适用于辽河致密油地层的高性能钻井液技术

于盟，王健，王斐

（1.中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司，辽宁盘锦 124010；2.中国石油集团长城钻探工程有限公司工程技术研究院，辽宁盘锦 124010；3.中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司钻采工艺研究院，辽宁盘锦 124010）

沈北沙四段致密油气资源的开发中，存在多套压力层系、目的层长时间注水、注气，且局部存在高温高压情况。近2 年随着体积压裂增产措施技术的成熟和大力推广应用，水平井在目的层段进行压裂投产，而产层大规模压裂改变了地层岩石强度和原始性能，分析了最近4 年水平井施工中事故复杂率时，而以往施工经验难以保证钻井的井下施工安全，易垮塌地层变得异常敏感、脆弱，却没有针对这些问题及时作出正确的改变，并提出相应的解决方案[1-5]。为了保证致密油气资源的有效开发，在分析油页岩黏土矿物含量和微裂缝、孔隙发育的基础上，进行了处理剂的优选和复配，构建了一套具有强封堵、强抑制的高性能钻井液体系，并进行了现场应用。

1 泥页岩地层井壁失稳原因分析

1.1 全岩定量检测和黏土矿物相对含量分析

采用日本理学X 射线衍射仪UltimalV，对沈268-H308 井沙四段泥岩掉块做全岩定量检测和黏土矿物相对量分析，结果见表1、表2。由表1 可知，沈北区块沙四段泥岩矿物组分差异大，非均质性强，其中黏土矿物含量为39.3%；非黏土矿物中石英、长石、方解石、白云石等脆性矿物含量为55.1%，表明其岩石脆性强，属性特征明显。由表2 可知，其主要成分为伊利石、绿泥石和高岭石，占比为88%，无蒙皂石发育。其中伊蒙混层占比为11%，占全岩含量为4.147%。黏土矿物含量较高，主要以伊利石和绿泥石为主，属脆性泥岩，分析其为弱水敏、弱酸敏特征。井壁稳定性控制主要是抑制伊蒙混层水化膨胀和绿泥石剥落掉块。

表1 沈268-H308 井沙四段泥岩全岩定量检测 （%）

表2 沈268-H308 井沙四段泥岩黏土矿物相对含量

1.2 高压压汞分析

高压压汞仪可以测量粉末或多孔材料的孔径分布、孔体积、比表面积、堆积密度、表观密度、孔隙度、颗粒分布及相关特性（见图1），分析范围3.6 nm 至440 μm。高压压汞实验技术最大进汞压力达350 MPa，最小测试孔径达2 nm，对致密储层孔径分布研究具有较强的适用性，可以对致密储层微孔喉分布进行定量研究。对2 块沙河街组四段泥岩掉块进行高压压汞实验分析，1#岩样干重为1.841 g，长度为1.601 cm，体积为0.804 mL；2#岩样干重为1.591 g，长度为1.312 g，体积为0.659 mL。岩样直径均为0.800 m，岩样密度均为2.520 g/cm3，最大孔隙半径均为5.902 μm，孔隙分布峰位均为6.300 μm，得到数据见表3。

图1 沈268-H308 井沙河街组四段泥岩孔隙分布

表3 沈268-H308 井沙河街组四段泥岩高压压汞实验

1.3 场发射环境扫描电镜分析

采用场发射扫描电子显微镜FESEM 可以直观观察泥页岩表面的微裂缝与孔隙。共分析目的区块掉块6 块，区块探井岩心4 块见图2。可知，全部观察到微米级微裂缝和纳米级孔隙发育，表明泥页岩中微裂缝和孔隙发育丰富，具有微裂缝。放大1600 和3000 倍显示碎屑矿物溶蚀形成粒内孔隙和微裂隙。放大6000 倍下显示，微裂缝及蜂窝状小孔洞较发育，微裂缝宽度不一，主要分布在300～500 nm，放大12 000 倍下显示，层间微缝隙较发育，出现100～600 nm 裂缝。

图2 沈北沙河街组四段泥页岩扫描电镜图片

结合以上分析可知，沈北致密油泥岩矿物组分差异大，非均质性强，脆性矿物含量为57.1%，表明其岩石脆性强，硬脆性属性特征明显，机械碰撞易导致其破碎、掉块；黏土矿物含量为37.3%，不含蒙皂石，为弱水敏、弱酸敏特征。样品表面微裂缝发育，孔缝多为1～6 μm。孔隙分布主要集中在6～32 nm 和2.5～15.0 μm 之间，孔隙度普遍在2.2%～2.4%之间。沈页-1 样品直径为8～12 μm的孔隙占比为27%，直径6～32 nm 孔隙占比为43.5%；D50为40 nm，D90为9 μm。沈352 井样品8～12 μm 孔隙占比为46.1%，6～32 nm 孔隙占比为33.138%；D50为4 μm，D90为10 μm。沈北致密油和临井岩心微裂缝发育丰富，孔隙度为3.4%～5.2%，孔隙连通性好，连通率在36%～41%之间，吼道长度206～257 μm，D50为16.7 μm，D90为28.8 μm。根据泥页岩理化性能分析得出纳米级封堵剂的粒径分布D50应在6～32 nm 之间，微米级封堵剂D50应该在2.5～15.0 μm 之间，能对纳微米级裂缝实现最大封堵。

2 技术难点分析

2.1 硬脆性泥页岩纳微米孔缝发育丰富、井壁稳定性差

2015～2018 年沈北区块共施工深水平井10口，其中2 井次发生严重划眼事故，其他水平井也均有不同程度的划眼情况发生；沙四泥岩井段、施工周期数据统计见表4。由于没有针对性的封堵措施，沈北沙四段泥页岩在普通水基钻井液中的水化周期基本为20 d，而钻井周期和完井周期超过泥岩的水化周期；从近4 年沙四段泥岩发生井壁坍塌的井段和井斜数据来看，当在易垮塌地层中全力定向，井斜角在30°～60°之间时，地层应力集中释放，使地层变得更加不稳定，加之起钻至定向段时钻具大部分与上井壁接触，附加拉力基本作用于上井壁，也加剧了井壁失稳，所以该区块在水平井施工过程中井壁坍塌频繁。

表4 沈北水平井沙四泥岩井段、施工周期数据统计

2.2 水平段摩阻、扭矩大

沈北水平井水平段和水平位移数据见表5。

表5 沈北水平井水平段和水平位移数据统计

近2 年随着水平井体积压裂的要求，水平段比以往增加200～500 m，一般在600～1200 m 之间，水平位移在1000～1500 m 之间，水平段施工中后期，钻具直接压在下井壁上，钻井液只能从钻具上通过，下井壁容易形成岩屑床，导致上提下放钻具的磨阻和钻具旋转时的扭矩大；水平段施工时为了保证油层钻遇率，不断调整井斜，轨迹呈S 型，甚至是波浪型；为了保证上部井壁稳定，高密度高压差增加磨阻和扭矩。

2.3 窄密度窗口问题突出

为了保证沙四段泥岩井壁稳定，在进入沙四段泥岩前，钻井液密度一般在1.45～1.47 g/cm3，水平段施工时为了保证上部泥岩井壁的稳定，钻井液密度维持在1.50～1.55 g/cm3左右，最高密度达到1.60 g/cm3。而在进入沙四泥岩段前提密度的过程中，渗透性好的砂岩极易发生井漏，防漏与防塌兼顾困难，沈北水平井井漏、渗漏数据统计见表6。

表6 沈北水平井井漏、渗漏数据统计

2.4 钻井液抑制性不足、稳定性差

在施工后期，普遍有机硅钻井液体系存在加温增稠现象，动、静切力增加，静置老化后基本丧失流动性。这是因为二开井段存在大段泥岩，有机硅钻井液体系抑制性不强，泥岩中黏土矿物水化后易分散到钻井液中，同时黏土矿物在机械降级作用下进一步细分散在钻井液中，很难被固控设备清除。

3 技术对策

针对以上技术难点，提出以下4 点技术对策。

1）通过优选胺基抑制剂、高效极压润滑剂，构建了具有强抑制和封堵性能好的高性能水基钻井液体系，提高钻井液对泥页岩的抑制性，满足长水平段水平井对钻井液润滑性能的要求。

2）优选封堵剂。针对沙河街组4 段泥页岩孔缝发育，优选纳微米级封堵剂，并进行封堵剂配伍性研究，提高钻井液封堵性能。

格式特征是指电子邮件中除开标题与正文的部分，格式特征由称呼语、敬语、署名和书写日期等组成。在研究中将格式特征划分为内模式与外模式两种特征，其中内模式指的是电子邮件中的称呼语、作者署名以及书写日期等除开正文之外的部分。而外模式指的是电子邮件中各段落出现的换行数，以及正文中出现的空格数。基于上述特点将格式特征划分为表2所示的5种。

3）提密度一次到位。根据该区块施工经验，进入沙四泥岩段之前密度必须一次到位，该区块地层压力系数为1.4～1.5，由于生产井进行大规模体积压裂，地层岩石原始强度改变，密度应该维持在1.45～1.47 g/cm3，避免在泥岩段施工时边钻进边提密度。

4）加封堵剂一次到位。现场施工中封堵剂加量一次到位，保证泥岩段钻井液具有强封堵性能，进入泥岩段前按照配方的比例一次性把各种封堵剂的量加够，短时间内提高钻井液防塌能力达到上限，能有效控制泥岩段井壁失稳。

4 室内研究

4.1 钻井液配方研究

4.1.1 胺基抑制剂

优选了3 种胺基抑制剂（1#、2#和3#），用页岩滚动回收实验和黏土膨胀实验评价其对钻井液体系的抑制性。将泥页岩样品与钻井液装入老化罐中，在120 ℃下热滚16 h，测定了泥页岩的回收率和黏土在钻井液体系中的线性膨胀率，结果见表7。由表7 可知，3#页岩回收率最高，膨胀率最低，膨胀率降低率最大[6-10]。

表7 不同胺基抑制剂对泥页岩回收率和黏土膨胀率的影响

4.1.2 极压润滑剂

表8 Suplube 对钻井液性能的影响

4.1.3 封堵剂

根据泥页岩理化性能分析得出纳米级封堵剂的粒径分布D50应在6～32 nm 之间，微米级封堵剂D50应该在2.5～15 μm 之间，能对纳微米级裂缝实现最大封堵。以此为依据，优选出3 种封堵剂，其中一种为纳米封堵剂FD-1，2 种微米级封堵剂，FD-2，FD-3，当其比例为2∶3∶1 时其粒径累计分布与地层孔隙分布相当。

4.1.4 高性能钻井液配方

通过优选3 种主要处理剂，配伍常规抗盐降失水剂、流型调节剂等功能型处理剂，建立了一套高性能钻井液，其配方如下。

（2%～3%）膨润土粉+0.5%PAC-LV+1.5%Starch-CM+0.3%抗高温增黏剂+0.5%胺基抑制剂+1.3%纳米封堵剂+0.025%烧碱+8% KCl+2.5%微米封堵FD-2+0.625%微米封堵剂FD-3+3%极压润滑剂+杀菌剂+消泡剂+加重剂

4.2 钻井液性能研究

4.2.1 抑制性

对建立的高性能钻井液配方进行抑制性评价。采用岩屑三次滚动回收和线性膨胀率方法评价其对沈北区块泥页岩的抑制性能，结果见表9。

表9 清水和高性能钻井液体系的回收率和膨胀率

实验结果表明，采用K+和胺基类抑制剂双重抑制，建立的高性能钻井液配方抑制性好，一次滚动回收率大于93%，三次滚动回收率接近80%。8 h 线性膨胀率仅为10.83%，这是因为K+具有“镶嵌”作用，胺基类抑制剂产生质子化的铵根离子可嵌入黏土层中。降低并限制黏土层的间距与膨胀。

4.2.2 封堵性

分别制作模拟裂缝宽度为10 μm 的岩样4 块，室内配制钻井液。按操作步骤分别进行4 块岩样的封堵评价实验，记录不同时间点的累计出液量，曲线如图3和图4 所示。可知，在初始阶段出液量都较大，但在80 min 以后，曲线趋于平稳，说明该钻井液对微裂缝都进行了有效封堵。可以看出，经优化后钻井液在裂缝性泥岩中的滤失量由约11 mL降低至4.5 mL，滤失量降低59%，下降到原来的一半以下，渗透率降低超过50%。

图3 1#和2#组泥页岩优化前后滤失量曲线

图4 3#和4#组泥页岩优化前后滤失量曲线

5 现场应用

5.1 沈268-H308井和沈268-H102井对比

沈268-H308 井使用有机硅钻井液体系进行二开施工，多次发生井壁垮塌、卡钻、填井等恶性复杂事故；沈268-H102 井二开采用高性能钻井液体系，完成了该井的施工，首次实现了该区块零事故、零复杂作业，并打破区块最快施工纪录。

5.1.1 性能参数对比

沈268-H308 井和沈268-H102 井马氏漏斗黏度、稠度曲线对比，见图5 和图6。可知，进入沙四泥岩后高性能体系的黏度和切力要明显高于有机硅体系，有利于水平段后期的岩屑携带。

图5 沈268-H308 井和沈268-H102 井马氏漏斗黏度对比曲线

图6 沈268-H308 井和沈268-H102 井稠度系数对比曲线

5.1.2 井径数据对比

沈268-H308 井和沈268-H102 井井段平均井径和井径扩大率数据对比见表10。由此可知，高性能体系施工的各个井段平均井径均要小于有机硅体系，特别是进入沙四段泥岩开始定向和全力定向后，井壁非常稳定，没有出现坍塌掉块现象，井径规则，井径扩大率小于10%，为下步电测、通井和下套管创造有利条件。

表10 沈268-H308 井和沈268-H102 井井段平均井径和井径扩大率数据对比

5.1.3 应用效果对比

从表11 可以看出，使用高性能体系并调整钻井液性能参数后，没有出现井壁失稳和大面积垮塌，施工顺利、高效，提速明显。

表11 沈268-H308 和沈268-H102 井施工效果对比

5.2 沈257-H212井现场应用

该井处理井漏56 d，井壁未发生失稳情况，从另外一方面该体系也体现出了在长时间处理井漏时，钻井液性能稳定，抑制防塌性能优良的优点，避免了恶性复杂事故发生。该井现场施工时采用高性能体系，沙四段泥岩未出现井壁失稳问题，施工顺利。

5.3 使用效果对比

总结了2015～2019 年使用高性能体系和不使用高性能体系前后施工井的效果对比，结果见表12。由表12 可以看出，使用高性能钻井液体系后，基本解决了沈北和曙光地区二开深水平井易垮塌地层的井壁失稳问题，同时也减少了井漏后带来的井壁失稳问题。

表12 2015～2019 年使用高性能钻井液体系前后施工效果

6 结论

通过分析沈北区块油页岩理化性能，针对性的优选了封堵剂、胺基抑制剂和极压润滑剂，建立了一套高性能钻井液体系，该体系具有强抑制性和强封堵性。一次滚动回收率大于93%，三次滚动回收率接近80%。8 h 线性膨胀率仅为10.83%，裂缝性泥岩中的滤失量降低59%，渗透率降低超过50%。在沈268-H102 和沈257-H212 井进行了现场应用，效果显著。高性能钻井液抑制防塌性能强，在整个二开造斜段和水平段钻进过程中井壁稳定无坍塌、起下钻顺利，利于维护。无复杂情况和事故发生，钻井周期仅为38.8 d，较临近相比节约周期227 d。高性能钻井液可以解决沈北区块硬脆性泥页岩井壁失稳的问题，可以推广应用。