油基钻井液性能优化在威页24平台应用

郭强

摘要：威页24#平台为威荣页岩气田二期产建开发评价井组。开发目的是进一步开展钻井、压裂主体工艺试验，优化提速降本增效措施。开发任务是动用页岩气储量，新建产能，支撑产量完成。威远地区页岩气储层石英含量较多，岩石脆性强，属弱水敏;具有较强的层理结构，易发生层间剥落;页岩强度有较强的各向异性，地层层理面倾角为40～60°，易发生沿层理面的剪切滑移破坏，造成定向段和目的层井壁失稳。根据该地区页岩气储层特点，威24#平台在定向、水平段使用了油基钻井液体系。该体系特性重点保证了钻井液密度、强封堵性、低滤失量以及良好的携砂能力;并在实钻中通过室内试验优化配方和性能指标，更好的满足井下需求，提高了钻井速度降低了钻井液成本。结果表明，该油基钻井液成功应用于威24#平台页岩气水平井钻探，较好地解决了威远地区泥页岩层垮塌的问题。本文从钻井液方面为该区块高效钻井提供一定的借鉴经验。

关键词：油基钻井液;威页24#平台;优化性能指标;页岩垮塌

1、威远区块地层难点分析

威远地区水平段目的层龙马溪组分为三段。主要页岩气目的层为上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组一段，岩性主要为一套暗色的含笔石页岩夹少量砂质泥岩及粉砂岩，其微细层理较发育，含较多黄铁矿星点、团块，含丰富的笔石化石。该套页岩气目的层分布范围广、厚度较大，厚度一般在80m～85m。层状结构中含有 10%～ 15% 的膨胀性页岩，以运移性伊利石为主，储层属弱水敏，泥页岩的吸水、水化能力不高，但是具有较强的层理结构，裂隙和微裂隙在液体侵入后所产生的毛细管压力作用使井壁极易发生层间剥落。本平台周边施工平台（威页35#、威页23#等）龙潭组-龙马溪组裂缝发育，部分地层易塌，在直井段及水平段钻进中存在井漏、井塌及井涌等井下复杂风险。为了评价该地区的页岩气储层水平井产能情况，井身轨迹要沿产层倾角变化而改变，这也增加了水平段钻进难度。在定向及水平钻进过程中，钻井液技术存在以下难点。

1.1地层倾角变化较大，皱褶形态明显，页岩层应力系统非常复杂，无法获得较有规律的井下实际坍塌压力。钻井液密度的确定需要结合岩石力学研究结果和现场实际情况摸索。

1.2页岩气储层岩性总体体现为低分散度、低活度、高层理剥落趋势。钻井液必须拥有非常好的强封堵能力和化学强抑制能力。

1.3地层坍塌压力和地层破碎压力比较接近。钻进过程中密度窗口控制难度较大，既要防塌，又要防漏。

1.4水平段比较长、井身轨迹差，钻井液性能指标必须与钻井工程措施密切结合，满足井下需求，施工顺利。

1.5靠近邻井压裂区域，页岩气田储层压裂期间，易引起相邻水平井钻井复杂情况。

2、配方优选及性能评价

2.1钻井液配方优选：根据现场钻井要求，油基钻井液要具有稳定井眼和净化井眼的能力，故实验室优选该井油基钻井液配方时，重点考虑了体系的稳定性、热敏性、封堵性和化学抑制性。在控制有机土加量的基础上，优选其他处理剂的加量。形成抗温120-220°，密度0.85-2.2g/cm3，最终优选出的配方如下：柴油+1-3%有机土+10%CaCl2水溶液（质量体积比为20%～40%）+（4%～6%）主乳化剂 +（2%～3%）辅乳化剂 +（2%～3%）降滤失剂 +（1%～ 3%）塑性封堵剂 +（2%～3%）润湿剂 +（1%～ 2%）CaCO 3（粒 径 为 0.043 mm）+（2%～ 3%）CaCO 3（粒 径 为0.030 mm）+（1.0%～3%）CaO+ 重晶石

2.2按上述配方配制钻井液的基础性能见表1。从实验结果而以看出，不同油水比钻井液性能稳定。乳化稳定性好，破乳电压都在400V以上，动塑比在 0.2-0.4之间，能够满足现场需要。

2.3强封堵防塌技术：

油基钻井液雖然具有较强的抑制性，但是钻遇到微裂缝、层理发育地层，油的侵入对井壁造成不稳定。井壁坍塌掉块，同时钻井液任压差作用下，循环损耗最大。针对油基钻井液的特点，在钻井液中加入凝胶微球封堵剂，并和其它封堵材料确定合适的粒度配比。形成以凝胶微球为主剂的封堵降消耗技术：

0.5%-1.5%凝胶微球幷堵剂+1%-3%纤维状封堵剂+0-0.5%亲油柔性封堵+3%超细碳酸钙。

使用高温高压失水仪测试加入2%封堵剂前后油基钻井液高温高压滤饼渗透率。结果显示，封堵材料加入前后，滤饼厚度由3.0 mm降低至2.0 mm.滤饼渗透率降低98.3%.由图1泥饼对比可见。加入封堵材料后泥饼更加致密，表明封堵材料参与泥饼形成，进而改善泥饼质量。

2.4热稳定性：油基钻井液热敏性好的另一原因是使用的乳化剂性能好。乳化剂在油基钻井液中的作用机理有几方面：①在油/水界面形成具有一定强度的吸附膜;②降低油水界面张力;③增加外相黏度。以上3点均可阻止分散相液滴聚并变大，从而使乳状液保持稳定。所以选用乳化性能优良的乳化剂，可以使油基钻井液体系中细小液滴之间的距离扩大，塑性黏度和外相黏度降低，从而减少其对表观黏度的影响。另外，通过补入石灰乳液来调整油基钻井液碱度，对热敏性的控制也非常重要。

2.5化学抑制性：威页24平台龙马溪组页岩的 CST 值与剪切时间的关系见图2。从图2看出，30～60s曲线段斜率大于 60～120 s 曲线段斜率，即初期的分散速度大于中后期的分散速度。威远构造龙马溪、筇竹寺组页岩中流体的活度绝大部分在0.5～0.7之间，活度偏低。通过调整油基钻井液中氯化钙水溶液浓度，使其活度在0.4～0.6之间，以确保钻井液水活度页岩中流体的活度平衡。

3、现场应用

3.1井眼稳定技术措施

设计井水平段主体位于龙马溪组一段2+31小层，坍塌压力受井眼轨迹影响较小，受裂缝、层理弱面影响较大，当井眼钻遇弱结构面时，坍塌压力可从1.7 MPa/100上升到2.0 MPa/100，因此建议水平段钻井液密度不低于2.0g/cm3，储层段防塌需要重点控制钻井液向层理缝的滤失。在威24-2HF井实钻过程中，钻井液密度根据井下返砂情况及 ECD 值变化进行调整。导眼在页岩层钻进 23 d，最大井斜角为96°，未发生井壁失稳，井深5670 m完钻，密度变化范围为2.12～2.35g/cm3。在施工中严格执行逐步上提密度的工艺，大斜度井段（45～75°）和水平段井壁一直相对稳定。

3.2强封堵、活度防塌措施

通过添加刚性封堵材料和可塑性变形材料的加入进一步增强了该体系的封堵能力，实钻钻井液滤饼的油相渗透率较基浆下降了。进入定向、水平段后封堵能力维护方法如下。①每钻进 50 m，加入粒径为 0.043、0.030 mm的超细碳酸钙各200kg。②每钻进 50～ 100 m，加入200～ 300 kg 可塑性变形封堵剂。③保证油溶性树脂含量一直维持在3%。④加强性能监控，及时控制中压滤失量为 0，高温高压滤失量小于1mL。

通过室内实验CST值分析，油基钻井液的活度对井壁稳定也起到了很大作用。根据测得的岩石流体活度，实时调整了油基钻井液活度，油基钻井液的活度始终保持在低于岩石流体活度0.10～0.15的范围。值得一提的是，如果体系中盐浓度过高会导致盐重结晶，钻井液中有微小的盐晶体存在，从而导致钻井液破乳电压下降，稳定性变差。

3.3井眼清砂措施

受温度的影响下，油基钻井液低剪切速率的剪切应力相比高剪切速率下变化幅度大。在威24-2HF井实钻中，通过调整乳化剂加量、钻井液碱度、固相含量，保持油基钻井液塑性黏度和动切力在一个合理的范围。把温度对油基钻井液流变性的影响控制在合适范围内。同时加强低剪切速率下钻井液流态维护，减缓岩屑沉降现象。通过现场经验得出，当油基钻井液的φ6读值为井眼直径的 1.0～1.2倍时，携砂能力较好。具体维护措施如下：1）在保证破乳电压的情况下，控制主乳化剂含量为最低值。不使用沥青类处理剂。2）钻井液的碱度根据密度范围变化：密度为 2.12～2.20 g/cm3时，碱度为1.2～1.5;密度为2.20～2.35g/cm3时，碱度为0.8～1.2;3）高速离心机使用率在70%以上，并采用高转速、低供量、长时间使用的方式，防止离心机发生粘卡。

3.4无土相油基钻井液

由于胶质沥青质含量高不利于流型控制和进一步提高机械钻速，钻屑吸附损耗高，开展了无土相油基钻井液技术研究。在增黏提切剂、降滤失剂等专用处理剂研制基础上，研究形成了油水比95：5-70：30、温度80-150℃、密度1.2-2.4g/cm3的无土相油基钻井液体系。

4.结论

4.1威24-2HF井油基钻井液配方在现场应用后，能够适应威远区块易垮塌易漏失页岩储层水平钻进需要，为以后该区块的油基钻井液使用提供了一定的新思路。

4.2威远地区页岩储层定向、水平钻进时，井壁稳定主要依靠采用合理的钻井液密度。

4.3在油基钻井液中引入超微细颗粒材料以及塑性变形材料，使油基钻井液的封堵能力得到显著提高。

4.4 滤液渗入地层初期对井壁稳定性影响较为严重，控制油基钻井液活度低于实钻岩石活度能减缓这种影响。

4.5良好的流变性和工程措施相结合保证了井眼清洁。

参考文献：

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