超深页岩气井黄2XX井水平段钻井液关键技术

何建超，李 伟，李晓涵，赵 峰，樊大伟

（1.中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一钻井工程分公司，天津 300280；2.中国石油集团渤海钻探工程有限公司页岩气管理部，天津 300280；3.中国石油集团渤海钻探工程有限公司苏里格分公司，天津 300280）

黄2XX井为部署在川渝地区东山构造西南倾没端的一口页岩气评价井，构造为四川盆地璧山-合江区块，完钻井深6 180 m，地理位置位于重庆市永川区，钻探目的评价黄2XX井区页岩气储层分布状况及获取水平井页岩气产能。该区域地层环境复杂，水平段五峰组、宝塔组页岩灰岩垮塌严重，井壁失稳、漏失等复杂情况频繁发生，且井眼净化困难，油层保护重要。为解决这些问题，在进入水平段前，先采用油基泥浆钻井液体系，通过合理控制钻井液密度、降低失水、加强防塌，控制了井壁垮塌，再细化施工方案，保证长水平段施工的顺利进行。

1 地质工程概况

1.1 水平段岩性

黄2XX井水平段为龙马溪组分为龙一、龙二组，龙一组主要岩性为深灰色、灰黑色以及黑色页岩，龙二组主要岩性为绿灰色、灰色泥以及页岩，压力系数2.0。

1.2 设计井身结构概况

一开使用Φ660.4 mm钻头钻至井深52 m，下入Φ508 mm表层套管至51.8 m；二开使用Φ444.5 mm钻头钻至井深1 076 m，下入Φ339.7 mm技术套管至井深1 074.1 m；三开使用Φ311.2 mm钻头钻至井深3 038 m，下入Φ2.445 mm技术套管至井深3 036 m；四开使用Φ215.9 mm钻头钻至井深6 180 m，下入Φ1.397 mm套管至井深6 175.99 m。

2 水平段钻井液技术难点

2.1 井壁失稳风险大

（1）页岩是脆性矿物，遇水膨胀，容易引起井眼垮塌，造成井下复杂甚至是事故；同时会造成地层裂缝与空隙堵塞，影响产能评定。

（2）页岩的非有机质孔隙是水润湿相，孔隙中的气体容易被水驱替，影响后期测井质量。

2.2 井眼净化能力要求高

井眼净化不好会导致摩阻增加及“推土机”效应，沉砂卡钻，由于页岩硬脆，井眼扩大率约为4%～5%，造成卡钻及难处理。影响下套管和固井作业正常进行。

2.3 油气层保护要求高

水平井水平段长钻井液与油气层接触面积大，油气层浸泡时间长钻进油气层时，压差较高，一旦损坏，难以修复。

3 钻井液关键技术

3.1 钻井液配方与配置重点

油基钻井液具有抗高温、抗盐钙侵、抑制页岩水化膨胀和对油气层损害程度小的特点，有利于井壁稳定，润滑防卡。下面依次讲解本井油基泥浆的现场使用和井壁稳定技术，井眼净化技术及对油气层的保护。

3.1.1 钻井液配方

基础油+（20～30）kg/m3BZ-OPE+（15～25）kg/m3BZOSE+4 kg/m3BZ-OWA+（25～30）kg/m3BZ-OWA+（25～30）kg/m3Ca（OH）2+（5～25）kg/m3BZ-OC+（15～25）kg/m3BZOFL+（2-4）kg/m3BZ-ORM+（25%～35%）CaCl2+重晶石。各材料功能为：BZ-OPE乳化基油、BZ-OSE辅助乳化及润湿、BZ-OWA润湿固相、Ca（OH）2碱度调节、BZ-OC提高粘度、BZ-OFL降滤失封堵、BZ-ORM提高切力、CaCl2平衡活度、重晶石用于提高钻井液比重。性能要求见表1。

表1 钻井液性能要求

3.1.2 配浆作业关键事项

（1）加清水单独配浓度35%CaCl2盐水，每个配浆罐单独配制钻井液。

（2）根据油水比和加重后体积变化情况，向配浆罐加入一定量基油，按照配方依次加入BZ-OPE、BZ-OSE、BZ-OWA、Ca（OH）2、BZ-OC、BZ-OFL、BZ-ORM。每种材料加入后都要持续循环并剪切搅拌0.5 h以上，全部材料加完后循环并剪切搅拌1 h以上。

（3）使用隔膜泵加CaCl2盐水至已混配好的油基材料浆中，循环并剪切0.5 h以上，测试性能以满足加重要求。其加量根据油水比确定，控制混入速度，提高剪切搅拌效率。

（4）通过加重漏斗剪切加重，控制好加重速度，将钻井液密度调整为1.25～1.55 g/cm3。

（5）当配制钻井液密度小于2.00 g/cm3时，不需加入润湿剂BZ-OWA。密度大于2.00 g/cm3时，润湿剂BZOWA初次加量为设计加量的50%，其余50%待加重完成后在加入。配置期间，搅拌器必须全程启动，充分循环，确保钻井液均匀。

3.2 井壁稳定技术

针对页岩遇水膨胀，引起井眼垮塌导致的井壁失稳问题，开展油机钻井液针对性功能优选与添加，确保油基泥浆有较低的高温高压失水（小于3 mL）、较高的破乳（电压1 000 V）、适中的钻井液密度（2.23～2.26 g/cm3），以预防井眼失稳，避免垮塌事故发生。

3.2.1 基础维护

油基钻井液对页岩起支撑作用较好。由于孔隙很小，受到毛管压力的阻止，油分子很难进入页岩的有机质和无机质孔隙中。在井底温度65℃时油基钻井液ES保持在1 000 V以上。低于该值时，加入主乳化剂BZ-OPE、润湿剂BZ-OWA，提高体系的稳定性，按照设计要求控制油水比，采用调整补充新浆的油水比例调整循环系统井浆的油水比，同时根据配方补充主乳化剂BZ-OPE和Ca（OH）2。进入龙马溪组后，基本能维持破乳电压在1 500 V，固相50%，含油48%，含水2%。

3.2.2 钻井液密度维护

进龙马溪组后，泥浆密度提高至设计下限；在钻进过程中，根据井下安全和气测值变化情况，提高或降低密度。提高密度作业时，按照循环周进行重晶石添加，控制加重速度，或采取补充高密度泥浆的方式加重；同时补充乳化剂BZ-OSE和润湿剂BZ-OWA。如果降低比重，混入提前配好的基浆，同时减小压力波动引起的井壁失稳；进入龙马溪组后密度维持在2.23～2.26 g/cm3。

3.2.3 钻井液滤失控制

钻井液滤失控制是预防井壁水化膨胀、剥落塌陷的重点。钻井液在钻进中调整乳化剂和降滤失剂含量，维持严格的乳化状态，有利于降低HTHP滤失量。龙马溪组控制HTHP滤失量在3 mL以内。保证优质泥饼的形成，最大限度地减少滤液浸入地层，避免引起地层应力的改变，引发井壁坍塌；油基钻井液高温高压滤失量不大于3 mL，预测钻遇破碎地层、“穿底”等复杂情况前，应调整高温高压滤失量不大于2 mL，泥饼厚度＜2 mm。

3.3 井眼净化技术

3.3.1 井眼净化难度解析

井眼净化选用合理流型与钻井液流变参数井斜角较小井段（＜45°），层流能获得最佳的井眼清洗效果，尽可能提高钻井液的动切力和在动塑比大斜度井段中使用紊流的清除效果更高。由于紊流只取决于流体的动量特性，而与钻井液的流变性能无关，因而应使用低粘度钻井液。钻井液在环空无法达到紊流，可通过提高钻井液动塑比，使其在环空形成平板型层流来提高岩屑清洗效果。采用高粘度清扫液在此井段只能对液流中的岩屑起作用，而对清除岩屑床不起作用，但可通过间断注入低粘剂，促成局部紊流，来清扫岩屑床。必须保持一定低剪切速率下的钻井液粘度（3转和6转读数），以提高浮钻屑能力及防止钻屑床的形成。严格控制初、终切力差值，避免钻井液触变性过大而带来的各种不利影响，避免起下钻过程产生过高的抽吸和激动压力

3.3.2 工程措施

实行技术划眼和短程起下钻，避免形成岩屑床，确保垂沉于下井壁的钻屑及时刮起并返出地面；根据扭矩、摩阻等井下情况每钻进300～500 m进行一次短程起下钻，提至钻进的正常转速，并加大排量至30 L/s循环洗井1.5～2周，进一步清洁井眼。

3.3.3 强化固控措施

水平段钻进时间越来越长，岩屑在井内被钻具反复拍打研磨，颗粒越细小清除越困难。现场使用振动筛的筛布目数200以内。由于钻井液密度在2.26 g/cm3，而设计要求固相含量在48%～52%之间，为了能去除有害固相，所以要求每天使用高速离心机，并且使用高速离心机时长为正常钻进时长的60%。控制劣质低密度固相小于8%。

3.3.4 中途循环降温

由于井底温度在142℃左右，对于定向井仪器损害较大，每次下入水平段700～800 m后，顶通循环测试仪器是否正常工作，并且大排量30 L/s循环一周，测试温度基本在128℃左右。

3.4 油气层保护

3.4.1 井底压力与地层压力平衡

钻井液密度平衡预测的地层压力，实现近平衡钻进作业。地层压力67.52～74.60 MPa，压力系数2.0，钻井液密度值将略高于地层压力系数0.3以内，见表2，因此，维持钻井液密度2.23～2.26 g/cm3施工，降低地层压差，减少外部液体、固相的侵入，降低油气储层伤害，起到保护油气层作用。

表2 地层压力

3.4.2 降低失水或自由水侵入

严格控制钻井液失水，本井高温高压失水2 mL以内，缩短油气层浸泡时间，减少油气层污染时间。

3.4.3 控制波动压力产生

油气层钻进中，应严格控制起下钻速度，裸眼段控制下放速度在0.1～0.15 m/s，防止抽吸造成井喷或压力激动造成产层伤害。

4 现场应用

该井水平段2 210 m，箱体钻遇率为85%、轨迹平滑，完成了甲方要求的固井合格。本井为西南油气田开发事业部在黄瓜山区块最长水平井记录。

（1）钻进中返砂正常，只有少量掉块，未发现短时无返砂现象，起下钻正产，到底开泵顺利。

（2）全井摩阻系数控制在0.04～0.07，泥饼质量良好，无粘卡现象；水平段460 m以内有轻微托压，水平段460 m以后下入水力振荡器施工正常。

（3）无发现漏失，井漏风险，无溢流显示。

5 结束语

本井实践证明，油基钻井液体系的应用，可大幅度减小井下复杂情况，提高机械钻速，降低整体钻井液成本，同时解决了本井高温高压带来的失水高造成泥饼厚，污染油气层的危害。但是国内油基钻井液配套的处理剂比较缺乏，在应用油基泥浆的同时应该加快对油基钻井液所需要的基本处理剂的研制，并且油基泥浆专用的封堵剂比较匮乏，应该加快研制，避免造成油基泥浆的漏失引发的井下风险，节约钻井成本，力争使我国油基钻井液处理水平踏上新的台阶。