2009年以来，随着我国页岩气资源勘探开发的蓬勃发展，油基钻井液技术取得了长足的进步^{[1, 2]}。截至2014年底，基本实现了页岩气水平井油基钻井液技术的国产化，有力地保障了重庆涪陵^[3]、四川长宁-威远^[4]等页岩气田的产能建设。随着国内多个页岩气区块商业开发的深入，如何在确保井下安全的前提下有效降低油基钻井液成本，成为钻井液技术的首要问题。现阶段，基于施工安全和受技术所限，国内页岩气水平井油基钻井液油水比普遍居高不下^{[5, 6]}，密度为1.20～1.60 g/cm³的油基钻井液的油水比多为90/10~80/20，在高密度条件下油水比高达95/5或采用全油基钻井液^[7]，钻进过程中产生的钻屑的含油量很高，为后期的环保处理带来很大的挑战^[8]。另外，部分油基钻井液体系的处理剂用量过大，为降低钻井液综合成本带来极大困难。为此，笔者基于页岩储层特征、水平井钻井工程施工的综合要求，构建并研制了一套性能稳定的低油水比油基钻井液体系，通过油水比的有效维护、固相含量的有效控制，形成了低油水比油基钻井液的现场配套施工工艺，并在涪陵页岩气田5口井进行了现场应用。

页岩储层页理、层理、微裂隙发育的地层特征和页岩气水平井水平段长(800～2 000 m)的特点，导致页岩气水平井施工过程中井壁失稳风险高、井眼清洁难度大和井下漏失概率高，这就要求页岩气水平井油基钻井液必须具有良好的乳化稳定性、流变性能和较强的随钻封堵性能。因此，为降低油水比，笔者提出了低油水比油基钻井液体系设计思路与构建原则^[9]：

1) 保障油水两相的乳化稳定性^[10]，确保钻井过程中侵入地层的滤液完全为油相。这对于低油水比油基钻井液在页岩地层施工时的井壁稳定尤为重要。鉴于常规乳化剂加量大、综合成本高的不足，根据亲水亲油平衡原理与表面活性剂构效关系^[11]，采用具有多个活性基团的聚合类乳化剂^[2] ，以有效乳化油水相。相比传统乳化剂，聚合类乳化剂的分子链直接通过化学键相连，避免了多个亲水基之间的电荷斥力，乳化剂在油水界面上排列更加致密、稳定性更高；同时，其亲油基团数量更多，分子间多个亲油基团发生缠绕，形成胶束的概率大幅增大，有利于增强油相的结构力，改善流变性能，提高携岩能力。

2) 尽可能降低油水比，减少基础油用量。油基钻井液密度为1.20～1.60 g/cm³时油水比控制在70/30~60/40，高密度时油水比控制在85/15～80/20，从便于现场流变性能控制考虑，油水比随着密度的增加而逐渐升高。

3) 维持合理的流变性能。大量水相液滴在油相中充分分散，会导致低油水比油基钻井液体系黏度和切力上升、流变性能变差，为此需要减少膨润土等亲油胶体的用量，辅以使用与乳化剂匹配的流性调节剂，以提高低剪切条件下的结构力和动塑比，确保钻井液具有良好的井眼清洁能力。

4) 使用与地层微裂隙尺寸匹配的刚性与塑性封堵材料。彭水、黄平等地区储层页岩SEM分析结果表明，页岩微裂隙宽度为0.1～200.0 μm，依据有效堆积和架桥理论^[12]，设计刚性与塑性混配的随钻封堵材料的合理粒径范围，以封堵裂隙、提高地层承压能力，为使用合理密度的油基钻井液提供保障。

根据页岩气水平井低油水比油基钻井液体系的设计原则，在新型乳化剂、流性调节剂和随钻封堵剂等关键钻井液处理剂的研制和优选的基础上，通过优化膨润土、新型乳化剂、降滤失剂等处理剂的加量、调整油水比，得到不同油水比的油基钻井液基础配方(见表1)。

在室内按照表1中的配方配制低油水比油基钻井液，步骤如下：加入配比量的柴油、乳化剂和润湿剂，高速搅拌10 min后加入质量分数为25%的CaCl₂溶液，再高速搅拌20 min；然后依次加入膨润土、CaO、降滤失剂、流性调节剂和封堵剂，每种处理剂加入后高速搅拌15 min，所有处理剂加完后再高速搅拌30 min。鉴于国内目前主要页岩气区块页岩储层的温度在150 ℃以内，将配制好的油基钻井液在150 ℃下老化16 h，在50 ℃下测定其老化前后的流变性能，并测定高温老化后的高温高压(150 ℃、3.5 MPa)滤失量，结果见表2。

从表1和表2可以看出，油水比70/30~60/40的油基钻井液破乳电压均高于500 V、高温高压滤失量小于3.0 mL，具有较好的乳化稳定性，而且塑性黏度较低、切力适中、流变性能较好，可以满足页岩气水平井钻井的要求。

页岩气水平井施工过程中，为了保障井下安全与井眼净化，需要保证低油水比油基钻井液的悬浮稳定性及合理的流变性能，根据目前国内主要页岩气区块页岩储层地层压力的情况，按照表1中的配方2配制密度为0.95 g/cm³的油基钻井液，然后采用重晶石分别加重至1.20，1.50，1.70和2.00 g/cm³，测其在150 ℃温度下热滚16 h后的基本性能，结果见表3。

从表3可以看出，在0.95～2.00 g/cm³的密度范围内，低油水比油基钻井液经150 ℃老化后的破乳电压都保持在500 V以上，说明该钻井液具有良好的乳化稳定性。在密度低于1.70 g/cm³时，低油水比油基钻井液的塑性黏度均低于40 mPa·s，动塑比为0.35~0.45，φ6/φ3读数合理，说明该钻井液具有良好的携岩能力，能够保障长水平段钻井过程中的井眼清洁。

油基钻井液的温度敏感性较高，钻井过程中，在井下高温条件下长时间循环，其乳化稳定性与流变性能均变差，滤失量也会显著增加。为此，在室内对油水比为65/35、密度为1.50 g/cm³的低油水比油基钻井液在不同老化温度(80～150 ℃)、不同老化时间下的流变性能与高温高压滤失量进行了评价，结果见表4。

由表4可知，在80～150 ℃的温度范围内，密度为1.50 g/cm³的低油水比油基钻井液随着温度的升高，破乳电压均保持在600 V以上，动塑比维持在0.38～0.43，高温高压滤失量均小于3.0 mL；在150 ℃下老化64 h后，破乳电压、塑性黏度、切力和高温高压滤失量等性能参数变化很小，表明该钻井液在80～150℃的温度范围内性能稳定，具有良好的热稳定性。

页岩气水平井钻井过程中，油基钻井液会受到钻屑和地层水的污染，其抗污染性能对于安全钻进有重要影响。为此，采用涪陵地区龙马溪组5/10目岩屑，对油水比65/35、密度1.50 g/cm³的低油水比油基钻井液的抗污染性进行了评价，结果见表5和表6。

由表5可知，随着钻屑的侵入，低油水比油基钻井液的破乳电压变化很小，其塑性黏度和切力略微上升，说明其具有良好的抗钻屑污染能力。

由表6可知，当水相侵入低油水比油基钻井液时，其塑性黏度与切力会上升，但其流变性能基本稳定；水的大量侵入导致其破乳电压下降，当水侵入量为15%时，低油水比油基钻井液中的实际油水比约为55/45，此时破乳电压为413 V，仍高于安全值400 V，表明其具有良好的乳化稳定性和较好的抗水污染能力。同时，试验结果表明，为了确保钻井过程中钻井液体系的稳定与井下安全，应避免或减少无用水相的侵入。

页岩微裂隙的有效模拟一直是钻井液封堵性能评价的难点，笔者采用针对性强和重复性高的高温高压页岩床模拟封堵试验对低油水比油基钻井液的封堵能力进行了评价。在GGS71-A型高温高压滤失仪浆杯底部先后加入高温高压滤纸、粒径为0.43～0.85 mm的涪陵区块龙马溪组页岩钻屑和粒径为0.15～0.25 mm的岩屑粉，端面平整后沿杯壁缓慢加入400 mL密度为1.50 g/cm³、油水比为65/35的油基钻井液，密封后通过气源加压，加热至150 ℃后，测定其在不同压力条件下的滤失量，结果见表7。

从表7可以看出，在低油水比油基钻井液中加入合理粒度级配的封堵剂后，其在高温高压模拟页岩床中的滤失量大幅度降低，表现出良好的页岩微裂隙封堵效果。当加量为3.0%时，在3.0和4.5 MPa压力下，模拟页岩的滤失量降低为0 mL，说明封堵材料的粒径分布与模拟页岩具有较好的匹配性，封堵材料中刚性粒子与塑性变形粒子配比合理，在页岩表面形成的封堵层具有良好的承压能力。

低油水比油基钻井液体系先后在涪陵页岩气田的焦页54-3HF井、焦页54-1HF井和焦页25-2HF井等5口井进行了现场应用，5口井均施工顺利，油基钻井液的油水比控制在70/30以下，与该气田以前应用的油水比85/15~80/20的油基钻井液相比，基础油用量降低15%，取得良好的降成增效的效果，为涪陵页岩气田低成本开发提供了技术支撑。

其中，焦页54-3HF井是一口部署在川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造的开发井，采用三级井身结构，三开井段(φ215.9 mm井眼)钻探目的层为下志留统龙马溪组下部，岩性主要为深灰色-黑色碳质页岩，设计水平段长1 330.00 m，完钻井深4 914.00 m。为保证三开长水平井段的顺利施工，同时降低油基钻井液成本，应用了低油水比油基钻井液，其配方为1.8%膨润土+3.0%乳化剂+0.3%流性调节剂+0.5%润湿剂+3.0%降滤失剂+2.0%CaO+3.0%封堵剂+重晶石(加重至1.48 g/cm³)，油水比65/35。

该井低油水比油基钻井液现场维护处理措施主要为：

1) 采用低油水比胶液补充正常消耗。正常钻进过程中，每100 m进尺加入6 m³油水比60/40的油包水胶液，以补充钻井液日常消耗，保持钻井液总量稳定和维持全井油基钻井液的油水比在70/30左右，并有助于合理控制钻井液黏度。油包水胶液配方为1.0%膨润土+3.5%乳化剂+0.3%流性调节剂+0.5%润湿剂+3.0降滤失剂+2.0%CaO+3.0%封堵剂，油水比60/40。

2) 充分利用四级固控设备，加强钻井液流变性与固相监控。a)施工中加强流变性能与固相含量的监测，钻井液密度控制在1.45～1.52 g/cm³范围内，通过合理使用固控设备并定期补充胶液，控制钻井液漏斗黏度为55～65 s、动塑比为0.30～0.42、低密度固相含量≤8.0%；b)保证120目及以上高频振动筛、除砂器和除泥器24 h运转，每隔4 h用高速卧式螺旋离心机对钻井液离心处理2 h，有效清除有害固相，确保流变参数稳定和黏度、切力等指标在合理范围；c)监测钻井液出入口密度的变化，结合录井全烃值和起下钻后效显示，及时补充重晶石，确保钻井液密度满足井控要求。

3) 及时补充随钻封堵材料。加强钻井液滤失量的监测，使用刚性封堵剂SMRPA、纤维封堵剂SMFibre-O和降滤失剂SMFLA-O将钻井液高温高压滤失量控制在4.0 mL以下，以强化钻井液封堵性，降低钻井液消耗，从而降低钻井液成本。

焦页54-3HF井三开井段应用低油水比油基钻井液累计进尺1 744.00 m，完钻水平段长1 350.00 m。该井不同层段低油水比油基钻井液性能见表8。

现场应用表明，焦页54-3HF井三开井段油基钻井液的油水比控制在70/30~60/40，与该气田原油基钻井液平均油水比85/15~80/20相比，基础油用量节约超过50 t，成本降低显著；油基钻井液乳化性能稳定，破乳电压维持在500~900 V；流变性能良好，塑性黏度与动切力分别维持在30～40 mPa·s与8.0～14.0 Pa；携岩返砂正常，起下钻通畅，套管下入顺利；随钻封堵效果好，钻井液消耗量降至7.8 m³/100m，较该气田平均消耗量9.8 m³/100m大幅下降，大大降低了钻井液成本。

1) 基于页岩储层特征、水平井施工要求和降低钻井液成本的目的，依据亲水亲油平衡原理、表面活性剂构效关系和堆积架桥理论，提出了页岩气水平井用低油水比油基钻井液的体系构建方法。

2) 研制了一套性能稳定的低油水比油基钻井液体系，在密度低于2.00 g/cm³时的油水比最低可达60/40，并形成了低油水比胶液维护、固相控制和随钻封堵等配套关键施工工艺。

3) 涪陵页岩气田5口井的现场应用表明，低油水比油基钻井液密度在1.45～1.60 g/cm³时油水比可控制在70/30以下，比该气田以往油基钻井液所用基础油用量降低15%，取得了良好的降本效果。

4) 为了进一步降低页岩气商业开发成本，建议开展油基钻井液防漏堵漏技术研究，着力“量身定做”高性能水基钻井液技术，实现页岩气田低成本、绿色开发。