随钻提高井壁质量、保护非常规油气储层水基钻完井液新技术

蒋官澄 ,  孙金声 ,  贺垠博 ,  崔凯潇 ,  董腾飞 ,  杨丽丽 ,  杨旭坤 ,  王星星

工程（英文） ›› 2022, Vol. 18 ›› Issue (11) : 129 -142.

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工程（英文） ›› 2022, Vol. 18 ›› Issue (11) : 129 -142. DOI: 10.1016/j.eng.2021.11.014

随钻提高井壁质量、保护非常规油气储层水基钻完井液新技术

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Novel Water-Based Drilling and Completion Fluid Technology to Improve Wellbore Quality During Drilling and Protect Unconventional reservoirs

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摘要

非常规油气的高效勘探开发已成为提高我国油气自给率的重要保障，但与常规油气和国外非常规油气相比，钻井中常遭遇的'井塌、井漏、高摩阻'和诱发的储层损害不仅影响成井率，更是'高成本、低产量与低效益'的重要原因。由特殊功能材料构成、可提高井壁质量的钻井液是解决这些难题的核心。但我国非常规油气储层条件具有复杂性、多变性和不确定性，国内外现有水基钻井液无法解决这些难题，油基钻井液虽具有一定优越性，但因环境污染风险和成本高等而使应用受限。近10 余年来，国内外热点研究具油基钻井液优点的水基钻井液，但都未取得突破性进展，其成为制约经济规模开发非常规油气的'共性与关键核心'重大技术难题。为此，本文由国际前沿仅提高钻井液自身抑制性和润滑性的外因法，拓展为同时随钻提高井壁质量的内外因结合法，并将仿生学引入石油工程化学材料合成领域，模仿海洋贻贝、猪笼草、蚯蚓等生物的生命活动、生物行为、组成与结构，利用研发的固壁剂、双疏抑制剂与键合润滑剂，研制了随钻提高井壁质量型保护储层钻完井液新技术。宏观和微观研究表明，该技术能减缓甚至阻止井壁岩石强度遭受破坏、岩石毛细管对水分的吸力反转为阻力、井壁高摩阻转变为超低摩阻，使水基钻井液的井壁稳定性、润滑性和储层保护效果超过典型油基钻井液；同时，废弃钻井液环境可接受，并可成为自然界植物的养分和生态循环系统中的一环，使其由环保型钻井液升级为生态型钻井液，实现了'成井率高、储层保护效果好、成本低、环境友好'一体化目标。该技术已在我国1000 余口高难度非常规油气井得到验证与推广应用，大幅缓减了'井塌、井漏、高摩阻'诱发的储层损害难题，平均井塌率减小82.6%、井漏发生率降低80.6%、摩阻复杂率降低80%以上、提速30%以上、油气井产量较以前提高1.5 倍以上。使原来必须使用油基钻井液方可完钻的井转变为水基钻井液完钻，已成为'规模、效益、环保'开发非常规油气资源行之有效的核心技术，并为保护储层技术开辟了新的研究方向，推动了石油工业与环境保护的协调发展；同时，本文通过向自然界学习成功建立了钻井液新技术，为石油工程原创性材料、技术与理论研发和创建提供了思想与灵感的不竭源泉。

Abstract

The efficient exploration and development of unconventional oil and gas are critical for increasing the self-sufficiency of oil and gas supplies in China. However, such operations continue to face serious problems (e.g., borehole collapse, loss, and high friction), and associated formation damage can severely impact well completion rates, increase costs, and reduce efficiencies. Water-based drilling fluids possess certain advantages over oil-based drilling fluids (OBDFs) and may offer lasting solutions to resolve the aforementioned issues. However, a significant breakthrough with this material has not yet been made, and major technical problems continue to hinder the economic and large-scale development of unconventional oil and gas. Here, the international frontier external method, which only improves drilling fluid inhibition and lubricity, is expanded into an internal–external technique that improves the overall wellbore quality during drilling. Bionic technologies are introduced into the chemical material synthesis process to imitate the activity of life. A novel drilling and completion fluid technique was developed to improve wellbore quality during drilling and safeguard formation integrity. Macroscopic and microscopic analyses indicated that in terms of wellbore stability, lubricity, and formation protection, this approach could outperform methods that use typical OBDFs. The proposed method also achieves a classification upgrade from environmentally protective drilling fluid to an ecologically friendly drilling fluid. The developed technology was verified in more than 1000 unconventional oil and gas wells in China, and the results indicate significant alleviation of the formation damage attributed to borehole collapse, loss, and high friction. It has been recognized as an effective core technology for exploiting unconventional oil and gas resources. This study introduces a novel research direction for formation protection technology and demonstrates that observations and learning from the natural world can provide an inexhaustible source of ideas and inspire the creation of original materials, technologies, and theories for petroleum engineering.

关键词

储层保护 / 井壁质量 / 非常规油气 / 钻完井液 / 仿生学

Key words

Formation protection / Wellbore quality / Unconventional oil and gas / Drilling and completion fluid / Bionics

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蒋官澄,孙金声,贺垠博,崔凯潇,董腾飞,杨丽丽,杨旭坤,王星星. 随钻提高井壁质量、保护非常规油气储层水基钻完井液新技术[J]. 工程（英文）, 2022, 18(11): 129-142 DOI:10.1016/j.eng.2021.11.014

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1、 引言

我国逐年攀升并远超国际安全警戒线的石油对外依存度和变幻莫测的国际风云，亟需提高油气自给率[1‒3]。勘探表明[4‒7]，我国非常规油气（页岩与致密油/气、煤层气）储量非常丰富，占全国油气总储量的75%以上，已成为重要后备接替资源。但在钻探中，第一个与非常规油气储层相接触的钻井液，不仅会因各种因素引起储层物理、化学性质变化，堵塞油气流动通道，使产量下降，甚至“枪毙”油气层或漏失发现新油气田[8‒10]，而且由于非常规油气储层渗透性低[11‒12]、层理与纳微米孔缝发育[13]、胶结物含量高、储层多变性与不确定性严重，“井塌、井漏、高摩阻”频繁发生，储层井壁质量遭受严重破坏，大量钻井液进入储层内部，使储层遭受的损害深度和程度是常规油气资源储层损害的数倍或数十倍，严重影响油气井产量和效益[14‒19]，已成为阻碍石油工业发展的重大技术难题。

钻井液技术是解决上述难题的核心，且相对油基钻井液来说，水基钻井液更有发展前途。自20世纪60年代以来，水基钻井液技术经历了“起步、发展、提高、再发展”四个阶段。60年代末至70年代初，随着部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）及其衍生物等选择性絮凝剂的应用，钻井液体系由分散体系逐步发展到聚合物低固相不分散体系[20]，提高了机械钻速、减少了井下复杂情况，但该阶段的钻井液处理剂品种少、不配套；20世纪70~80年代，钻井液处理剂及技术进入了快速发展阶段，由磺甲基酚醛树脂（SMP）、磺化褐煤（SMC）、磺甲基丹宁（SMT）或磺化沥青（SAS）等组成的“三磺”钻井液体系已趋成熟，并先后研制成功了80A系列、PAC系列、SK系列等钻井液处理剂，提高了钻井液抗温抗盐能力，完善了不分散低固相聚合物钻井液技术，形成了适应不同地区、不同地层条件的钻井液体系，大幅提高了喷射钻井效率和钻井速度[21]；20世纪80年代末，尤其是90年代以来，为进一步提高喷射钻井效率，分别发展了阳离子聚合物NTW、两性离子聚合物FA与XY系列处理剂，形成了阳离子以及两性离子聚合物钻井液，优化了钻井液流变参数，并使聚合物钻井液抗温能力得到进一步提高，但该阶段钻井液体系黏土容限不够大，抗盐能力差；21世纪以来，随着勘探开发目标向更加复杂的地质条件迈进，以及水平井的规模应用，对钻井液性能提出了更高要求，从原来“抑制钻井液中岩屑进一步分散变细”扩展到“同时抑制井壁岩石水化、分散、膨胀，提高井壁稳定性”，形成了各具特色、种类繁多的系列高性能水基钻井液，如低渗透钻井液、水基成膜钻井液等，在防止井下复杂情况或事故发生、降低钻井成本、发现储层与提高产量方面起到了至关重要的作用，甚至已具备极端情况处理能力，推动了钻井液理论与技术发展，但井壁稳定性、润滑性和保护储层效果仍难以满足复杂地层、长段水平井“安全、高效”钻井需要。

为减轻钻井液对储层损害，国内外学者们经过半个多世纪的研究工作，先后发展了以“屏蔽暂堵”“精细暂堵”“物理化学膜暂堵”“仿生暂堵”为代表的系列保护储层钻井液技术[22‒39]，使保护储层效果逐级提高。但这些保护技术的基本原理是利用钻井液液柱压力与储层孔隙压力之间的正压差，在极短时间内、在近井壁处形成渗透性极低的暂堵带，阻止后来钻井液继续进入储层内部，避免储层继续遭受损害，完钻后利用射孔、溶解、返排等方法解除暂堵带，恢复油气流动，达到保护储层的目的。但是，上述常规储层保护技术并未将“井塌、井漏和高摩阻”对储层损害造成的影响综合考虑在内。同时，国际前沿的防塌与堵漏技术主要采取化学抑制和封堵法[40‒42]，难以抑制表面水化、无法封堵纳微米孔缝，更不能通过胶结岩石颗粒而提高储层井壁岩石强度和致密性，使“井塌、井漏”损害难以避免；以水平井为主且多数储层岩石似“磨刀石”的非常规油气井，钻井作业时间长而加剧储层损害程度，且目前国内外润滑减阻技术几乎都是通过改变钻井液特性和流动方式发挥作用[43]，难以在钻具、井壁表面形成平滑面，摩阻高、钻井液循环压耗大、喷射钻井效率低，增加储层损害时间，使储层损害程度大[44]。

环境污染严重威胁人类社会可持续发展，每年我国油气田产生高达1×106 t以上的废弃钻井液，其中多数有毒，它通过扩散、迁移等途径导致我国数十万亩（1亩≈667 m2）土壤和水体长期污染、生态系统退化。我国大部分非常规油气地区风光秀丽、环境敏感，对外排物要求苛刻，目前使用的非常规油气钻井液无法达到环境保护法规和标准要求，更不能直接排放到自然界。从环境保护发展趋势来看，既满足环保性能要求，排放到自然界中又可自然降解或分解，且其降解或分解后的产物能够成为自然界动植物的养分，成为生态循环系统中的一个环节，保护生态环境，促进生态循环的钻井液，即生态型钻井液是发展的新方向，但目前国内外对生态型钻井液的研究几乎是空白。

总之，水基钻井液虽在环境保护和成本等方面较油基钻井液具有更多优越性，但目前国内前沿水基钻井液难以解决钻探非常规油气过程中常遭遇的“井塌、井漏、高摩阻”储层损害难题，国际领先水基钻井液技术对我国严格封锁且不适合我国复杂地层情况；油基或合成基钻井液虽在井壁稳定、井眼润滑和储层保护方面较水基钻井液具有独特优越性，但由于高昂成本和日益严峻的环保压力而使应用受限[45‒46]。为此，近10余年来，国内外热点研究如何将油基钻井液的优点融入水基钻井液中，形成可媲美油基钻井液的高性能水基钻井液[47‒49]，但未取得实质性进展，严重影响“安全、高效、经济、环保”钻探非常规油气等国家战略接替资源目标的实现，使其成为关键核心“卡脖子”技术难题。

针对上述技术难题，本文将仿生学[50]引入石油工程领域，模仿海洋贻贝、猪笼草、蚯蚓的结构、功能与原理，研发了可提高井壁质量的固壁剂、双疏抑制剂与键合润滑剂，继而以这三种处理剂为核心，通过内外因结合法，形成了重点解决“井塌、井漏和摩阻”损害的保护储层水基钻井液新技术，并由环保型钻井液升级为生态型钻井液。本文重点研究了三种钻井液新材料在提高近井壁岩石强度和致密性、改变润湿性和提高表面润滑性方面的独特作用效果，揭示了处理剂作用机理，并对形成的随钻提高井壁质量型保护储层水基钻井液进行了全面性能评价与机理研究，最后介绍了该钻井液技术在我国非常规油气井的突出应用效果，标志着以提高井壁质量为核心的生态型保护储层钻完井液新技术的形成，并为实现“成井率高、储层保护效果好、成本低、环境友好”一体化目标提供了关键核心的工程技术支撑。

2、 实验材料与方法

2.1 主要实验材料

井壁质量主要包括井壁岩石强度、致密性和润滑性，它不仅影响井下安全形势，而且是造成“井塌、井漏、摩阻”损害的核心因素。为解决钻探非常规油气过程中井壁质量遭遇严重破坏的技术难题，遵循师从自然法则，研发了三种钻井液新材料。

海洋生物如贻贝，通过分泌极强黏附性和防水性的黏附蛋白而吸附岩石。黏附蛋白的主要成分L-多巴及疏水基团等，通过构象变化、链间交联和与底材之间发生静电、氢键、疏水等相互作用，赋予贻贝黏附蛋白超强黏接力和内聚力[51‒53]。结合钻井液在井下处于高温与高压、多组分共存的复杂环境，利用黏附蛋白主要成分L-多巴中儿茶酚官能团的亲和多样性与化学多功能性，采用接枝法合成了与贻贝足蛋白具有相似组成和功能的水基钻井液处理剂——固壁剂[39,54‒55]。

猪笼草口缘区具有双疏润湿特性，油/水滴不仅不润湿其表面，而且还往周围“跑”。研究表明[56]，猪笼草口缘区超双疏性是其网状蜡质化学组成、纳米级片状与微米级新月形复合结构表面形貌共同作用的结果。基于纳-微米多级粗糙物理结构和超低表面自由能[57]的双疏机理，选用粒径为100 nm的纳米二氧化硅和直径为5 nm、长1~2 μm的碳纳米管共同构建纳-微米多级粗糙物理结构，之后采用全氟辛基三乙氧基硅烷进行表面改性，进一步降低其表面自由能，合成了使井壁岩石和钻具表面的润湿性也呈超疏水/超疏油性的水基钻井液处理剂——双疏抑制剂[31,58‒60]。

蚯蚓分泌的黏液使其体表为憎水性，并改变土壤表面能和组成成分，降低摩阻，使其在土壤中自由穿梭[61]。受此启发，采用接枝法将多点黏附基团引入长链分子上，研发了在钻具、井壁等表面具有强吸附特性的聚酯类水基钻井液处理剂——键合润滑剂[62‒63]。

实验过程中用于和上述三种处理剂进行效果对比的材料以及用于配制钻井液的原材料均由北京石大博诚科技有限公司提供。

2.2 处理剂及钻井液体系性能评价方法

2.2.1. 固壁剂效果评价

岩心三轴强度测试：参照DZ/T 0276.20—2015标准[64]，应用TAR-1500三轴强度实验装置（长春晖阳公司）对不同处理剂处理后的岩心进行三轴强度力学试验分析。X射线衍射分析（XRD）：参照SY/T5163—2010标准[65]，应用D8 Advance diffractometer（Bruker, Germany）X射线衍射仪（λ = 0.15406 nm）对各种干样进行膨润土晶层间距分析，2θ扫描角度为2°~10°。X射线光电子能谱分析（XPS）：应用Escalab 250 spectrometer X射线光电子能谱仪对样品表面进行元素分析，测试前样品在10 MPa下压30 s。Zeta电位分析：应用Zetasizer Nano ZS（Malvern Instruments Ltd., UK）Zeta电位分析仪对样品处理前后的Zeta电位进行分析，样品测试前被稀释20倍并且超声30 min。微观形貌分析：应用Hitachi SU8010 scanning electron microscope观察泥页岩岩屑在处理前后表面形貌变化。

2.2.2. 双疏抑制剂效果评价

接触角测试：应用接触角测量仪JC2000D3（中国）测试液体在介质表面的接触角。岩屑滚动回收测试：使用6~10目分析筛筛取20.0 g泥页岩岩屑，放入350 mL钻井液中在一定温度下老化16 h，之后计算岩屑在40目分析筛下的剩余比例。线性膨胀测试：将5.0 g膨润土在压力机上采用10 MPa压力保持5 min压制成岩心，之后利用CPZ-Ⅱ型双通道线性膨胀仪（青岛同春）测试其在不同处理剂作用下的线性膨胀高度。原子力显微镜测试：应用JPK原子力显微镜（AFM）（Bruker, USA）对硅片表面形貌进行观察；岩心自吸水量测定方法和毛细管力计算方法参见文献[66]。

2.2.3. 键合润滑剂效果评价

极压润滑试验：在4%基浆中分别加入1%不同润滑剂，采用FANN 212极压润滑仪（Fann Instrument Company, USA）测定不同体系的极压润滑系数。四球摩擦实验：在MS-10A四球摩擦试压机（厦门天机自动化有限公司）上测试不同样品的润滑效果，仪器载荷为150 N，转速为150 r∙min-1，摩擦时间为20 min，考察钢球表面划痕状况。

2.2.4. 钻井液体系性能评价

钻井液体系的流变性、滤失性、抑制性、滤饼摩擦系数等性能评价：按照GB/T 16783.1—2014标准[67]进行测试。抗压强度测试：将岩屑研碎并压制成性能相似的岩心，分别放入盛有不同钻井液的老化罐中，在一定温度条件下，老化3 d和10 d，取出岩心，采用WDW-100Y强度测试仪（荆州现代石油科技有限公司），测定抗压强度。储层保护效果评价：应用JHMD-Ⅱ型高温高压岩心动态损害评价系统（荆州市现代石油科技发展有限公司）进行岩心端面动态污染实验，之后参照SY/T 7410.1—2018标准[68]，应用nanoVoxel-3000系列高分辨率X射线三维显微镜（天津三英精密仪器股份有限公司）测试污染前后的岩心三维成像情况，考察岩心微观孔渗变化情况。润滑剂吸附膜厚度分析：使用不同钻井液体系进行四球摩擦实验，对实验后的钢球表面进行5次氩离子减薄（每次20 nm），并通过XPS测试表面铁元素（Fe2p3）和碳元素（C1s）含量，分析吸附膜厚度。钻井液环保与生态性评价：通过生物毒性（发光细菌法）、可降解性（BOD/COD比值法）、重金属含量测试进行环保性评价，以及通过小麦种子植物培育（根茎元素、黄曲霉毒素及叶绿素含量检测）进行生态性评价，详细评价方法具体参见文献[69]。

3、 实验结果与讨论

3.1 提高储层井壁质量技术的构建

3.1.1. 提高储层近井壁岩石强度和致密性

通常井壁岩石遭受钻井液浸泡后力学性能（如抗压强度、弹性模量和内聚力）降低，这主要是由于钻井液滤液进入岩石孔缝内造成“水力劈裂”或由于胶结物中黏土矿物吸水膨胀而弱化岩石整体结构[70]。我们选取具有相似初始力学性能的页岩岩心分别在0.3%固壁剂溶液、0.3% 聚丙烯酸钾（KPAM）溶液、2%聚合醇溶液以及2%聚醚胺溶液中在室温下浸泡24 h，之后考察其力学参数变化情况，结果见表1。可以看出，相比未处理岩心，在无围压时，岩心只有在固壁剂溶液中浸泡后抗压强度和弹性模量高于初始值，在另外三种处理剂溶液中浸泡后都低于初始值。在围压10~20 MPa时，在所有溶液中浸泡后岩心的抗压强度和弹性模量均出现降低，但固壁剂溶液降低幅度最小，分别为10%和7.2%，另外三种处理剂降低幅度从低到高依次为：聚醚胺溶液为22.68%和20.18%、KPAM溶液为27.37%和30.86%、聚合醇溶液为40.81%和31.10%（围压为20 MPa时）。内聚力可以反映岩石相邻矿物颗粒之间的吸引力，由摩尔-库仑准则计算得到的岩心内聚力可知，经固壁剂溶液浸泡后的岩心内聚力降低幅度同样最小，为11.06%，另外三种处理剂降低幅度从低到高依次为：聚醚胺溶液45.98%、KPAM溶液70.25%、聚合醇溶液76.68%。数据表明，0.3%固壁剂溶液的抗压强度保持效果接近10% KCl溶液，但是前者在保持内聚力效果方面优于后者。这表明固壁剂可以有效减缓岩石强度的降低，维持井壁稳定。

表1 页岩岩心在不同溶液中浸泡后的力学性能测试

SolutionsConfining pressure = 0 MPaConfining pressure = 10 MPaConfining pressure = 20 MPaCohesion (MPa)
Compressive strength (MPa)Elasticity modulus (GPa)Compressive strength (MPa)Elasticity modulus (GPa)Compressive strength (MPa)Elasticity modulus (GPa)
Untreated core163.6724.67214.6035.35244.0724.0231.38
Fresh water88.1716.03165.9319.10198.6221.748.61
+0.3% borehole strengthening additive119.25418.05171.8421.71208.8619.8818.17
+10% KCl117.0020.69173.0019.86222.0023.8314.29

固壁剂分子链上存在大量吸附基团，对岩石具有较强吸附作用。由于泥页岩中黏土矿物含量较高，膨胀性矿物如蒙脱石等的水化作用导致颗粒间胶结作用变差，引发岩石出现裂隙，进而影响井壁稳定。干燥膨润土经固壁剂浸泡处理前后的XRD图谱见图1（a），可以看出，膨润土晶层间距d(001)由1.195 nm增大至1.345 nm，表明固壁剂分子能插入并吸附在黏土晶层之间，阻止水分子的进入。XPS分析表明[图1（b）]，膨润土初始含有58.52%的氧原子、18.90%的硅原子、13.85%的碳原子、6.82%的铝原子和1.91%的镁原子，经固壁剂处理后，膨润土的硅原子、铝原子和氧原子含量减少，碳原子含量增加，表明固壁剂分子能够有效吸附于膨润土表面或晶层间，从而起到“包被”的保护效果[图1（c）]。这种多点吸附作用可以增强膨润土颗粒的疏水性，从而抑制水化作用，避免泥页岩井壁垮塌。图2为泥页岩岩屑在3%固壁剂溶液浸泡前后的表面形貌，可以看出泥页岩岩屑表面存在很多裂隙，经固壁剂溶液浸泡后，岩屑表面变得平整和致密，有效避免了岩屑的进一步裂解。

图1 固壁剂处理膨润土前后的作用机理。（a）处理前后的膨润土晶层间距变化；（b）处理前后膨润土表面元素含量变化；（c）固壁剂在膨润土上的吸附状态。

图2 泥页岩岩屑表面经固壁剂处理前后表面形貌。（a）岩屑处理前；（b）岩屑经固壁剂浸泡后。

固壁剂一方面可以抑制黏土矿物的水化作用，另一方面还可以直接在颗粒表面和颗粒之间形成微观生物网凝胶，保持井壁岩石完整性。图3为由非膨胀性黏土矿物伊利石压制的岩心在强抑制溶液（7% KCl+2%聚醚胺）和3%固壁剂溶液中浸泡24 h的形貌。可以看出，在强抑制溶液中浸泡后岩心发生崩解，而在3%固壁剂溶液中浸泡后整体依然完整。充分说明固壁剂可以通过吸附提高颗粒间黏聚力来保持岩心完整。

图3 由伊利石压制的岩心在强抑制溶液中浸泡后的形貌。（a）原始伊利石岩心；（b）岩心在7% KCl+2%聚醚胺溶液中浸泡后24 h的样貌；（c）伊利石岩心在0.3%固壁剂溶液中浸泡24 h后的样貌。

相对来说，传统井壁稳定方法主要是抑制（仅能抑制渗透水化）与封堵法，仅阻止或减少钻井液对井壁的破坏，不能提高岩石内聚强度和岩石胶结力，未从根本上解决井壁失稳难题。而固壁剂能通过在岩石表面形成微观生物网凝胶、多点吸附抑制泥页岩水化作用来协同提高岩石颗粒间黏聚力、内聚力，从而固化井壁。

3.1.2. 改善储层近井壁岩石润湿性和反转毛细管力

井壁岩石表面的润湿性对于井壁稳定具有重要作用。岩石内部存在众多类似“毛细管”的孔隙和微裂隙。当岩石表面具有亲水亲油性时，毛细管自吸效应导致大量水和油（或亲油性物质）进入岩石内部，不仅引发井壁失稳，还会造成水锁或乳状液堵塞等储层损害的发生。原子力显微镜测试表明（图4），双疏抑制剂可以通过吸附在岩石表面构筑纳-微米级粗糙结构并降低岩石表面自由能，从而实现岩石表面润湿性反转。从硅片处理前后可以明显看出硅片表面形成了多级粗糙物理结构，峰值高度由2.0 nm增加至34 nm。这种多级纳微米粗糙结构对岩心表面润湿性的改变具有重要作用。

图4 双疏抑制剂处理前后硅片表面形貌变化。（a）处理前；（b）处理后。

图5为岩心表面经双疏抑制剂处理前后的油相（正十六烷）和水相（去离子水）的接触角变化。可以看出，随着双疏抑制剂浓度的加大，岩心表面油相和水相接触角逐渐增大，当双疏抑制剂浓度为3%时，两相接触角趋于稳定。油相接触角由初始的0°增加至125°，水相接触角由初始的36°增加至155°。

图5 双疏抑制剂对岩石表面润湿性的影响。（a）双疏抑制剂加量0%时水相液滴状态；（b）双疏抑制剂加量0%时油相液滴状态；（c）双疏抑制剂加量3%时水相液滴状态；（d）双疏抑制剂加量3%时油相液滴状态。

岩心自渗吸实验表明（表2、表3），双疏抑制剂处理后的岩心自吸水量相比处理前显著降低，由8.76 mL降低至0.03 mL，降低幅度为99.66%，而其他处理剂如氯化钾等几乎没有任何效果，降低幅度仅在7.31%~10.16%之间。当岩心孔径均值增大后（由50 nm增加至250 nm），双疏抑制剂处理后的岩心自吸水量会略有上升（0.03 mL增加至0.62 mL），但均保持了较高的降低幅度，为92.41%~99.66%。同时，3%双疏抑制剂处理后岩心表面接触角变为155.72°，毛细管压反转为-833.98 kPa（负号表明毛细管力方向相反），而其他常见处理剂处理后接触角在11°~24°之间，处理后毛细管压在789~818 kPa之间。这主要是由于双疏抑制剂在岩心孔隙表面形成了一层微-纳米结构，从而改变了岩心表面润湿性，使岩心表面由亲水亲油反转为疏水疏油，同时岩心内部毛细管力方向发生反转，有效避免岩心与水的接触。

表2 经不同抑制剂处理后的平均直径为50 nm的岩心自吸水量、接触角和毛细管力的变化

Type of additiveSelf-imbibition water absorption after treatment (mL)Contact angle after treatment (° )Capillary pressure after treatment (kPa)
Blank group8.76——
Fresh water +3% amphiphobic inhibitor0.03155.72-833.98
Fresh water + 1% ETPAC7.9011.61817.44
Fresh water + 1% PEA8.1223.33799.13
Fresh water + 1% DMDAAC7.8727.19789.62
Fresh water + 7% KCl7.9310.58817.43

表3 岩心自渗吸实验结果

Mean pore diameter (nm)Self-imbibition content before treatment (mL)Self-imbibition content after treatment (mL)Reduction rate (%)
508.760.0399.66
1008.640.0899.07
1508.480.1798.00
2008.390.3495.95
2508.170.6292.41

此外，双疏抑制剂相比其他常用抑制剂具有最优的抑制性（表4）。XRD测试表明，3%双疏抑制剂处理下的膨润土颗粒晶层间距由处理前的1.985 nm降至最低1.386 nm，这表明黏土颗粒膨胀受到了明显抑制。此外，3%双疏抑制剂的膨润土岩心线性膨胀高度最低仅为1.59 mm，泥页岩岩屑滚动回收率最高（78.79%），抑制黏土水化膨胀能力较强，如图6所示。

表4 膨润土黏土晶层间距测试

Type of treating agentInterlayer spacing of clay d(001) (nm)
Blank group1.985
3% amphiphobic inhibitor1.386
1% ETPAC1.394
1% PEA1.434
1% DMDAAC1.570
7% KCl1.877

图6 双疏抑制剂抑制性评价结果。（a）线性膨胀高度；（b）滚动回收率。

综上，相比于传统钻井液抑制剂，双疏抑制剂通过在表面构筑多级粗糙物理结构，改变岩心表面润湿性，反转毛细管力方向，从而直接避免井壁岩石特别是黏土矿物与自由水的接触，促进井壁稳定。

3.1.3. 提高储层井壁岩石表面润滑性

长水平段水平井可以增加油气泄流面积而提高产量，成为勘探开发非常规油气资源的主流井型，但长水平井段会导致高摩阻与高扭矩，降低钻速、增加钻井液与储层的接触时间，加剧储层损害程度。润滑减阻是提高钻速、减轻储层损害程度的有效措施。表5对比了键合润滑剂与其他常用润滑剂在4%基浆中的润滑效果，实验结果表明，与空白基浆相比，加入键合润滑剂后，极压摩擦系数降低率达83.3%，而其他常用润滑剂的降低率仅在40.7%~81.5%之间；在150 ℃老化16 h后，键合润滑剂的润滑效果不仅没有变差，反而进一步提高，极压摩擦系数降低率达90.4%，其他常用润滑剂的降低率则降至38.5%~84.6%。

表5 不同润滑剂在4%基浆中的极压润滑性测试结果

SampleBefore agingAfter aging at 150 °C for 16 h
Friction coefficientreduction rate (%)Foaming situationFriction coefficientreduction rate (%)Foaming situation
4% base slurry0.54—No foam0.52—No foam
4% base slurry + 1% PF-Lube (Zhanjiang, China)0.3240.7Slight foaming0.3238.5Notable foaming
4% base slurry + 1% CX-300H (Zhanjiang, China)0.1670.4Serious foaming0.1571.2Serious foaming
4% base slurry + 1% PF-Lube (Tianjin, China)0.3142.6Slight foaming0.1375.0Notable foaming
4% base slurry + 1% Gladys Corporation0.2259.3Foaming0.1178.8Foaming
4% base slurry + 1% DFL(America)0.1081.5Slight foaming0.0884.6Slight foaming
4% base slurry + 1% bonding lubricant0.0983.3No foam0.0590.4No foam

采用四球摩擦实验进一步研究键合润滑剂对金属的润滑效果。图7为四球摩擦实验得到的钢珠球划痕照片。结果表明，清水的划痕明显，出现了较深的犁沟，磨斑面积最大；添加润滑剂后，磨斑直径均有所减小。其中添加键合润滑剂的磨痕最不明显，摩擦表面最为平整；而添加其他润滑剂后都具有明显划痕。说明在4%基浆中加入键合润滑剂，可构建长效润滑层，明显降低基浆的润滑系数。这也与极压摩擦系数测定结果一致。这主要是由于传统润滑剂主要通过改变钻井液的特性和流动方式而发挥作用，键合润滑剂主要依靠润滑剂中的活性组分与井眼内的离子（包括钻具表面铁离子以及地层表面硅离子和铝离子等）缔合在钻具、井壁表面，产生平滑表面，有效控制流动界面内固有涡流，降低钻井液在岩石表面和钻具表面的摩阻。

图7 四球摩擦实验不同润滑剂的划痕对比。（a）清水；（b）国内先进润滑剂；（c）国外先进润滑剂（DEF）；（d）键合润滑剂。

3.2 随钻提高井壁质量型保护储层水基钻井液体系的建立与性能评价

以固壁剂、双疏抑制剂和键合润滑剂为核心处理剂，配套必要的降滤失剂等，发明了随钻提高井壁质量型保护储层水基钻井液。该钻井液基本配方为：0.15%土浆+2%～3%固壁剂+1%～2%键合润滑剂+2%～3%双疏抑制剂+0.5%～1%流动型润滑剂+1%～3%降滤失剂+7% KCl+1%~3%流变调节剂+重晶石（调整到要求密度），并与典型油基钻井液（配方：282 mL白油+3% MOGEL+3%主乳+3%辅乳+5% MOLSF+5% MORLF+5% MOALK+18 mL 25% CaCl2盐水+重晶石）进行了性能对比。

3.2.1. 流变性、滤失造壁性与润滑性

与典型油基钻井液相比，随钻提高井壁质量型保护储层水基钻井液的动塑比更高、流变性更好、滤失造壁性相当，同时滤饼黏滞系数更低、润滑性更优（表6）。

表6 钻井液体系的流变性、滤失造壁性

TypeDensity (g·cm-3)Apparent viscosity (mPa·s)Plastic viscosity (mPa·s)Yield point (Pa)Gel strength 10″/10′ (Pa/Pa)Filtration (mL)Viscosity coefficient of filter cake
APIHTHP
Developed WBDF1.39261792/40.5/0.54.60.023
Typical OBDF1.39302372.5/70.5/0.54.50.025

3.2.2. 抑制性

选取中国威远地区页岩气井极易井塌层段的岩屑，进行滚动回收率测定实验。在150 ℃条件下滚动16 h，随钻提高井壁质量型保护储层水基钻井液的一次回收率和二次回收率都大于典型油基钻井液、更大于已有的其他高性能水基钻井液（表7）。

表7 岩屑回收率对比（老化温度：150 ℃、时间：16 h）

Source of cuttings/well numberRecovery timesRecovery (%)
Other high-performance WBDFTypical OBDFDeveloped WBDF
12-1-B5Primary90.993.595.6
Secondary46.850.079.0
12-1-B6Primary94.498.098.2
Secondary83.295.395.6
12-1-6Primary80.094.898.7
Secondary77.493.996.7
Weiyuan shale gas wellPrimary88.782.396.3
Changning shale gas wellPrimary88.697.998.7

3.2.3. 岩心强度

表8展示了岩心在不同钻井液体系中浸泡后的抗压强度对比。结果表明，岩心在随钻提高井壁质量型保护储层水基钻井液中浸泡3天后的抗压强度分别比典型油基钻井液和其他高性能水基钻井液提高了4.22%和59.35%；浸泡10天后分别提高了18.26%和286.57%。可见，随钻提高井壁质量型保护储层水基钻井液实现了提高岩心强度的目的，且随时间的增加，提高幅度越大。

表8 岩心在不同钻井液体系中浸泡后的抗压强度对比（污染温度：120 ℃、压力：3.5 MPa）

Drilling fluid typeCompressive strength of the cores (MPa)
After the soaking for 3 dAfter the soaking for 10 d
Typical OBDF4.742.19
Other high-performance WBDF3.100.67
Developed WBDF4.942.59

综上，通过固壁剂在岩心表面的微观生物网凝胶和多点吸附作用提高岩石颗粒间胶结力和内聚力、阻止表面水化和渗透水化，再结合双疏抑制剂对岩心表面润湿反转解决毛细效应问题，实现了水基钻井液的井壁稳定性高于油基钻井液，解决了非常规油气长段水平井钻井过程中井壁失稳的关键核心技术难题。

3.2.4. 保护储层

分别采用随钻提高井壁质量型保护储层水基钻井液和典型油基钻井液进行岩心端面污染实验，岩心渗透率恢复值分别高达96.5%和94.4%（表9）。应用电子计算机断层扫描（CT）技术对污染前后的岩心进行成像，考察岩心孔隙与储渗空间参数变化，结果见图8、表10。结果表明，经两种钻井液污染后，岩心内部孔隙率均会降低，储渗空间减小，但经随钻提高井壁质量型保护储层水基钻井液污染后，沿Z轴孔隙率和储渗空间降低幅度均小于典型油基钻井液。也就是说，储层被损害后，虽然储渗空间都变小、连通性都变差，但与典型油基钻井液相比，随钻提高井壁质量型保护储层水基钻井液污染后，使储渗空间变化幅度更小，损害程度更低，证明其保护储层效果优于典型油基钻井液。

表9 在不同钻井液体系中岩心渗透率恢复值对比（污染温度：120 ℃、压力：3.5 MPa）

Drilling fluid systemDrilling fluid density (g·cm-3)Core permeability recovery value (%)
Developed WBDF1.3996.5
Typical OBDF1.3994.4

图8 岩心沿Z轴方向的逐层面孔隙率变化。（a）原始岩心沿Z轴截面；（b）孔隙率大小变化。

表10 岩心污染前后储渗空间参数对比

StateMean pore radius (μm)Average throat radius (μm)Average throat length (μm)Average pore-throat ratioMean pore volume (μm3)Average throat volume (μm3)Maximum coordination number (connectivity)
Original29.0215.6655.260.501.30 × 1062.81 × 1057
After developed WBDF contamination27.6613.4050.010.441.29 × 1062.56 × 1054
After typical OBDF contamination16.2210.3240.110.191.20 × 1062.46 × 1052

3.2.5. 润滑性

通过极压润滑测试和四球摩擦试验（包括吸附膜厚度分析），考察现场其他高性能水基钻井液（取自南海涠洲油田）在添加2%键合润滑剂前后的润滑效果。表11列出了不同体系的极压润滑性测试结果，可以看出，其他高性能水基钻井液的摩擦系数为0.19，相比于清水降低了44.1%，添加键合润滑剂之后，摩擦系数仅为0.10，相比于清水降低了70.6%。从四球摩擦试验后钢珠的表面形貌可以看出，在添加键合润滑剂的水基钻井液中，摩擦的钢球上的摩斑较小（直径为527.12 μm）且表面光滑[图9（b）]，而在原水基钻井液中摩擦的钢球上的摩斑较大（直径为720.72 μm）且表面粗糙[图9（a）]。较低的摩擦系数和较小的钢珠摩斑尺寸主要得益于水基钻井液中添加的键合润滑剂在钢球表面有效吸附了一层润滑膜，从而减缓了钢球摩擦磨损。利用氩离子减薄方法进一步分析钢珠表面不同深度处铁元素和碳元素含量可以确定吸附膜的厚度，结果见图10。可以看出，在未添加键合润滑剂的水基钻井液体系中进行测试的钢珠，随着减薄次数的增加（扫描深度由0 nm增加至100 nm），钢球表面铁元素含量显著上升，且碳元素含量显著减少，这表明钢珠表面的吸附膜厚度低于20 nm；在添加键合润滑剂的水基钻井液体系中进行测试的钢珠则相反，随着减薄次数的增加，钢珠表面铁元素含量几乎为零且保持不变，碳元素含量高且变化不大，这表明钢珠表面的吸附膜厚度大于或等于100 nm。综上，键合润滑剂在钻井液中依然可以有效吸附于金属钻具表面形成一层厚且强的润滑膜，从而改善钻井液润滑效果和提高钻速。

表11 不同样品极压润滑性测试结果

SampleFriction coefficientReduction rate (%)
Freshwater0.34—
WBDF0.1944.1
WBDF + 2% bonding lubricant0.1070.6

图9 钻井液体系添加键合润滑剂前后钢球摩斑大小。（a）未添加键合润滑剂；（b）添加2%键合润滑剂。

图10 钻井液体系添加键合润滑剂前后钢珠表面减薄不同厚度（0~100 nm）后元素含量变化。（a）Fe元素；（b）C元素。

3.2.6. 环保性与生态性评价

随钻提高井壁质量型保护储层水基钻井液生物毒性测试结果EC50为50 000 mg·L-1，生物降解性测试结果BOD为14 100 mg·L-1、COD为26 600 mg·L-1，BOD/COD比值高达53.00%，无毒易降解，且不含重金属，满足环保要求。在自然土壤、常规聚合物钻井液、本钻井液和稀释的本钻井液中，分别种植420棵小麦种子，并在同一条件下进行培养，观察其生长状况，表12和图11分别为不同钻井液体系中培养的小麦种子的发芽率和培育不同时间后的生长状况。结果表明，在Ⅰ号天然土壤分散液中培育的小麦种子发芽率为96.90%，本钻井液的环保性能优于Ⅱ号普通聚合物钻井液，但对小麦发芽率和生长情况仍有一定影响，发芽率为60.48%，而稀释一倍后的本钻井液对小麦生长基本无影响，发芽率为93.06%，植株生长旺盛、良好（图12）。

表12 不同钻井液体系中培养的小麦种子的发芽率

Serial numberMedium liquidNumber of germinated seeds (piece)Germination rate (15 d) (%)
No. INatural soil dispersion liquid40796.90
No. IIPolymer drilling fluid389.05
No. IIIDeveloped WBDF25660.48
No. IVDeveloped WBDF (after dilution)39193.09

图11 小麦种子在不同钻井液体系中培育1 d、7 d、15 d后的生长状况。

图12 小麦植株根系在不同钻井液中生长状况。（a）Ⅰ号基液；（b）Ⅳ号基液；（c）Ⅲ号基液。

进一步对生长15 d后的小麦进行生态检测，结果如表13所示。Ⅰ号空白样与Ⅲ号本钻井液培养出的小麦虽然长势有所差别，但二者金属元素含量差别较小，且均无黄曲霉毒素，Ⅲ号体系培养出的小麦叶绿素含量略低。总体来看，本钻井液培养出的小麦不含有毒或有害成分，且符合绿色食品要求。因此，这表明本钻井液技术不仅实现了废弃钻井液环境可接受，且可成为自然界植物的养分和生态循环系统中的一环，首次由环保型升级为生态型钻井液。

表13 小麦成分检测结果

Test itemUnitStandard requirementNo. I blank groupNo. Ⅲ experimental sample
Leadmg·kg-1≤0.10.04000.0700
Chromiummg·kg-1≤0.50.26000.0800
Mercurymg·kg-1≤0.010.00080.0010
Arsenicmg·kg-1≤0.50.13000.0900
Cadmiummg·kg-1≤0.05N.D.N.D.
Potassium——0.30%0.22%
Nitrogen——0.34%0.36%
Phosphorus——0.06%0.03%
Aflatoxin B1μg·kg-1—N.D.N.D.
Chlorophyllmg·kg-1≤0.10.04000.0700

4、 现场应用效果

随钻提高井壁质量型保护储层水基钻井液新技术已在我国昭通页岩气、渤海湾页岩油、苏里格和松辽盆地致密气、准格尔盆地致密油、山西煤层气等地区，以及乍得等海外国家类似井，共1000余口非常规等复杂油气井上得到成功应用。与同区块使用过的油基钻井液或其他高性能水基钻井液技术相比，该钻井液体系在抑制性、井壁稳定性、降滤失性、流变性、润滑性、环保性等方面具有突出优越性，并使油气井产量大幅增加。总体来说，平均使井塌事故率降低82.6%、井漏降低80.6%、阻卡与卡钻复杂情况降低80.7%、机械钻速提高32.8%、产量提高1.5倍以上，效果显著。同时，该技术被美国斯伦贝谢公司引进，在承包的延安宝塔、子长、安塞等地区的100%致密气水平井上规模应用，平均钻速提高30.1%以上，钻井液综合成本降低42.3%，产量提高1.6倍以上等。现场试验与推广应用表明，该技术实现了“井壁稳定、润滑防卡、防漏堵漏、保护储层、保护环境”一体化目标，已成为我国“规模、效益、环保”开发非常规等复杂油气资源行之有效的关键核心技术。下面列举了在页岩气、致密气和煤层气井的应用案例。

4.1 随钻提高了页岩气储层井壁质量

昭通页岩气地层情况复杂，特别是在水平段钻井过程中，井壁岩石水化膨胀、剥落掉块、阻卡与卡钻严重，过去为避免或减缓该问题而采用油基钻井液来提高井壁质量，却使环境遭受破坏，并增加钻井作业费用。为此，2018年先后在YS118H4-6、YS129H和阳102-H36-1井试用国际先进的其他高性能水基钻井液，却使井塌、卡钻严重且频繁，托压大，甚至无法继续钻进而中途不得不替换为油基钻井液方可完钻，并导致固井质量“不合格”。

为解决该难题，2019年先后在地层情况更复杂，坍塌、卡钻与井漏风险更高的YS145、阳102-H36-3、阳102-H36-2井试验本文研究成果。结果表明，随钻提高井壁质量，使防塌和润滑性能优良、扭矩低、无托压、无井壁失稳、无坍塌掉块等，井下安全形势良好，固井质量“优质”，从而逐步在我国页岩气井推广应用，并拓展到页岩油井，使原来必须使用“成本高、环境污染风险大”的油基钻井液转变为水基钻井液而顺利完钻。图13对比了随钻提高井壁质量型水基钻井液与其他高性能水基钻井液的钻具、钻头光洁度情况。

图13 应用井效果对比。（a）、（b）阳102-H36-3井钻具、钻头清洁；（c）、（d）对比井（同平台邻井）钻具、钻头泥包非常严重。

4.2 大幅度降低了扭矩，保障了安全钻井

渤中19-6是我国在渤海湾首次发现的千亿立方米大型高温气田，地层情况复杂，井底温度高达192 ℃，但在长段水平井的钻井过程中扭矩持续快速攀升，钻具随时有断裂风险，严重威胁井下安全形势，且采取系列工程措施皆无明显好转，难以正常钻井。为保障安全高效完钻，从国内外近100种先进润滑减阻剂中优选出本文研发的键合润滑剂，并向原钻井液体系中逐渐加入润滑剂至质量分数达1.5%后，平均扭矩降低56.3%以上，且对钻井液流变和滤失造壁性无不利影响，确保了钻压、转速正常，无任何井下复杂情况或事故发生，为可供北京市使用50年以上的渤中19-6千亿立方米大型高温气田建产做出了突出贡献。

4.3 保护了煤层气储层，大幅提高了煤层气井产量

在山西沁水盆地郑庄和樊庄区块煤层气田，2015年以前采用其他煤层气钻井液技术钻探近100口井，但都因煤层气储层遭受严重损害而使单井日产量仅2000~3000 m3左右，低于盈亏平衡点，造成负经济效益，投资方计划关停这两个区块的开发。

但在2016年采用本文研究成果后，所有井在筛管完井条件下，日产量达8000~9800 m3，远高于盈亏平衡点，盘活了沁水盆地郑庄和樊庄区块的煤层气资源，继而在整个沁水盆地推广应用，使2020年沁水盆地建成了年产60多亿立方米、每年可满足6000万以上人口日常生活用气的我国最大煤层气田。目前该技术已占据我国高难度煤层气井80%以上市场份额。

5、 结论与建议

（1）非常规油气资源作为重要后备接替资源，其高效勘探开发对提高我国油气自给率、保障国家能源安全具有重要意义，但在钻探过程中常遭遇依靠现有钻井液理论、方法和技术难以解决的“坍塌、漏失、高摩阻”技术难题，不仅影响成井率，更是导致非常规等复杂油气储层损害的“共性与关键核心”难题。

（2）由国际前沿仅提高钻井液自身抑制性和润滑性的外因法，拓展为同时随钻提高井壁质量的内外因结合法，并将仿生学引入石油工程化学材料合成领域，形成了安全、高效、环保钻探开发非常规油气资源的随钻提高井壁质量型保护储层钻完井液新技术，提高了井壁岩石颗粒间的内聚力和胶结力，使毛细管吸力反转为阻力，使高摩阻转变为超低摩阻，使环保型升级为生态型，解决了国内外近10余年无法将油基钻井液优点融入水基钻井液的难题，并为将来研发性能更优越的“安全、高效、经济、环保”水基钻井液开辟了新的研究方向和思路。

（3）通过在我国1000余口高难度非常规油气井的成功现场验证与推广应用，该钻井液新技术大幅减缓了“井塌、井漏、高摩阻”等复杂情况的发生，提高了成井率，保护了储层，已成为“规模、效益、环保”开发非常规油气资源行之有效的核心技术。

（4）我国乃至全球未来非常规等复杂油气资源将面临埋藏更深、地层情况更复杂、温度更高等严峻形势，钻井液必将面临前所未有的挑战，已有钻井液技术将难以满足多变地层条件和复杂地表条件需要。自然界是人类的良师，是人类一切发明创造思想和灵感取之不尽、用之不竭的源泉，未来更应加强向自然界学习，加速推动包括钻井液在内的石油工业技术革命。

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