川南页岩气地层油基钻井液技术难题及案例分析

2020-09-18左京杰张振华姚如钢彭云涛王刚南旭

钻井液与完井液 2020年3期

左京杰，张振华，姚如钢，彭云涛，王刚，南旭

（中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司，北京 100101）

尽管近年来，高性能水基钻井液在页岩气开发中取得了一些成功的应用案例[1-2]，但油基钻井液以其优异的抑制性、润滑性以及抗污染能力突出等优势，仍然是页岩气等复杂地层开发的首选体系，其为龙马溪页岩层长水平段安全钻进提供了有力保障。随着页岩气规模化开发的不断深入，优质储层（龙一小层）钻遇长度及井筒完整已确定为气井高产主控因素，对水平井钻井技术、丛式水平井组工厂化作业技术提出了更高的要求。为了保障水平井达到预期开发效果，采用了旋转地质导向、伽马能谱和元素录井等技术，适时调整轨迹，最大程度地确保龙一储层的钻遇率，精细的地质目标和先进的钻井技术迫切要求油基钻井液技术持续进步。回顾威远页岩气田长城钻探工区近5 年3 个阶段的实践和示范，油基钻井液技术经历了严峻挑战，而且依然存在部分亟待解决的技术难题。资料显示，已钻井复杂事故主要为长水平段起钻倒划眼、卡钻以及井漏等，其中起钻倒划眼及卡钻事故尤为突出，严重制约了威远页岩气田水平井开发效率。深入研究分析川南页岩气地层油基钻井液技术难题，进一步提升油基钻井液技术的地质及工程适应性，减少井下事故复杂情况，降低长水平段作业风险，对保障页岩气大开发的顺利实施具有重要的战略意义。

1 地质概况

根据岩性和测井特征，龙马溪组可细分为龙一段和龙二段，龙一段以灰黑色钙质页岩、黑色页岩夹黄铁矿、钙质条带为主，中上部页理欠发育，底部页理发育，厚度在140～240 m 之间。根据岩性、层序地层和电性特征，龙一段自下而上划分为龙一1亚段和龙一2 亚段。其中五峰组-龙一1 亚段是主力目标地层，其埋深为1500～4000 m，有机碳含量为3.1%、孔隙度为5.6%、含气饱和度为62.2%，含气量为4.3 m3/t，脆性矿物含量为69.8%，I+II 类储层厚度为37.1 m，分布连续、稳定。根据资料，龙一1 亚段由下至上进一步划分为龙一、龙一、龙一和龙一等4 个小层，其中龙一11是龙马溪组主力产层。五峰组厚度为1.2～15.1 m，龙一1 亚段1 小层厚度为1.7～5.5 m，2 小层厚度为3.2～9.6 m，3 小层厚度为3.8～9.8 m，4 小层厚度为24.8～27.8 m，4 个小层总厚度介于36.4～47.5 m。

中国研究学者针对页岩气井壁稳定机理及技术开展了大量研究[1，3-5]，笔者亦通过对威202H*-2D井龙马溪目的层取心观察发现，龙马溪地层薄水平页理特别发育，多处可见0.2～3.0 cm 厚火山灰夹层，且多见30°～90°交织缝，缝间多充填方解石，胶结弱、易解理，具有天然体积缝发育特征，并可见明显溶洞，存在严重的井漏风险，在实钻过程中，其相邻的W202H4 平台、H33 平台以及H8 平台等均出现严重井漏甚至失返性漏失。

基于W202H*-2D井岩心扫描电镜图像，测量了龙马溪地层微孔、缝尺寸分布情况。通过研究523个统计样本可知，其微孔、缝尺寸介于0.104～244 μm 之间，D10为0.70 μm，D50为2.29 μm，D90为8.91 μm。根据2/3 架桥理论，裂缝封堵粒子粒径分布宜为：D10为0.469 μm，D50为1.53 μm，D90为5.97 μm。显然常规封堵剂难以形成有效封堵[6-7]。

2 油基钻井液技术难题

2.1 页岩地层微孔缝封堵技术难题

前期研究表明，威远页岩气田龙马溪主力储层脆性矿物伊利石含量高，为59%～81%，膨胀性黏土矿物含量较低，纳微米孔缝发育、层理薄、弱面结构发育，且脆性指数总体较高，龙一小层最高，达到78.9%，属于典型的硬脆性泥页岩地层。孔隙压力传递造成坍塌压力升高是引起该类泥页岩井壁失稳的重要因素，油基钻井液封堵能力不足时容易出现“井壁失稳-提高密度-短暂稳定-加剧滤液侵入-坍塌恶化”的恶性循环，现场密度越提越高、井壁稳定性越来越差，井壁掉块、卡钻难题较为突出。如威202H7-3 井2880～3200 m 井段疑似因封堵能力不足，引起地层坍塌压力升高，发生大量掉块。因此，必须加强钻井液封堵纳微米孔缝的能力，通过缓解孔隙压力传递，达到稳定井壁的目的。

针对龙马溪页岩封堵难题，逐渐形成了1 套适用于四川页岩气的油基钻井液封堵强化方案。其关键技术是在三开开钻前，一次性加入（1%～2%）FA-M 及（1%～2%）RB-N，其中FA-M 是一种柔性纳微米封堵剂，其中值粒径为1.98 μm 左右，RB-N 为纳米胶液封堵剂，其中值粒径为100 nm 左右，在钻进过程中，每200～300 m 进尺维护补充0.5 t FA-M 及0.5 t RB-N，出现掉块等复杂情况时，加倍维护补充上述封堵剂。自2018 年下半年以来，累计现场应用19 口井，非压裂水侵井，万米进尺倒划眼耗时由前期的1044 h 降为350 h，井壁稳定性显著提高；常规井密度由2.05～2.20 g/cm3降到1.95～1.97 g/cm3，控压钻井密度降到1.82 g/cm3，为钻井提速及页岩气高效开发提供了保障。未来还需深入研究地层孔缝分布特征及其变化规律，进一步研究优化针对性封堵技术方案。

2.2 钻井液流变性控制难题

在四川页岩气作业过程中可以发现，龙马溪地层掉块都很硬且清水滚动回收率（120 ℃×16 h）基本高达85%以上，而上返油基岩屑尽管较为成型且可见明显锯齿状，但是其质地偏软较易被捏碎，见图1（a），岩屑断面可见滤液侵入痕迹，见图1（b）。

图1 油基岩屑外观、岩屑形成及膨胀机理示意图

尽管油基钻井液具有良好的抑制性，但在现场作业过程中仍然存在2 个问题，即LGS 反复升高以及黏度切力反复升高。因此，导致现场需不断使用胶液稀释井浆以满足钻井要求[8]。

已有研究表明，钻井液黏度、切力上升主要是由钻井液中有害低密度固相累积效应引起。低密度固相来源有2 个，一个来源是崩散变细的岩屑粉末，这主要是由岩屑体积膨胀（见图1（c））、钻井液及其滤液的侵入岩屑剪切滑移面造成的岩屑崩散以及在岩屑上返过程中受到钻具的反复研磨与碾压等的影响而形成，而这部分有害细颗粒即岩屑粉末很难被现有固控设备清除，随着比表面积的急剧增大，岩屑粉末表面润湿改性程度亦随之增加，这一过程实质上是在钻井液中间接加入了大量低效“有机土”，其结果是造成钻井液组成颗粒间内摩擦即塑性黏度的增加（幅度大）以及结构强度即动切力的增加（幅度小），这与循环井浆中即便长时间不补充有机土亦能维持较新浆更高的动切力的现象一致；第二个来源是井壁泥饼，由于低效“有机土”具有一定结构稳定性，难以在滤失过程中形成致密堆积，易引起泥饼虚厚，在起下钻过程中，附着在井壁的泥饼被钻具刮下并在钻井液中分散，从而产生低密度固相累积效应，但这一观点并未获得普遍认同，部分研究学者认为，页岩地层十分致密，井下滤失是否真实存在存疑，即井壁泥饼是否存在具有不确定性，起下钻过程中密度和黏度、切力的增加更大可能是由于岩屑床的破坏及其在钻井液中的分散引起。

除此之外，外来颗粒的加入也将引起黏度、切力升高。在钻井液中加入的纳米胶乳类、沥青类胶体物质在循环过程中分散，并通过静电引力形成稳定的空间网架结构，从而使得塑性黏度增加，其增加程度和这类材料的增量大小及循环剪切时间正相关，也正因此，在高密度油基钻井液中，这类材料的使用量受到了极大的限制；同样，超细钙类刚性封堵剂的使用，也是造成黏度急剧上升的原因之一，这主要是因为碳酸钙脆性强、抗压抗张强度低，易在研磨作用下变细，增大比表面积，由于碳酸钙表面富含OH-具有较强的极性，与基础油（非极性）相容性差，二者之间的内摩擦力大，是引起塑性黏度增加的重要原因之一，因此，需对碳酸钙表面进行改性，降低其表面极性，以降低其增黏效应。

2.3 水平段润滑防卡难题

同时，部分井区地层厚度及倾角变化不定，尤其是沿地层上倾方向的水平井，钻遇地层视厚度明显变薄，加上随钻测井仪器距井底有一定的测量盲区，不能及时测量钻头处地质信息，当检测到箱体边界时，钻头可能已钻出箱体，此时工程上将反向调整井斜，找回箱体。由于五峰组裂缝发育，脆性强，误入五峰组将进一步提高钻井施工井漏及掉块卡钻风险。对优质薄储层龙一小层的“准确”跟踪造就了三维“S”型井眼轨迹（见图2），而急进急出五峰组（结果）亦将带来较大的狗腿度。显然，这将在实钻过程中引起较大的扭矩和摩阻，造成钻具上提下放困难、托压严重、加压困难，甚至引起憋钻，通常需通过规律性的短程起下钻修整井壁来降低扭矩和摩阻。岩屑床的破坏在一定条件下亦可能造成起下钻阻卡。因此加强钻井液携岩能力和防止岩屑床的产生对预防起下钻阻卡具有重要意义。

图2 水平段井眼轨迹特征示意图

在实践中，约80%卡钻事故复杂情况是发生在倒划眼、接立柱、起钻等上提作业过程中，其中约70%卡钻事故发生在停钻后上提钻具20 m 内，值得一提的是根据配置的不同，旋转导向仪器串顶端至钻头长度亦为20 m 左右，约40%卡钻事故发生在停钻后上提钻具仅2～3 m 的过程中，约80%卡钻事故井水平段长大于900 m，而大多数卡钻事故发生前并无明显征兆，如掉块。这类卡钻的原因一方面可能是由于页岩脆性强、局部弱胶结层理面特别发育甚至地层破碎、井壁力学稳定性差；另一方面可能是钻井液悬浮稳定性、携岩能力、封堵能力以及钻井液液柱压力难以时刻满足稳定这类地层的需要。同时，井眼轨迹差、起下钻速度过快亦在一定程度上加剧了钻具对井壁凸起部位的刮擦和机械碰撞，尤其是在大狗腿度井段、“S”型井段，以及钻井液液柱压力的扰动，使得局部不稳定的井壁岩石发生失稳。此外，导向工具段环空间隙小，未能及时返出的片状掉块易楔入此环空间隙，形成卡钻。

2.4 钻井液密度优化难题

龙马溪地层裂缝密度达3.6～92 条/m，且以斜交缝为主，钻井液安全密度窗口窄，激动压力、抽吸压力及ECD 控制不当时极有可能引发剥落掉块以及井漏等复杂情况，这一方面考验着钻井液流变性能与封堵防塌性能，另一方面也对钻井工程措施提出了较高的要求。在满足井控需求的前提下，钻井液合理施工密度取决于地层坍塌压力、孔隙压力、漏失压力以及破裂压力。在页岩气开发过程中，如何准确确定钻井液合理施工密度这一问题一直未能得到有效解决。实钻发现，即使是同一平台不同井的钻井液安全密度窗口亦有较大区别。发生复杂情况时，现场只能通过气测值、振动筛返出状况以及井下扭矩等参数尽快调整施工密度。显然，合理钻井液施工密度的确定不仅依赖于长期现场施工经验的总结，更需要对工区钻井液安全密度窗口的准确预测。尽管在钻井施工前，已经根据地质预测、测井资料解释、邻井实钻资料等结果综合确定了最优钻井液密度，并制定了一系列配套措施，但在实际施工过程中，依旧时常会因钻井液过高或过低而诱发井漏、掉块、坍塌等复杂情况。

根据长城钻探公司对威202 区块的孔隙压力剖面测井解释成果，威202 区块的龙马溪地层孔隙压力当量密度在1.20～1.81 g/cm3之间，然而，其坍塌压力的预测尚不完善，实钻最优密度仍依靠经验积累。尽管封堵试验证明了降低油基钻井液施工密度的可行性，但未来仍需要地质部门结合工区地质特征和实钻经验进一步深入开展压力剖面分析，为探索页岩气地层最优钻井液施工密度清扫障碍。

2.5 钻井液低密度固相控制难题

为降低成本和减少废弃钻井液对环境的污染风险，在页岩气作业现场，油基钻井液服务主要采用工厂化配制加现场少量维护的模式，同时，完井后剩余老浆原则上应收尽收，老浆性能处理达标后全部重复使用。在这种情况下，老浆中LGS 累积问题不可避免。

针对早期离心机去除LGS 效率不高的问题，对油基钻井液组分、低密度固相分离效果及其影响因素开展了系列实验与理论分析[9]，针对不同密度钻井液，得出最优的中、高速离心机转速搭配，在高效去除LGS 的同时回收部分重晶石。同时，进一步加强了固控设备维护、管理，振动筛及一体机筛布目数由早期的200 目、230 目分别提高到了230 目、270 目，并确保除砂除泥一体机满负荷运行。

尽管采取了上述措施，现场三开油基钻井液施工期间，仍然是在每次钻井液性能维护处理后，隔约2 d 或进尺200～300 m，低密度固相含量即升高约2%，钻井液黏度及凝胶强度升高约10%～20%，一时间除了补充新浆稀释似乎并没有更好的处理措施。未来应加强油基钻井液对黏土矿物润湿分散性影响的分析，优化乳化剂加量及选型，同时，研发并引入油基钻井液絮凝剂，从化学和机械耦合的角度协同控制低密度固相的累积。

2.6 油基钻井液防漏堵漏技术难题

威远和昭通页岩气区块具有层理、裂缝发育的特点，二者地质构造相近，漏层主要集中在栖霞组的灰岩层以及龙马溪组页岩-五峰组灰岩层，以裂缝性漏失为主，特点为漏失发生突然，漏速快，且地层存在多套漏层，多口井出现堵漏成功继续钻进后仍然出现漏速小于2 m3/h 的渗漏，甚至发生钻井液失返性恶性漏失的现象。据不完全统计，仅2017～2018 年，长城钻探钻井液公司在川南页岩气区块发生井漏25 井次，漏失油基钻井液超过4200 m3，川庆钻探在页岩气项目则发生井漏46 井次，漏失油基钻井液超过6200 m3，由此带来了巨大的时间和成本损失。

近年来，随着油基钻井液应用规模的扩大，油基钻井液防漏堵漏技术研究逐渐增多，但仍然难以满足当前的施工需求[10-15]。与纳微米孔缝封堵难题类似，油基钻井液施工过程中发生恶性漏失时的堵漏手段及材料较为有限。旋转导向仪器的使用则进一步限制了堵漏材料的尺寸规格，导致现场油基钻井液施工时的可用防漏堵漏材料及工艺措施较为单一，针对性不强。目前主要采用加随钻堵漏剂、桥接堵漏剂、高滤失承压堵漏剂或替水基堵漏浆或替水泥浆以及凝胶堵漏的手段进行承压堵漏。若要增强堵漏效果，则要求堵漏剂的选型和粒径尺寸要同地层孔隙和裂缝尺寸相匹配，但现场堵漏剂往往不能兼顾“进得去”和“停得住”，材料用量大且封堵效果有限，堵漏效果差强人意。水泥堵漏法由于水泥的强度高，固化时间难以精确控制，水泥一旦固化难以再继续挤入裂缝且施工风险大。

为加快缓解上述井漏复杂情况，亟待深入开展油基钻井液随钻防漏堵漏技术以及油基钻井液恶性漏失快速堵漏技术研究，针对不同类型的井漏有针对性地选择堵漏措施，例如挤压法，静止堵漏法、循环堵漏法等，形成配套工艺，优选出最佳方案，以减少因井漏造成的事故复杂情况和经济损失。

3 典型案例分析

H3*-4 井自井深2349 m 开始三开钻进，钻井液密度为2.00 g/m3，期间返砂正常，无掉块，无漏失。钻至井深2886.85 m 发生井漏、钻井液失返现象，将排量由1.98 m3/min 逐渐降低至0.78 m3/min，止漏，后加入随钻堵漏剂，2 h 后开始以1.69 m3/min的排量钻进，钻进时不漏，停泵接立柱时回吐8 m3，但开泵之后又憋回地层。之后排量保持在1.82 m3/min 钻进，钻进期间有时发生漏速小于5 m3/h 的漏失。钻进至井深2968 m 再次发生漏失，漏速为25 m3/h，之后加入随钻堵漏剂，堵漏未成功，降全井密度到1.97 g/cm3，之后保持以1.77 m3/min的排量钻进，不漏。提高到排量至1.98 m3/min，正常钻进，不漏。钻进至井深3278 m 发生漏失，漏速为4 m3/h，之后降排量到20 冲，期间加入随钻堵漏剂，继续漏失，漏速为2 m3/h。后断续钻进至井深3314 m（A 点井深3280 m），期间多次井漏，并伴随降排量/停泵返吐现象，实施随钻承压堵漏，复漏严重，最高堵漏剂浓度达27%，水泥浆堵漏未成功，后下钻探塞返出约0.2 m3掉块，循环3 h 后无掉块。堵漏期间密度变化为2.00 ↘1.97 ↘1.94 ↘1.92 g/cm3。之后实施控压钻井，密度降至1.82 g/cm3，堵漏成功，补充1.25%FA-M及1.25%RB-N，钻进时筛面基本无掉块，定期清高架槽，前期有少量薄片返出，1 d后基本无掉块，钻至4680 m完钻，裸眼段长2331 m，水平段长1400 m。

而其邻井H3*-3 井三开自井深2339 m 开钻，钻井液密度为2.00 g/cm3，进入水平段后，密度提高至2.07 g/cm3，钻至井深3329 m，返砂正常，无掉块。停泵起钻，至井深3285 m 时大钩负荷增大，开始倒划起钻，倒划至井深3190 m，有轻微阻卡，开泵井底返出掉块和岩屑，继续开泵上提钻具至井深2883 m 时，返出掉块和岩屑，清扫井底后，停泵起钻，钻头位置在井深2719 m，上提悬重由1099 kN 增大到1336 kN，发生卡钻，开泵环空憋压并引起井漏，上下活动钻具解卡后，扫塞返出大掉块及细岩屑，并有憋压现象，再次清扫井底后顺利起出钻具。判断该井卡钻主要原因是岩屑床被破坏后未能及时带离井底，在水平段堆积造成卡钻，而掉块则主要是由倒划引起。后续钻进期间，在加大循环洗井时间等系列工程措施优化的基础上，将高温高压滤失量控制在3 mL 以内，φ6读数提高到7～10 之间，并将密度控制在2.04～2.05 g/cm3之间，顺利钻进至井深4808 m，完钻，期间未再发生井漏、井壁失稳和起下钻阻卡等现象。W202H3*-4 井及H3*-3 井钻井液施工密度对比见图3。

图3 W202H3*-4 井及H3*-3 井钻井液施工密度对比曲线

在邻近的W202H** 平台，W202H**-3 井，2880～3200 m 井段采用密度为2.0 g/cm3钻井液钻进过程中，地层掉块十分严重，后期在强化封堵的同时，提高钻井液密度至2.12 g/cm3，掉块现象明显缓解，其邻井W202H**-4 井亦存在因钻井液密度偏低而诱发的掉块、划眼复杂情况，在强化封堵和提高密度至2.14 g/cm3后方得以正常钻进。

可见，合理的钻井液密度、良好的流变性与携岩能力以及适当的工程措施等对预防井漏、保障井下安全起到了重要支撑作用。但合理的钻井液密度取决于更深入细致地研究与更精准的预测手段。