基于疏水型纳米二氧化硅的页岩气盐水钻井液_应春业_李新亮_杨现禹_蔡记华_段隆臣

Key words Shale gas; Brine drilling fluid; Hydrophobic nano SiO2; Plugging agent
2016 年 7 月
0 引言
泥页岩井壁失稳的主要原因是钻井液与泥页 岩的流固耦合作用和钻井液抑制、封堵性能不好。 泥页岩的渗透率极低（1×10－6～ 1×10－12 μm2）[1]， 地层孔喉半径大小和分布规律是影响地层渗透率的 主要因素，泥页岩地层孔喉分布主要是微纳米级的， 传统的高分子聚合物和降滤失剂难以封堵泥页岩地 层的纳米级孔喉 [2-5]。目前页岩气开采普遍使用油 基钻井液 [6-9]，水基钻井液以其具有保护环境和较 低成本的特点也逐渐得到应用，但尚未有应用于页 岩气井的成熟水基钻井液体系。因此，有必要研究 应用于页岩气钻井的水基钻井液。
第一作者简介：应春业，1993 年生，中国地质大学（武汉）地质工程专业在读硕士研究生。电话 18086434707；E-mail： cy.ying@。
通讯作者 ：蔡记华，博士、副教授 ；E-mail ：catchercai@。
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钻 井 液 与 完 井 液
（1. 中国地质大学（武汉）工程学院，湖北武汉 430074 ；2. 中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 100083）
应春业等 . 基于疏水型纳米二氧化硅的页岩气盐水钻井液 [J]. 钻井液与完井液，2016，33（4）：41-46. 摘要 由于页岩地层层理和裂缝发育，且具有水化性，因此在钻井作业中常面临井壁稳定、降摩减阻、岩屑清除等难题。 为此，优选了疏水型纳米二氧化硅作为泥页岩封堵剂，以减少水分侵入，抑制泥页岩水化膨胀。通过钻井液常规性能测试、 扫描电镜分析，评价了不同纳米二氧化硅对盐水钻井液的影响。结果表明 ：①疏水型纳米二氧化硅具强疏水性与强吸附性， 能吸附在泥饼上，形成纳米颗粒隔水层，有效降低滤失量 ；②纳米二氧化硅加量为 1%～3% 时，疏水型固体纳米二氧化硅 可使钻井液滤失量降低 48.7%，疏水型纳米二氧化硅分散液可使钻井液滤失量降低 41.67%，但固体颗粒易团聚，易失去纳 米颗粒特性 ；③在 180 ℃、NaCl 含量 25%、分散液加量 3% 条件下，钻井液滤失量为 8.2 mL ；在室温～180 ℃下，钻井液 水活度稳定在 0.815～0.849，页岩膨胀率在 4% 左右，具有较强的抑制性 ；钻井液的润滑系数稳定在 0.11～0.12，润滑性能 较好。综合考虑滤失量、稳定性和性价比等因素，选定基于 3% 疏水型纳米二氧化硅分散液和 25%NaCl 的钻井液体系为最 优配方。 关键词 页岩气 ；盐水钻井液 ；疏水型纳米二氧化硅 ；封堵剂 中图分类号：TE254.3 文献标识码：A 文章编号：1001-5620（2016）04-0041-06
由图 1 和图 2 可知，不同纳米二氧化硅均可使 盐水基浆 A 的塑性黏度和动切力不同程度地增大，
图 1 不同纳米二氧化硅材料对盐水基浆塑性黏度的影响
第 33 卷 第 4 期
应春业等：基于疏水型纳米二氧化硅的页岩气盐水钻井液
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表 4 疏水型纳米二氧化硅分散液对盐水基浆 B 性能的影响
图 2 不同纳米二氧化硅材料对盐水基浆动切力的影响
第 33 卷 第 4 期 2016 年 7 月
钻井液与完井液 DRILLING FLUID & COMPLETION FLUID
doi: 10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.008
Vol. 33 No. 4 July 2016
基于疏水型纳米二氧化硅的页岩气盐水钻井液
应春业 1， 李新亮 2， 杨现禹 1， 蔡记华 1， 段隆臣 1
水 +8% 抗盐土 +0.3% LV-PAC+1% SPNH+0.2% XC+4%NaCl+1%Na2CO3
表 1 不同 nano-SiO2 材料
纳米材料Βιβλιοθήκη 代号 粒径 /nm 质量分数 /%
亲水型 nano-SiO2 分散液 nano-1
20
30
亲水型 nano-SiO2 分散液 nano-2 120
1 nano-SiO2 对盐水钻井液性能的影响
相比较而言，nano-3 对盐水基浆塑性黏度及动切力 的影响较小。
由表 2 可知，粒径为 20 nm 的亲水型纳米二氧 化硅分散液使盐水基浆的滤失量略有增大，粒径为 120 nm 的亲水型纳米二氧化硅分散液使盐水基浆 滤失量大幅度增大。分析其原因，认为一方面因其 亲水，纳米二氧化硅优先和水分子、处理剂分子通 过范德华力和氢键结合，而不与或少量与黏土矿物 表面结合，故形成的泥饼表面及孔隙中纳米二氧化 硅充填少，泥饼表面多孔且厚，滤失量升高。另一 方面，纳米二氧化硅粒径过大，无法与泥饼表面孔 隙相匹配，不能形成有效封堵，滤失量大幅度升高。 由表 2 还可以看出，加入亲水型固体纳米二氧化硅 后，盐水基浆滤失量也有较大升高，其原因与亲水 型分散液相似 ；而加入疏水型纳米二氧化硅后，盐 水基浆滤失量下降，主要是由于疏水型纳米二氧化 硅具有强疏水性与强吸附性，能在泥饼表面吸附， 有效降低滤失量。基浆 A 配方如下。
Study on Saltwater Drilling Fluid Treated with Hydrophobic Nano SiO2
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) Abstract 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 SiO2 was 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 SiO2 on brine drilling fluids have been studied through laboratory experiments on regular mud property and SEM analyses. It was found that ① the hydrophobic SiO2 has strong hydrophobicity and adsorbability; the SiO2 powder can form a barrier to water invasion by adsorbing onto mud cakes, thereby effectively reduces the filtration rate. ② the solid hydrophobic SiO2 at 1% - 3% reduces the filter loss by 48.7%, while a hydrophobic SiO2 suspensions reduces the filter loss by 41.67%, but the solid hydrophobic SiO2 tends to agglomerate, thus losing the nano features.③ at 180 ℃, drilling fluid treated with 25% NaCl and 3% hydrophobic SiO2 suspensions has filter loss of 8.2 mL. At room temperature to 180 ℃, the water activity of drilling fluids treated with the hydrophobic SiO2 is 0.815 - 0.849, and the percent swelling of shale cores is about 4%, meaning that the SiO2 has strong inhibitive capacity. The coefficient of friction of drilling fluids treated with the hydrophobic SiO2 is 0.11 - 0.12, meaning the SiO2 treated drilling fluids have good lubricity. With all factors such as filter loss, stability and cost efficiency considered, a drilling fluid containing 3% hydrophobic SiO2 suspension and 25% NaCl is the optimum formulation.
表 2 不同纳米二氧化硅材料对盐水基浆滤失量的影响
纳米材料 /
%
nano-1 nano-2
基金项目 ：国家自然科学基金项目“纳米架桥材料在低孔低渗煤层气藏钻完井过程中的暂堵机理研究”（41072111）； 中国石油科技创新基金项目“纳米材料增强页岩气水平井井壁稳定性的作用机理研究”（2014D-5006-0308）；湖北省自然科 学基金重点项目“水基钻井液增强页岩气水平井井壁稳定性的理论与方法”（2015CFA135）；国家级大学生创新创业训练计 划项目“基于纳米材料的页岩气水平井抗高温盐水钻井液体系研发”（201410491046）。
20
疏水型 nano-SiO2 分散液 nano-3 8～20
55
疏水型固体 nano-SiO2 nano-4 7～40
亲水型固体 nano-SiO2 nano-5 7～40
1.1 不同纳米二氧化硅材料的影响
在常温下考察了不同纳米二氧化硅材料（见表 1）对基浆 A 塑性黏度、动切力及滤失量的影响， 结果见图 1、图 2 和表 2。在向基浆 A 加入纳米二 氧化硅分散液时，因其本身含水，需在钻井液中加 入等量水，排除水的影响。若钻井液 pH 值较小， 可加适量碳酸钠，调节 pH 值至 9～10[13]。
近年来，相关学者已针对纳米二氧化硅在水基 钻井液中的应用做了一定研究。袁野 [10] 等将纳米 二氧化硅分散液添加到淡水基浆和膨润土基浆中， 其能够有效地改善钻井液的滤失性能。夏鹏 [11] 等 指出纳米二氧化硅材料可用于抗盐土配制的盐水钻 井液中，能够改善封堵效果。常德武 [12] 等优选了 一种基于纳米材料的水基钻井液配方。目前尚未进 行针对不同纳米二氧化硅对盐水钻井液的性能影响 及其机理分析的研究，且缺乏具体的盐水钻井液配 方。笔者在前人研究基础上研究了不同性能的纳米 二氧化硅对盐水钻井液性能的影响及其机理，并配 制出一套可以应用于页岩气水平井的抗 180 ℃高温 的含疏水型纳米二氧化硅的盐水钻井液配方，为进 一步完善和扩大水基钻井液的研究与应用提供了理 论基础。