页岩气油基钻井液井壁稳定技术研究

赵 晗，戴 昆，晏 琰，崔应中，舒福昌

(1.中石油川庆钻探工程有限公司页岩气勘探开发项目经理部，四川 成都 610051；2.长江大学，湖北 荆州 434023；3.湖北汉科新技术股份有限公司 湖北省油田化学产业技术研究院，湖北 荆州 434000)

随着我国经济的迅速发展，能源需求量急剧增加。近年来，除了加大常规石油天然气资源的勘探开发力度外，国家对非常规油气如稠油、油页岩、煤层气、致密砂岩气、页岩气、天然气水合物的勘探开发逐年推进，已经形成了相对成熟的技术体系。页岩气作为非常规油气资源的重要组成部分，已成为勘探开发的重要领域。由于我国页岩气储层埋深较深、地质条件复杂，钻井安全和钻井液技术一直以来都面临极大挑战。目前，国内页岩气勘探开发主要使用水基钻井液和油基钻井液两类体系，前者多用在常规页岩气地层，后者主要用在复杂、深井和批钻作业区块。油基钻井液由于具有优良的井壁稳定性能、润滑性能、抑制性能、储层保护性能，成为页岩气勘探开发钻井作业的首选钻井液体系。

作者通过页岩气钻井作业过程中面临的井壁稳定问题，从页岩特征和井壁失稳机理出发，分析现有油基钻井液的不足，从油基钻井液封堵、活度匹配、合理流变参数选择等3个方面进行研究，形成一套适合页岩气地层的油基钻井液井壁稳定技术。

1 页岩特征和井壁失稳机理分析

页岩气地层页岩具有以下特点：(1)基岩强度高，孔隙发育差，存在微裂缝、微裂隙；(2)粘土矿物含量高，但蒙脱石含量相对较低，膨胀性、分散性弱；(3)基岩中主要存在纳米级孔喉通道，但是普遍发育有微裂缝、微裂隙，程度不等；(4)页岩脆性强，在应力作用下易开裂和破碎。

一般而言，页岩气地层的页岩基岩都具有质地硬脆、强度高、膨胀分散性弱等特点，但由于地层的非均质性、钻井作业使用的钻井液体系及采取的井壁稳定措施不同，导致实际作业过程中出现井壁失稳垮塌。分析认为页岩气地层的井壁失稳机理如下：(1)作业过程中流体侵入地层和钻井液浸泡，液相与地层页岩中的矿物组分作用带来膨胀和微观力学破坏，进而逐渐导致宏观的页岩力学失稳；(2)地层页岩存在天然微裂缝、微裂隙，钻进过程中也会诱导产生微裂缝、微裂隙，从而提供了通道、加剧了液相侵入和压力传递，如果钻井液封堵能力不足或者不匹配地层，就无法有效减少液相及压力对地层的破坏作用；(3)钻井液黏切过高会增大井下当量循环密度(ECD)，钻井液黏切过低会增强对井壁的冲刷，同时如果钻井液的携岩能力不足，井筒内容易积存岩屑、产生岩屑床，这些也会直接或间接影响井壁稳定。

2 油基钻井液井壁稳定技术

油基钻井液的连续相为油，含有大量的油包水乳化液滴和沥青类防塌封堵材料，因而具有优良的抑制性、封堵性和润滑性。但在实际应用过程中，对于微裂缝发育的页岩地层，油基钻井液作业仍存在井壁失稳的问题，分析其原因如下：

首先，在微裂缝发育的页岩地层，往往纳米级的孔隙和微米级的微裂缝、微裂隙并存，孔隙和微裂缝的尺寸范围小到几纳米、大到几百微米，而通常油基钻井液的固相粒径分布在几十微米范围，乳液平均粒径也在几微米范围，因此油基钻井液从尺寸参数方面不能很好地匹配较小的纳米级孔隙和较大的微裂缝。

其次，页岩井壁失稳通常和水相侵入带来的水化膨胀应力破坏有直接关系，油基钻井液因为连续相为油相，可以最大程度地避免水相对地层带来的危害。然而由于大多数油基钻井液含有内相盐水，与地层岩石水相间存在化学势差，所以存在油基钻井液内相盐水中的自由水向地层页岩迁移的可能。现场一般通过控制油基钻井液内相盐水的活度来减少自由水迁移。但由于地层页岩的原始活度值很难在第一时间获取，所以在实际作业时，油基钻井液内相盐水活度值基本是根据以往经验设计，而其是否合理值得商榷。

最后，井下的钻井液冲刷和压力激动会加剧液相侵入，加剧微裂缝、微裂隙的产生和扩张。

为此，从以下3个方面提出了页岩气油基钻井液井壁稳定技术对策：(1)针对纳米级孔隙引入具有纳微米粒径特征的封堵材料，针对较大尺寸微米级微裂缝、微裂隙引入封堵纤维；(2)根据地层岩石活度，通过活度拟合软件分析油基钻井液内相盐水的合理活度值；(3)根据携岩理论和ECD控制要求，在满足悬浮携岩的基础上尽量降低油基钻井液的黏切。

2.1 油基钻井液用封堵剂的封堵效果评价

MORLF是一种柔性的纳米乳液充填封堵粒子，一方面可封堵纳米级孔喉；另一方面由于其良好的吸附粘结作用，可在页岩表面和微裂缝、微裂隙通道内粘结成膜，有“糊壁”的效果，有利于强化井壁。MOHFR是一种可软化的复合树脂，粒径分布宽，在进入微裂缝、微裂隙后，随井温的升高开始软化，可粘结岩石和自粘结，从而形成封堵膜，加固井壁。

基浆配方：3#白油∶30%氯化钙盐水=85∶15，3%主乳化剂+2%辅乳化剂+3%有机土+5%降滤失剂MOTEX+2%碱度调节剂+重晶石加重至2.20 g·cm-3。

油基钻井液中加入3%MORLF后，在实验温度120 ℃、上、下压力均为0.689 5 MPa(100 psi)的条件下，压力平衡时间从原来的137 h延长至172 h。

钢质岩心微裂缝封堵结果(表1)显示，加入封堵剂MOHFR后，100 μm微裂缝的30 min漏失量变得很小，不到1 mL。

表1 钢质岩心微裂缝封堵结果Tab.1 Plugging results of microcracks in steel cores

2.2 油基钻井液内相盐水合理活度值拟合分析

在不同页岩活度情况下，油基钻井液和地层页岩间的渗透压随油基钻井液内相盐水活度的变化曲线如图1所示。

图1 渗透压随油基钻井液内相盐水活度的变化曲线Fig.1 Variation curves of osmotic pressure with brine activity of oil-based drilling fluid

由图1可知，页岩活度不变时，油基钻井液内相盐水活度越低则渗透压越小，而随着页岩活度的降低，维持渗透压为负值所需的油基钻井液内相盐水活度就越低。由于不同地层页岩的活度存在较大差异，因此针对具体区块和地层，应以页岩活度实测数据为基础，通过拟合分析，选择合适的油基钻井液内相盐水活度，进而平衡钻井液正向压差，阻碍井筒内钻井液和地层页岩之间发生过多的自由水迁移[1-2]，尽量维持地层页岩的原始状态,从而有助于井壁稳定。

2.3 油基钻井液合理流变参数选择

钻井液的重要功能之一是悬浮携岩，即将井下钻头破碎出来的岩屑悬浮携带到地面，保持井筒内干净不积存岩屑。依据携岩模型[3]和SY/T 6613-2005《钻井液流变学与水力学计算程序推荐作法》，对油基钻井液流变参数与携岩能力、ECD的关系进行分析。按下式计算携岩指数(Zj)：

Zj=(ρf/ρs)PV(YP/PV)

式中：ρf为油基钻井液密度，g·cm-3；ρs为岩屑密度，g·cm-3；PV为油基钻井液的塑性黏度，mPa·s；YP为油基钻井液的动切力，Pa。

携岩指数、ECD随油基钻井液密度、塑性黏度、动切力的变化曲线如图2所示。

由图2a可知，油基钻井液的流变参数不变，随着油基钻井液密度的增大，油基钻井液的携岩指数逐渐增大，而井下ECD也明显增大。从趋势来看，油基钻井液密度对井下ECD的影响要显著大于对携岩指数的，井下ECD与油基钻井液密度呈近似线性函数关系。由图2b～c可知，从增幅来看，动切力对携岩指数及ECD的影响程度要显著大于塑性黏度的。

从携岩指数和ECD随油基钻井液塑性黏度、动切力的变化曲线综合分析，对比图2a发现，尽管油基钻井液密度的增大或者说高密度油基钻井液有利于油基钻井液悬浮携岩，但动态携岩能力仍主要取决于油基钻井液的动切力。

从井壁稳定角度分析，过高的井下ECD会加剧对地层页岩的破坏作用，因此现场对钻井液密度的控制一直以来都是极其严格和慎重的。因此，选择和控制一个合理的动切力值范围是现场作业必须考虑的问题。对于高密度油基钻井液而言，正常的动切力变化范围一般在20 Pa以内。近年来，有研究人员认为高密度钻井液应该尽量走低黏切路线，这种思路主要基于低黏切有利于现场高密度钻井液的性能调控及维护，但是会使钻井液丧失一部分悬浮携岩性能。结合图2c及室内评价经验来看，油基钻井液的动切力宜控制在5～11 Pa，具体井的动切力控制范围指标应结合该井的井身结构、三压力剖面的实际数据来选择。

3 结论

从页岩特征和井壁失稳机理出发，分析了现有油基钻井液的不足，从油基钻井液封堵、活度匹配、合理流变参数选择等3个方面进行了研究，提出了纳米乳液封堵、粘结固壁、活度拟合、流变参数拟合分析的技术思路，形成了一套适合页岩气地层的油基钻井液井壁稳定技术。认为页岩气油基钻井液井壁稳定技术应从实际出发，选用适合具体区域、井位、地层特征的匹配的孔缝封堵技术、适合的活度控制范围、合理的流变性能，从切断流体及压力侵入途径、阻碍自由水迁移能力、控制合理的流变参数范围以保障携岩的同时维持低的井下ECD和避免压力激动等方面，强化油基钻井液稳定页岩井壁的能力。