涪陵焦页18-10HF 井水平段高性能水基钻井液技术

2019-12-03赵素娟游云武刘浩冰周超群陈长元罗志刚

钻井液与完井液 2019年5期

赵素娟，游云武，刘浩冰，周超群，陈长元，罗志刚

（江汉石油工程公司钻井一公司，湖北潜江 433121）

0 引言

涪陵工区是中国页岩气开发的三大页岩气区块之一，油基钻井液以自身良好的润滑和抑制性，一直是该地区水平井三开水平段首选钻井液[1-2]，但油基钻井液环保压力大，成本高。基于环保法规和经济方面的要求，亟需开发可取代油基的环保型水基钻井液。国内外各大油服公司试图研发实现水代油高性能水基钻井液体系，目前各大油田各区块已有成功应用水基钻井液的案例[3-7]。

由于涪陵五峰-龙马溪组页岩的复杂性，还未在涪陵龙马溪组五峰组页岩成功使用过高性能水基钻井液。以涪陵页岩区为目标区块，分析该区块龙马溪组-五峰组页岩特性和存在的技术难点，提出相应水基钻井液技术对策，研制了配套的高性能水基钻井液JHGWY-1 体系。利用该体系强封堵、强润滑和及时封堵裂缝、抑制裂缝扩展的能力，针对性应对涪陵地区水平井三开水平段复杂情况，以期为开采涪陵页岩气实现绿色钻探提供新的思路和技术支撑[8-10]。

1 地质概况及技术难点

1.1 地质组成概况

涪陵焦页18-10HF 井目的层岩性主要为灰色-黑色页岩。水平段储层特征参数表明，储层品质较好，有效孔隙度为2.7%～6%，平均约为4.2%，渗透率一般小于1 mD，有的甚至小于0.1 mD 总有机碳为2.8%～3.6%,平均为3.3%；地层中微纳米孔隙和裂缝发育。岩石中的石英和长石平均含量为36%，方解石和白云石平均含量为29%，平均黏土矿物含量为35%，黄铁矿含量为1%～3%，表明脆性矿物含量较高，一方面易于压裂产生网状缝，同时也易遇水发生自吸，使微裂缝变大，不利于井壁稳定。

1.2 技术难点

焦页18-10HF 井在施工时，塌、漏、涌、喷等复杂情况都有可能发生，因此钻井液体系要具有良好的防塌、防漏、抗温、防油气层污染等能力。钻井液工作重点及难点如下。①井壁稳定。龙马溪-五峰组页岩地层页岩脆性矿物含量高，微纳米级孔隙裂缝和层理发育，易剥落掉块，采用水基钻井液施工易导致泥页岩吸水膨胀，产生水化剥落、坍塌，造成憋泵、卡钻、埋钻具等井下复杂事故。②井眼净化：当井斜大于45°后就易发生第二洗井区的岩屑携带问题，并随着井斜的增加，钻具与井壁接触面积增大，相互之间的摩阻也增大，钻屑受重力作用下的垂沉，常常在井筒内形成岩屑床，并引起定向施工中的托压、憋泵、垮塌、阻卡现象，给钻井的各项施工带来困难，而且一旦造成井下事故，处理极其困难。③降摩减阻。高性能水基钻井液相对于油基的润滑性能稍差，在水平段施工时随着水平段的延伸，摩阻和扭矩逐步增大，有发生起下钻困难及卡钻的风险。④漏失问题。龙马溪组泥页岩含微裂缝，要求水基钻井液具有较强的防漏封堵能力。⑤邻井压裂影响：水平段由于邻井压裂影响，地层破碎易垮易漏易窜气，有可能出现溢漏同存的复杂情况。对钻井液各项性能特别是防塌防漏性能有更高要求。

1.3 钻井液技术对策

针对地层特点，利用改性多孔纳米颗粒吸附封堵、长效润滑与强抑制相结合的技术对策，构建了JHGWY-1 高性能水基钻井液体系，体系配方为：（3%～5%）膨润土+（0.5%～2%）纳米吸附封堵剂JHWFD-1+（1%～2%）多级粒配填充防塌封堵剂+（2%～3%）醚化改性淀粉+（2%～3%）AM-PVP-AMPS 三元共聚物降滤失剂+（4%～5%）KCl+（0.5%～1%）端胺基聚醚+（3%～4%）端胺基改性烷基糖苷+（2%～3%）植物油酰胺极压减摩剂+（0.5%～2%）流型调节剂+（0.5%～1%）CaO+重晶石粉。

在体系配方中，采用多级粒配填充防塌封堵剂和改性纳米吸附封堵剂合理的粒度级配，确保钻遇裂缝结构时及时封堵漏层；通过醚化改性淀粉和AM-PVP-AMPS 三元共聚物降滤失剂在封堵层形成致密泥饼，减少滤液向地层渗透；端胺基聚醚为关键抑制组分，与KCl 共同作用抑制页岩表面水化，降低页岩表面自由能；端胺基改性烷基糖苷在钻井液体系中既能够起到辅助抑制井壁水化作用，又能够提高泥饼表面光滑度，降低钻具与井壁之间的摩擦力；植物油酰胺极压减摩剂在三开水平段起到关键润滑作用，降低钻杆与岩屑床之间的摩擦，确保快速安全钻进，有效防止钻速过低引起的事故复杂。

2 高性能水基钻井液室内研究

页岩微纳米孔隙和裂缝发育，涪陵区块页岩气地层基本不含蒙脱石，伊/蒙混层较少，黏土矿物表面水化是引起页岩地层井壁失稳的主要原因。JHGWY-1 钻井液技术的核心为以下几点。①瞬时封堵封固。页岩微纳米孔隙发育，为了减少毛细管自吸造成页岩裂缝扩大进而井壁掉块坍塌问题，做到微纳米封堵封固剂及时进入微裂缝，阻止钻井液液柱压力传递，做好泥饼形成过程中的硬封堵、软封堵及粒子级配，强化井壁稳定。②强效抑制页岩表面水化，降低页岩表面自由能，端胺基聚醚与KCl 结合，有效抑制页岩表面水化，有效减缓水相对页岩强度弱化的影响，保持页岩地层稳定。③长效润滑防卡，在定向和水平段，植物油酰胺极压减摩剂有良好的减摩润滑性，端胺基烷基糖苷辅助润滑，形成长效润滑机制，有效减低在定向和水平段多轨迹钻井造成的高摩阻高扭矩，满足本井三开施工需求。

2.1 体系流变性能评价

配制密度范围为1.38～2.03 g/cm3的钻井液，对其进行性能评价，流变性和滤失量评价见表1。

表1 不同密度JHGWY-1 钻井液流变性评价

从表1 可以看出，在密度1.38～2.03 g/cm3范围内，该体系流变性良好，具有较低的滤失量。在掺杂随钻及时封堵材料情况下，泥饼厚度仅有1 mm，且泥饼厚度不随钻井液体系密度的增加而变厚，说明钻井液体系具有良好的滤失造壁性。

2.2 抑制性评价

采用钾基聚合物钻井液、油基钻井液和JHGWY-1 高性能水基钻井液进行抑制性对比，见表2。钾基聚合物钻井液体系中以KCl 保持体系对黏土水化膨胀的抑制性，体系中不含有植物油酰胺润滑剂，不添加端胺基烷基糖苷辅助抑制与润滑。由表2 可以看出，经过钾基聚合物钻井液浸泡后的标准岩样的膨胀率为11.9%，而经JHGWY-1 钻井液浸泡后膨胀率仅为0.6%，接近油基钻井液的抑制性。同时JHGWY-1 钻井液页岩滚动回收率为99%，抑制岩屑分散的能力与油基钻井液接近。为了模拟现场钻井液体系对井壁长时间浸泡的影响，采用JHGWY-1 钻井液对标准岩样进行48 h 长时间浸泡，浸泡后膨胀率从0.6%增加至0.8%，对页岩膨胀的影响较小，说明该体系中端胺基聚醚与KCl共同作用有效降低页岩水化膨胀，具有较强抑制性。

表2 不同钻井液抑制性对比

2.3 封堵承压评价

钾基聚合物钻井液和JHGWY-1 高性能水基钻井液在50 ℃下热滚2 h 后，用高压砂床测试钻井液体系的封堵承压性能，先将210 g 河砂（20～40目）装入高压滤失杯，再加入适量测试浆，测试开始后，将压力从0 增加至0.7 MPa，稳压30 min，然后在60～90 s 内将压力从0.7 MPa 增加至5 MPa，稳压10 min，无滤液流出，继续加压0.5 MPa，直到有澄清滤液流出。钾基聚合物钻井液在0.7 MPa 稳压30 min 的滤失量为10.2 mL，加压至5 MPa 全部滤失，说明钾基聚合物钻井液在加压条件下无封堵能力。而JHGWY-1 钻井液体系在0.7 MPa 稳压30 min 的滤失量仅3.0 mL，加压10 MPa泥饼破坏，有滤液漏出，说明JHGWY-1 钻井液封堵承压性能良好，可在近井壁快速形成封堵带，及时阻止钻井液进一步渗入，有利于井壁稳定。

2.4 润滑性评价

在室内对涪陵工区焦页XX 井二开井浆进行转化后的JHGWY-1 钻井液和井浆以及涪陵现场油基钻井液体系进行润滑性对比，如表3 所示。

表3 钻井液润滑性能评价

从表3 可以看出，用焦页XX 井二开完钻水基井浆转化而成的JHGWY-1 高性能水基钻井液与转化前相比，极压润滑系数和泥饼黏附系数均大幅降低。JHGWY-1 高性能水基钻井液极压润滑系数与现场油基钻井液相差不大，加入的关键润滑剂植物油酰胺极压减摩剂有良好的减摩润滑性，端胺基烷基糖苷辅助润滑，形成长效润滑机制，使得该体系具有良好的润滑性。

3 现场应用

3.1 三开井段钻井液技术特点

该井二开井段为352～2299.08 m，其中1481～2299.08 m 为栖霞组-小河坝组易垮地层，采用钾基聚合物钻井液体系钻进。三开井段为2299.08～4570.03 m，包括小河坝组、龙马溪组和五峰组，岩性以黑色深灰色泥岩和页岩为主，泥页岩层理发育，性脆，易垮塌。地层对三开钻井液的要求如下：密度为1.38～1.65 g/cm3，漏斗黏度为40～70 s，动切力为6～15 Pa，塑性黏度为12～30 mPa·s，静切力为2～5/4～10 Pa/Pa，固相含量小于32%，API 滤失量不大于3 mL，泥饼不大于0.5 mm，膨润土含量小于30 g/L，含砂量小于0.3%，pH 值为9～11，黏滞系数小于0.1，HTHP 滤失量不大于8 mL。

根据地层对三开钻井液性能要求，配制JHGWY-1 钻井液，配方如下：（3%～5%）膨润土+（1%～2%）端胺基聚醚+（1%～2%）纳米封堵剂+（5%～8%）多级粒配填充防塌封堵剂+（1%～2%）醚化改性淀粉+（3%～5%）降滤失剂AM-PVP-AMPS 三元共聚物降滤失剂+（2%～3%）PAC-LV+（3%～5%）植物油酰胺润滑剂+（4%～6%）端胺基烷基糖苷+（5%～8%）KCl+（1.0%～1.5%）CaO+加重剂。

三开进入新地层5～10 m 时，做地破试验，测得当量钻井液密度1.75 g/cm3地层不漏；三开钻井液密度以平衡地层压力和稳定井壁为原则，定向造斜段维持在1.38～1.40 g/cm3，以利于定向施工；进入水平段前提高至1.45～1.50 g/cm3，后期随着水平段的延伸及返出砂样情况进行调整。

在井斜35°～60°井段极易形成岩屑床，且岩屑床有向井底滑动趋势。提前加入一定量润滑剂，增强体系润滑能力；同时逐步提高密度，加强体系对井壁物理支撑；主要以抑制剂和降滤失剂维护改变流型，从层流（动塑比为0.25～0.40 Pa/mPa·s）慢慢过渡到紊流（动塑比为0.15～0.20 Pa/mPa·s）环空上返速度为0.6～0.8 m/s，强调净化效果。

进入水平段后，钻具平躺滑动，密度走设计上限；不定期加入润滑剂和端胺基烷基糖苷，进一步提高体系防塌、润滑等性能；加大流型调节剂用量形成平板型层流（动塑比为0.36～0.48 Pa/mPa·s），环空返速保持0.5～0.6 m/s，提高有效携带能力。

3.2 JHGWY-1钻井液分段性能

根据三开井段对钻井液技术要求，钻井液加重后保证振动筛、除砂器、除泥器的使用率达到100%，离心机使用率达到40%以上。根据情况清除沉砂罐中的沉砂，控制钻井液的固相含量在28%以内。三开钻进过程中JHGWY-1 高性能水基钻井液分段性能如表4 所示。从表4 可以看出，三开钻进过程中，JHGWY-1 钻井液体系滤失量控制在2.0 mL 以内，在1.38～1.55 g/cm3密度范围内均能够保持很好的流变性，动塑比基本能够控制在0.5 Pa/mPa·s 以下，膨润土含量控制在30 g/L 以下，钻井液综合性能稳定。

3.3 振动筛返砂情况

该井使用的JHGWY-1 水基钻井液体系对井壁稳定起到了很好的效果。在钻井施工过程中，根据井下情况控制合适的密度，尽可能地降低钻井液的滤失量，提高和改善泥饼质量，减少钻井液滤液进入地层，起到了很好的防塌和稳定井壁的效果。钻进过程中振动筛返砂情况如图1 所示。

表4 焦页18-10HF 井三开水平段JHGWY-1 钻井液分段性能

图1 焦页18-10HF 井三开振动筛返砂情况

从图1 可以看出，井下返砂颗粒均匀，无大颗粒掉块，说明井下钻井液对井壁没有不良影响。收集不同井深下振动筛上的砂样，如图2 所示。从图2 可以看出，经JHGWY-1 水基钻井液体系作业后井深3300 m 处五峰组和井深4430 m 处龙马溪下部地层灰黑色碳质泥岩的颗粒均匀，砂样棱角分明，说明JHGWY-1 水基钻井液体系在井下具有良好的抑制性。砂样中无大颗粒掉块，表明JHGWY-1 水基钻井液具有良好的保护井壁稳定能力。现场作业效果良好。

图2 现场振动筛捞获砂样

3.4 焦页18-10HF完井情况

焦页18-10HF 井位于重庆市涪陵区焦石镇楠木村10 组，是中石化涪陵页岩气公司部署在川东高陡褶皱带万县复向斜焦石坝背斜带焦石坝断背斜的一口开发井,设计井深4560 m，三开五峰-龙马溪组地层采用JHGWY-1 高性能水基钻井液钻进，完钻井深4434 m，井底温度103 ℃，水平段长1378 m。JHGWY-1 高性能水基钻井液于2019年6 月14 日通过现场配制入井，入井井深2360 m，7 月4 日5 点完钻，下套管顺利，7 月14 日顺利固井，固井质量优良。