高性能水基钻井液在长宁页岩气区块研究与应用

2019-02-27万伟,葛炼

钻采工艺 2019年1期

万伟, 葛炼

(川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司)

长宁页岩气区块目的层位于志留系龙马溪组，常采用油基钻井液，其具有很强的抑制水化、润滑降阻、抗地层损害以及保护储层的能力。随着我国新环保法的正式实施，废弃油基钻井液和油基钻屑对环境影响的要求也更加严格，成为困扰采用油基钻井液开采页岩气井的重大难题。目前，在川渝地区部分高陡构造区块和富含大段破碎性页岩区块采用及时封堵防塌水基钻井液体系，但在长期使用过程中，仍会出现钻井液性能不能完全满足井下需求[1-9]。因此，为解决以上难题，必须研究一套高性能水基钻井液技术，达到提高勘探开发效益、降低环境保护压力的目的。

一、研究思路

本文以长宁页岩气区块龙马溪组页岩为研究对象，首先，对其矿物成分和微观结构进行分析，根据分析结果找出井壁失稳的主要原因，从而提出高性能水基钻井液维持井壁稳定的技术措施。其次，根据提出的技术措施，通过对封堵剂、润滑剂和抑制剂等核心处理剂的优选及评价，建立一套高性能水基钻井液体系，保证其具有满足长宁页岩气水平井长水平段钻井作业过程中所需的技术要求。最后，由于该区块所有井的井身结构、井下工具、钻井参数相似，故其在钻井液性能、机械钻速和井径扩大率等方面均具有较高的可比性，能够很好地反应高性能水基钻井液现场应用效果。

二、页岩矿物成分分析

页岩矿物成分分析采用的测定方法是目前国际上应用最广泛的X射线衍射(XRD)分析法，结合我国石油行业标准《沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X衍射分析方法》，对长宁页岩气区块龙马溪地层取心获得的12个岩样进行分析。

根据分析可知，长宁页岩气区块龙马溪地层的黏土矿物含量分布为9.98%～15.34%，硬脆性高的石英和斜长石含量分布为56.97%～66.20%，硬脆性较高的方解石和白云石共计含量分布为20.54%～25.77%。其中，黏土矿物中含有的非膨胀型黏土矿物伊利石、高岭石和绿泥石共计含量分布为79.7%～93.7%，膨胀型黏土矿物蒙脱石含量为0.0%，伊蒙不规则间层含量分布为6.3%～20.3%。由此可知，该区块龙马溪地层页岩以非膨胀型黏土矿物和硬脆性矿物为主，硬脆性越大，页岩越易形成网状微裂缝，钻进过程中就越容易出现掉块和破碎性跨塌。钻井液设计与性能优化过程中，硬脆性垮塌才是龙马溪地层稳定井壁的主要矛盾。

三、页岩微观结构分析

通过页岩矿物成分分析可知，页岩地层岩性硬脆、层理发育，页岩内部发育有大量层理和微裂缝，在层理和裂缝之间相应形成的大量弱面将对页岩力学强度产生显著影响。因此，对长宁页岩气区块龙马溪地层页岩微观结构采用电镜扫描直观反映页岩中微裂缝是否发育、发育程度以及微裂缝开度大小，是钻井液设计与性能优化的重要辅助方法。

图1 页岩电镜扫描照片

根据图1电镜扫描照片可知，该区块龙马溪地层页岩含有大量开度为亚微米级的微裂缝，且水平层理发育，呈片状分布。该特性使得页岩在外力的作用下极易沿层理或微裂缝面破坏，导致井壁失稳。同时，在钻井正压差和毛细管力作用下，钻井液中的液相沿微裂缝侵入，极易诱发水力尖劈，加剧井壁失稳。由此可知，在该区块龙马溪地层钻进过程中，维持井壁稳定应着重立足于控制钻井液中的液相浸入量和浸入深度，保持钻井液具有较强的封堵能力和失水控制能力，这将是钻井液设计与性能优化过程中必须解决的关键问题。

四、高性能水基钻井液技术措施

本文引入刚性封堵剂和柔性封堵剂进行复配，同时使其在钻井液内具有适度的级配和分散状态，在钻井液发生极少量滤失时填充、封堵微裂缝，短时间内即可阻止液相的侵入，使其具有较强封堵能力。通过以下三项技术措施使其具备更加优质性能：①优选高效润滑剂，尤其是适用于高密度水基钻井液的润滑剂，同时复配防泥包处理剂，从而达到降低摩阻的目的；②加入流型调节剂以提高钻井液动塑比和低转速下有效黏度，改善环空钻井液携岩效果，增强钻井液悬浮和携岩能力；③辅以一定量的复合抑制剂，不仅能够防止伊蒙不规则间层吸水造成的井壁失稳，而且对改善高密度钻井液流变性具有一定作用。

五、高性能水基钻井液体系配方及性能评价

根据以上高性能水基钻井液技术措施，通过对刚性封堵剂、柔性封堵剂、高效润滑剂、流型调节剂和抑制剂等核心处理剂的优选及评价，针对长宁页岩气区块建立了一套密度2.10 g/cm3、抗温130℃的高性能水基钻井液体系，并将该体系与目前常用于破碎性地层的及时封堵防塌钻井液和目前用于页岩气井水平段的防塌油基钻井液进行了性能、封堵性、润滑性和抑制性等方面的评价对比，其成果配方为：0.6%聚合物降滤失剂+8%树脂降滤失剂+4%抗盐降滤失剂+10%有机盐抑制剂+6%无机盐抑制剂+1.5%复合乳化剂+3%常规润滑剂+5%高效润滑剂+2%流型调节剂+3%改性沥青封堵剂+4%刚性封堵剂+0.5%碱性调节剂+重晶石。

表1 不同钻井液体系的基本性能

1. 基本性能评价

按照成果配方配制密度为2.10 g/cm3的高性能水基钻井液，同时配制相同密度的及时封堵防塌和防塌油基钻井液，将其在130℃条件下恒温滚动16 h，冷却至室温搅拌20 min，50℃条件下测试其流变性、API滤失量以及HTHP滤失量等，见表1。

根据表1可知，在上述三种钻井液体系中，高性能水基钻井液具有最低的黏度和切力，在保证能够悬浮重晶石的前提下有利于钻井液形成紊流携带岩屑，同时，高性能水基钻井液API滤失量和HTHP滤失量均较低，优于之前采用的及时封堵防塌钻井液，与目前页岩气区块常用的防塌油基钻井液相近，表明其具有很好的失水控制能力。

2. 封堵性评价

钻井液的封堵防塌能力是适用于长宁页岩气区块的高性能水基钻井液面临的首要技术难题，如何有针对性的评价钻井液体系封堵性是关键。本文通过测定钻井液在不同时间点HTHP滤失量和砂床侵入深度对不同钻井液体系的封堵性进行评价，数据分别见图2和图3。

根据图2、图3可知，在上述三种钻井液体系中，高性能水基钻井液HTHP滤失量最低、砂床侵入深度最小，同时，在10 min以后，其HTHP滤失量和砂床侵入深度不发生变化，说明高性能水基钻井液在具有最强的封堵性的同时，封堵速度也是最快的，具有最高效的封堵效果。

图2 不同时间点的HTHP滤失量

图3 不同时间点的砂床侵入深度

3. 润滑性评价

长宁页岩气水平井水平段长达1 500 m以上，为避免在长水平段钻进过程中发生托压或黏附卡钻而导致的井下复杂事故，钻井液体系必须具有很好的润滑性。本文通过测定钻井液的极压润滑系数(EP)、滤饼黏附系数(Kf)和滤饼黏滞系数(Km)等对不同钻井液体系的润滑性进行评价，数据见表2。

表2 不同钻井液体系的润滑性

根据表2中的数据可知，由于不同钻井液体系基础液的区别，防塌油基钻井液润滑性始终优于其他两种水基钻井液，甚至在对防塌油基钻井液的滤饼黏附系数(Kf)进行测试过程中，因其润滑性高而发生未黏附导致数据未测出。高性能水基钻井液的极压润滑系数(EP)、滤饼黏附系数(Kf)和滤饼黏滞系数(Km)优于及时封堵防塌钻井液，且与防塌油基钻井液十分接近，说明其具有很好的润滑性。

4. 抑制性评价

尽管长宁区块龙马溪地层页岩以非膨胀型黏土矿物和硬脆性矿物为主，仅含有少量的伊蒙不规则间层，为了不发生因黏土矿物水化膨胀引的井壁失稳垮塌，钻井液体系具有一定的抑制性。按照我国石油天然气行业标准，对不同钻井液体系的抑制性力进行基本测试。同时，为了更好的反应各种抑制剂的敏感性，采用毛细管吸收时间测试法(CST)对各种钻井液体系的抑制性进一步进行对比评价，数据见表3。

表3 不同钻井液体系的抑制性

根据表3中的数据可知，由于不同钻井液体系基础液的区别，防塌油基钻井液抑制性始终优于其他两种水基钻井液。高性能水基钻井液在滚动回收率、线性膨胀率、毛细管吸收时间等方面均优于及时封堵防塌钻井液，且与防塌油基钻井液较为接近，说明其具有很好的抑制性。

六、现场应用

目前，高性能水基钻井液在长宁区块五个平台14井次的少量大斜度井段和所有水平井段进行了现场应用，累计进尺达34 016 m。由于该区块所有井的井身结构、井下工具、钻井参数相似，故其在钻井液性能、机械钻速和井径扩大率等方面均具有较高的可比性。因此，将采用高性能水基钻井液和防塌油基钻井液的井进行统计对比，以反应高性能水基钻井液的应用实效与工业价值，数据见表4。

表4 不同钻井液体系的应用对比

根据表4中的数据可知，高性能水基钻井液较防塌油基钻井液具有更好的流变性和相近的HTHP滤失量，在整个钻井过程中，高性能水基钻井液携带岩屑、稳定井壁和润滑防卡能力强，平均机械钻速明显高于防塌油基钻井液，无因钻井液性能造成井下复杂事故发生。由于两套钻井液体系基液本质的不同，在井径扩大率方面，高性能水基钻井液稍次于防塌油基钻井液，但差别不大且在可控范围之内。说明高性能水基钻井液对长宁区块龙马溪地层具有很强的适应性，能够满足长宁威远地区页岩气水平井钻井的需要。同时，由于基液的不同，高性能水基钻井液成本降低，约为防塌油基钻井液的65%左右，并且还降低了钻屑的处理费用，大大降低钻井综合成本和环境损害风险。