页岩气井强化封堵全油基钻井液体系——以长宁—威远国家级页岩气示范区威远区块为例

王晓军 白冬青 孙云超 李晨光鲁政权 景烨琦 刘 畅 蒋立洲

1. 中国石油长城钻探工程有限公司工程技术研究院 2. 中国石油长城钻探工程有限公司钻井一公司3. 中国石油辽河石化公司第一联合运行部

0 引言

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区威远区块钻井过程中复杂事故频发，严重制约了页岩气产能建设进度。通过对不同井段的复杂情况和施工时效统计得出，进入下志留统龙马溪组后的三开钻井过程中由于掉块导致的埋钻具、起下钻遇阻、憋扭矩、倒划困难和井漏的发生率较高、损失时间长，占损失时间比率超过80%。为此，笔者通过对该区龙马溪组页岩气地层井壁失稳机理的研究分析，探索强化封堵全油基钻井液体系建立与应用[1-3]，以期为降低复杂事故发生率、提高页岩气资源开发效率提供技术思路和解决路径。

1 龙马溪组钻进过程中复杂情况频发的原因

1.1 页岩矿物组成分析

选取威远区块龙马溪组页岩气地层岩样，利用D/max-IIIA X射线衍射仪对页岩全岩矿物及黏土矿物相对含量进行测定，结果如表1所示。

从表1中可以看出，龙马溪组页岩矿物主要成分为石英，其次为方解石、菱铁矿、白云石和黏土矿物[4]，还含有少量的长石和黄铁矿。其中黏土矿物平均含量为9%，组分以伊蒙混层（平均含量51%）和伊利石（平均含量39%）为主。龙马溪组页岩强膨胀性的蒙脱石含量极低，导致其膨胀性较弱，脆性矿物平均含量高达91%，硬脆属性特征明显，极易发生剥落掉块。

1.2 页岩构造分析

通过对岩心微观构造分析可以得出（图1），龙马溪组页岩水平层理结构明显[5]，发育的微裂缝宽度不一，并且微裂缝具有延伸长度长、弯曲程度大等特点。

1.3 页岩表面润湿性分析

采用SCI 50008温控型接触角测定仪，分别测定150 ℃条件下不同液体在威远龙马溪组页岩表面的接触角大小（图2）。由图2可知，页岩去离子水接触角为21.7°，白油接触角28.8°，偏水湿；同时，有机质的存在对岩石表面的微观润湿性产生一定的影响，使其具有一定的亲油性，呈现混合润湿的特点[6]。

表1 龙马溪组页岩全岩矿物组成及黏土矿物组成表

图1 龙马溪组页岩岩样扫描电镜图片

图2 龙马溪组页岩表面润湿性测定结果图

1.4 页岩岩样吸液率测定

由于龙马溪组页岩具有混合润湿特性，因此采用岩心浸泡实验测定的龙马溪组页岩在不同液体中的吸液率（表2）。

表2 龙马溪组页岩吸液率测定实验表

由表2可知，威远龙马溪组页岩自吸水能力极强，30 h吸水率达7.29%；页岩岩样在油相中吸液量较低，30 h吸油率为2.74%。

1.5 井壁失稳机理分析

通过对地质因素分析得出，龙马溪组页岩硬脆属性特征明显，水平层理、微纳米级孔缝普遍发育且具有混合润湿特点，同时具备自吸水和自吸油双重特性。因此，钻井过程中无论是水基或者油基钻井液都会优先从渗透性较好的层理、微裂缝侵入地层内部，造成近井壁坍塌压力增加；在液柱压力和毛细管力持续作用下，微裂缝出现开裂、延伸和扩展，使原本胶结性较差的硬脆掉块脱离井壁[7-8]；若延展的微裂缝与地层内部大裂缝相互贯通，还会引发井漏事故[9]。

根据龙马溪组页岩井壁失稳机理分析，提出针对性的技术对策：采用全油基钻井液，避免油包水乳化钻井液存在的维护处理难度大、高温破乳及渗透失水等问题；强化对微纳米级孔缝的封堵能力，改善页岩膜效率，减少滤失量，进而阻缓压力传递和裂缝扩展。

2 全油基钻井液体系特点

对比油包水乳化钻井液，全油基钻井液配方简单，不添加任何的水相，不但具有更好的高温稳定性和抗污染性能，还具有更好的井壁稳定效果。

2.1 不会发生渗透滤失问题

当油包水乳化钻井液活度高于地层水活度时，在渗透压作用下，滤液中的水分子会侵入地层岩石，使其体积变大，产生渗透膨胀，这种体积上的变化是岩石内部微裂缝张开并延伸后，在长度和宽度上均具有时间敏感性的结果[10]。为了减少滤液中的水侵入地层，油基钻井液的活度应该始终保持低于岩石活度0.10～0.15的范围，但是龙马溪组页岩非均质性较强，岩石活度随井深不断变化，给油包水乳化钻井液活度调整带来诸多挑战。单纯地提高体系盐浓度有利于井壁稳定，但是容易导致盐重结晶，引起钻井液破乳电压下降，稳定性变差，导致更复杂的井壁失稳问题[1]。

图3为威远龙马溪组页岩膨胀率测定分析结果，其中，油包水基液配方如下：1号油包水基液：白油+3%主乳化剂+2%辅乳乳化剂+15%CaCl2溶液（质量分数20%）；2号油包水基液：白油+3%主乳乳化剂+2%辅乳乳化剂+15%CaCl2溶液（饱和）。

图3 龙马溪组页岩在不同钻井液中膨胀率对比图

从图3中可以分析得出，全油基钻井液体系无任何水相，不会发生渗透滤失现象，页岩的膨胀率最低，地层岩石强度降低幅度更小，具有更好地井壁稳定效果；同时，页岩微孔隙在油中的吸液量更低，降低了钻井液进入微裂缝导致的压力传递，能够减弱页岩微裂缝的延伸和扩展[11]。

2.2 页岩的吸液率更低

比表面积是指单位质量泥页岩具有的表面积，是评价泥页岩井壁稳定的重要参数，纯蒙脱石比表面积823 m2/g，纯伊利石比表面积103 m2/g。龙马溪组页岩岩样（取自威202H7-2D井2 851～2 853 m）比表面积、比亲水量、比亲油量实验结果如表3所示。

表3 龙马溪组页岩比表面积与比亲水量、比亲油量实验结果表

由表3中数据对比可以看出，龙马溪组页岩比亲水量几乎是比亲油量的2倍，说明浸泡在水中的裂缝性页岩的水化膜较厚，水化后产生的水化膜斥力较大，更容易导致页岩沿水化界面的局部变形或破坏（掉块）。通过进一步测定对比页岩在白油和油包水乳液中的吸液量得出，由于不添加任何水相，页岩在全油基钻井液中的自吸率更低，能够减弱页岩微裂缝自吸导致的局部变形或破坏，有利于井壁稳定。

2.3 对页岩表面性质改变程度小

由于页岩层理裂缝发育，表面性质变化对岩石整体结构的稳定性会产生重大影响，页岩表面性质变化越大，胶结力和抗拉抗剪切强度降低幅度越大，会加剧剥落掉块和诱导裂缝的产生；同时，岩屑表面由亲水变为亲油后会直接参与造浆，加剧油基钻井液的流变性调控难度[12-14]；此外，油包水乳化剂会将页岩表面由偏水润湿向偏油润湿转变，页岩表面亲油会对气态烃有较强吸附能力，不利于页岩气的高效开采[14-16]。

通过测定小油滴在不同岩样表面的接触角得出（表4），油包水基液浸泡后的页岩表面接触角变化幅度较大。全油基钻井液表面活性成分较少，有利于井壁稳定、钻井液流变性的调控和储层保护。

表4 龙马溪组页岩表面性质变化测定分析结果表

3 强化封堵全油基钻井液体系构建

3.1 基础配方的建立

在前期研究基础上，结合威远页岩气地层施工特点，室内经过处理剂的优选和加量配比的优化，建立了密度介于1.80～2.40 g/cm3，抗温150 ℃以上的全油基钻井液基础配方，即：3号白油+1.5%～2%有机土+1.5%～2%氧化钙+3%～5%乳化沥青+3%～5%有机褐煤+0.3%～0.5%提切剂+重晶石+0.4%润湿剂。

其中，润湿剂的加量是以重晶石为准的质量百分数，其他处理剂是以白油为准的质量体积百分数。

3.2 油基封堵剂的优选

3.2.1 封堵剂的粒径级配

采用高压压汞法测定了龙马溪组页岩孔径分布特征，如图4所示。龙马溪组页岩孔径分布范围较广，从几个纳米到几个微米；较大孔缝尺寸从0.25～2.50 μm均有分布，样品介孔（介于2～50 nm）与大孔（超过50 nm）孔隙占总孔隙体积比例达95%以上。根据孔缝直径累计分布曲线得出，优选的封堵剂粒径分布宜为 ：D90=2.3 μm，D50=0.1 μm。

3.2.2 封堵剂的优选

针对威远龙马溪组页岩地层非均质性强，层理裂缝普遍发育的特点，室内通过微孔滤膜滤失实验优选出了刚性、弹性和柔性的多种类封堵材料（表5）。

3.2.3 封堵剂的复配

采用Winner 2116激光粒度分析仪测定3种封堵剂在不同搭配比例下的D90和D50（表6）。由表6可以看出，当井眼强化剂、弹性石墨和纳米乳液搭配比例为6∶3∶2时，接近龙马溪组页岩的微孔隙和裂缝尺寸。

图4 龙马溪组页岩孔径分布及累积分布曲线图

表5 室内优选出的封堵材料的性能表

表6 复配封堵剂的D90值和D50值表

3.3 体系形成及性能评价

通过封堵性能评价，综合考虑对基础配方流变性的影响和性价比，最终构建了强化封堵全油基钻井液体系：3号白油+1.5%～2%有机土+1.5%～2%氧化钙+3%～5%乳化沥青+3%～5%有机褐煤+0.3%～0.5%提切剂+2.4%井眼强化剂+1.2%弹性石墨+0.8%纳米乳液+重晶石+0.4%润湿剂+0%～0.5%乳化剂（视外来水相混入量）。

3.3.1 常规性能

从表7中可以看到，密度为2.4 g/cm3的高密度全油基钻井液在热滚前后黏切适中，高温高压滤失量低，仍然具有良好的电稳定性和沉降稳定性。

3.3.2 高温高压流变性

室内采用Fann iX 77高温高压流变性测定仪，测试了密度为2.0 g/cm3全油基钻井液的黏切（表8），以了解井底油基钻井液的流动状态[17-18]。

从表8中数据可以看出，高密度全油基钻井液在高温高压的井底环境下，仍然具有合适的黏切和较高的动塑比[19]，这有利于现场施工过程中钻井液流变性的调控，同时能够满足威远页岩气地层长水平段悬浮岩屑及井眼净化的要求。

表7 全油基钻井液常规性能评价表

表8 全油基钻井液高温高压流变性能评价表

3.3.3 抗污染性能

向密度为2.0 g/cm3的全油基钻井液中分别加入20%岩屑，10%清水后，综合性能依然良好，说明该钻井液具有较好的抗污染性能，便于现场施工时维护处理，如图5所示。

3.3.4 抑制性能

采用6～10目筛选威202H7-2D井龙一11层岩屑，分别放在强抑制水基钻井液、全油基钻井液及油包水钻井液中，测试150 ℃下岩屑（40目）的一次回收率和二次回收率（表9）。

图5 全油基钻井液抗污染性能图

表9 龙马溪组页岩在不同钻井液分散性评价表

由表9可以看出，全油基钻井液对龙马溪组页岩岩屑分散抑制性能最好，一次回收率和二次回收率分别为100.00%和99.98%，再次验证全油基钻井液由于不添加水相和乳化剂，具有更好的井壁稳定效果。

3.3.5 封堵性能

常规砂床和模拟裂缝封堵实验难以准确地评价钻井液对微纳米级孔缝的封堵能力。砂盘渗透性封堵实验通过模拟井下高温、高压环境，选用不同渗透率的陶瓷砂盘（PPA）作为渗滤介质测试钻井液滤失量，在岩心稀缺的条件下，是优选封堵剂及加量调配的有效手段。室内采用渗透率为400 mD（对应的孔隙直径为3 μm，模拟龙马溪组页岩较大孔径）陶瓷砂盘，在150 ℃×15 MPa条件下，记录不同配方的累积滤失量（表10）。

表10 全油基钻井液添加封堵剂前后PPA滤失量测定表

由表10可以看出，全油基钻井液添加封堵剂后砂盘滤失量降低幅度较大，说明复配的封堵剂具有协同作用的效果，颗粒间紧密结合、相互挤压，能够对微孔、微裂缝实现有效封堵。

由于岩石中裂缝的长短、宽度和延伸状态都存在非均质性，因此，模拟封堵设备并不能完全检验封堵剂对地层的封堵效果。以岩心为封堵对象，采取高温高压井壁稳定性模拟实验装置进行压力传递实验，能更准确地评价钻井液体系阻缓压力传递的性能[20-21]。在页岩岩样上下两端建立初始压差（模拟井筒和地层之间的压差），实验过程中保持顶端压力（4.2 MPa）不变，而将岩样下端流体封闭（0.7 MPa），与外界没有物质交换，通过压力传感器实时监测岩样下端压力的动态变化规律，检验封堵层形成的速度和强度，如图6所示。

图6 强化封堵全油基钻井液压力传递评价图

由图6可以看出，优选的多种类、多粒径级配的封堵剂添加到全油基钻井液中，能够形成致密网络结构，可以明显降低钻井液的压力传递，减少滤液侵入岩石内部导致的井壁失稳和井眼漏失问题。

4 结论

1）龙马溪组页岩硬脆属性特征明显，易发生剥落掉块；水平层理、微纳米级孔缝普遍发育，为钻井液滤液侵入地层提供天然通道。

2）龙马溪组页岩表面具有混合润湿特点，水基钻井液或油基钻井液都会优先从渗透性较好的微裂缝、层理侵入地层内部，微裂缝的延伸、扩展是页岩地层井壁掉块的重要原因。

3）采用全油基钻井液可以解决页岩表面性质改变和渗透滤失对井壁稳定的影响，优选的多种类、多粒径级配的复合封堵配方可以有效封堵页岩微孔缝，阻缓压力传递，减少复杂事故发生率。

4）现场施工过程中，在维护处理好全油基钻井液性能的基础上，通过采用防卡钻具组合、优化井眼轨迹、提高排量和转速、加强轻浆与重浆段塞的清扫能力，可以协同解决页岩气开发难题，真正实现降本增效。