影響

1.2.2對(duì)泥餅質(zhì)量的影響

在常溫下分析了基漿A中加入納米二氧化硅材料的泥餅質(zhì)量，并用SU8010掃描電鏡觀察，結(jié)果見圖3～圖5。

圖3　添加不同種類納米二氧化硅材料的基漿A的泥餅

圖4　“基漿A+3%疏水型納米二氧化硅”濾餅的SEM圖像

由圖3可知，相比于疏水型固體納米二氧化硅，納米二氧化硅分散液形成的泥餅更加薄而致密、韌而光滑。當(dāng)固體納米二氧化硅加量在3%及以上時(shí)，由于加入的二氧化硅表面活性大，會(huì)吸附一部分鉆井液處理劑，減少處理劑的有效含量，其自身也容易發(fā)生團(tuán)聚，團(tuán)聚后顆粒尺寸明顯變大，僅靠攪拌很難使團(tuán)聚顆粒再分散到納米尺度，失去納米顆粒的特性［14］，形成的泥餅較厚、含較多納米團(tuán)聚顆粒。由圖4可知，粒徑為 7～40 nm的3%疏水型納米二氧化硅分散液和3%疏水型固體納米二氧化硅通過在黏土礦物表面吸附，形成具有強(qiáng)疏水特性的隔離層，起到隔離水分子與黏土礦物的作用，泥餅表面均存在納米顆粒層（圖5（b）），與顧春元等［15］的研究結(jié)果相符。但是，3%疏水型納米二氧化硅分散液粒子較均勻且致密地沉積在濾餅表面以及填充在孔隙中（圖3中④及圖4（a）），而3%疏水型固體納米二氧化硅因其易發(fā)生團(tuán)聚，泥餅表面有較多納米團(tuán)聚體（圖4（b））。

圖5　納米二氧化硅作用機(jī)理示意圖

2　基于疏水型nano-SiO2的抗高溫鹽水鉆井液性能

前面實(shí)驗(yàn)表明，在25%的鹽水基漿中添加疏水型納米二氧化硅分散液后，在常溫下穩(wěn)定性較好，但頁巖氣水平井多屬深井，井溫高，故有必要對(duì)鉆井液在此條件下的性能進(jìn)行評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)用鉆井液配方如下。

1#水+4%抗鹽土+0.3%LV-PAC+1%DR抗高溫降失水劑+2%封堵劑+3%KL防塌處理劑+3%SPNH+2%磺化瀝青鉀鹽+3%SMP-Ⅱ+8%白油+3%聚合醇+0.5%Na2CO3+10%重晶石25%NaCl+3%疏水型nano-SiO2分散液

2.1基本性能及穩(wěn)定性

中國各油田水平井鉆井實(shí)踐表明，鉆井液塑性黏度一般應(yīng)大于15 mPas，表觀黏度要盡可能低，以減小鉆井時(shí)的循環(huán)損耗［16］。資料指出［17］，對(duì)非加重鉆井液，動(dòng)切力應(yīng)控制在1.40～14.4 Pa，當(dāng)加重鉆井液的重晶石體積分?jǐn)?shù)小于15%時(shí)，會(huì)影響?zhàn)ね令w粒網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)形成，導(dǎo)致動(dòng)切力下降。

不同溫度下鉆井液流變參數(shù)測(cè)試結(jié)果見表5。由表5可以看出，含疏水型納米二氧化硅分散液鹽水鉆井液在常溫和高溫下基本性能較好；隨老化溫度上升，鉆井液高溫老化后的黏度和動(dòng)切力呈逐漸下降趨勢(shì)，各性能指標(biāo)較好，150 ℃老化后的濾失量僅為2.5 mL。這是因?yàn)椋果}土與納米二氧化硅在高溫條件下性能穩(wěn)定，磺化瀝青也有較好的抗高溫性，可有效提高體系的熱穩(wěn)定性；通過抗鹽土、納米材料與其他聚合物處理劑配伍，使該鉆井液有良好的熱穩(wěn)定性。

表5　含疏水型nano-SiO2分散液鹽水鉆井液的基本性能

2.2抑制性

水活度較低的溶液可以抑制泥頁巖吸水［18］，降低鉆井液活度，可降低鉆井液中自由水通過頁巖的運(yùn)移速度，從而達(dá)到穩(wěn)定井壁的目的。通過抗鹽土與疏水型納米二氧化硅的復(fù)配，使鉆井液有好的抗鹽性（含25%NaCl），水中鹽含量升高，離子強(qiáng)度升高，而活度系數(shù)則降低，從而可有效降低鉆井液的水相活度，使頁巖去水化、收縮、強(qiáng)度增加。同時(shí)，疏水型納米二氧化硅可在黏土礦物表面吸附，形成強(qiáng)疏水隔離層，起到隔離水分子與黏土礦物的作用，從而抑制黏土膨脹，加之KL防塌劑的抑制防塌作用，使鉆井液具有良好的抑制性。

用novasina水分活度儀測(cè)定含疏水型納米二氧化硅分散液鉆井液水活度，結(jié)果見表6。由表6可知，當(dāng)測(cè)試鉆井液水活度的溫度在24～26 ℃時(shí)，隨老化溫度升高，鉆井液水活度保持在0.815～0.849范圍內(nèi)，且升溫過程中變化不大，故鉆井液具有很好的抑制性［18］。

表6　含疏水型nano-SiO2分散液鉆井液水活度性能

用ZNS膨脹量測(cè)定儀對(duì)鉆井液的抑制性進(jìn)行評(píng)價(jià)，并與清水對(duì)比，結(jié)果見圖6。由圖6可知，人工巖心在鉆井液中浸泡后，其膨脹速度隨時(shí)間延長迅速變緩，當(dāng)超過18 h后其膨脹速度近乎為0；而人工巖心在清水中的膨脹量在4 h內(nèi)急劇增大，隨后繼續(xù)緩慢增大，在18 h后達(dá)到平穩(wěn)；以16 h時(shí)人工巖心的膨脹率作對(duì)比評(píng)價(jià)，鉆井液在常溫和180 ℃高溫老化后，16 h膨脹率僅為3.0%和4.6%左右，而在清水中的膨脹率達(dá)10.40%。可見，該鉆井液可有效抑制黏土顆粒的水化膨脹，有利于井壁穩(wěn)定和儲(chǔ)層保護(hù)。

圖6　人工巖心在鉆井液中的線性膨脹率

2.3潤滑性

據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)［19］，水基鉆井液的潤滑系數(shù)一般在0.20～0.35間。鉆井液配方選用白油和聚合醇作為復(fù)合潤滑劑，其加量分別為8%和3%。白油無毒、無味、熒光級(jí)別低，潤滑性好，摩阻系數(shù)低，可有效改善鉆井液潤滑性；同時(shí)，相關(guān)分析認(rèn)為［20］，聚合醇分子側(cè)鏈具有許多羥基，使其吸附在鉆具和井壁上，形成類似油相的分子膜；且nano-SiO2在水分子協(xié)助下與聚合醇分子膜共同形成大量微小膠團(tuán)，可構(gòu)成有效降低摩阻系數(shù)的滾動(dòng)摩擦副。綜合作用下，改善鹽水鉆井液的潤滑性能。

利用極壓潤滑儀EP-2對(duì)鉆井液的潤滑系數(shù)進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果見表7。由表7可知，鉆井液在升溫過程中，潤滑系數(shù)保持在0.11～0.12之間，具有較好的潤滑性。

3　結(jié)論

1.疏水型納米二氧化硅材料具有優(yōu)異的降濾失能力。疏水型納米二氧化硅分散液具強(qiáng)疏水性與強(qiáng)吸附性，能同泥餅吸附，形成納米顆粒隔水層，且吸附層具有強(qiáng)疏水性，可有效降低鉆井液濾失量。

2.納米二氧化硅加量為1%～3%時(shí)，疏水型固體納米二氧化硅可使鉆井液濾失量降低率達(dá)48.7%，疏水型納米二氧化硅分散液可達(dá)41.67%，但固體顆粒易團(tuán)聚，易失去納米顆粒特性。

3.含疏水型納米二氧化硅分散液的鹽水鉆井液最終配方，該鉆井液熱穩(wěn)定性好、抑制性強(qiáng)、潤滑性好，25%鹽濃度下可抗180 ℃高溫，可滿足頁巖氣水平井鉆井要求。

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Study on Saltwater Drilling Fluid Treated with Hydrophobic Nano SiO

YING Chunye1， LI Xinliang2， YANG Xianyu1， CAI Jihua1， DUAN Longchen1
（1. College of Engineering， China University of Geosciences （Wuhan）， Wuhan， Hubei 430074；2. College of Petroleum Engineering， China University of Petroleum （Beijing）， Beijing 100083）

Shale drilling is always faced with these problems such as borehole wall instability， high friction and drag and borehole cleaning etc. resulted from shales with developed beddings and fractures， and shale hydration. A hydrophobic nano SiO2was selected as a plugging agent used to reduce water invasion into the fractures in shales， and hence to inhibit the shales from hydrating and swelling. The effects of different nano SiO2on brine drilling fluids have been studied through laboratory experiments on regular mud property and SEM analyses. It was found that ① the hydrophobic SiO2has strong hydrophobicity and adsorbability； the SiO2powder can form a barrier to water invasion by adsorbing onto mud cakes， thereby effectively reduces the filtration rate. ② the solid hydrophobic SiO2at 1% - 3% reduces the filter loss by 48.7%， while a hydrophobic SiO2suspensions reduces the filter loss by 41.67%， but the solid hydrophobic SiO2tends to agglomerate， thus losing the nano features.③ at 180 ℃， drilling fluid treated with 25% NaCl and 3% hydrophobic SiO2suspensions has filter loss of 8.2 mL. At room temperature to 180 ℃， the water activity of drilling fluids treated with the hydrophobic SiO2is 0.815 - 0.849， and the percent swelling of shale cores is about 4%， meaning that the SiO2has strong inhibitive capacity. The coefficient of friction of drilling fluids treated with the hydrophobic SiO2is 0.11 - 0.12， meaning the SiO2treated drilling fluids have good lubricity. With all factors such as filter loss， stability and cost efficiency considered， a drilling fluid containing 3% hydrophobic SiO2suspension and 25% NaCl is the optimum formulation.

Shale gas； Brine drilling fluid； Hydrophobic nano SiO2； Plugging agent

TE254.3

A

1001-5620（2016）04-0041-06

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.008

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“納米架橋材料在低孔低滲煤層氣藏鉆完井過程中的暫堵機(jī)理研究”（41072111）；中國石油科技創(chuàng)新基金項(xiàng)目“納米材料增強(qiáng)頁巖氣水平井井壁穩(wěn)定性的作用機(jī)理研究”（2014D-5006-0308）；湖北省自然科學(xué)基金重點(diǎn)項(xiàng)目“水基鉆井液增強(qiáng)頁巖氣水平井井壁穩(wěn)定性的理論與方法”（2015CFA135）；國家級(jí)大學(xué)生創(chuàng)新創(chuàng)業(yè)訓(xùn)練計(jì)劃項(xiàng)目“基于納米材料的頁巖氣水平井抗高溫鹽水鉆井液體系研發(fā)”（201410491046）。

應(yīng)春業(yè)，1993年生，中國地質(zhì)大學(xué)（武漢）地質(zhì)工程專業(yè)在讀碩士研究生。電話 18086434707；E-mail：cy.ying@2011.cug.edu.cn。

蔡記華，博士、副教授；E-mail：catchercai@126.com。

（2016-3-25；HGF=1603C1；編輯王超）