抗高温强封堵油基钻井液在足201-H1井的应用

2020-01-09李茂森

钻采工艺 2019年6期

刘政, 李茂森, 何涛

(中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司)

一、足201-H1井基本情况

邻井足201井与足201-H1井直线距离1.5 km，完钻井深4 412.00 m，完钻电测井底温度150℃，层位宝塔组，是一口直井探井。钻探目的是评价弥陀场向斜东翼志留系龙马溪组页岩分布及含气性，为渝西区块页岩气资源潜力评估及有利区优选提供依据，该井完钻后对龙一段-五峰组进行了加砂压裂及测试，排液后测试日产气1.08×104m3，显示出该地区龙一段-五峰组优质页岩具有较好的开发潜力。足201-H1井位于渝西区块川中台拱龙女寺台穹的弥陀场向斜东翼的平缓带，钻探目的旨在评价弥陀场向斜埋深4 500 m以浅龙马溪组-五峰组水平井产能。足201-H1井的斜深6 038 m，垂深4 371.5 m，井底温度150℃，截至2017年7月26日，该井是国内最深的页岩气水平井，该井的龙马溪组页岩岩性为黑色页岩。

二、页岩的矿物组成及微观结构

1. 页岩的矿物组成

取邻井足201井的龙马溪组页岩岩心试样，依照行业标准SY/T 5163-2010，采用X射线衍射方法，对岩心试样进行XRD矿物组分分析。由分析可知，邻井足201井的龙马溪组页岩主要由黏土、方解石、石英等矿物组成，其中黏土含量26.78%，脆性矿物方解石、石英和长石的含量66.58%，黄铁矿含量为0。说明渝西区块龙马溪组页岩不含黄铁矿，可钻性好，脆性矿物含量高，钻井过程中易发生随机掉块卡钻。

2. 页岩黏土矿物的组成

取足201井龙马溪组页岩岩心试样进行XRD黏土矿物组分分析。由实验结果可知，足201井龙马溪组页岩所含的黏土矿物主要以伊利石为主，含量为55.2%，伊蒙混层矿物含量为17.8%，蒙脱石含量0.5%，说明渝西区块龙马溪组页岩为弱膨胀性页岩。

3. 页岩的微观结构

取足201井龙马溪组页岩岩石碎块，将岩块的一个表面用切割机打磨平整，加工出一个平行的新鲜断面，利用Quanta450型环境扫描电子显微镜对断面进行观察[1]，结果如图1、图2所示。

图1足201井页岩微裂缝图2足201井页岩微孔洞

由图1、图2可知，足201井的龙马溪组页岩存在明显的微裂缝和微孔洞。从岩石力学方面分析，微裂缝和微孔洞的存在将弱化岩石的力学性能，破坏岩石的完整性。在毛细管力和压差的作用下，钻井液的滤液沿微裂缝或微孔洞侵入地层。一方面可能引发水力劈裂作用，加剧页岩破碎；另一方面可能促进页岩中黏土矿物与钻井液滤液的作用，弱化页岩强度，增大井壁失稳几率。因此，强化封堵性能是足201-H1井油基钻井液的关键点。

三、钻井液技术难点和技术对策

1. 井壁稳定

足201-H1井水平段与邻井足201井压裂井段最短距离仅213 m，已有资料无法有效判断人工裂缝波及范围。因此，足201-H1井在水平段钻进过程中存在井壁垮塌、井涌、井漏等风险。足201-H1井相邻测线99XSHB16投影在A点附近连续几个相位见反射波不连续，在水平段钻进时可能钻遇小断层、小褶皱，断层附近可能存在破碎带，有井壁失稳导致卡钻的风险。足201-H1井龙马溪组页岩脆性指数约67%，脆性指数高，易发生随机掉块卡钻。为了有利于压裂提高产量，该井水平段井眼轨迹与页岩的最大主应力方向设计一致，井壁稳定性差。综合以上因素，足201-H1井水平段钻进过程中，井壁易失稳，进而引起井下卡钻等复杂事故。

采取以下4方面的技术对策来解决井壁失稳问题：①选择合适的钻井液密度，和地层垮塌压力保持平衡；②调节油基钻井液水相中CaCl2的浓度，使油基钻井液的活度与地层的活度相等，预防井壁吸水，水化膨胀失稳；③选用堕性封堵剂、纳米封堵剂和塑性封堵剂复配的方法，优化提升油基钻井液的封堵防塌能力，钻遇破碎带等复杂地层时，采用随钻封堵技术和段塞封堵技术，进一步治理复杂地层；④控制150℃HTHP滤失量小于2.0 mL。

2. 抗高温

足201-H1井斜深6 038 m，垂深4 371.5 m，井底温度高达150℃。油基钻井液的高温沉降稳定性变差，流变性变化大，日常性能维护难度大。

针对该井井下温度高的问题，采取3方面的技术对策来解决该难题：①选用抗高温强封堵油基钻井液体系，保证油基钻井液在高温下的乳化稳定性；②勤测钻井液的各项性能参数，及时合理调整钻井液的各项性能参数；③强化固控设备的使用，振动筛和除砂器的使用率100%，离心机的使用率不低于50%，振动筛的筛布要勤检查，发现损坏应及时更换。

3. 井眼净化

足201-H1井水平段长1 500 m，长水平段水平井在钻进过程中，在稳斜段和水平段极易形成岩屑床。长水平段高密度钻井过程岩屑床沉淀堆积严重，进入长水平段中后期钻井，上提摩阻较大，且不稳定，拉划井眼大排量循环后，震动筛返砂量较钻进时明显增多，给钻进带来很多技术难题[2-3]。采取3方面的技术对策来解决井眼净化难的问题：①油基钻井液保持合适的终切力和六速旋转黏度计6转值，终切力保持在6～12 Pa， 6转值保持在7～11，保证油基钻井液具有较好的携砂能力；②工程上应强化钻进排量，Ø215.9 mm井眼建议排量控制在30～35 L/s，大排量有利于携砂；③根据井下情况，间断使用重稠浆举砂，清洁井眼。

四、配方优选及性能评价

1. 配方优选

针对足201-H1井的实际情况，选用川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司的抗高温强封堵油基钻井液体系钻进水平段，配方如下：

白油+8%三合一乳化剂YOD-101+6%CaO+6%降滤失剂YOD-201+2%增黏剂YOD-301+2%封堵剂C+2%封堵剂D+1%封堵剂E+10%CaCl2水溶液(质量体积比为30%)+重晶石。

调配方法：加入配比量的白油、三合一乳化剂YOD-101，剪切30 min；加入CaO、降滤失剂YOD-201、增黏剂YOD-301，剪切20 min；加入封堵剂C、封堵剂D、封堵剂E，剪切20 min；加入CaCl2水溶液，剪切30 min；加入重晶石，剪切30 min；高搅机转速为11 000 r/min[4]。

2. 性能评价

2.1 基本性能

调配密度2.15 g/cm3的抗高温强封堵油基钻井液，60 ℃测定油基钻井液的性能，结果如表1所示。

表1 抗高温强封堵油基钻井液的基本性能

从表1可以看出，抗高温强封堵油基钻井液在150 ℃老化前后都具有较好的流变性，老化后，HTHP滤失量1 mL，说明该油基钻井液的封堵性能好。动塑比为0.24 Pa/mPa·s，Φ6/Φ3为6/5，说明该油基钻井液的携砂能力好。破乳电压920 V，远大于400 V，说明该油基钻井液的乳化稳定性好。

2.2 高温沉降稳定性

选用烘箱测试抗高温强封堵油基钻井液的高温沉降稳定性，向加热罐中加入450 mL油基钻井液，温度设置150 ℃，静恒，评价油基钻井液在静止状态下的高温沉降稳定性。实验结果如表2所示。

由表2可知，抗高温强封堵油基钻井液在150 ℃下静恒72 h后，吸出油比率2.5%，吸出油比率小。加热罐底部无沉淀，罐内钻井液上下密度差0.03 g/cm3，密度差低，说明该油基钻井液具有好的高温沉降稳定性。

2.3 封堵性

抗高温强封堵油基钻井液使用3种封堵剂，一种是堕性封堵剂C，一种是塑性封堵剂D，一种是纳米封堵剂E。评价抗高温强封堵油基钻井液的封堵性能选用高温高压失水仪，实验砂床下部分选用粒径0.15～0.25 mm的钢珠，下部分高7 cm，上部分选用粒径0.02～0.08 mm的小刚珠，上部分高7 cm。加入添加各种比例封堵剂的油基钻井液450 mL，测试在3.0 MPa 和4.5 MPa压差下的150 ℃高温高压失水[5]。实验结果如表3所示。

表2 抗高温强封堵油基钻井液的高温沉降稳定性

表3 封堵性实验结果表

从表3分析可知，封堵剂单一添加时，封堵剂D的效果优于封堵剂E，封堵剂C的效果最差，3种封堵剂复配添加效果优于2种封堵剂复配添加。添加2%塑性封堵剂D、2%堕性封堵剂C和1%纳米封堵剂E后，150 ℃高温高压失水小于1.2 mL，封堵效果好。

2.4 抑制性

选用足201井的目的层页岩，评价抗高温强封堵油基钻井液的抑制性，选用线性膨胀实验方法和岩屑回收实验方法。线性膨胀实验的岩样准备：在110 ℃条件下烘干页岩，过0.20 mm孔径的筛布，称取12.0 g页岩，放入模具中，用5 MPa压力压制10 min，制成柱状样品。使用页岩膨胀仪，测试在清水、抗高温强封堵油基钻井液中侵入24 h后的膨胀率。

岩屑回收实验选用直径2.50～4.00 mm的页岩颗粒，添加到装有450 mL抗高温强封堵油基钻井液的高温罐中，150 ℃条件下，滚动30 h，过直径0.5 mm筛布回收，用二甲苯有机溶剂清洗干净，在110 ℃条件下，烘干称重[6-7]。

从实验可以看出，抗高温强封堵油基钻井液对足201井的页岩的膨胀率0.3%，膨胀率小，回收率98.0%，回收率好。说明该油基钻井液对足201井的页岩的抑制性能好，能抑制页岩膨胀和水化分散。

2.5 抗污染性

足201-H1井水平段使用抗高温强封堵油基钻井液过程中，污染源主要是页岩粉污染。因此，抗污染性能主要评价页岩岩屑污染。在450 mL抗高温强封堵油基钻井液中，添加一定比例的页岩粉，页岩粉直径30～75 μm，在150 ℃条件下，热滚30 h，测试油基钻井液的基本性能，实验结果如表4所示。

表4 页岩粉污染实验

由表4可知，页岩粉加量10%，抗高温强封堵油基钻井液的塑性黏度74 mPa·s，初切力5.0 Pa,终切力15.0 Pa, 流变性良好，说明该油基钻井液具有好的抗岩屑污染能力。

五、现场应用

足201-H1井四开Ø215.9 mm井眼段，使用川庆钻探钻井液技术服务公司的抗高温强封堵油基钻井液体系，在井深4 030 m转化为抗高温强封堵油基钻井液，水平段靶区A点井深4 538 m，抗高温强封堵油基钻井液使用段长2 008 m，水平段长1 500 m，井深6 038 m完钻，刷新国内最深页岩气水平井记录。钻井过程中，井眼净化良好，井眼畅通，钻井液性能稳定，作业安全顺利。后续的电测、通井和固井等完井作业顺畅，井底温度150 ℃，平均井径扩大率3.5%，井身质量好。钻井过程中，抗高温强封堵油基钻井液的性能见表5。