柿庄南区块煤层气低密度玻璃微球钻井液现场应用

侯岩波 刘 彬 王 力 柳永博

(中联煤层气有限责任公司晋城分公司，山西 048000)

柿庄南区块煤层气低密度玻璃微球钻井液现场应用

侯岩波 刘 彬 王 力 柳永博

(中联煤层气有限责任公司晋城分公司，山西 048000)

柿庄南区块位于沁水盆地东南部，沁水复向斜东翼南部转折端，目的层位是山西组3号煤层。该井一开采用清水钻井液，二开至下是盒子段采用聚合物钻井液，山西组为保护煤层采用中空玻璃微球钻井液。现场应用过程中，密度0.92～0.95g/cm3，漏斗黏度35～45s，利用玻璃微球降密度、增粘剂提粘切、降滤失剂降失水，保证钻井液低密度、强粘切和低失水的特点，漏失速率控制在0.5m3/h以内。现场应用 SX-177、SX-181井组十余口井，平均机械钻速18.4m/h，平均建井周期20.18d，比设计周期 (30d) 缩短了9.82d。

柿庄南 玻璃微球 欠平衡钻井 煤层气井 防漏堵漏

SX-177、SX-181井组位于沁水盆地东南部，沁水复向斜东翼南部转折端，该区块井自上而下依次钻遇第四系、三叠系、二叠系和石炭系，其中二叠系山西组为主要含煤层，由砂岩、粉砂及泥岩组成，含煤四层，3号煤较厚，为目的煤层，厚度约6m，该层漏失严重，易坍塌掉块。该井一开φ244.5mm 钻头，采 用清 水 钻井 液;二 开φ139.7mm钻头，从刘家沟组至下是盒子段采用聚合物钻井液，山西组为保护煤层采用中空玻璃微球钻井液，克服了临井漏失严重的难题，顺利完井。

1 技术难点

(1)山西组3号煤层裂缝发育，目的层由砂岩、粉砂及泥岩组成，易发生漏失。一般粒度越细的砂岩，裂缝越发育，导致该层位产生大量原生性裂缝，加上煤层自身地层压力较低，钻进过程中漏失严重。

(2)钻井过程中，钻井液浸泡井壁导致井壁失稳问题。煤岩的弹性模量较低，抗压和抗拉强度小，脆性大，胶结差。定向井钻进过程，在煤层段，由于受上覆岩层压力、静液柱压力和较低的孔隙压力的作用下，煤岩完全失去了原有的力学平衡，稍加一点外力作用就会引起坍塌。二开钻进过程中，地层长期浸泡在钻井液中，井壁易坍塌失稳。

(3)井眼的高效携岩问题。采用清水钻井液和聚合物能够充分发挥水马力作用，但是携岩能力差。如何保证钻井液钻井液的携岩能力将成为钻井能否顺利进行的重要问题。

(4)裸眼井段的润滑降摩阻问题。目标层属易漏失、坍塌井段，为防止发生卡钻事故，频繁起下钻，破坏了均质井壁的形成，导致钻进过程不易形成泥饼，造成润滑性差，摩阻增大，不利于井下安全。

(5)现场设备简陋的问题。钻井过程中，对地下情况预测不准，出现恶性漏失地层时，由于缺少储存钻井液的泥浆罐，很难及时判断地层漏失情况;同时，高速钻进过程，固控设备不能及时控制泥浆中固相含量，使钻井液密度升高，液柱压力增加，容易压漏地层。

2 问题解决思路和方案

针对现场施工难点，结合低密度玻璃微球钻井液特点，对SX-177、SX-181井组等十余口井采用低密度玻璃微球钻井液欠平衡钻进。

2.1 利用低密度玻璃微球钻井液的防漏堵漏能力控制地层漏失

低密度玻璃微球钻井液由聚合物弹性微球、超低渗透处理剂、降滤失剂、增粘降失水剂、表面活性剂等组成。体系主要通过玻璃微球降密度和大分子降滤失剂减少钻井液的地层漏失。

(1)中空玻璃微球是一种单胞碱石灰硅酸硼类材料，外观为白色粉末，呈化学惰性，抗高温高压，形成的钻井液密度低，可降至0.6～1.0 g/cm3之间，工艺简单，风险小，储层保护效果好，完全能满足低压煤层气井及欠平衡钻、完井施工。实验室选择密度为0.37～0.45 g/cm3的玻璃微球，在膨润土浆 (400mL水+3%膨润土+0.015%纯碱)中进行实验钻井液流变性及失水量见表1。

表1钻井液随玻璃微球加量性能变化情况

通过表1可以看出随着玻璃微球加量的增加密度、失水量、塑性黏度和动切力的降幅逐渐减少，通过加入玻璃微球密度可以控制在0.90～0.93 g/cm3之间，塑性黏度33～45 mPa·s，动切力3.2～3.9 Pa。玻璃微球在加入到膨润土中后，密度控制在0.90～0.93 g/cm3，明显降低了钻井液的密度，实现了欠平衡钻井，降低钻井液进入地层。同时，对裂缝地层，玻璃微珠通过自身的结构作为骨架，实现刚性封堵裂缝，为顺利形成泥饼提供条件。

(2)低密度玻璃微球钻井液由多种大分子构成，其中超低渗透处理剂和增粘降失水剂主要起调节流型和降失水的作用;降滤失剂起降失水作用;这些处理剂以大分子之间的连接作用，配合膨润土形成致密、光滑的泥饼，很好的降低了钻井液进入地层的可能性。

2.2 利用高分子处理剂提高钻井液性能

低密度玻璃微球钻井液中含有部分高分子处理剂，通过高分子处理剂的连接作用增强钻井液的黏度，改善钻井液的流变性，增强悬浮岩屑能力;表面活性剂，改善润滑性，降低摩阻。

(1)玻璃微珠不止能够降低钻井液密度，同时对钻井液的黏度增长也起到一定作用。如表1所示，随着玻璃微珠加量不断增加，钻井液的黏度和动切力都有不同程度的增长，由此可见，玻璃微珠的加入有利于钻井液悬浮岩屑。

(2)增粘降滤失剂作为一种大分子，除了能够起到降低滤失量的作用外，由于自身大分子结构，本身能够相互连接，配合膨润土及其他处理剂，形成网状结构，改善了流变性，很大程度上提高了动塑比，有效携岩能力，及时除去有害固相，保证井眼清洁。

(3)表面活性剂在体系中一方面可以降低钻井液密度，另一方面可以作为润滑剂在钻柱和井壁之间形成一层吸附膜，形成光滑泥饼，有效降低摩擦阻力，具有良好的润滑性。

3 现场应用情况

低密度玻璃微球钻井液，现场应用SX-177、SX-181井组十余口井，平均机械钻速18.4m/h，平均建井周期20.18d，比设计周期 (30d)缩短了9.82d。下面以SX-177X1井为例，介绍钻井液在现场应用情况。

3.1 低密度玻璃微球钻井液配方

该区块煤层气井平均井深1000m左右，进入下石盒子组后，距离煤层100m开始配置使用低密度玻璃微球钻井液，配方如下:

聚合物钻井液 +0.2% ～0.3%纯碱 +0.6% ～0.8%降失水剂+0.5% ～0.7%增粘降失水剂+1%～2%超低渗透处理剂+4% ～10%聚合物弹性微球+0.4% ～1%表面活性剂

二开顺利钻进，进入下石盒子组 (1130m)后，开始转换泥浆，逐渐提高黏度、切力和悬浮能力，降失水，加入土粉2t，纯碱120kg，降失水剂400kg，增粘降失水剂300kg，超低渗透处理剂1t，聚合物弹性微球 2.1t，密度 1.03g/cm3，粘度 39s，失水 9.0ml，泥饼 0.4mm，PH 为 8.5，动切力 6s，塑性粘度18mPa·s。

表2 低密度玻璃微球钻井液应用井段性能情况

3.2 现场施工及维护

在发现“桃花泥岩”层位后，大约距顶板100m处，进一步调节泥浆性能，1180m开始加400kg表面活性剂，2t中空玻璃微球，后在1247.20m 进入煤层，密度为 0.95 g/cm3，粘度39s，失水5.0mL，泥饼0.4mm，PH 为8，动切力6s，塑性粘度17mPa·s，煤层厚度为6.9m。由于本井130m左右有水侵现象，为顺利钻进，对钻井液不断维护，加入土粉0.5t，纯碱40kg，降失水剂100kg，增粘降失水剂200kg，保持粘度、切力和悬浮能力，降低失水，井深1300m。完井泥浆性能:密度0.98 g/cm3，粘度 36s，失水 9.0mL，泥饼0.4mm，动切力6s，塑性粘度18mPa·s。

3.3 现场存在问题

(1)玻璃微球作为减轻剂在钻进过程中，在管柱、钻头和井筒循环过程，玻璃微球容易破碎，导致钻井液密度变高，体系稳定性变差，影响了钻井液实现低密度钻进的目的。

(2)目标井在130m处有水侵现象，钻井过程导致低密度钻井液密度上升，滤失量增大，严重影响钻井液性能的稳定性。

(3)煤层气钻井现场设备简陋，缺少储层泥浆的泥浆罐，对于地层漏失及地层出水判断缺乏准确的认识，导致钻井液性能性能控制不准确。

［1］冀涛，杨德义.沁水盆地煤层气地质条件评价［J］.煤炭工程，2007，(10):83-86.

［2］左景栾，孙晗森，周卫东，等.适用于煤层气开采的低密度钻井液技术研究与应用 ［J］.煤炭学报，2012，5(37):815-819

［3］张高波，史沛谦，何国军，等.高温抗盐滤失剂SPX树枝 ［J］.钻井液与完井液，2001，2(18):1-5.

［4］车现红，徐妙侠，王树坤，等.一种可循环泡沫钻井液体系研究［J］.西南石油大学学报 (自然科学版)，2010，5(32):141-145.

［5］李明宅.沁水盆地煤层气勘探及地质分析 ［J］.天然气工业，2000，4(20):24-26.

Application of Low Density Glass Microspheres Fluid for CBM Well in Shizhuangnan Block

HOU Yanbo，LIU Bin，WANG Li，LIU Yongbo
(Shanxi Branch of China United Coalbed Methane Co，Ltd.，Shanxi 048000)

The Shizhuangnan block is located in the southeast of Qinshui basin，the juncture of the Qinshui synclinorium，with the pay zones of No.3 coal seam of Shanxi Formation.In the first interval，fresh water is applied，in the second interval，first of all，polymer drilling fluid is used，and then，hollow glass microsphere drilling fluid is applied.By using the drilling fluid in the well，the density covers from 0.92/cm3to 0.95 g/cm3，the viscosity is from 35s to 45s.The fluid can keep the hole mechanics stability by using hollow glass microsphere reducing density，controlling rheology behavior by thickening agent，developing filter cake by raising filtrate reducer agent.All of those agents can keep the fluid low density，strong shear force and the loss rate can be controlled within 0.5m3/h.The fluid is applied in more ten wells such as SX-177，SX-181.The average ROP is 18.4m/h，and the average completed well construction cycle is 20.18d，which is shorter 9.82d than the design cycle.

Shizhuangnan;glass microsphere;unbalanced drilling;CBM well;mud loss control

侯岩波，男，硕士研究生，工程师，主要从事煤层气勘探开发管理工作。

(责任编辑 黄 岚)