Evaluation Methods and Engineering Application of the Feasibility of “Double Sweet Spots”in Shale Gas Reservoirs
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摘要:
页岩气层“双甜点”（地质甜点和工程甜点）评价是衡量页岩地层是否具有开采价值的有效方法，定量化评价“双甜点”有利于优化钻井和压裂施工，提高页岩气开发效率。针对甜点参数众多及甜点评价精度低的问题，利用相关系数法优选了主要甜点参数，采用独立性权系数法对地质甜点和工程甜点进行了定量表征。以涪陵页岩气田焦石坝区块地层为研究对象，优选出了5个地质甜点参数和4个工程甜点参数，地质甜点表征的相关系数为0.89，工程甜点表征的相关系数为0.85。研究结果表明，页岩气层“双甜点”及可压裂性可以用于钻井和压裂层位优选、水平钻进方位优化及套管工程安全管理方面。在此基础上，分析并展望了页岩气层的可压裂性、水平钻进方位优化技术对套管安全和大体积压裂的积极作用和优势。
Abstract:The determination of“double sweet spots”(the geological and engineering sweet spot) in shale gas reservoirs is an effective method to determine whether it economically worthy of drilling, and the quantitative study of“double sweet spots”is also conducive to the optimization of drilling and fracturing, hence improving the development efficiency of shale gas. In view of the problems of numerous sweet spot parameters and low accuracy of sweet spot evaluation, the main sweet spot parameters were optimized by using the correlation coefficient method, whereby the independent weight coefficient method was adopted to quantitatively characterize both the geological sweet spot and the engineering sweet spot. Taking the strata of Jiaoshiba Block in the Fuling Shale Gas Field as the research object, five primary geological sweet spot parameters and four primary engineering sweet spot parameters were selected. The correlation coefficient of geological sweet spot was 0.89, and that of engineering sweet spot was 0.85. The research results showed that the“double sweet spots”and fracturing ability of shale gas could be used to optimize drilling and fracturing layers, horizontal drilling azimuth and casing engineering safety management. On this basis, the positive role and advantages of horizontal drilling azimuth optimization for casing safety and large volume fracturing as well as determining fracability in shale gas reservoir were analyzed and deemed feasible.
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油基钻井液能较好地满足水敏性地层和页岩气储层的井壁防塌、起下钻防卡等钻井需求，但存在污染环境、影响录井质量和成本高等问题，研发与油基钻井液抑制性和润滑性接近的水基钻井液及相应处理剂一直是研究的热点[1-5]。前人的研究结果表明，烷基糖苷及其改性物、聚合醇和低碳醇均具有较好的抑制性和润滑性[6-7]，含25%聚醚胺基烷基糖苷的钻井液其性能与油基钻井液接近[8]。20世纪80年代，Hydra钻井液公司开发了体积分数25%～30%的丙三醇钻井液，解决了密西西比页岩的水化问题，并且可重复利用[9-10]；MI公司用体积分数70%以上的乙二醇配制成钻井液，成功用于墨西哥湾强水敏性地层[11]。D. G. Pomerleau等人[12-14]利用不同体积分数的丙三醇配制了钻井液，抑制性与油基钻井液接近，抗温121 ℃；C. C.Corrêa等人[15]研究认为，丙三醇体积分数大于50%的钻井液其流变性好、界面张力低，在124 ℃以下具有较好的热稳定性。张敬辉等人[16]以质量分数45%～70%的丙三醇或乙二醇为基液，研制出了活度小于0.80的钻井液，抗温140 ℃；褚奇等人[17]的研究表明，质量分数50%丙三醇溶液的抑制性比25%烷基糖苷溶液及其他抑制剂溶液更好。以上研究钻井液中的低碳醇体积分数均高于25%，但总体而言，对低碳醇钻井液的研究较少，且缺少低碳醇及其体积分数对钻井液性能影响规律的研究。陈聪等人[18]研究认为，随着丙三醇体积分数增大，溶液之间的氢键作用力发生变化，表明低碳醇的体积分数影响醇与水之间的水合作用，并影响处理剂选择及钻井液性能。
为此，笔者研究了不同低碳醇及其体积分数对钻井液性能的影响，并进行配方优化，研制出了丙三醇基钻井液。性能评价结果表明，丙三醇基钻井液具有强抑制、高润滑的特性，抗污染能力好，可重复利用。
1. 低碳醇优选及加量优化
常规多元醇钻井液主要以聚合醇为抑制剂，利用其浊点效应物理封堵稳定井壁，一般加量不超过5%[19-22]。低碳醇和水能够以任意比例互溶，不需要乳化剂，形成的基液均匀稳定，因此优选合适的低碳醇配制钻井液基液。
1.1 低碳醇优选
称取10.0 g钠膨润土装在模具杯中，压实压紧，在41.38 MPa下稳压30 min。将脱模的膨润土压块分别浸泡在体积分数50%的乙二醇、丙三醇和聚乙二醇600溶液中，利用OFI膨胀仪评价测定膨润土在不同低碳醇溶液中的膨胀率，结果如图1所示。
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图 1 膨润土在不同低碳醇溶液中的膨胀率Figure 1. Swelling rate of bentonite in different low carbon alcohol solutions从图1可以看出，膨润土在丙三醇、乙二醇和聚乙二醇600溶液中浸泡24 h后的膨胀率分别是30%，40%和36%，远低于其在水中的膨胀率（83%）。3种低碳醇对膨润土均具有较好的抑制性，20 h后膨润土的膨胀率基本不再发生变化，其中丙三醇溶液对膨润土的抑制效果最好。分析认为，低碳醇分子优先吸附在膨润土表面，形成体积较大的吸附层，阻碍了水分子在膨润土表面的附着和侵入分子层间，从而减弱了膨润土的水化膨胀。聚乙二醇价格高，而乙二醇的毒性比丙三醇大，综合考虑，选择环境友好的丙三醇。
1.2 丙三醇加量优化
1.2.1 膨胀抑制性
将制备的膨润土压块分别浸泡在清水和不同体积分数的丙三醇溶液中，利用OFI膨胀仪测定膨润土的膨胀率，结果如图2所示。
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图 2 膨润土在不同体积分数丙三醇溶液中的膨胀率Figure 2. Swelling rate of bentonite in glycerol solutions with different volume fraction从图2可以看出，膨润土在体积分数30%的丙三醇溶液中浸泡24 h后的膨胀率为41%，在体积分数60%的丙三醇溶液中为25%。丙三醇体积分数越大，膨润土的膨胀率越低，抑制性越好；丙三醇体积分数超过30%以后，膨润土膨胀率的降低幅度变缓。分析认为，丙三醇体积分数越大，膨润土颗粒吸附的丙三醇量越大，形成的吸附保护层越厚，水分子接触膨润土并进入膨润土层间的概率越小，从而抑制了膨润土的水化膨胀。
1.2.2 分散抑制性
将膨润土压块浸泡在不同体积分数的丙三醇溶液中，通过观察膨润土压块的状态，评价丙三醇抑制膨润土压块水化分散的性能，结果见图3。
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图 3 膨润土压块在不同体积分数丙三醇溶液中的状态Figure 3. State of bentonite briquetting in glycerol solutions with different volume fractions从图3可以看出，膨润土压块在清水中水化分散严重，浸泡4 h后已完全分散。相比较而言，膨润土压块在丙三醇溶液中浸泡24 h后边缘轮廓仍较为明显，且丙三醇的体积分数越大，边界越清晰；压块在60%丙三醇溶液浸泡24 h取出后仍具有较高的硬度，表明丙三醇基液具有良好的抑制膨润土水化分散的能力，且体积分数越大，抑制性能越好。
1.2.3 润滑性
丙三醇分子中含有3个羟基和烷基基团，能够在钻具、套管表面及井壁岩石上产生强力吸附，烷基作为亲油基朝外规则排列，形成非常稳定且有一定强度的润滑膜，因此具有良好的润滑性，有利于减小钻井施工中的扭矩和阻力。利用Fann润滑仪测定不同体积分数丙三醇溶液的润滑系数，结果如图4所示。
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图 4 不同体积分数丙三醇溶液的润滑系数Figure 4. Lubrication coefficient of glycerol solutions with different volume fractions从图4可以看出，随丙三醇体积分数增大，其润滑系数降低，体积分数30%丙三醇的润滑系数为0.14，体积分数50%丙三醇的润滑系数与油基钻井液（0.08～0.09）接近，表明其润滑性与油基钻井液相当。
1.2.4 黏度
基液黏度高，构建钻井液体系时可以降低增黏剂加量，但黏度太高会影响其他处理剂的选择。利用六速旋转黏度计，考察了不同体积分数丙三醇溶液的流变性，结果见表1。
表 1 不同体积分数丙三醇溶液的流变性Table 1. Rheological properties of glycerol solutions with different volume fractions丙三醇体积
分数，%表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa10 1.0 1.0 0 20 1.5 1.5 0 30 3.5 3.0 0.5 40 4.5 4.0 0.5 50 6.5 6.0 0.5 60 11.5 11.0 0.5 70 34.5 34.0 0.5 80 58.5 58.0 0.5 从表1可以看出，随着丙三醇体积分数升高，其溶液的表观黏度明显升高；但丙三醇溶液的动切力偏低，需加入流性调节剂来改善钻井液的动切力。
2. 盐类优选及加量优化
以上研究表明，丙三醇体积分数越高，其抑制性和润滑性越好，但成本也随之升高。考虑成本因素，在30%体积分数丙三醇溶液中配伍使用盐类，以达到协同抑制的效果。
2.1 盐类优选
在30%体积分数丙三醇溶液中分别加入质量分数5%的甲酸钾、氯化钾和硅酸钠，利用OFI膨胀仪测定膨润土压块在其中的膨胀率，结果见图5。
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图 5 膨润土在丙三醇与不同盐复配溶液中的膨胀率Figure 5. Swelling rate of bentonite in mixed solution of glycerol and different salts从图5可以看出，丙三醇−盐溶液比丙三醇溶液的抑制性更好，丙三醇−硅酸钠溶液的抑制性最好。这是因为，丙三醇、盐与水形成的溶液中，盐的阳离子也吸附到膨润土表面，使其抑制性增强。考虑硅酸钠需要在高pH值下才能发挥作用，流变性调控难度大，故选用KCl。体积分数30%的丙三醇与5%KCl复配后，膨润土24 h 水化膨胀率由41%降至24%，与60%体积分数丙三醇溶液相当。丙三醇溶液的黏度基本不受盐的影响，这也与Thomas E. Peterson的研究结果吻合[9-10]。
2.2 KCl加量优化
由于丙三醇和水的强水合作用，丙三醇溶液中同时存在丙三醇−丙三醇氢键和丙三醇−水氢键，削弱了水与其他组分的作用力，改变了水对其他溶质的溶解性。在100 g质量分数30%的丙三醇溶液中加入KCl，考察KCl加量对丙三醇溶液的影响，结果见表2。
表 2 KCl加量对丙三醇溶液性能的影响Table 2. Effect of KCl dosage on the properties of glycerol solutionKCl加量/
g表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动塑比 溶解性 0 3.5 3.0 0.5 溶解 5.0 3.5 3.0 0.5 溶解 10.0 3.5 3.0 0.5 溶解 15.0 3.5 3.0 0.5 溶解 19.5 3.5 3.0 0.5 溶解 20.0 3.5 3.0 0.5 有白色悬浮物 20.5 3.5 3.0 0.5 白色悬浮物增多 25.0 3.5 3.0 0.5 大量白色悬浮物 从表2可以看出，KCl对丙三醇溶液的黏度没有影响。在25 ℃ 温度下，KCl的溶解度为36.0 g，100 g丙三醇溶液中含水70 g，理论上能溶解KCl 25.2 g，但实际KCl加量超过20.0 g后，即出现不溶物，说明此时溶液中的KCl已达饱和；同时，试验表明KCl在质量分数40%丙三醇溶液中的溶解量为18.0 g，低于理论值21.6 g，也验证了这个结果，与陈聪等人[23-24]的研究结果相符。
考虑配制钻井液还要加入膨润土及其他处理剂，选择体积分数30%的丙三醇与质量分数5%的 KCl复配作为钻井液基液。在环保要求高的地层，可以提高丙三醇体积分数，降低KCl加量。
3. 丙三醇基钻井液体系构建与性能评价
体积分数30%的丙三醇溶液与5%的KCl复配后，通过试验优化膨润土加量和优选增黏剂、封堵剂及降滤失剂，利用NaOH将体系的pH值调整为9.0，利用Na2SO3除去体系中的氧，提高高温稳定性，用聚阴离子纤维素调节体系黏度、用抗高温改性淀粉降低滤失量、用抗高温封堵剂封堵微裂隙，形成丙三醇基钻井液体系。其配方为30.00%丙三醇+5.00%KCl+0.05%NaOH+3.00%钠膨润土+0.20% PAC（聚阴离子纤维素）+0.20%SMART（抗高温改性淀粉）+2.00%NFA-25（抗高温封堵剂）+0.50% Na2SO3+重晶石，密度1.16 kg/L。形成的滤饼薄而致密，表面光泽，放置3 d后仍然保持很好的湿度和弹韧性，说明自由水被束缚在钻井液体系中，不容易渗透进入地层。
3.1 抗温性能
将密度为1.40 kg/L的丙三醇基钻井液分别在不同温度下热滚16 h，用六速旋转黏度计测定其热滚后的流变性，用API滤失仪和高温高压滤失仪测定其滤失量，结果见表3。
表 3 丙三醇基钻井液在不同温度下热滚后的流变性Table 3. Rheological properties of glycerol-based drilling fluid after heat rolling at different temperatures温度/
℃表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
PaAPI滤失
量/mL高温高压
滤失量/mL25 40.0 28 12.0 3.7 7.2 120 42.0 39 13.0 3.4 6.9 130 38.0 26 10.5 4.2 7.6 140 36.5 26 10.5 5.1 8.9 150 44.0 30 14.0 16.0 29.0 从表3可以看出，温度低于140 ℃时，随着温度升高，丙三醇基钻井液的表观黏度、塑性黏度和动切力略有降低，但总体变化不大；温度达到150 ℃时，表观黏度、塑性黏度和动切力均明显增大，滤失量大幅升高，表明该钻井液适用于140 ℃以下地层。地层温度超过140 ℃时，需要配合磺化材料使用；将抗高温改性淀粉替换为2%磺甲基酚醛树脂后，钻井液在温度150 ℃下热滚后的API滤失量小于5 mL，高温高压滤失量小于10 mL。
3.2 膨胀抑制性
将膨润土压块分别浸泡在密度1.40 kg/L的丙三醇基钻井液、聚胺氯化钾钻井液和混油页岩水基钻井液中，用OFI膨胀仪测定膨润土不同浸泡时间下的膨胀率，结果如图6所示。其中，聚胺氯化钾钻井液配方：4.00%钠膨润土+0.30% KPAM+7.00%KCl+1.00%聚胺+0.20%XC+0.50%PFL-H+重晶石；混油页岩水基钻井液配方：4.00%钠膨润土+15.00%柴油+5.00%KCl+0.10%乳化剂+0.30%XC+0.50%PFL-H+重晶石。
从图6可以看出，膨润土在丙三醇基钻井液、聚胺氯化钾钻井液和混油页岩水基钻井液中浸泡44 h后的膨胀率分别为24.1%、34.2%和32.6%，表明丙三醇基钻井液具有较好的抑制性。提高丙三醇的体积分数，可进一步增强其抑制膨润土水化膨胀的能力；当丙三醇的体积分数达到45%时，膨润土浸泡48 h后的膨胀率小于10.0%。
3.3 岩屑滚动回收率
取玉北3-1上部水敏性地层的岩屑，用6目和10目的双层分样筛筛析，取中间筛余岩屑备用。称取10.0 g岩屑，分别放在密度1.40 kg/L的丙三醇基钻井液、聚胺氯化钾钻井液和混油页岩水基钻井液中，在130 ℃下滚动16 h后，用40目筛过滤岩屑，洗净烘干后称量，计算岩屑的回收率，结果见图7。
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图 7 岩屑在不同钻井液的滚动回收率Figure 7. Rolling recovery of cuttings in different drilling fluids从图7可以看出，水敏性岩屑在丙三醇基钻井液中的滚动回收率达到97.6%，表明丙三醇基钻井液能够很好地抑制岩屑分散。
3.4 润滑性
采用Fann润滑仪测定密度1.40 kg/L丙三醇基钻井液、聚胺氯化钾钻井液（加入0.5%润滑剂）、混油页岩水基钻井液和油基钻井液的润滑系数，结果见图8。
从图8 可以看出，丙三醇基钻井液的润滑系数为0.115，低于聚胺氯化钾钻井液，与混油水基钻井液及油基钻井液接近。说明其润滑性能较好，与混油水基钻井液及油基钻井液相当。
3.5 抗污染能力
在密度为1.40 kg/L的丙三醇基钻井液中加入不同质量分数的NaCl、CaCl2 和岩屑（取自玉北3-1上部水敏性地层，过100目筛），在130 ℃下热滚16 h后，测定其表观黏度、塑性黏度、动切力和滤失量，结果见表4。
表 4 丙三醇基钻井液抗污染能力测试结果Table 4. The antipollution capacity of glycerol-based drilling fluids钻井液体系 测试条件 表观黏度/（mPa·s） 塑性黏度/（mPa·s） 动切力/Pa API滤失量/mL 丙三醇基钻井液 热滚前 40.0 28 12.0 3.7 丙三醇基钻井液+10.0%NaCl 热滚前 38.0 28 10.0 3.2 热滚后 37.0 27 10.0 3.8 丙三醇基钻井液+1.5%CaCl2 热滚前 36.0 26 10.0 6.3 热滚后 34.5 24 10.5 8.6 丙三醇基钻井液+10.0%钻屑 热滚前 44.0 32 12.0 3.0 热滚后 45.0 33 12.0 5.7 从表4可以看出，丙三醇基钻井液分别能够抗10.0%NaCl、1.5%CaCl2和10.0%钻屑污染。分析认为，其抗污染性能好的原因主要是：1）钻井液内部形成的强结构力削弱了外界因素的影响；2）丙三醇的体积分数高，降低了NaCl和CaCl2在钻井液中的溶解度，且NaCl和CaCl2的体积分数超过其容纳极限后，只能以固体形式存在，不能溶解到钻井液中，对钻井液性能影响小。
3.6 稳定性
在密度1.40 kg/L的丙三醇钻井液中加入0.5%抗氧化剂，密封放置一段时间后，分别测试钻井液在常温和130 ℃下热滚16 h后的常规性能，结果见表5。
表 5 丙三醇基钻井液稳定性测试结果Table 5. Stability test results of a glycerol-based drilling fluid放置时间/
d测试
条件表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
PaAPI滤失
量/mL0 热滚前 40.0 28 12.0 3.7 30 热滚前 40.0 28 12.0 3.4 热滚后 38.0 26 10.5 4.2 90 热滚前 40.0 28 12.0 3.2 热滚后 37.0 26 11.0 4.8 180 热滚前 38.5 28 12.0 4.1 热滚后 35.0 24 11.0 6.4 从表5可以看出，丙三醇基钻井液具有良好的稳定性，放置180 d后性能变化不大，可正常使用，说明该钻井液可以重复利用，从而可节省钻井液费用。研究认为，丙三醇及KCl降低了自由水及其中氧的溶解量，提高了体系的稳定性；同时，丙三醇也是很好的保湿剂，放置180 d后，钻井液上部未出现“干皮”现象。
以上研究表明，丙三醇基钻井液具有较好的抑制泥页岩水化分散膨胀的性能，润滑性能与油基钻井液接近，抗温140 ℃，能够抗10.0%NaCl、1.5% CaCl2和10.0%钻屑的污染，放置180 d后仍能正常使用。丙三醇基钻井液中不含磺化处理剂，环境友好，为开发环保钻井液提供了新的技术思路。
4. 结论与建议
1）考察了不同低碳醇及其加量对钻井液抑制性和润滑性的影响，优选丙三醇作为抑制润滑剂。
2）丙三醇溶液具有较好的抑制性和润滑性，丙三醇体积分数越大，抑制性和润滑性越好。将体积分数30%的丙三醇溶液与5%KCl复配作为基液，构建了丙三醇基钻井液，其抑制润滑性好，抗温140 ℃，抗盐、钙和钻屑污染能力较强，可重复使用。
3）由于丙三醇的加量大，导致丙三醇基钻井液成本高，限制了其应用，建议下一步进行丙三醇基钻井液重复利用及配套工艺、钻井液体系优化、提高其抗温性和丙三醇改性及改性物等方面的研究，以降低丙三醇加量，提高丙三醇基钻井液的抑制性、润滑性和抗温性。
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图 1 焦石坝区块某页岩地层地质甜点系数与实际产气量的关系
Figure 1. The relationship between the geological sweet spot coefficient and actual gas production of shale formation in Jiaoshiba Block
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图 2 焦石坝区块某页岩地层工程甜点系数与砂液比的关系
Figure 2. Relationship between the engineering sweet spot coefficients and sand-liquid ratio of shale formation in Jiaoshiba Block
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图 4 焦石坝区块龙马溪组—五峰组页岩储层可压裂性指数
Figure 4. Fracturing index of Longmaxi-Wufeng Formation shale reservoirs in Block Jiaoshiba
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图 5 焦石坝区块深层页岩气储层可压裂性指数
Figure 5. Fracturing index of deep shale gas reservoir in Block Jiaoshiba
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