宁217井直改平龙马溪组低密度油基钻井液技术

2020-01-09明显森

钻采工艺 2019年6期

高强, 明显森, 欧翔, 刘伟

(1中石油川庆钻探公司钻采工程技术研究院 2油气田应用化学四川省重点实验室)

用于商业开发的页岩油气水平井水平段一般长达800～2 500 m[1]，施工过程中对钻井液的井眼清洁能力和润滑性能要求极高[2-4]；长宁区块龙马溪组储层层理发育、疏松、性脆，易垮塌，特别是斜井段钻进时，高伽马碳质页岩更容易出现井壁严重失稳，因此，页岩气水平井对钻井液技术提出了严峻的挑战[5-7]。根据长宁页岩气区块相关资料，为预防水平井眼垮塌，水平段钻进过程中钻井液密度一般控制在1.80～2.20 g/cm3，然而宁217井直井钻井过程中在石牛栏组、龙马溪组、五峰组使用1.40～1.53 g/cm3均出现了井漏失返的复杂情况，虽然宁217井直改平在石牛栏组斜井段经过承压堵漏将地层承压能力提高到1.80 g/cm3，但进入龙马溪组水平段后使用密度1.80 g/cm3的油基钻井液仍然出现了井漏，为预防井漏，采用1.40 g/cm3的低密度油基钻井液，解决了井眼清洁、井壁失稳等难题，顺利钻完1 500 m水平段。创造了长宁区块龙马溪地层完钻钻井液密度最低的记录。宁217井直改平低密度油基钻井液的成功应用为该区域页岩气水平井钻井提供了宝贵的经验。

一、宁217井直改平钻井工程难点及钻井液技术对策

1. 宁217井直改平基本情况

宁217井直井段在龙马溪组用密度1.32～1.55 g/cm3钻井液钻进气测异常，根据宁217井距剥蚀线距离及埋深，并结合该井龙马溪组直井段实钻钻井液密度，推测本井龙马溪组水平段地层压裂后地层压力系数为1.40～1.80，压力预测曲线见图1。宁217井直改平在龙马溪组水平段钻进中，可能会钻遇微裂缝，地层压力预测值可能偏低，因此在钻进过程中应做好防喷的应急预案，钻进中需密切注意井内压力及显示情况，对钻井液密度做适时调整。

图1 宁217井直改平地层压力预测图

宁217井直改平设计为Ø215.9 mm井眼，设计钻井液密度为1.81～2.20 g/cm3，在2 400 m开始定向造斜完成1 500 m水平段钻进。

2. 钻井工程技术难点

石牛栏组、龙马溪组底部井漏风险高。在宁217直井段钻井期间，韩家店组地破试验当量钻井液密度1.58 g/cm3；石牛栏组、龙马溪组、五峰组底部钻井中出现井漏失返，石牛栏组～五峰组实钻最高钻井液密度分别为1.53 g/cm3和1.40 g/cm3。与长宁其它区块相比，其承压能力较低。

龙马溪水平段垮塌风险大。龙马溪组地层易垮塌，根据长宁区块已钻水平井钻井经验，水平井段钻井液密度应满足1.80 g/cm3或以上，才能确保井眼稳定；而宁217直井段石牛栏组最高钻井液密度1.53 g/cm3，两者密度值差较大。

3. 钻井液技术对策

(1)提高油基钻井液的封堵能力。根据该井直井段承压能力低的特点，造斜段和水平段钻进期间应重点强化油基钻井液对页岩地层的封堵能力，采用LIQUITONE、CQ-BFX和TYODF-101进行软硬离子复配封堵，增强井壁的稳定。

(2)降低钻井液密度。在钻进过程中若出现渗透性漏失，在井下未出现明显垮塌及后效严重的气测显示的情况下，逐步降低油基钻井液密度，密度的下限为1.40g/cm3，以应对龙马溪地层水平段微裂缝发育的渗透性漏失。

(3)提高低密度油基钻井液携砂和清洁井眼的能力。通过调整乳化剂CQ-ETS和流型调节剂CQ-RZL的加量，提高油基钻井液动切力YP和塑性黏度PV，维持动塑比为0.35～0.45，保证井眼清洁；采用清扫液清洁井眼，井斜<60°，采用高黏高密度封堵清扫液；井斜>60°，采用低黏高密度封堵清扫液，以较大排量清扫井筒[8]。

二、低密度油基钻井液室内评价研究

1. 油基钻井液配方及性能

白油+3.0%～4.0%乳化剂CQ-ETS+2.0%～3.0%石灰+0.2%～0.4%降滤失剂LIQUITONE +1.0%～2.0%润湿剂CQ-WBP +0.2%～0.5%流型调节剂CQ-RZL +1.0%～2.0%封堵剂CQ-BFX+2.0%～4.0%封堵剂TYODF101 +CaCl2水溶液(浓度25%)+重晶石粉至1.40 g/cm3(油水比=85/15)，配方性能见表1。

表1 低密度油基钻井液室内配方性能参数

实验数据表明[9]，120℃高温老化后，油基钻井液性能与热滚前性能变化不大，高温高压失水为1.0 mL；高温作用后，油基钻井液乳化效果加强，使得破乳电压上涨，体系具有良好的流变性和乳化稳定性，保证了钻井液的携砂性和抑制防塌能力，有利于页岩气龙马溪水平段钻进。

2. 抑制能力评价

实验中采用了石油天然气行业标准SY/T 6335-1997《钻井液用页岩抑制剂评价方法》测试程序中滚动试验，采用龙马溪页岩对密度1.40 g/cm3和1.80 g/cm3油基钻井液的抑制能力进行对比评价，实验数据见表2。

表2 页岩滚动回收率实验

由实验数据可知，该页岩在清水中的滚动回收率为41%，水化分散较强，然而在油基钻井液中具有较高的滚动回收率，抑制页岩水化分散的能力强，回收率均达到98%以上，数据表明不同密度的该油基钻井液具有很强的抑制页岩水化分散能力。

3. 封堵能力评价

在室内采用HTHP页岩床实验来评价钻井液封堵性能，实验方法：用GGS71-A型高温高压失水仪(海通达专用仪器厂，青岛)，将30 g页岩岩屑(20～40目)和50 g页岩岩屑粉(60～100目)依次装入两头可开的釜体中，然后在倒入低密度油基钻井液，在120℃、3.5 MPa的压差下测试30 min钻井液的滤失量。实验测得该油基钻井液HTHP滤失量为0 mL，由此表明该低密度油基钻井液具有良好的封堵能力。

4. 抗污染能力评价

在油基钻井液中分别加入10%清水、10%页岩粉(过300目筛龙马溪页岩粉)，考察在120℃，16 h热滚后对油基钻井液流变性以及电稳定性的影响，实验数据见表3。

表3 油基钻井液抗污染能力评价实验

注:实验编号1#：按照钻井液配方配制1.40 g/cm3油基钻井液；2#：1#+10%页岩粉；3#：1#+10%清水。

由表3实验数据表明，该低密度油基钻井液经过岩屑和清水污染，虽然钻井液性能参数有所波动，但依然保持了较好的流变性和电稳定性，表明该油基钻井液具有较好的抗污染能力，能够满足长水平段钻井抗污染抑制能力的要求。

三、现场应用情况及分析

1. 宁217井直改平现场应用概况

宁217井直改平于2018年9月17日8∶00使用密度1.55 g/cm3，黏度41 s的水基钻井液从2 400 m开始侧钻至2 676 m。10月16日在龙马溪顶2 676 m替入1.65 g/cm3油基钻井液，在龙马溪组钻进期间，因龙马溪地层承压能力低而发生不同程度的井下漏失，后采取了逐步降低钻井液密度(最低1.40 g/cm3)、提高钻井液的封堵性能、静止堵漏的方式，成功解决了龙马溪地层承压能力低而发生的漏失，于12月6日10∶30采用1.40 g/cm3油基钻井液安全顺利钻进至井深4 730 m完钻，完成进尺2 054 m，其中水平井段长1 500 m，水平位移1 859.32 m，最大井斜99.10°，最大狗腿度10.92°，钻进周期80.08 d。

2. 油基钻井液性能

通过记录分析宁217井直改平龙马溪页岩段油基钻井液的性能参数变化情况可知，油基钻井液性能稳定，随着井深的增加，钻井液中固相含量上升，钻井液黏度和切力在合适范围波动，通过维持体系乳化剂和生石灰的含量，能够保持油基钻井液的乳化稳定性。见表4。

3. 钻井液维护与处理

(1)合理的密度控制。从工程设计、录井油气显示数据、井漏和钻屑返出情况适时调整钻井液密度，确保了循环钻井液在合理的密度窗口内以平衡地层压力，并且最终体现在当量循环密度上以实现快速钻进。为避免密度出现较大的波动，采用补充胶液和钻进液的方式进行维护，既调整了密度又保证了体系性能的稳定。

表4 宁217井直改平油基钻井液实钻性能

(2)井壁稳定及性能控制。由于油基钻井液的憎水特性，可有效抑制页岩的水化膨胀垮塌，油基钻井液是适用龙马溪页岩地层较优的防塌体系，且能最大限度地减小井下复杂。保持体系中一定量的过量石灰含量，约4～7 kg/m3；保持乳化剂的浓度和充分剪切是保证油包水乳状液稳定性的关键，保证破乳电压值大于400 V，如有降低趋势加入乳化剂进行调整。

(3)抑制性、封堵性的强化。该井龙马溪地层承压能力低，龙马溪水平段微裂缝发育，在龙马溪地层钻进期间多次发生井下渗透性漏失，因此必须要保证油基钻井液具有较好的抑制封堵能力，向钻井液中加入封堵剂2%CQ-BFX、2%～3%TYODF-101和1%LIQUITONE，用来提高刚性离子、软性离子封堵及其粒子间的颗粒级配，提高岩石内聚力，增强井壁稳定性。

(4)加强固相控制。使用200目(0.075 mm)的振动筛筛布，保证固控设备使用的有效性。低密度固相含量超过7%，则需开启离心机净化井浆，维持低密度固相在一定范围内，以保证井眼清洁和实现快速钻进。

(5)井眼清洁。保证钻井液良好的流变性，在接立柱前和每次短起或者起钻时保证足够的循环时间，钻井液循环至振动筛筛面干净。

(6)工程技术措施。水平段较长，接单根或起下钻，勤活动钻具，静止时间不超过3 min，若需长时间静止，必须起至套管鞋内；坚持每次接单根前倒划、正划2遍，每钻进300 m进行一次短起下钻；起下钻遇挂卡，开泵循环反复拉划修整井壁，有效破坏岩屑床，减小了后期通井下套管风险。