大港油田页岩油水平井钻井液技术

2021-09-03田增艳杨贺卫李晓涵

石油钻探技术 2021年4期

田增艳，杨贺卫，李晓涵，尹丽，王信，黄臣

（1.天津市复杂条件钻井液企业重点实验室，天津 300280；2.中国石油集团渤海钻探工程有限公司，天津 300280）

大港油田在页岩油勘探开发方面实现了零的突破[1-2]，在沧东凹陷孔二段、歧口凹陷沙一段和沙三下亚段发现260 km2页岩油储集区，探明储量超2×109t。大港油田页岩油采用水平井开发，但处于初级阶段，且水平段（水平段长1 500.00 m）和裸眼段长，钻遇地层存在大段泥岩、生物灰岩、砾岩、石膏层，并且断层发育，井壁失稳风险较高，采用常规盐水钻井液无法解决页岩油水平井井壁失稳、井眼清洁度低、摩阻高和易卡钻等技术难点[3-4]；采用油基钻井液可以解决上述技术难点，但油基钻井液的成本高，且存在环保问题。为此，笔者根据高矿化度抑制、纤维架桥刚柔并济封堵、固液润滑剂协同增效和科学调控流变性的思路，在大港油田现用高性能水基钻井液的基础上，通过优选关键润滑剂和封堵剂，形成了BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 强抑制强封堵高性能水基钻井液。大港油田36 口页岩油水平井使用BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 强抑制强封堵高性能水基钻井液钻进水平段，水平段井壁稳定，井眼清洁效果好，未发生阻卡事故，均顺利钻至设计井深。

1 地质特征

1.1 页岩油储层岩性特征

大港油田南部油区是形成页岩油的有利地区，以该油区孔2 段页岩油储层为研究对象，其埋深3 750.00～4 375.00 m，储层岩石岩性为泥页岩、白云岩和致密砂岩[5-6]。

1.1.1 页岩矿物组成分析

选取目标区块官108-8 井孔2 段的页岩岩样，分析全岩矿物组成及黏土矿物组成，分析结果表明：页岩全岩矿物组分复杂，主要有石英、长石、黏土、方解石和白云石等，石英含量最高（平均59%），其次为黏土矿物（平均23%），白云石、方解石、长石和黄铁矿的含量较少；黏土矿物中，以伊利石（平均含量52%）和伊蒙混层（平均含量25%）为主，其次是绿泥石（平均含量23%），脆性矿物平均含量高达77%，属于硬脆性泥页岩[7]。钻进时易出现掉块、井壁失稳等问题。

1.1.2 扫描电镜分析

将上述目标区块岩样进行扫描电镜分析，结果见图1。

由图1 可以看出：页岩发育大量微裂缝及蜂窝状小孔洞，孔隙直径主要在0.025～0.680 μm；微裂缝宽度不一，主要在0.17～1.50 μm，且具有延伸长度长、弯曲程度高等特点。

图1 页岩地层岩样扫描电镜分析结果Fig.1 SEM images of rock samples from shale formation

1.1.3 页岩阳离子容量分析

采用亚甲基蓝法测定目标区块页岩的阳离子交换容量，结果见表1。由表1 可知：页岩阳离子交换容量为10～25 mmol/kg，平均为17 mmol/kg；膨润土当量为14.29～35.71 g/kg，平均为24.29 g/kg；阳离子交换容量较小，岩样黏土带电量不高，属于低膨胀页岩。

表1 页岩阳离子交换容量分析结果Table 1 Results of cation exchange capacity (CEC) in shale

1.2 储层物性特征

大港油田页岩油储层发育“小而多”的微小孔隙与裂缝，孔隙度大都低于4%，渗透率大都小于0.1 mD。根据储层储渗性能划分标准[8]，目标区块储层属于特低孔特低渗储层。孔隙半径38～524 nm，平均114 nm，喉道半径29～359 nm，平均89 nm，这些孔缝为页岩油赋存提供了重要的储集空间，但也给实现钻井液高效封堵、提高钻井液孔缝均封的广适性提出了更高的要求。

2 技术难点及对策

2.1 技术难点

目前，国内外多采用水平井开发页岩油气藏，所用钻井液以油基钻井液为主[9-10]。为降低钻井液费用和满足环保要求，大港油田页岩油水平井采用水基钻井液，但存在以下技术难点：

1）页岩油水平井的裸眼段和水平段长，且页岩地层层理和微裂缝发育[11]，水平段和裸眼段页岩地层长时间浸泡在钻井液中，易失稳垮塌。

2）岩屑极易在大斜度井段和水平井段形成岩屑床，井眼清洁难度大。

3）水平段长，钻具与地层的接触面积大，易发生托压。同时，钻进过程中钻井液固相含量逐步升高，会导致摩阻、扭矩急剧增大。

2.2 技术对策

1）基于大港油田页岩地层的特点，结合水平井安全钻井对钻井液的要求，综合考虑环保、成本等因素，选择强抑制强封堵高性能水基钻井液。

2）根据纤维架桥、刚柔并济的封堵思路，优化封堵材料粒度级配，选择合适的纤维材料，形成广适性封堵体系，提高滤饼的致密承压封堵性，增强井壁的稳定性。

3）优化钻井液流变性，提高动塑比和低剪切速率下的黏度，增强钻井液携岩性能，提高井眼净化效果。同时提高钻井液的润滑性能，以降低摩阻扭矩，实现优快钻井。

3 钻井液配方确定及性能评价

3.1 钻井液配方的确定

3.1.1 基础配方

在BH-KSM 和BH-WEI 强抑制高性能水基钻井液[12-13]的基础上，根据页岩油水平井对钻井液性能的要求，初步形成了BH-KSM-Shale 和BH-WEIShale 水基钻井液的基础配方。

BH-KSM-Shale 水基钻井液的基础配方（简称为配方1）：4.0%膨润土浆+7.0%KCl+0.3%包被剂BZBYJ-I+0.2% 流性调节剂BZ-HXC+1.5% 降滤失剂BZ-KLS-I+3.0% 防塌封堵剂BZ-YFT+2.0% 树脂SN+1.0%降滤失剂SD-201。

BH-WEI-Shale 水基钻井液的基础配方（简称为配方2）：清水+2.0%提切剂BZ-TQJ+30.0%BZ-YJZI+0.5% 包被剂BZ-BYJ-I+0.1% 流性调节剂BZHXC+2.0% 降滤失剂BZ-KLS-I+3.0% 防塌封堵剂BZ-YFT+2.0%抑制润滑剂BZ-YRH。

3.1.2 润滑剂的优选

液体润滑剂BZ-BL 分子中的极性基团可吸附在地层和钻具表面，产生润滑作用。石墨表面和层间可吸附水分子，增大了石墨层间的滑动距离，可以增强石墨的润滑作用。将2.0%液体润滑剂BZ-BL与1.0%石墨复配后分别加入BH-KSM-Shale 和BHWEI-Shale 水基钻井液中，利用滤附系数测定仪测试其滤饼的摩阻系数，结果见图2。

图2 页岩油水平井水基钻井液润滑性评价结果Fig.2 Lubricities of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells

由图2 可知，BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale水基钻井液加入由液体润滑剂BZ-BL 与石墨复配的润滑剂后，滤饼摩阻系数大幅降低，降低率超过40%，说明液体润滑剂BZ-BL 与石墨复配起到了协同增效作用，提高了钻井液的润滑性。因此，将2.0%液体润滑剂BZ-BL 与1.0%石墨复配作为润滑剂。

3.1.3 封堵剂的优选

大港油田页岩油储层页岩基质纳微米级孔隙和微裂缝发育，毛细管力和微裂缝弱面等易造成井壁失稳。为强化对基质孔隙和微裂缝的封堵，选择可变形树脂类防塌封堵剂BZ-FFT、刚性复合碳酸钙（325 目、800 目和1 250 目碳酸钙按1∶1∶1 比例复配）和纤维类材料BZ-DFT 作为封堵剂。在纤维类材料BZ-DFT 架桥作用下，可变形树脂类防塌封堵剂BZ-FFT、刚性复合碳酸钙可封堵不同尺寸的孔隙和裂缝。利用OFITE 渗透性封堵仪评价BH-KSMShale 和BH-WEI-Shale 水基钻井液加入封堵剂后的封堵性能，结果见表2。

由表2 可以看出，BH-KSM-Shale 和BH-WEIShale 水基钻井液加入由3%防塌封堵剂BZ-FFT-I、2%封堵剂BZ-DFT 和4%复合碳酸钙复配的封堵剂后，其高温高压渗透性封堵滤失量约为16 mL，封堵效果达到优良，表明BH-KSM-Shale 和BH-WEIShale 水基钻井液加入封堵剂能有效封堵不同孔隙和裂缝，降低钻井液及其滤液的渗透。因此，确定将3%防塌封堵剂BZ-FFT-I、2%封堵剂BZ-DFT 和4%复合碳酸钙复配作为封堵剂。

表2 页岩油水平井水基钻井液封堵性能评价结果Table 2 Plugging results of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells

3.1.4 钻井液最终配方的确定

在以上试验基础上，最终形成BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale 强抑制强封堵高性能水基钻井液。

BH-KSM-Shale 强抑制强封堵高性能水基钻井液的配方为4.0%膨润土浆+7.0%KCl+0.3%包被剂BZ-BYJ-I+0.2%流性调节剂BZ-HXC+1.5%降滤失剂BZ-KLS-I+3.0% 防塌封堵剂BZ-YFT+3.0%BZFFT-I+2.0%BZ-DFT+4.0%复合碳酸钙+2.0%树脂SN+1.0%降滤失剂SD-201+2.0%BZ-BL+1.0%石墨。

BH-WEI-Shale 强抑制强封堵高性能水基钻井液的配方为清水+2.0%提切剂BZ-TQJ+30.0%BZ-YJZI+0.5% 包被剂BZ-BYJ-I+0.1% 流性调节剂BZHXC+2.0%降滤失剂BZ-KLS-I+3.0%防塌封堵剂BZ-YFT+3.0%BZ-FFT-I+2.0%BZ-DFT+4.0%复合碳酸钙+2.0% 抑制润滑剂BZ-YRH+2.0%BZ-BL+1.0%石墨。

3.2 性能评价

3.2.1 基本性能

大港油田页岩油储层最高温度为130 ℃，因此，测定BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 强抑制强封堵高性能水基钻井液在130 ℃下老化前后的基本性能，结果见表3。

表3 页岩油水平井水基钻井液的基本性能Table 3 Basic properties of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells

由表3 可以看出：BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale水基钻井液的抗温能力均达到130 ℃，API 滤失量均低于2.5 mL，高温高压滤失量均低于10.0 mL，具有良好的高温稳定性；2 种钻井液老化前后的动塑比均大于0.35，较高的动塑比有利于水平段携岩。

3.2.2 抗岩屑污染性能

页岩地层的钻屑水化后容易破碎，造成钻井液中低密度固相累积，对水平井钻井的影响较大。用沧东官108-8 井孔2 段页岩地层岩心研磨后过100 目筛的岩心粉模拟低密度固相，在BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基钻井液中加入10%岩心粉，测定其老化前后的性能，结果见表4。

由表4 可以看出，BH-KSM-Shale 和BH-WEIShale 水基钻井液加入10%岩心粉，经高温老化后，除黏度和切力稍有升高外，其他性能参数变化较小，表明BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基钻井液具有较高的抗岩屑污染能力。

表4 岩油水平井水基钻井液抗岩屑污染试验结果Table 4 Resistance of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells to cutting pollution

3.3 抑制性能

将钻井液膨胀试验用膨润土在41.4 MPa 压力下压制30 min，制成人造岩心，测定其在BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基钻井液中浸泡8 h 的膨胀量，计算其膨胀率，结果见图3。

图3 人造岩心膨胀率曲线Fig.3 Expansion rate curves of artificial cores

由图3 可以看出，人造岩心在BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基钻井液中浸泡8 h 的膨胀率与清水相比显著降低，降低率均达80%以上，说明BH-KSMShale 和BH-WEI-Shale 水基钻井液具有较强的抑制性。

选用目标区块6/8 目的页岩岩屑，测定其在BHKSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基钻井液中的滚动回收率，测试条件为130 ℃、滚动16 h。结果为：岩屑在BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基钻井液中的一次滚动回收率分别为98.84%、99.04%，二次滚动回收率分别为95.33%、96.46%，两次滚动回收率均在95%以上，说明BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale水基钻井液具有较好的抑制防塌能力。

3.4 封堵性能

根据压力传递速率可以评价钻井液的封堵性能[14]。利用SHM-3 型高温高压井壁稳定性模拟装置，采用GD108-8 井孔二段页岩油储层岩心进行2 种强抑制强封堵高性能水基钻井液的压力传递试验，结果见图4。试验时岩心上游压力保持2.0 MPa，下游初始压力1.0 MPa（标准盐水）。

图4 页岩油水平井水基钻井液的压力传递试验曲线Fig.4 Pressure transfer curves of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells

由图4 可看出，页岩油储层岩心与BH-KSMShale 和BH-WEI-Shale 水基钻井液相互作用后，下游压力均约在5 000 s 稳定；而页岩油储层岩心未与BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基钻井液相互作用时，下游压力很快与上游压力相同。这表明，BHKSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基钻井液能降低页岩渗透率，改善页岩膜效率，阻缓压力传递，实现封堵，提高井壁稳定性。

4 现场应用

截至2020 年3 月，BH-KSM-Shale 和BH-WEIShale 强抑制强封堵高性能水基钻井液在GD1701H井[15]、GY2-1-2H 井和QY2H 井等36 口水平井进行了应用，应用井平均完钻井深4 525.00 m（最深5 806.00 m），水平段平均长1 235.00 m（水平段最长2 081.58 m），平均井径扩大率6.8%，最短钻井周期与未应用BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 强抑制强封堵高性能水基钻井液的首口水平井相比缩短47%，未发生与钻井液有关的井下故障。钻井过程中，BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 强抑制强封堵高性能水基钻井液的动塑比控制在0.45 以上，有利于井眼清洁；润滑系数均小于0.08，说明其润滑性能良好；所有井的封堵滤失量均低于15 mL，说明其封堵性能较好。表5 为部分应用井的钻井技术指标。下面以GY1-1-9H 井为例介绍强抑制强封堵高性能水基钻井液的应用情况。

表5 部分应用井的钻井技术指标Table 5 Drilling technical indicators in partial wells applied the water-based drilling fluids

GY1-1-9H 井是大港油田的一口页岩油生产水平井，一开（0～502.00 m 井段）使用膨润土钻井液钻进，二开（502.00～2 962.00 m）使用BH-P0M 钻井液钻进。该井三开钻遇的沙一段底部有生物灰岩、油页岩，孔二段有油页岩、大段石膏层，钻进过程中存在井漏、井壁失稳、石膏侵等风险。同时，该井设计井深5 806.00 m，水平段长近2 000.00 m，对钻井液的携岩和润滑性能要求也非常高。因此使用BH-KSM-Shale 强抑制强封堵高性能水基钻井液钻进三开井段。

开始钻进三开井段时，在当量膨润土含量小于30 g/L 的膨润土基浆中加入KCl，使KCl 含量达到5%～7%，依次加入抗盐抗高温降滤失剂BZ-KLS-I、抑制防塌剂BZ-YFT 和抑制润滑剂BZ-BL 等，充分循环后，加入强抑制包被剂BZ-BYJ-I、提切剂BZHXC，形成BH-KSM-Shale 强抑制强封堵高性能水基钻井液，控制其漏斗黏度50～55 s，API 滤失量低于4 mL，当量膨润土30～40 g/L。

钻进期间实时监测KCl 和润滑剂的含量，确保KCl 含量在5%～7%，润滑剂含量不低于4%，并及时补充强抑制包被剂BZ-BYJ-I，以保证钻井液的抑制性和润滑性达到要求。钻至垂深3 000.00 m 以深保证高温高压滤失量不高于10 mL。钻进期间排量不低于30 L/s，水平段每钻进150.00 m 短起下一次。钻进及循环期间充分发挥振动筛和除砂器的作用，采用不低于160 目的振动筛和不低于200 目的除砂器，以清除有害固相。钻进目的层前加入复配碳酸钙，使其含量不低于4%，以改善滤饼质量，保护储层。表6 为GY1-1-9H 井三开井段钻井液性能。