绒囊钻井液在三交区块勘探应用的可行性研究

冯建秋，王 凯，陈倩倩，贾 萌，陈亚琪，聂帅帅.

(1.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028；2.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

绒囊钻井液在三交区块勘探应用的可行性研究

冯建秋1，王 凯1，陈倩倩1，贾 萌1，陈亚琪1，聂帅帅2.

(1.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028；2.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

为解决三交区块煤层气分支水平井钻井液漏失、井壁失稳、储层伤害严重等问题，通过室内对比试验，分别测定清水钻井液、绒囊钻井液注入后的煤岩柱塞单轴抗压强度、注入端压力和渗透率恢复值。清水钻井液、绒囊钻井液注入后的煤岩柱塞单轴抗压强度分别降低23.3%、提高43.3%，表明绒囊钻井液防塌能力较强；清水钻井液、绒囊钻井液驱替煤岩柱塞注入压力分别为1.7 MPa、18 MPa，表明绒囊钻井液封堵能力较强；清水钻井液、绒囊钻井液污染后煤岩柱塞渗透率恢复值分别为53%、87%，表明绒囊钻井液储层伤害程度较低。邻区LL-1五分支水平井绒囊钻井液煤层钻进控制漏失速度在2 m3/h以下；JX-1井绒囊钻井液煤层钻进井壁稳定，日产气量达3200 m3/d。现场应用效果与室内试验结果一致，说明绒囊钻井液满足稳定井壁和防漏堵漏的要求，在三交区块分支水平井应用绒囊钻井液具有一定的可行性。

煤层气；钻井；钻井液；井壁稳定；储层伤害；绒囊

三交区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带中段，主体构造位于华北地块次级构造单元河东块凹之，表现为向西倾斜的单斜构造。地层从上到下依次为下古生界、上古生界、中生界及新生界。区块煤层构造简单，整体呈西倾单斜构造，地层倾角在5°左右，在单斜背景上发育一系列低幅度挠曲微构造。区块北部呈北东走向、倾向北西；中南部走向发生偏转，走向近南北、倾向西。全区未见大型断层，仅在区块南缘发育2条近东西向正断层、落差200余米，区内未见火成岩体出露。

区内煤层气勘探工作始于20世纪80年代，山西组3+4+5号煤和太原组8+9号煤为主要开发煤层，埋深300～2000 m不等，煤层气赋存条件较好。镜质体反射率为1.11～1.34，属于中阶煤。2002年，试验井产量约1×104m3，产气效果较好。

为节约用地和提高单井产量，区内开发多采用分支水平井。为防止生产过程中井眼坍塌，控制煤粉量，钻井后下PE筛管完井。由于煤质松散，钻井过程中经常出现井漏、井塌现象。且随着深部煤层的开发，分支井成井难度进一步加大，储层污染更为严重。因此，三交区块急需一种防漏、防塌以及低伤害的钻井液，为后续顺利完井和排采提供良好的基础条件。

1 钻井液技术难点与对策

三交区块在整个河东煤田中部，北部为临兴—柳林区块，南部为石楼—大宁吉县区块。区内以多分支水平井开发为主，一开膨润土钻井液，二开聚合物钻井液，三开煤层钻进多采用清水钻井液。从三交区块实钻情况来看，煤层钻进均存在不同程度的漏失和卡钻现象，与柳林、大宁吉县区块较为类似。但是，三交区块开发以分支水平井为主，分支段漏失控制、坍塌控制以及储层控制的难度更大。

1.1 钻井液技术难点

煤层是孔隙和割理—微裂隙双重孔隙介质，井漏是常见的井下事故[1]。水平分支井长裸眼钻进当量循环密度增加，漏失概率增加。三交区块部分煤层压力系数低至0.5，清水钻井液煤层钻进易漏失[2]。

受构造活动的影响，区内碎裂煤、碎粒煤发育，煤质疏松，易坍塌。清水钻进时，煤层顶底板及煤层夹矸中泥页岩吸水膨胀，易产生掉块。为保证长水平裸眼段井壁稳定，需提高钻井液密度。但煤层压力系数低，会进一步引起井漏。三交区块多分支井钻进分支段坍塌严重。如SJ-A井M1主支钻至976.00 m时滑动困难，拖压严重，结束钻进。后起钻至880.00 m侧钻L1(M1)，钻至1023.00 m卡钻。在打捞钻具的过程中破坏了井壁稳定性，导致井报废，造成了严重的经济损失。

卡钻引起的交变应力致使煤剪切破坏[3]，产生的大量煤粉不仅会堵塞流动通道，也为后面排采增加了难度。三交区块煤层气井排采前期出煤粉严重，平均卡泵2次[4]。

水平井段钻进过程中清水携岩能力低，易在井筒内形成岩屑床，造成钻井时泵压升高、摩阻增大，影响井下安全[5]。因此，每钻进50～100 m实施划眼循环，这不仅影响工程进度，也未从根本上解决携岩问题。

煤层微孔微裂隙发育，具有较强的毛管自吸力，侵入煤层的钻井液以液相圈闭、固相堵塞及流体敏感等形式损害煤层渗透率[6]。与常规的砂岩气不同的是，钻井液侵入煤层会进一步影响甲烷气的解吸和扩散，导致产气量下降[7]。区内煤层清水钻进井下复杂事故频发，严重伤害了储层。

综上，三交区块清水钻井液携岩能力差，井下坍塌严重，且造成了较为严重的储层伤害。清水钻井液不仅制约了分支井成井，更进一步降低了气井产量。

1.2 钻井液技术对策

为实现三交区块深部煤层气的顺利开发，首先应当保证分支水平井井眼质量完好。由于三交区块多种煤体共生，多压力层系共存，漏失、坍塌严重，单一功能的钻井液往往不能保证顺利成井。

目前，能较好地解决油气井坍塌、漏失问题的流体是绒囊流体。绒囊能够以分压、耗压或者撑压封堵流动通道，且封堵具有高承压性[8]，以堆积、拉抻、填塞等形式提高地层承压能力[9]，已应用到油气井修井[10]、砂岩地层重复转向酸化[11]、油井原缝无损重复压裂[12]、非产水煤层转向压裂[13]、高产水煤层堵水压裂[14]、高矿化度地层堵水[15]等技术领域。

煤层气绒囊钻井液是以绒囊流体为基础研发，针对煤层易坍塌、易漏失、易水化膨胀、亲油等特点，在分子的可降解性、表面润湿性、封堵强度等方面做了较大调整，具有防塌、防漏、可降解、低污染等优点，是一种适合煤层气钻井的新型钻井流体。目前，绒囊钻井液已经解决吉X井[16]、沁平12-11-3H六分支水平井[17]等煤层钻进中的漏失、坍塌问题，实现动态安全密度窗口钻井[18]。且绒囊与煤层配伍[19]。因此，用绒囊钻井液解决三交分支井漏失、坍塌和储层伤害问题，具有一定的可行性。

2 室内试验

室内采用常规搅拌器，采用煤层气钻井用绒囊4种主处理剂配制绒囊钻井液，配方：(1.5%～2.0%)囊层剂+(1.0%～1.5%)绒毛剂+(0.2%～0.4%)囊核剂+(0.4%～0.6%)囊膜剂。室内采用含流体状态下煤岩单轴抗压强度试验对比评价绒囊钻井液、清水钻井液的防塌能力；采用流体封堵煤岩柱塞后封堵区域承压试验对比评价绒囊钻井液、清水钻井液的封堵能力；采用驱替试验对比评价绒囊钻井液、清水钻井液对煤基质的伤害程度。

2.1 防塌能力测试

选取三交 9 号煤层Ø25 mm的煤岩柱塞6 枚。在温度25 ℃、围压9 MPa、回压0.5 MP下，将清水钻井液、绒囊钻井液分别从入口端注入煤岩柱塞中，加压驱替1 h后停止。测定2组干煤岩、2组注入清水钻井液的煤岩、2组注入绒囊钻井液的煤岩的单轴抗压强度。6枚柱塞的单轴抗压强度如图1所示。

图1 干煤岩柱塞和含流体煤岩柱塞的单轴抗压强度Fig.1 Dry coal rock and fluid-bearing coal rock uniaxial compressive strength

(1)清水钻井液降低煤岩抗压强度。

从图1可以看出，干煤岩柱塞单轴抗压强度分别为2.7 MPa和3.3 MPa，平均为3.0 MPa；注入清水钻井液的煤岩柱塞单轴抗压强度分别为2.1 MPa和2.5 MPa，平均为2.3 MPa；清水钻井液降低煤岩柱塞单轴抗压强度分别为22.2%和24.2%，平均为23.3%。说明三交区块清水钻井液侵入煤层后，煤抗压强度降低，解释了三交区块煤层清水钻进的井壁失稳原因。

(2)绒囊钻井液提高煤岩抗压强度。

从图1可以看出，干煤岩柱塞单轴抗压强度分别为2.7 MPa和3.3 MPa，平均为3.0 MPa；注入绒囊钻井液的煤岩柱塞单轴抗压强度分别为3.9 MPa和4.7 MPa，平均为4.3 MPa；绒囊钻井液提高煤岩柱塞单轴抗压强度分别为44.4%和39.4%，平均为43.3%。说明绒囊钻井液可以提高三交区块的煤强度，保证井壁稳定。

综上，注入清水钻井液的三交区块煤岩柱塞单轴抗压强度降低23.3%，注入绒囊钻井液的煤岩柱塞单轴抗压强度提高43.3%。说明绒囊钻井液能够提高煤的强度，能够解决煤层井壁稳定问题。

2.2 封堵能力测试

选取三交 9 号煤层Ø38 mm的煤岩柱塞2枚。在温度25 ℃、围压9 MPa、回压0.5 MPa下，分别用清水钻井液、绒囊钻井液驱替岩心，记录驱替压力随时间的关系，如图2所示。

图2 流体注入压力与时间的关系Fig.2 The relationship between injection pressure and time of coal rock

(1)清水钻井液封堵能力差。

从图2可以看出，清水钻井液驱替煤岩柱塞驱替压力随时间变化曲线平缓，驱替压力稳定在1.7 MPa左右；同时，观察柱塞出口端发现有液体流出，说明清水钻井液未能封堵煤岩柱塞中的流动通道。

(2)绒囊钻井液封堵能力强。

从图2可以看出，绒囊钻井液驱替煤岩柱塞30 min迅速起压，1 h后驱替压力上升至18 MPa；同时，观察柱塞出口端发现，无液体流出。说明绒囊钻井液成功封堵了煤岩柱塞中的流动通道。

综上，清水钻井液驱替煤岩柱塞压力不足2 MPa，而绒囊钻井液驱替压力达18 MPa，说明绒囊钻井液封堵性能好，防止煤层钻进漏失。

2.3 煤储层伤害程度测试

选取三交9号煤层Ø38 mm的煤岩柱塞4枚。先以氮气为驱替介质，测量渗透率；再分别用清水钻井液、绒囊钻井液作为驱替介质，污染1 h；最后用氮气作为驱替介质，测量污染后的渗透率。试验2组，1#和2#柱塞采用清水钻井液污染，3#和4#柱塞采用绒囊钻井液污染，4个柱塞污染前后的渗透率见表1。

表1 流体污染后煤岩柱塞渗透率恢复值Table 1 Recovery rate of coal rock permeability after fluid contamination

(1)清水钻井液煤储层伤害程度高。

从表1可以看出，清水钻井液污染后的煤岩柱塞渗透率恢复值分别为56.00%和50.00%。说明清水钻井液侵入煤层后，降低煤层渗透率一半以上，污染严重。

(2)绒囊钻井液煤储层伤害程度低。

从表1可以看出，绒囊钻井液污染后的煤岩柱塞渗透率恢复值分别为89.96%和84.21%。说明绒囊钻井液侵入煤层后，渗透率恢复值在80 %以上，伤害程度低。

综上，清水钻井液伤害煤岩柱塞渗透率不足原来的50 %，而绒囊钻井液伤害后柱塞渗透率恢复值在80 %以上，绒囊钻井液对煤具有低伤害性，利于储层保护。

3 现场配制维护工艺

绒囊钻井液现场施工应注意两个方面：一是配制出性能符合设计的绒囊钻井液；二是钻进过程中实时监测钻井液性能，补充处理剂并维护其性能。

3.1 绒囊钻井液配制工艺

依据室内试验配方，先在配浆罐中依次加入清水、囊层剂和绒毛剂，搅拌20～30 min；再缓慢加入囊核剂和囊膜剂，搅拌20～30 min；最后加入适量甲酸盐。待处理剂完全溶解后，测定钻井液性能。

配制的绒囊钻井液密度为0.85～1.20 g/cm3，表观黏度为15～30 mPa·s，塑性黏度为8～15 mPa·s，动切力为7～14 Pa，动塑比为0.5～1.2 Pa/(mPa·s)，pH值为8～10。

3.2 绒囊钻井液维护工艺

日常维护要求每2 h测量漏斗黏度、密度，每4 h测量密度和流速。同时，全天候使用固控设备，清除钻井液中无用固相，维持钻井液表观黏度在20 mPa·s左右。否则固相含量高，塑性黏度变大，动塑比维持需要较高的动切力；此时钻井液的表观黏度过高，不仅钻井液性能变差，还会进一步影响机械钻速。

为保证井眼清洁，维持钻井液动塑比在0.5 Pa/(mPa·s)以上，保证水平段钻井液的携岩能力良好，防止形成岩屑床。当动塑比低于0.5 Pa/(mPa·s)时，加入绒毛剂，或者是加入囊核剂并辅以囊膜剂。

为保证井壁稳定，绒囊钻井液密度应在合适的范围内。绒囊密度越低，形成的囊泡数量越多，封堵性能越好。但是，绒囊防塌不仅仅依靠囊泡封堵，还需要引入甲酸盐以适当提高密度。加入甲酸盐一方面可以平衡高压力地层，另一方面提高了绒囊钻井液的抑制性，保证井壁稳定。

4 钻井实例

目前，绒囊钻井液在柳林、大宁吉县区块成功应用10余口井。柳林、大宁吉县紧邻三交，工程、地质特征相近，且同属于河东煤田，绒囊钻井液在2个区块的成功应用为三交提供了经验和指导。

4.1 LL-1井绒囊钻井液现场应用

LL-1井是位于鄂尔多斯盆地吕梁复背斜翼的一口五分支水平井。三开五分支水平段平均井深为1000 m，5#煤层裂隙发育的漏失问题，长裸眼、长时间浸泡的井壁稳定问题，水平段的润滑降摩阻问题以及井眼清洁问题更为突出。

LL-1井三开水平分支段采用绒囊钻井液钻进。绒囊钻井液密度为0.90～0.98 g/cm3，漏斗黏度为30～50 s，塑性黏度为8～14 mPa·s，动切力为7～14 Pa，动塑比为0.85～1.10 Pa/(mPa·s)，pH值为9～10。

5个分支钻进时均出现漏失，漏失速度在5 m3/h左右。加入囊核核剂、核囊层剂，产生更多囊泡，降低体系密度，提高封堵能力，漏速控制在2 m3/h以下，顺利完钻。纯钻时间624 h，平均机械钻速7.5 m/h，取得了较好的工程效果。

4.2 JX-1井绒囊钻井液现场应用

JX-1位于鄂尔多斯盆地东部晋西挠褶带南段，是国内煤层气首例长距离、大口径、煤层下套管压裂的水平对接井。由于煤层水平段钻进距离长，煤质较软，易发生坍塌掉块，引发井下复杂。

JX-1井三开1208.80～1981.45 m采用绒囊钻井液钻进。绒囊钻井液密度为1.14～1.19 g/cm3，漏斗黏度为45～50 s；表观黏度为15～ 30 mPa·s，塑性黏度为8～15 mPa·s，动切力为7～13 Pa，动塑比为0.5～0.8 Pa/(mPa·s)，pH值为8～10。

绒囊钻井液钻进无复杂情况发生，平均机械钻速为5.6 m/h，取得了较好的工程效果。排采日产气达3200 m3/d，说明绒囊钻井液并未对储层造成严重的伤害。

5 结论

(1)室内对比试验表明，相对于清水钻井液，绒囊钻井液封堵能力、防塌能力较强，储层伤害程度较低，满足三交区块煤层钻进防漏、防塌和低伤害的要求。

(2)现场应用表明，绒囊钻井液能够解决长裸眼水平段的井壁失稳问题，且对煤层具有低伤害性。因此，在三交区块分支水平井应用绒囊钻井液是可行的。

(3)绒囊钻井液可依据地层情况实时调整性能，满足不同钻井方式的需要。适用性强，但前提是要维护得当。

(4)绒囊钻井液应用效果评价应进一步与排采结合，寻找漏失控制、坍塌控制和储层伤害控制集一体的最优流体性能。

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FeasibilityStudyontheApplicationofFuzzy-ballDrillingFluidinSanjiaoBlock

Feng Jianqiu1, Wang Kai1, Chen Qianqian1, Jia Meng1, Chen Yaqi1, Nie Shuaishuai2

(1.PetroChinaCoalbedMethaneCo.,Ltd.,Beijing100028,China; 2.CollegeofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

In order to solve the problems of lost circulation, borehole instability and serious reservoir damage in horizontal branch wells of coalbed methane in Sanjiao block, the strength of coal and rock plunger after injection of water drilling fluid and fuzzy-ball drilling fluid was measured by indoor experiment, injection pressure and permeability recovery values. Water drilling fluid reduced the uniaxial compressive strength of coal and rock plunger 23.3%, fuzzy-ball drilling fluid improved the uniaxial compressive strength of coal and rock plunger 43.3%. The plunger pressures of fuzzy-ball drilling fluid and water drilling fluid were 1.7MPa and 18MPa. The recovery values of coal and rock plunger permeability of clean drilling fluid and velvet drilling fluid pollution were 53 % and 87%. The leak rate of drilling fluids of coal seam drilling in LL-1 branch horizontal well was less than 2m3/h. JX-1 fuzzy-ball well’s drilling in coal seam was stable and the daily gas production was 3200m3/d. The results of field application were consistent with the results of laboratory experiments. It showed that the fuzzy-ball drilling fluid meets the requirements of borehole stability and lost circulation prevention and control, and it was feasible to use fuzzy-ball drilling fluid in horizontal wells of Sanjiao block.

CBM; drilling; drilling fluid; borehole stability; reservoir damage; fuzzy-ball

TD842

A

国家科技重大专项“煤层气钻完井及增产改造技术示范工程”(2016ZX05064002)资助。

冯建秋(1985—)，男，工程师，主要从事煤层气钻井工程技术管理方面的工作。邮箱：fjq.2009@163.com.