环保型合成基钻井液在长宁H6-6井成功应用

2016-09-20梁海军

西部探矿工程 2016年9期

李　娜，梁海军

（1.陕西延长石油研究院，陕西西安710075；2.川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院，陕西西安710018；3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018）

李娜*1，梁海军2，3

长宁H6平台“一场双机”工厂化现场被定为国家级页岩开发示范区示范点，利用合成基钻井液进行环保型钻探作业。钻探目的层为下古生界龙马溪底部L3主力气层，碳质含量高及脆性大，斜井段穿越L1、L2两段裂缝性主力气层，钻井液安全密度窗口范围0.04～0.06g/cm3，密度过高、斜井段裂缝性漏失，密度过低，水平段井壁失稳。属于典型的压力敏感地层。根据同平台已钻井经验，在长宁H6-6井三开斜井段及水平段成功应用了环保型合成基钻井液体系，该体系钻井液具有低毒环保、强抑制性、强封堵性和良好流变性能等特性，成功兼顾了清洁环保和压力敏感地层安全快速钻井双重标准化生产模式，为长宁页岩气的开发打下了坚实的技术基础。

环保型；承压封堵性；化学抑制性；压力敏感地层

长宁H6平台是长宁区块页岩气工厂化钻探示范区，H6-6井完钻井深4340m，钻探目的层为长宁下古生界龙马溪页岩层。井场周边人口居住密度大，油基泥浆清洁化生产难度大。该井在三开先用空气钻井至2081m后，采用合成基钻井液体系至完井，整个钻井过程顺利，未出现环境污染和井壁失稳等复杂情况，电测一次成功率100%，下套管用时60h，整个过程顺利无遇阻现象。

1　长宁地区页岩气开发难点

长宁H6平台清洁环保化生产要求通过减少钻井液有害化学物质和有毒化学处理剂来降低油基钻屑的处理难度，提高钻井液回收利用率，实现清洁化生产。

长宁区块构造位置川南古坳中隆低陡构造区与娄山褶皱带之间，属于构造复合体。地层倾角起伏大，地层应力分布不规律，无法求得规律性地层坍塌压力和漏失压力；龙马溪地层岩性成份复杂，碳质含量高，层理发育，水平段易垮塌。钻井液安全密度窗口需要现场根据井下情况实时调整。通过利用钻井液强封堵性和化学抑制性来克服地层坍塌压力不明确的瓶颈。

2　油基泥浆体系优选

通过对H6平台已完钻的H6-1井油基泥浆水平段使用效果总结，认识到长宁区块页岩气开发井属于典型的窄密度钻井窗口。储层水平段井壁稳定控制难度大，龙马溪组上部裂缝发育，地层承压能力弱，要求泥浆比重低，下部地层井壁易剥落，要求泥浆比重高，同一套泥浆体系很难满足。利用泥浆密度控制井壁稳定性空间有限，在综合考虑体系高温高压稳定性、流变性、封堵性及强抑制性后，最终优选配方如下：

基础油+30%CaCl2水溶液（质量体积比为25%～35%）+（3%～5%）主乳化剂+（2%～3.5%）辅乳化剂+ （2%～3%）润湿剂+（1%～1.5%）流型调节剂+（2%～3.5%）降滤失剂+（2.5%～3%）多级粒子硬性封堵剂+ （1%～2%）塑性封堵剂+（1.5%～2.5%）液相封堵剂+ （1.0%～1.5%）CaO+重晶石（视密度而定）。

2.1环保型评价

常规油基泥浆具有强抑制性、抗高温、抗污染能力强及储层保护的同时，也存在着显著的环保问题，废弃油基泥浆及钻屑含有大量酚类化合物、矿物油及有毒物质，对环境造成污染。本次合成基钻井液配方优选既要满足钻井工程安全、优质、快速、高效的需求，还要满足环保排放标准，不污染井场及周围的环境，不影响施工人员的健康安全等条件。

针对H6平台储层特点，采用以白油和人工合成酯为基液的合成基无土低固相钻井液，特点是芳烃含量低、环保型处理剂、无腐蚀性、生物毒性低和良好的热稳定性，符合工业生产环保要求。无土低固相有效减小油基泥浆对井场及储层的污染，同时大大降低岩屑处理难度。合成基钻井液抗地层水污染强、抑制页岩矿物水化分散效果好，有利于井壁稳定和钻井提速。

2.2强封堵性

龙马溪储层矿物组成复杂，微裂缝发育，易水化剥落，发生井壁失稳，要求钻井液具有强封堵能力。根据H6-1实钻经验，在储层龙马溪页岩地层斜井段和水平段钻进时，在泥浆体系中加入刚性和弹性结合随钻单向压力封堵剂及碳酸钙1250/325，封堵剂以碳酸钙为主，以碳酸钙325及刚性随钻封堵剂对微裂缝进行桥接，塑性随钻封堵剂进入并填充桥接孔隙，最后由碳酸钙1250配合塑性封堵剂进行表面覆盖和修复，达到高效封堵微裂缝的目的，避免井漏恶性事故的发生。

在室内实验室对已筛选出的合成基钻井液体系的封堵性能进行了实验，通过FANN渗透堵漏仪（PPA）进行封堵性测试。本次使用体系封堵效果如表1所示。

表1　钻井液体系封堵性测试数据

实验测试用岩芯板的渗透率为10mD、100mD、1000mD，在120℃、25MPa条件下，经过实验，滤失量均为0，说明该体系具有良好的封堵性能。

2.3化学抑制性

H6-1井施工情况可以得到长宁地区龙马溪页岩储层地层应力敏感，当地层被打开时，地层应力分布受到破坏，机械支撑不准确，另外长宁区块页岩储层属于弱水敏地层，但裂缝发育2～10μm，极易受到泥浆或滤液侵入发生井壁失稳。因此本体系钻井液着重考虑了对油基泥浆HTHP失水和水相活度的控制，控制合适的HTHP滤失量，太少可以减少滤液渗入微裂缝，但不利于形成坚韧的泥饼。同时保持较低的水相活度，从化学上解决井壁失稳问题。

3　现场应用

H6-6井在使用空气钻井钻穿石牛栏组进入龙马溪组后，在井深2081m处转化为合成基钻井液体系。地层倾角范围为下倾6.7°～9.2°，在井深2990m进入A靶后，根据先期临井地层对比和随钻伽马测量值的导向，以80°～83°井斜实时调整轨迹，实施水平段钻进，最终在井深4340m完钻，水平段长度为1350m。

3.1环保型合成基钻井液应用效果

本次H6-6井优选精制工业白油和人工合成酯作为合成基钻井液的部分基础油，经过减压蒸馏馏分，两次加氢精制而成，严格控制芳烃含量在5%以内，同时将合成酯在基础油中含量提高至35%以上，从钻井源头降低环境污染和后期钻屑处理难度。H6台MI SWACO公司采用甩干机脱干法配合离心机对钻屑进行现场处理，通过甩干机处理出来的岩屑含油量低于5%～7%时，否则做重复处理，钻屑被回收到岩屑处理厂，进一步经过岩屑分馏法的处理，使白油质量分数低于1%，完全可以满足API排放标准。从甩干机出来的液相经过离心机的进一步处理可作为钻井液基础油循环利用，从而达到节能减排的目的。

基础油在岩屑上的滞留量对控制或减少基础油损失及环境污染起着重要作用。粘度影响钻井液在岩屑上的滞留量，基础油粘度越高，钻井液在岩屑上残留量越大。其他影响因素包括乳化剂、润湿剂及基础油的化学性质。

表2　不同钻井液岩屑处理效果对比

由表2可以看出使用环保型合成基钻井液，岩屑处理效果明显好于H6-1的全白油基钻井液，主要原因在于H6-6井合成基钻井液采用两次精制低毒白油和合成酯作为基础油，有效控制基础油的粘度和芳烃、重质油等有害成份的含量，通过红外光法测定合成基钻井液中芳烃含量大大低于白油基钻井液。重质油成份含量越低，处理钻屑除油率越高，这是H6-6井岩屑处理后含油量低于H6-1井的原因。

其次合成基钻井液的乳化剂、润湿剂及流行调节剂等钻井液处理剂全采用符合API环保标准的低毒、无毒材料，也在很大程度上降低了钻井液及钻屑的污染。

3.2保证井壁稳定技术措施

（1）采用试钻法确定合理的钻井液密度。页岩储层应力系统复杂，无法获得规律性井下坍塌压力剖面，钻井液密度窗口的控制需要现场尝试性确定。长宁H6-1井水平段钻井液采用2.06～2.08g/cm3，多次出现黑色页岩掉片（3cm×3.5cm），在逐步提到密度至2.1g/cm3发生了漏速为5～8m3/h的井漏，低排量和加随钻堵漏剂无果，最后降低比重至2.04～2.06g/cm3恢复正常，现场分析是由于钻井液激动压力太高、及钻具刚性强，机械性碰撞井壁引起井壁失稳，诱发井漏复杂情况。

为验证结论合理性，H6-6井全井段采用普通钻杆和无磁承压钻杆，避免使用加厚钻杆和无磁钻铤，上提下放钻具及倒划眼钻压及扭矩（8～10kN·m）无异常波动。水平段钻井液采用如表2低密度和低流变性性能，在停泵接立柱时观察出口钻井液已断流，证明1.9g/cm3的比重可以平衡地层压力。接完立柱没有泵压峰值出现（因静切力过高引起开泵困难），1个循环周后观察振动筛无明显掉块返出。

（2）优选合理钻井液流变性能及滤失量。由于长宁龙马溪储层倾角变化大，水平段井眼轨迹差。井底当量循环压力偏高，地层裂缝发育，存在井筒“呼吸效应”，容易形成诱导性井漏和井壁失稳。

钻井液流变性如表3所示，采用了较低的流变性以最大限度降低ECD和泵压，控制井底循环当量密度附加值小于0.1g/cm3；该井在井深4200m、排量1670L/min的条件下，泵压仅为19～20.5MPa；在满足钻井液低流变性，减小井筒“呼吸效应”的同时，要保证钻井液悬浮力和井眼清洁能力。根据现场经验，具体措施如下：

①R3控制在6以上，保证钻井液悬浮重晶石能力；R6控制在井眼尺寸的1.1～1.3倍，确保井眼清洁，接立柱开泵下放钻具顺利。

表3　钻井液流变性及滤失量性能表

②乳化剂加量应不低于2%，动塑比由初始0.18增加至0.31，流变性明显得到改善。钻井过程中岩屑携带顺利，水平段无岩屑床，起下钻顺利。

③要严格控制HTHP滤失量，失水量控制合理。H6-6井在进入水平段2990～3081m期间，钻井液比重超过1.90g/cm3后，发生2～5m3/h的漏失；将比重降低至1.84g/cm3以下，振动筛返出2cm×3cm的黑色页岩掉块。采用强封堵型钻井液处理剂后，从井深3100～4340m完钻，钻井液比重从1.88g/cm3提高至1.97g/cm3，未发生钻井液漏失。

（3）高效物理封堵性。长宁页岩地层层理结构强、微裂隙发育，特别强调泥饼形成过程中的硬封堵、软封堵及粒子级配。优化粒子尺寸分布和硬塑性粒子配比是提高泥饼封堵性的有效措施。H6-6进入页岩地层后，提高封堵能力的措施如表4所示。

表4　钻井液封堵剂明细表

H6-1井下Ø139.7mm套管至水平段时，套管每根带一个Ø205mm扶正器，需要开泵旋转下放，环空压耗比正常钻进大，地层发生微漏失；而停泵后，钻井液出口不断流，地层返吐钻井液。开泵循环测后效，又无明显气测值，分析论证地层微裂隙存在圈闭压力。下套管57.5h，共计漏失钻井液17m3。而H6-6井60h，共计损失钻井液2.7m3，由此可见，长宁H6-6井三开油基钻井液的封堵能力比H6-1井大大增强，有效控制了页岩裂隙和微裂隙在钻井液侵入后发生渗漏的复杂情况。

（4）化学抑制性。页岩储层微裂隙发育，三开合成基钻井液不仅增强了物理封堵性，更提高了化学抑制性。页岩地层中水平段井壁的坍塌压力大于同层直井井眼井壁的地层坍塌压力，加之钻井液侵入微裂缝形成毛细管力诱发页岩层理间剥落，结果均会造成井壁失稳。实验测得地层流体的活度范围在0.56～0.74之间，钻井液活度值保持在低于页岩地层流体活度0.15左右，充分保证由于新浆乳化不充分、高温高压不稳定或粒度分布不均，造成HTHP失水突然增大，或滤液有水产生页岩层理间毛细管压力和页岩膨胀造成井壁失稳。

①密切监测油水比、碱度、氯根离子含量等数据，结合钻井新进尺及蒸发消耗量，给体系补充20%～35%氯化钙水溶液3.5～5m3。

②如表3使体系维持较高的破乳电压，每班至少测2次破乳电压。及时预防地层出水破坏泥浆性能，钻井液水分消耗过大，使盐浓度过高而析出盐晶体，均会造成钻井液破乳电压下降。

3.3长宁H6-6井保证井下安全工程技术措施

为保证井壁稳定，避免井漏发生，采取以下技术措施：

（1）钻井液低流变性，三开使用双泵1600L/min大排量钻进，控制顶驱转数30～40r/min，接立柱前根据扭矩变化情况划眼1～2边，必要时倒划眼，目的是破坏岩屑床和虚泥饼，避免井眼不清洁引起压力剧烈波动（甚至憋泵），诱发井塌。

（2）进入水平段后，严禁随意增大钻具组合刚性，避免钻具刚性过强，机械性碰撞引发井壁失稳。

（3）每次接完立柱或起下钻后初次开泵前，先旋转钻具破坏钻井液的静切力，再缓慢开泵顶通，至正常排量，避免激动压力造成井壁失稳、井漏。

（4）页岩储层是典型的压力敏感地层，易出现掉块，严禁长时间定点循环和旋转钻具，应选择下划、上提或倒划眼方式活动钻具；接立柱坚持“晚停、早开”的原则，减少停泵真空期；钻具在井眼中静止时间不超过3min，活动钻具不小于6m。