高 強(qiáng), 明顯森, 歐 翔, 劉 偉

(1中石油川慶鉆探公司鉆采工程技術(shù)研究院 2油氣田應(yīng)用化學(xué)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室)

用于商業(yè)開發(fā)的頁巖油氣水平井水平段一般長(zhǎng)達(dá)800～2 500 m[1]，施工過程中對(duì)鉆井液的井眼清潔能力和潤(rùn)滑性能要求極高[2-4]；長(zhǎng)寧區(qū)塊龍馬溪組儲(chǔ)層層理發(fā)育、疏松、性脆，易垮塌，特別是斜井段鉆進(jìn)時(shí)，高伽馬碳質(zhì)頁巖更容易出現(xiàn)井壁嚴(yán)重失穩(wěn)，因此，頁巖氣水平井對(duì)鉆井液技術(shù)提出了嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)[5-7]。根據(jù)長(zhǎng)寧頁巖氣區(qū)塊相關(guān)資料，為預(yù)防水平井眼垮塌，水平段鉆進(jìn)過程中鉆井液密度一般控制在1.80～2.20 g/cm3，然而寧217井直井鉆井過程中在石牛欄組、龍馬溪組、五峰組使用1.40～1.53 g/cm3均出現(xiàn)了井漏失返的復(fù)雜情況，雖然寧217井直改平在石牛欄組斜井段經(jīng)過承壓堵漏將地層承壓能力提高到1.80 g/cm3，但進(jìn)入龍馬溪組水平段后使用密度1.80 g/cm3的油基鉆井液仍然出現(xiàn)了井漏，為預(yù)防井漏，采用1.40 g/cm3的低密度油基鉆井液，解決了井眼清潔、井壁失穩(wěn)等難題，順利鉆完1 500 m水平段。創(chuàng)造了長(zhǎng)寧區(qū)塊龍馬溪地層完鉆鉆井液密度最低的記錄。寧217井直改平低密度油基鉆井液的成功應(yīng)用為該區(qū)域頁巖氣水平井鉆井提供了寶貴的經(jīng)驗(yàn)。

一、寧217井直改平鉆井工程難點(diǎn)及鉆井液技術(shù)對(duì)策

1. 寧217井直改平基本情況

寧217井直井段在龍馬溪組用密度1.32～1.55 g/cm3鉆井液鉆進(jìn)氣測(cè)異常，根據(jù)寧217井距剝蝕線距離及埋深，并結(jié)合該井龍馬溪組直井段實(shí)鉆鉆井液密度，推測(cè)本井龍馬溪組水平段地層壓裂后地層壓力系數(shù)為1.40～1.80，壓力預(yù)測(cè)曲線見圖1。寧217井直改平在龍馬溪組水平段鉆進(jìn)中，可能會(huì)鉆遇微裂縫，地層壓力預(yù)測(cè)值可能偏低，因此在鉆進(jìn)過程中應(yīng)做好防噴的應(yīng)急預(yù)案，鉆進(jìn)中需密切注意井內(nèi)壓力及顯示情況，對(duì)鉆井液密度做適時(shí)調(diào)整。

圖1 寧217井直改平地層壓力預(yù)測(cè)圖

寧217井直改平設(shè)計(jì)為?215.9 mm井眼，設(shè)計(jì)鉆井液密度為1.81～2.20 g/cm3，在2 400 m開始定向造斜完成1 500 m水平段鉆進(jìn)。

2. 鉆井工程技術(shù)難點(diǎn)

石牛欄組、龍馬溪組底部井漏風(fēng)險(xiǎn)高。在寧217直井段鉆井期間，韓家店組地破試驗(yàn)當(dāng)量鉆井液密度1.58 g/cm3；石牛欄組、龍馬溪組、五峰組底部鉆井中出現(xiàn)井漏失返，石牛欄組～五峰組實(shí)鉆最高鉆井液密度分別為1.53 g/cm3和1.40 g/cm3。與長(zhǎng)寧其它區(qū)塊相比，其承壓能力較低。

龍馬溪水平段垮塌風(fēng)險(xiǎn)大。龍馬溪組地層易垮塌，根據(jù)長(zhǎng)寧區(qū)塊已鉆水平井鉆井經(jīng)驗(yàn)，水平井段鉆井液密度應(yīng)滿足1.80 g/cm3或以上，才能確保井眼穩(wěn)定；而寧217直井段石牛欄組最高鉆井液密度1.53 g/cm3，兩者密度值差較大。

3. 鉆井液技術(shù)對(duì)策

(1)提高油基鉆井液的封堵能力。根據(jù)該井直井段承壓能力低的特點(diǎn)，造斜段和水平段鉆進(jìn)期間應(yīng)重點(diǎn)強(qiáng)化油基鉆井液對(duì)頁巖地層的封堵能力，采用LIQUITONE、CQ-BFX和TYODF-101進(jìn)行軟硬離子復(fù)配封堵，增強(qiáng)井壁的穩(wěn)定。

(2)降低鉆井液密度。在鉆進(jìn)過程中若出現(xiàn)滲透性漏失，在井下未出現(xiàn)明顯垮塌及后效嚴(yán)重的氣測(cè)顯示的情況下，逐步降低油基鉆井液密度，密度的下限為1.40g/cm3，以應(yīng)對(duì)龍馬溪地層水平段微裂縫發(fā)育的滲透性漏失。

(3)提高低密度油基鉆井液攜砂和清潔井眼的能力。通過調(diào)整乳化劑CQ-ETS和流型調(diào)節(jié)劑CQ-RZL的加量，提高油基鉆井液動(dòng)切力YP和塑性黏度PV，維持動(dòng)塑比為0.35～0.45，保證井眼清潔；采用清掃液清潔井眼，井斜<60°，采用高黏高密度封堵清掃液；井斜>60°，采用低黏高密度封堵清掃液，以較大排量清掃井筒[8]。

二、低密度油基鉆井液室內(nèi)評(píng)價(jià)研究

1. 油基鉆井液配方及性能

白油+3.0%～4.0%乳化劑CQ-ETS+2.0%～3.0%石灰+0.2%～0.4%降濾失劑LIQUITONE +1.0%～2.0%潤(rùn)濕劑CQ-WBP +0.2%～0.5%流型調(diào)節(jié)劑CQ-RZL +1.0%～2.0%封堵劑CQ-BFX+2.0%～4.0%封堵劑TYODF101 +CaCl2水溶液(濃度25%)+重晶石粉至1.40 g/cm3(油水比=85/15)，配方性能見表1。

表1 低密度油基鉆井液室內(nèi)配方性能參數(shù)

實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明[9]，120℃高溫老化后，油基鉆井液性能與熱滾前性能變化不大，高溫高壓失水為1.0 mL；高溫作用后，油基鉆井液乳化效果加強(qiáng)，使得破乳電壓上漲，體系具有良好的流變性和乳化穩(wěn)定性，保證了鉆井液的攜砂性和抑制防塌能力，有利于頁巖氣龍馬溪水平段鉆進(jìn)。

2. 抑制能力評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)中采用了石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6335-1997《鉆井液用頁巖抑制劑評(píng)價(jià)方法》測(cè)試程序中滾動(dòng)試驗(yàn)，采用龍馬溪頁巖對(duì)密度1.40 g/cm3和1.80 g/cm3油基鉆井液的抑制能力進(jìn)行對(duì)比評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表2。

表2 頁巖滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)

由實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可知，該頁巖在清水中的滾動(dòng)回收率為41%，水化分散較強(qiáng)，然而在油基鉆井液中具有較高的滾動(dòng)回收率，抑制頁巖水化分散的能力強(qiáng)，回收率均達(dá)到98%以上，數(shù)據(jù)表明不同密度的該油基鉆井液具有很強(qiáng)的抑制頁巖水化分散能力。

3. 封堵能力評(píng)價(jià)

在室內(nèi)采用HTHP頁巖床實(shí)驗(yàn)來評(píng)價(jià)鉆井液封堵性能，實(shí)驗(yàn)方法：用GGS71-A型高溫高壓失水儀(海通達(dá)專用儀器廠，青島)，將30 g頁巖巖屑(20～40目)和50 g頁巖巖屑粉(60～100目)依次裝入兩頭可開的釜體中，然后在倒入低密度油基鉆井液，在120℃、3.5 MPa的壓差下測(cè)試30 min鉆井液的濾失量。實(shí)驗(yàn)測(cè)得該油基鉆井液HTHP濾失量為0 mL，由此表明該低密度油基鉆井液具有良好的封堵能力。

4. 抗污染能力評(píng)價(jià)

在油基鉆井液中分別加入10%清水、10%頁巖粉(過300目篩龍馬溪頁巖粉)，考察在120℃，16 h熱滾后對(duì)油基鉆井液流變性以及電穩(wěn)定性的影響，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表3。

表3 油基鉆井液抗污染能力評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

注:實(shí)驗(yàn)編號(hào)1#：按照鉆井液配方配制1.40 g/cm3油基鉆井液；2#：1#+10%頁巖粉；3#：1#+10%清水。

由表3實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，該低密度油基鉆井液經(jīng)過巖屑和清水污染，雖然鉆井液性能參數(shù)有所波動(dòng)，但依然保持了較好的流變性和電穩(wěn)定性，表明該油基鉆井液具有較好的抗污染能力，能夠滿足長(zhǎng)水平段鉆井抗污染抑制能力的要求。

三、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況及分析

1. 寧217井直改平現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用概況

寧217井直改平于2018年9月17日8∶00使用密度1.55 g/cm3，黏度41 s的水基鉆井液從2 400 m開始側(cè)鉆至2 676 m。10月16日在龍馬溪頂2 676 m替入1.65 g/cm3油基鉆井液，在龍馬溪組鉆進(jìn)期間，因龍馬溪地層承壓能力低而發(fā)生不同程度的井下漏失，后采取了逐步降低鉆井液密度(最低1.40 g/cm3)、提高鉆井液的封堵性能、靜止堵漏的方式，成功解決了龍馬溪地層承壓能力低而發(fā)生的漏失，于12月6日10∶30采用1.40 g/cm3油基鉆井液安全順利鉆進(jìn)至井深4 730 m完鉆，完成進(jìn)尺2 054 m，其中水平井段長(zhǎng)1 500 m，水平位移1 859.32 m，最大井斜99.10°，最大狗腿度10.92°，鉆進(jìn)周期80.08 d。

2. 油基鉆井液性能

通過記錄分析寧217井直改平龍馬溪頁巖段油基鉆井液的性能參數(shù)變化情況可知，油基鉆井液性能穩(wěn)定，隨著井深的增加，鉆井液中固相含量上升，鉆井液黏度和切力在合適范圍波動(dòng)，通過維持體系乳化劑和生石灰的含量，能夠保持油基鉆井液的乳化穩(wěn)定性。見表4。

3. 鉆井液維護(hù)與處理

(1)合理的密度控制。從工程設(shè)計(jì)、錄井油氣顯示數(shù)據(jù)、井漏和鉆屑返出情況適時(shí)調(diào)整鉆井液密度，確保了循環(huán)鉆井液在合理的密度窗口內(nèi)以平衡地層壓力，并且最終體現(xiàn)在當(dāng)量循環(huán)密度上以實(shí)現(xiàn)快速鉆進(jìn)。為避免密度出現(xiàn)較大的波動(dòng)，采用補(bǔ)充膠液和鉆進(jìn)液的方式進(jìn)行維護(hù)，既調(diào)整了密度又保證了體系性能的穩(wěn)定。

表4 寧217井直改平油基鉆井液實(shí)鉆性能

(2)井壁穩(wěn)定及性能控制。由于油基鉆井液的憎水特性，可有效抑制頁巖的水化膨脹垮塌，油基鉆井液是適用龍馬溪頁巖地層較優(yōu)的防塌體系，且能最大限度地減小井下復(fù)雜。保持體系中一定量的過量石灰含量，約4～7 kg/m3；保持乳化劑的濃度和充分剪切是保證油包水乳狀液穩(wěn)定性的關(guān)鍵，保證破乳電壓值大于400 V，如有降低趨勢(shì)加入乳化劑進(jìn)行調(diào)整。

(3)抑制性、封堵性的強(qiáng)化。該井龍馬溪地層承壓能力低，龍馬溪水平段微裂縫發(fā)育，在龍馬溪地層鉆進(jìn)期間多次發(fā)生井下滲透性漏失，因此必須要保證油基鉆井液具有較好的抑制封堵能力，向鉆井液中加入封堵劑2%CQ-BFX、2%～3%TYODF-101和1%LIQUITONE，用來提高剛性離子、軟性離子封堵及其粒子間的顆粒級(jí)配，提高巖石內(nèi)聚力，增強(qiáng)井壁穩(wěn)定性。

(4)加強(qiáng)固相控制。使用200目(0.075 mm)的振動(dòng)篩篩布，保證固控設(shè)備使用的有效性。低密度固相含量超過7%，則需開啟離心機(jī)凈化井漿，維持低密度固相在一定范圍內(nèi)，以保證井眼清潔和實(shí)現(xiàn)快速鉆進(jìn)。

(5)井眼清潔。保證鉆井液良好的流變性，在接立柱前和每次短起或者起鉆時(shí)保證足夠的循環(huán)時(shí)間，鉆井液循環(huán)至振動(dòng)篩篩面干凈。

(6)工程技術(shù)措施。水平段較長(zhǎng)，接單根或起下鉆，勤活動(dòng)鉆具，靜止時(shí)間不超過3 min，若需長(zhǎng)時(shí)間靜止，必須起至套管鞋內(nèi)；堅(jiān)持每次接單根前倒劃、正劃2遍，每鉆進(jìn)300 m進(jìn)行一次短起下鉆；起下鉆遇掛卡，開泵循環(huán)反復(fù)拉劃修整井壁，有效破壞巖屑床，減小了后期通井下套管風(fēng)險(xiǎn)。

4. 取得的成效

(1)長(zhǎng)寧頁巖氣區(qū)塊完鉆鉆井液密度最低紀(jì)錄1.40 g/cm3。

(2)儲(chǔ)層鉆遇率均達(dá)100%的紀(jì)錄。

(3)因地層變化幅度大，水平段井眼軌跡由99.10°降至88°升至93°又降至71°的情況下，成功完成水平段長(zhǎng)1 500 m，水平位移1 859.32 m，最大井斜99.10°，最大狗腿度10.92°(井眼軌跡見圖2)。

圖2 寧217井直改平實(shí)鉆井眼軌跡

四、結(jié)論

(1)長(zhǎng)寧區(qū)塊龍馬溪頁巖地層鉆進(jìn)時(shí)根據(jù)頁巖坍塌應(yīng)力及油氣顯示情況，在保證井壁穩(wěn)定和井控安全的前提下，適當(dāng)降低鉆井液密度，提高機(jī)械鉆速、降低井漏發(fā)生的概率。

(2)文中所使用的低密度油基鉆井液具有流變性好，巖屑滾動(dòng)回收率高(99%)，高溫高壓失水低(1.0 mL)，抑制封堵能力強(qiáng)等特點(diǎn)。

(3)該油基鉆井液抗污染能力強(qiáng)，10%清水和10%巖屑粉對(duì)鉆井液性能基本無影響，現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)簡(jiǎn)單，可操作性強(qiáng)。