准南煤田乌鲁木齐矿区煤层气钻井液技术研究

2021-10-18张天翔刘富李兵何朋勃刘蒙蒙易思琦

能源化工 2021年4期

张天翔，刘富，李兵，何朋勃，刘蒙蒙，易思琦*

(1. 中石油煤层气工程技术研究院，陕西西安 710082；2. 新疆煤田地质局一五六煤田地质勘探队，新疆乌鲁木齐 830009；3. 长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100)

准噶尔盆地准南煤田乌鲁木齐矿区煤层气赋存地层不仅具有大倾角、多煤层、大厚度等特点，而且煤岩中的黏土矿物、二氧化硅和有机质，应力敏感性较强，遇水会产生膨胀，造成井壁不稳。因此，目前现场主要采用的钻井液体系(w)为“1%~2%膨润土+0.8%~0.9% KYZ+2.2%~2.3% SS-3”，该钻井液体系密度处于1.08~2.0 g/cm3的安全钻井液密度窗口内，能满足该区块钻井要求，能保护井壁稳定，减少煤层污染。但该地区煤岩对酸敏感，易于溶解运移，造成储层伤害，对钻井过程中所使用的钻井液体系提出了较高的要求，在实际钻井施工中，应选择配伍性较好的高效低伤害钻井液体系[1]。通过对准南煤田乌鲁木齐矿区煤层气储层地质情况的简要分析，明确了在该区域煤储层钻井过程中井壁稳定及储层保护中存在的难点及钻井液技术对策，有针对性地研究了一种无固相低伤害强抑制水基钻井液体系(HP)，并在该地区北8-向1井和北8-向2井进行了现场试验，应用效果表明HP体系稳定井壁、保护储层和提速效果良好，能够有力地助推乌鲁木齐矿区煤层气开发安全高效开发。

1 煤层气储层地质特点及钻井液技术难点

准南煤田乌鲁木齐矿区钻遇地层为第四系(Q)和侏罗系(J)，由自上而下的地层层序为第四系(Q4)、中统西山窖组上段(J2x3)、中统西山窖组中段(J2x2)及中统西山窑组下段(J2x1)。目的煤层为西山窑组煤层，其中主力煤储层为八道湾43#煤层，43#煤储层主要为简单结构煤储层，全层厚42~94 m，平均59 m，岩性多为炭质泥岩-粉砂岩[2]。

1.1 井壁稳定问题

根据已钻井地质资料，地层在500 m左右存在F2断层。由于F2断层倾角和地层倾角相近，且均系高角度，地层有时倒转致使F2断层对45号及43号煤层破坏极大，煤层重复、缺失的现象时一有发生。因此，准南煤田乌鲁木齐矿区煤储层存在煤泥岩互层、倾角大等特点。煤泥岩互层中多以盖层存在的泥页岩极易导致井壁失稳，因为钻井液滤液侵入泥页岩后易引起局部水化，使井壁岩石水化膨胀或分散，导致井径缩小或因剥落掉块而扩大[3]。而且煤层杨氏模量大、地应力小、破裂压力小、割理和微裂缝发育，使得其坚硬、性脆、易破碎。这在煤层气钻进过程中极易引起井下垮塌、卡钻等复杂的事故，而较大的地层倾角会加剧上述事故的发生[4]。前期钻井液为保护煤层要求使用低密度聚合物钻井液体系，实际施工过程中在煤层段发生了井壁垮塌，测井之前进行多次通井，同时在通井过程中造成井径扩大率过大，使固井水泥环变大，影响后期射孔和压裂作业。

同时准南煤田乌鲁木齐矿区内主力煤层厚度大，煤岩体的割理和微裂缝发育，煤储层井壁失稳原因一方面是入井流体沿割理或微裂缝侵入煤岩体后引起局的黏土矿物水化，消弱了颗粒间联接力，另一方面是煤岩体性脆、易破碎，钻具碰撞引起井下垮塌[5]。

1.2 储层伤害问题

基于准南煤田乌鲁木齐矿区煤储层发育类型及特征分析，该类煤层孔隙、裂缝发育，钻井液固相和滤液在钻进时侵入煤储层，固相颗粒在正压差的作用下进入储层裂隙和孔隙喉道，堵塞煤层气流动通道，严重影响近井壁地带的渗透性。钻井液中固相对煤岩储层的损害取决于钻井液中固相颗粒的性质、形状以及粒径。固相颗粒的粒径越小，侵入煤岩储层的深度越大，对煤岩储层的渗透率损害就越严重；同时，固相含量越高，对煤岩储层的损害也就越大[6]。钻井液滤液会侵入煤层，使储层发生水锁、润湿性反转，产生化学沉淀和结垢。虽然煤层渗透性较差，但此类侵入不可避免。当钻井液滤液与煤层流体不配伍时，极易产生沉淀物，堵塞煤层孔喉，导致渗透性降低。煤岩中含有大量的无机质及有机质，当钻井液滤液侵入煤层后，也会与煤层发生物理化学反应，导致煤层的渗透能力下降，并弱化煤岩力学性质。

2 钻井液技术对策

2.1 钻井液技术对策分析

针对准南煤田乌鲁木齐矿区煤层气井钻遇泥岩混层段较长，易膨胀缩径，以及43#煤层段垮塌、井壁失稳问题，依据“多元协同”防塌原理，从加强包被抑制、封堵，有效应力支撑等多角度制定防塌钻井液对策，优选高效包被抑制剂，封堵防塌剂，控制钻井液密度，形成强抑制强封堵高效水基钻井液体系。

基于准南煤田乌鲁木齐矿区煤储层发育类型及特征分析得出，钻井中的固液侵入伤害为导致煤储层伤害的关键因素，因此可采用以下措施来降低固液伤害：①采用低固相或无固相钻井液；②采用屏蔽暂堵技术；③加强固相控制技术。

2.2 无固相低伤害强抑制水基钻井液(HP)体系及性能

2.2.1 无固相低伤害强抑制水基钻井液体系组成

根据准南煤田乌鲁木齐矿区煤储层的地质特征，优化形成了适用于在煤储层的钻井的性能稳定，抗温能力强(＞130 ℃)，密度调节范围大的无固相低伤害强抑制水基钻井液体系(HP)，系配方组成(w)为：清水+0.1% NaOH+0.4%包被抑制剂HPHIB+0.5%流行调节剂HP-VIS+0.5%降滤失剂LVCMC+4%暂堵剂HP-ZDJ+3% KCl+0.5%润滑剂[7]。

体系中各单剂的作用如下[8]：流行调节剂HPVIS用于提高体系在斜井段的携岩能力；包被抑制剂 HP-HIB用于提高体系在含泥段的抑制防塌能力；降滤失剂LV-CMC和暂堵剂HP-ZDJ用于提高体系滤失造壁能力，降低由于钻井液滤液侵入导致的井壁失稳难题；高效环保润滑剂用于提高体系在斜井段的润滑防卡性能。该体系在130 ℃下16 h热滚前后流变性变化较小、滤失量较低，体系抗温能力达130 ℃，体系基本性能见表1。

表1 HP体系基本性能

2.2.2 无固相低伤害强抑制水基钻井液体系性能

2.2.2.1 抗劣土污染性能

为了解HP体系老化及劣土对性能的影响，采用美国赛默飞HAAKE MARS旋转流变仪对其抗劣土性能进行了测试分析，并与现场用钻井液体系进行了对比，试验结果见表2。

表2 钻井液体系抗劣土性能

由表2可见：当劣土加量(w)达20%时，HP体系的API滤失量显著降低，黏度和切力增加明显，但相比较于低固相聚合物体系而言，HP体系仍具有较好的流变性能和较好的抗劣土侵能力，但仍建议现场加强固相控制。

2.2.2.2 润滑性能

采用山东美科仪器的EP-2型极压润滑仪测试各种钻井液体系的润滑系数，结果见表3。

表3 钻井液体系润滑性能

由表3可见：相对于低固相聚合物体系，HP体系本身润滑性较好，润滑系数低，加入(w)20%劣土后，润滑性能优于目前使用的钻井液，表明HP体系润滑稳定性能较好。

2.2.2.3 抑制性能

分别选用西山窖组下段2~5 mm泥页岩，通过泥页岩分散试验评价HP体系的抑制水化分散性能，结果见表4。

表4 钻井液体系抑制水化分散性能

由表4可见：HP体系的岩屑回收率高于低固相聚合物体系回收率，表明HP体系具有较强的抑制泥页岩水化分散能力。

采用二级膨润土，通过页岩膨胀试验评价HP体系的抑制水化膨胀性能，结果见图1。

由图1可见：与去离子水和低固相聚合物体系相比，二级膨润土在HP体系中的膨胀率仅为5.83%，可见HP体系具有优良的抑制黏土水化膨胀的能力。

图1 钻井液体系抑制黏土膨胀性能对比

2.2.2.4 储层保护性能

采用西山窑组煤层岩心，通过岩心流动试验，评价HP体系的储层保护效果。污染试验条件为：围压3.0 MPa，流速2 mL/min，驱替液为54 g/L盐水，污染压力2.5 MPa[9]。试验结果见表5。

表5 HP体系储层保护性能评价

由表5可见：煤层岩心经HP体系污染后，渗透率回复率高达87.17%；切去0.8 cm后，其渗透率恢复率可达90.72%，表明HP体系对煤储层的损害程度较低，具有优良的储层保护效果。

3 现场应用及效果分析

北8-向1井、北8-向2井是位于新疆乌鲁木齐市乌东矿后的丛式井组中的2口台式定向井，北8-向1井设计井深810 m，完钻井深792 m；北8-向2井设计井深735 m，完钻井深710 m。钻探目的是完成地质目的，获取43#煤层气产能。

针对北8-向1井、北8-向2井的地层特点和井壁稳定、储层伤害等技术难点，在二开前把坂土浆转化为无固相低伤害强抑制水基钻井液(HP)体系，通过使用流行调节剂HP-VIS提高体系在斜井段的携岩能力，通过使用包被抑制剂 HP-HIB提高体系在含泥段的抑制防塌能力，通过降滤失剂LV-CMC提高体系滤失造壁能力，降低由于钻井液滤液侵入导致的井壁失稳难题，并通过使用高效环保润滑剂提高体系在斜井段、水平段的润滑防卡性能[10]。在北8-向1井和北8-向2井的现场试验结果表明，HP体系具有良好的抑制、防塌、携岩和储层保护效果，且能提高机械钻速，确保了北8-向1井和北8-向2井在斜井段的安全、顺利施工[11]。

3.1 现场钻井液性能

北8-向1井和北8-向2井二开现场用HP体系性能如表6和表7所示。

由表6和表7可见：北8-向1井浆在365~792 m井段，钻井液性能较稳定。从流变性来看，能满足现场斜井段携岩需要；相比较于北8-向1井浆，北8-向2井浆密度、黏度控制的更低，也能满足现场斜井段携岩需要。现场井浆API滤失量均小于5 mL，具有良好的滤失造壁性能[12]。

表6 现场北8-向1井浆性能变化

表7 现场北8-向2井浆性能变化

3.2 储层保护效果

对使用HP体系进行现场试验的北8-向1井、北8-向2井的录井气测值进行跟踪分析，进而分析HP体系对西山窑组煤层的保护效果[13]。北8-向1井、北8-向2井和北8-向3井的录井气测值见图2。

图2 现场应用2口井与邻井气测对比

由图2可见：北8-向1井和北8-向2井现场试验结果表明，北8-向1井400~792 m井段平均气测值为9.149 mg/L，最大气测值为33.850 7 mg/L；北8-向2井460~710 m井段平均气测值为7.201 4 mg/L，最大气测值为50.103 5 mg/L；邻井北8-向3井460~766 m井段平均气测值为6.291 6 mg/L，最大气测值为39.448 1 mg/L。由此可见，HP体系对准南煤田煤层具有良好的煤层保护效果[14]。

3.3 井壁稳定效果

准南煤田乌鲁木齐矿区西山窑组下部地层有较高含量的泥岩混层段，膨胀缩径乃至垮塌，导致井眼失稳[15]。对使用无固相钻井液HP体系进行现场试验的北8-向1井和北8-向2井的井径及井径扩大率进行分析，进而分析无固相钻井液HP体系的井壁稳定效果，上述3口井的井径测定值如图3所示。

由图3并通过计算可见：北8-向1井全井段56.48~791.00 m的井径扩大率为6.50%，煤层段95.60~786.30 m井径扩大率为8.64%；北8-向2井测量井段内井径较规则，全井段10~705.00 m的井径扩大率为6.25%，部分井段略有扩径或缩径现象，目的煤层段井径较好，略有缩径现象，煤层段井径扩大率6.38%；而临井(北8-向3井)煤层段(250.8~732.8 m)井径扩大率为9.63%。因此在该区域，最终形成的无固相强抑制强封堵高效水基钻井液体系在现场应用中取得了较好的效果[16]。

图3 现场应用井与邻井径径对比

3.4 提高机械钻速效果

对使用无固相钻井液HP体系进行现场试验的北8-向1井、北8-向2井的钻时进行跟踪分析，进而分析无固相钻井液HP体系提高机械钻速效果。各井的钻时曲线见图4。

图4 现场应用井与临井钻时对比

由图4可见：北8-向1井(井段371~789 m)平均钻时为2.65 h/m，北8-向2井(井段406~710 m)平均钻时为1.95 h/m，而临井北8-向3井(井段273~766 m)平均钻时为2.55 h/m，东7-L2井(井段755~1 185 m)平均钻时为2.24 h/m，而临井北8-向3井(井段273~766 m)平均钻时为2.55 h/m。由此可见，无固相钻井液HP体系具有一定的提高机械钻速作用[17]。