多元强封堵油基钻井液在威204H53-8井的应用

贺 钦，林燚，孙长健

（1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司 钻井液技术服务公司，四川 成都 610056；2.中国石油集团川庆钻探工程有限公司 川东钻探公司，重庆 401147）

1 前言

非常规天然气的大规模开发已成为天然气增储上产，助力“碳达峰、碳中和”的重要措施[1-3]。页岩气作为非常规天然气重要组成部分，已在川南长宁-威远区块长期成功开采。然而，由于页岩的脆性指数高、水敏性强、微裂缝发育等原因[4-8]，导致在页岩储层长水平段钻井过程中井塌、井漏频繁发生[9-12]，并诱发一系列复杂工程难题。使用堵漏材料和相关技术提高钻井液的封堵承压能力是成功堵漏的关键，常用堵漏材料分为膨胀型、刚性、韧性、聚合物类、凝胶类、纳米粒子类等，使用多种封堵材料复配提高钻井液封堵能力是堵漏的主要思路[13-15]。因此，针对川中威远区块威204H53-8井裂缝性漏失问题，基于该思路优选了多元强封堵油基钻井液并成功完成堵漏，助力该井顺利完钻。

2 威204H53-8井工程地质概况

威204H53-8 井是部署在威204H53 平台的一口分支井，其采用三开的井身结构，目的层位是龙马溪组储层。其中三开井眼尺寸为215.9 mm，水平段长2 256 m，地层压力系数1.85（资料来自威204井）。设计钻井液密度窗口为1.92～2.20 g/m3，安全密度窗口窄。龙马溪组页岩上部主要为绿灰色泥、页岩夹泥质粉砂岩，下部为灰色、深灰色、灰黑色、黑色页岩，测井解释结果认为页岩黏土含量为11.9%，石英含量42%，孔隙度为6.8%，碳酸盐岩含量14.4%，总有机碳7.3%，属于富有机质页岩。根据设计资料和邻井资料，该井在水平段钻进时，除了要维护好钻井液基本性能外，还要针对可能遭遇井漏制定技术措施。

3 配方优选与性能评价

3.1 配方优选

针对威204H53-8 井的实际情况，在原井浆的基础上优先考虑其封堵性能，采用多类型封堵材料优选出强封堵性油基钻井液，封堵材料类型如表1所示。优选出的配方为：井浆+6%JD-5+3%LCM-1+2%WNDK-2+6%WNDK-3＋1.6%WNPDL。

表1 封堵材料类型

3.2 性能评价

3.2.1 基本性能

威204H53-8井地层压力系数高，为了钻井安全，设计钻井液安全密度窗口为1.92～2.20 g/m3，因此测试了65℃下不同密度段井浆在加入封堵材料后的钻井液性能，结果如表2所示。

表2 威204H53-8井油基钻井液基本性能（130℃老化16 h）

测试结果表明，所有密度段的钻井液的塑性黏度＜70 mPa·s，满足该井钻井液设计要求，在130℃老化16 h 后依旧保持良好的流变性能。动塑比处于0.20～0.24，说明油基钻井液剪切稀释性较好，能做到低黏保证流动性并兼顾高切力保证携岩效果。老化后的高温高压滤失量＜2 mL，说明油基钻井液封堵性能好，失水量低，能够较好抑制页岩的水化膨胀。破乳电压均远大于400 V，且高温高压实验的滤液在静置24 h 后不分层，说明油基钻井液乳化稳定性好，抗温能力强。不同密度段的油基钻井液均满足现场施工要求。

3.2.2 封堵能力

由于威204H53-8井为钻遇裂缝带漏失，采用平行缝板法评价了不同缝宽下油基钻井液的封堵承压能力[14]。表3的实验结果表明，原始井浆裂缝封堵能力弱，承压能力低。当加入多元封堵材料后，对于1、2、3 mm 宽的裂缝封堵承压能力分别为9.87、7.21、4.92 MPa，油基钻井液的封堵能力提高了4.98倍，并且能够适应多种裂缝宽度，说明多元强封堵钻井液体系对龙马溪组页岩微裂缝具有良好的封堵效果。

表3 油基钻井液裂缝封堵承压效果

3.2.3 高温沉降稳定性

页岩气井在水平段钻井时，需要保证钻井液的携岩效果，尤其是在钻长水平井时。钻井液良好的沉降稳定性可以阻止岩屑床的形成，防止卡钻从而提高钻井效率。采用静态沉降法评价了加入封堵材料后的钻井液的沉降稳定性。将配置好的400 mL钻井液装入老化管中，并立放进滚子加热炉中，130℃下静置24～72 h，实验结果如表4所示。

表4 油基钻井液高温沉降稳定性

表4 的结果表明，多元强封堵油基钻井液在130℃下静置72 h 后，罐底没有沉淀，上下密度差小，为0.03 g/cm3，析出油比率低，为1.6%，说明该体系油基钻井液高温沉降稳定性好。

3.2.4 抑制性

选用威204H53-8 井的页岩岩屑开展线性膨胀实验。将页岩岩屑过0.15 mm 分样筛之后在烘箱中100℃烘干，使用10 g 岩屑在压样机模具中以4 MPa压力压制5 min，制成柱状岩样，然后使用OFIT 页岩膨胀仪分别测定岩样在油基钻井液和清水中浸泡16 h后的线性膨胀率[16]，结果表明，清水对页岩岩屑的线性膨胀率为11.21%，油基钻井液对页岩岩屑的线性膨胀率仅为0.53%，膨胀率低，说明油基钻井液对页岩的抑制性良好。

4 现场应用

邻井钻井资料显示，该区块龙马溪组页岩储层频繁发生井漏，一次堵漏成功率低，并且在堵漏成功后极易发生复漏，往往需要进行多次堵漏，或者采用桥浆堵漏和注水泥堵漏的方式相结合，既浪费钻井时间又大幅增加成本。威204H53-8井在进入龙马溪地层后，使用油基钻井液钻进至井深5 626 m 时发现井漏，泥浆池液面出现渗漏，平均漏速0.89 m3/h，总漏失量达到129.3 m3，损失钻井时间约144 h，现场认为井漏为裂缝性漏失，面对复杂的裂缝性漏失情况，现场决定采用多元封堵材料形成多元强封堵油基钻井液来提高封堵成功率。在井漏之后，主动降低泥浆泵排量，此时液面微渗。配制堵漏浆20 m3（井浆+6%JD-5+3%LCM-1+2%WNDK-2+6%WNDK-3 ＋1.6%WNPDL），将堵漏浆打至漏失井段后关井憋压，控制套压4.3 MPa，憋入0.5 m3后压力稳定，成功完成堵漏。现场实践表明，多元强封堵油基钻井液有效提高了页岩易漏地层的承压能力，确保了页岩储层长水平段的安全钻进。

5 结束语

威远区块龙马溪组页岩微裂缝发育，漏失频繁，堵漏成功率低。使用多元封堵材料能够提高堵漏成功率，针对威204H53-8井优选得到了多元强封堵油基钻井液体系（井浆+6%JD-5+3%LCM-1+2%WNDK-2+6%WNDK-3+1.6%WNPDL），其封堵承压能力强，提高了地层承压能力，帮助该井实现了堵漏一次成功。可见“多元多级”的堵漏思路能够适应页岩储层封堵作业，为威远区块防漏堵漏作业提供了思路和借鉴意义。