泥页岩地层油基钻井液封堵防塌技术研究与应用

马少强

（中国石油集团大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江 大庆 163413）

油气勘探开发过程中，井壁稳定是制约钻井速度的主要难题，泥页岩地层的井壁稳定问题更为突出，国内外统计数据表明，90%以上的井塌发生在泥页岩地层，其中硬脆性泥页岩地层约占2/3。研究认为，硬脆性泥页岩中普遍发育的微裂缝是井壁失稳的主要原因，改善滤饼质量和提高钻井液封堵性能是维持泥页岩地层井壁稳定的重要手段[1]。随着近几年泥页岩类油气田的大力勘探开发，超长的水平井段更是对泥页岩井壁稳定问题提出了新的考验。出于润滑性、抑制性和封堵性等方面的考虑，目前用于页岩储层钻井的仍然以油基钻井液为主体。在北美页岩类油气田的开发过程中，有60%～70%的水平井段使用油基钻井液，水基及其他类型钻井液体系只占到了30%～40%，我国目前的泥页岩性油层勘探开发也多采用油基钻井液体系[2]。

1 古龙区块泥页岩储层分析

扫描电子显微镜是常用的岩石微观形态分析方法，能够观察分析岩石自生矿物的微观形貌、自然的形态特征、孔隙内充填物的矿物类型、产状、含量和孔隙结构等资料。

从图1 观察结果看，该区块岩样的裂缝、层理较为发育，其裂缝尺度基本为微米级和纳米级，500nm以内的微孔缝约占总孔缝的40%，0.5～10μm 孔缝约占50%，观测到的最小孔隙不足2nm，最小裂缝约为7nm，这为钻井液侵入提供了通道；岩样表面可明显看到书页状的蒙脱石及蜂窝状的伊蒙混层，有立方体状伊利石贴附于颗粒表面或填充与粒间孔隙中，表明粘土矿物含量高，以伊蒙混层、高岭石为主。从照片中还可以发现，岩样内部经常可见立方体小颗粒，表明该地层含有方解石、白云石。由于方解石和白云石质脆，因此大量发育该类矿物的岩样承压能力通常不高，因此降低钻井液失水和有效的封堵对该区块的钻探开发显得尤为的重要。

2 油基钻井液体系封堵剂筛选

经反复的实验优化，确定最终油基钻井液的基础配方为：柴油+2%～4%主乳化剂+1%～2%辅乳化剂+0.2%～0.4%润湿剂+3%油基增粘剂+3%油基降滤失剂+2%氧化钙+20%氯化钙水溶液。

说明：配方中油水比为（80～85）∶（20～15）；氯化钙水溶液为20%～40%，根据储层矿化度决定；柴油的标号根据施工现场的温度决定，大庆区块秋冬一般使用-35#柴油，春夏使用0#柴油。

根据扫描电子显微镜照片中泥页岩孔缝的大小，在油基钻井液基础配方基础上加入刚性、柔性、纳微米级和成膜类的封堵材料，提高钻井液中固相颗粒的合理级配，进一步增加体系的封堵能力，经过对封堵剂种类、粒径大小及加量比例反复试验，最终确定钻井液全配方为：柴油+2%～4%主乳化剂+1%～2%辅乳化剂+0.2%～0.4%润湿剂+3%油基增粘剂+3%油基降滤失剂+2%氧化钙+20%氯化钙水溶液+2%（2000 目）碳酸钙+1%成膜封堵剂+0.7%的纳米封堵剂。

从表1中可以看出，在加入刚性、柔性、纳微米级和成膜的油基封堵材料后，油基钻井液的流变性变化不大，动塑比有增加趋势，高温高压失水和砂床侵入厚度降低明显，破乳电压也有升高趋势，在不影响油基钻井液流变性的前提下，以多种方式方法封堵页岩微细、微纳米孔缝，从而提高泥页岩井筒稳定性。

表1 油基钻井液性能对照表

3 高封堵油基钻井液在古龙区块A井的现场应用

根据古龙区块已钻井静态资料分析和实测地层孔隙压力成果，预测该井青一段地层压力系数1.50左右，青一段组破裂压力梯度在1.63～2.55MPa/100m，经在钻进过程中不断的试探和摸索，最终确定该井的钻井液密度窗口为1.55～1.72g/cm3，但在实际的钻井过程中，在加入各种类型及多种级配的封堵材料后，以接近窗口上限的密度钻进，如表2所示，不仅最大限度地平衡地层压力，而且钻井液封堵能力也得到显著提高。该井使用高封堵油基钻井液的井段为：2261～4810m，水平段长2050m，钻井周期18.16d，未出现井壁失稳情况，为古龙区块泥页岩储层的钻探开发提供了保障。

表2 A井钻井液性能表

4 结论

（1）针对泥页岩储层特性及钻探开发过程中的要求，油基钻井液性能稳定，流变性好，封堵防塌能力强，滤失量低，同时润滑性强，抑制页岩水化膨胀，稳定井壁性强，是目前泥页岩地层钻井较优的选择。

（2）在油基钻井液中加入多种不同类别及合理级配的封堵材料，可有效封堵页岩微细、微纳米孔缝，防止钻井液或滤液进入地层,降低因水化或毛细管力对页岩地层造成的影响,从根本上解决了页岩钻井中的井壁稳定问题。

（3）在钻进工程中，根据勘探及邻井资料，选择合理的密度窗口，在不压裂地层的前提下，尽可能地选择密度上限，最大限度地平衡地层压力，稳定井壁。