长庆致密气超长水平段水基钻井液技术

胡祖彪，张建卿，王清臣，孟凡金，侯博，张勤，屈艳平

（川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司，西安 710018）

伴随着我国天然气需求量的不断增长，致密气藏研究取得了长足进步，在油气资源品位日趋劣质化的现状下，有力支撑了致密砂岩气藏的快速增储上产。目前国内在施工水平段长度超3000 m 的水平井时，为降低摩阻扭矩和保证井壁稳定，一般都使用油基钻井液，但油基钻井液存在成本高、污染大、钻屑不易处理等问题，因此长庆致密气长水平段水平井均采用水基钻井液体系进行钻井施工，均顺利完井。最深完钻井深为8008 m，最长水平段为4466 m，创亚洲陆上最长水平段记录，目前只有美国在二叠系盆地完成这样超长的水平井。

1 施工概况

致密气井区位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗境内，为三开井身结构的开发水平井，主要钻探目的增加单井产量，目的层位为盒8 下亚段，表1 为这3 口井的施工概况。致密气钻遇地层从上至下为第四系，白垩系环河组、华池组、洛河组，侏罗系安定组、直罗组、延安组，三叠系延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组和二叠系的石千峰组、石盒子组。第四系为胶结疏松黄土层，胶结差，可钻性好，易漏、易坍塌。侏罗系安定组、直罗组和延安组为砂岩地层，埋藏浅，欠压实，易发生渗漏。三叠系延长组、纸坊组、和尚沟组为深灰色、灰黑色泥岩、页岩与灰色、灰绿色粉砂岩互层，易油气侵、易垮塌，刘家沟组存在裂缝和孔隙发育，易井漏。二叠系的石千峰组、石盒子组深灰色泥岩、红色泥岩、黑色泥岩、页岩与砂岩混层，易坍塌。靖50-26H1 井实钻井身结 构 为：φ346.1 mm×500 m+φ273.1 mm×500 m；φ222.3 mm×3270 m+φ177.8 mm×3270 m；φ152.4 mm×7388 m+φ114.3 mm×7388 m；造斜点为井深600 m。

表1 超长水平段水平井概况

2 岩石组构及特征分析

2.1 岩石矿物组成

选取靖50-26H1 井周边几口井盒8 目的层的泥岩进行XRD 全岩组分分析，结果见表2。从表2 可以看出，盒8 目的层的泥岩均以伊利石和伊蒙混层为主，相对含量均在30%左右，无蒙脱石，并伴有少量的绿泥石和高岭石，黏土矿物总量在75%～85%之间。由此可知，盒8 泥岩中含有较大量的可水化膨胀黏土矿物伊蒙混层，并伴有较大量的硬脆性的伊利石，黏土矿物的分布不均，造成泥岩水化时不均匀膨胀，从而加剧力学强度降低，造成井壁失稳。

表2 周边井目的层石盒子8 层泥岩岩性分析 %

2.2 泥岩理化特征分析

2.2.1 岩石微观结构

除组分外，岩样中微裂缝是否发育、发育的程度及微裂缝开度的大小是钻井液性能优化的另一重要因素。岩样扫描电镜观测照片见图1。图1 可以看出，所测试的岩样微裂缝、微孔洞都较为发育。

图1 岩样扫描电镜观测照片

2.2.2 阳离子交换容量

靖50-21H2、靖57-27H1、靖45-24H2、靖45-24H1、靖45-24H1、靖57-28XH1 井的阳离子交换容量分别 为238.1、164.3、374.3、386.6 和287.9 mmol/kg。由此可知，几个岩样的CEC 值普遍较大，表明岩样的水化分散能力较强，并且不同岩样的CEC 差别较大，表明黏土矿物含量的离散性较大，地层的非均质性较强。

2.2.3 比表面积

通过实验，测试了页岩比表面积和平均孔径分布，测得石盒子8 地层泥岩的比表面积分布在5.884～12.957 m2/g，平均为9.231 m2/g，页岩中平均孔径分布在4.762～20.194 nm 范围内。泥岩中孔隙多以纳米孔存在，孔隙所产生的毛细管自吸效应加剧了液相向岩心内部侵入，阻止液相侵入的关键一方面是必须能有效封堵页岩中存在的此类纳米孔隙，另一方面可改变页岩表面润湿性，减弱毛细管附加动力效应。

3 钻井液技术难点

3.1 泥岩防塌难度大、易失稳

1）泥岩微裂缝和微孔隙发育明显，在钻井压差、毛管力以及化学势的作用下，水相将沿微裂缝或微裂纹侵入地层，一方面降低弱结构面间的摩擦力，进而削弱泥页岩的力学岩石强度而导致井壁垮塌；另一方面，侵入的液相将产生水力尖劈作用，导致地层破碎、诱发井壁失稳。

2）黏土矿物以伊利石、伊蒙混层为主，钻井液与岩石的相互作用，导致泥岩地层强度降低，坍塌压力增大，加剧井壁失稳。黏土矿物中的伊蒙混层含量较大，膨胀性相对较大，不膨胀的矿物包围在膨胀矿物周围，造成膨胀压差，引起井壁失稳。

3.2 水平段井眼清洁难度大

由于该井水平段超长，靶点多，井眼轨迹不平滑，钻具与井壁的间隙不稳定，钻井液迟到时间长，钻屑上返过程中和井壁、钻具碰撞的机会更大，钻屑行进轨迹和上返速度频繁受影响，更容易沉降；单根钻进开泵期间，钻屑不能及时返至地面，测斜和接钻具期间，钻屑易沉降。

3.3 水平段降摩减阻困难

水平段长度大，钻具与井壁接触面多，且长水平段携岩困难，易形成岩屑床，造成摩阻增大。与油基钻井液相比，水基钻井液润滑性差。对于性能相当的油基钻井液和水基钻井液，在相同条件下，水基钻井液的润滑系数比油基钻井液小65%左右。该井采用水基钻井液钻进，降摩减阻的难度非常大。

4 水基钻井液优选及性能评价

4.1 关键处理剂优选

4.1.1 抑制剂

将邻井岩屑加入到1%自行研制的阳离子抑制剂CZ 和15%的NaCl，KCl，HCOONa 和HCOOK等5 种抑制剂的溶液中，测试岩屑的滚动回收率和加入岩屑后的表观黏度，结果见表3。由表3 可知，岩屑在CZ 溶液中的滚动回收率最高，且其在加入岩屑后，表观黏度上升幅度最小，表明CZ 抑制岩屑水化分散的能力最佳，因此抑制剂选择CZ。

表3 岩屑在不同抑制剂溶液中的回收率

4.1.2 封堵剂

分别选择不同封堵剂在渗透率仪上做透水实验，结果见表4。从表4 可知，封堵剂A 的封堵性最好，所以封堵剂选择封堵剂A。基浆配方如下。

表4 在基浆中加入不同封堵剂的透水实验

基 浆：1.5%PAC-LV+2.0%BLA-MV+1.0%CZ+4.0%膨润土+30.0%可溶性加重剂

4.1.3 增黏剂

井眼清洁能力低会加剧岩屑床的形成，增大摩阻，增加井下安全风险。因此需要优选高性能的增黏剂，提高钻井液的动塑比、低剪切速率黏度和低剪切速率切力LSYP，并且为了降低水平段的循环压耗，还需要具有低塑性黏度的特点。考察基浆加入自行研制复合增黏剂CQZN、XCD，PAC-HV 和CMC-HV 等4 种增黏剂后的流变性，结果见表5。由表5 可以看出，基浆加入CQZN 后的塑性黏度最低，低剪切速率切力最高，动塑比最高，符合本井钻井液性能的要求，因此，增黏剂选用CQZN。

表5 基浆加入不同增黏剂前后的流变性能

4.1.4 润滑剂

润滑剂是降摩减阻的关键处理剂，关系着能否延长水平段的长度。优选润滑剂原则是润滑能力强、黏度效应低。使用极限压力润滑仪和旋转黏度计测试基浆加入润滑剂A、B、C、D 前后的润滑系数和表观黏度，结果见表6。

表6 基浆加不同润滑剂前后的润滑系数降低率和表观黏度

由表6 可知，基浆加入润滑剂A 和C 后，润滑系数降低率较大，且黏度效应低。因此，初选润滑剂A 和C，并将其进行复配，4%润滑剂A 和2%润滑剂C 复配的润滑系数降低率最大，黏度效应也不高。因此，润滑剂选用4%润滑剂A 和2%润滑剂C 进行复配。

4.2 钻井液配方的确定及性能评价

4.2.1 钻井液配方的确定

通过优选关键处理和正交实验，确定了水基钻井液的基本配方如下。

3%CQZN+1.5%PAC-LV+2.0%BLA-MV+1.0%CZ+3.0%封堵剂A+4.0%膨润土+30.0%可溶性加重剂+4.0%润滑剂A+2.0%润滑剂C

4.2.2 性能评价

测试优选水基钻井液的流变性能并与靖中北地区致密气水平井现用钻井液（配方为（0.1%～0.2%）PAC-HV+（2.0%～3.0%）SMP-2+（2.0%～3.0%）沥 青+（2.0%～3.0%）SMC+（3.0%～5.0%）ZDS+（3.0%～5.0%）LG130+15.0%CQFY-1+润滑剂+重晶石）进行对比，结果见表7。由表7 可以看出，优选的水基钻井液在井眼清洁、封堵性、润滑性和防漏等方面的表现均优于现用水基钻井液。

表7 不同水基钻井液的关键性能

将优选的和现用的钻井液直接进行高温高压流变性实验，实验仪器使用美国千德乐工业仪器公司生产的7600 型超高温高压流变仪，实验数据见表8。由表8 可知，优选水基钻井液的高温高压流变性能更好，钻井液黏度稳定，抗温均可达180 ℃以上。

表8 不同水基钻井液的高温高压流变性

5 现场施工

5.1 施工概况

如表9 所示，水平段按照“高动塑比、强封堵、强抑制、强润滑”的思路施工，施工中控制漏斗黏度为60 s、动切力为15 Pa，动塑比为0.5～0.6 Pa/mPa·s。钻遇灰色泥岩时，封堵剂A 的加量提高到5.0%左右，提高泥饼封堵性，CZ 的加量提高到1.5%左右，增强抑制性；钻遇黑色泥岩和炭质泥岩时，封堵剂A 加量提高到6.0%，强化泥饼封堵性，CZ 加量提高到2.0%，进一步增强抑制性，同时将API 滤失量控制在2.0 mL 以下。

表9 3 口井完井液性能

5.2 效果评价

5.2.1 降摩减阻效果显著

3 口井完钻摩阻均在500 kN 左右，为长水平段的顺利钻井打下坚实的基础，降低了井下安全风险。3 口井的水平段摩阻均较低，并且可以推断出，水基钻井液还具有施工更长水平段的能力。

5.2.2 抑制性强

水平段钻井液具有较强的抑制性，固相含量维持在较低水平，均在10%以下，固相的粒度分布合理。其中靖50-26H1 井固相的粒度分布范围为0.2～70 μm 之间，其中1 μm 以下颗粒体积占比16.25%，1～10 μm 之间颗粒体积占比61.21%，10～70 μm 颗粒体积占比22.54%，说明钻屑净化及时，没有进一步水化分散而成为固控设备无法清除的劣质固相。较好的抑制性保证了更好的井壁稳定、整口井施工平稳，水平段钻进过程中未出现井壁坍塌的掉块；水平段钻遇的泥岩未出现井壁失稳现象；每次起下钻均顺利，未出现遇阻现象。

6 结论与建议

1.通过3 口致密气超长水平段水平井的钻井施工数据分析，水基钻井液能够进行超长水平段水平井的钻井施工，并且还能够满足5000 m 水平段水平井的施工要求。致密气石盒子组地层泥岩的微裂缝、微孔洞都较为发育，通过强封堵措施，能够取得较好的防塌效果。

2.CQSP-RH 水基钻井液较原体系具有更好的封堵性、润滑性和井眼清洁能力，更能满足超长水平段的防塌、降摩减阻等井下施工要求。