超长水平段油基钻井液技术在威204H47-10井的应用

梁 浩，贺 刚，贺 钦，刘 政，邵 平，罗宇峰

（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 610051）

威远构造位于川中古隆平缓构造区的威远至龙女寺构造群。它是在乐山——龙女寺加里东古隆起上形成的一个巨大近穹隆状的背斜构造，呈北东东向展布。威204H47 平台位于威204 井区的北部，在威204 井区中部的陡缓转折部位，标志着威远构造向东南翼转折至向斜的位置，中南部则逐渐向南倾斜。倾没端构造相对于主体构造变得更加宽缓，褶皱幅度较低。总体而言，该区域内的断层数量较多，且断层规模较为集中。该井目的层为龙马溪组，针对龙马溪地层的长水平段钻井，主要克服的困难在于地层不稳定性、高温高压环境以及钻井液和设备的挑战。

地层表现出页岩脆性特点，龙马溪组的平均脆性特征参数值为46，容易出现掉块和破碎性垮塌[1]。与此同时，在水平段钻进过程中，可能钻遇断层、微裂缝及破碎带，伴随有井壁失稳导致掉块卡钻的风险。龙马溪组最大最小水平主应力差异大，坍塌压力高，层理裂缝发育，钻井液侵入裂缝，易出现垮塌复杂，造成严重钻井事故[1]。

与此同时，威204H47-10 井水平段长3 210 m，是川渝页岩气地区水平段最长的水平井。长水平段高密度钻进过程中，钻具与井壁接触面增多，且长水平段携岩困难，易形成岩屑床，造成摩阻增大[2]。进入长水平段中后期钻进，上提摩阻较大且不稳定，拉划井眼大排量循环后，振动筛返砂量较钻进时明显增多，给钻进带来很多技术难题。

威204 井区目的层为龙马溪组，在钻进过程中发生多次井漏，其中威204H42-7 井发生多次恶性井漏，累计漏失钻井液356 m3。威204H47-10 井水平段长达3 210 m，含有多条天然裂缝带和断层，易发生井漏，给安全生产带来一定的经济损失。威远区块井漏以天然微裂缝、裂缝、诱导裂缝漏失为主，主要表现为漏失点多、漏失段较短、漏失量不均等特点。导致常规的油基堵漏材料不能有效的对其封堵，且地层承压能力也较为困难[3]。

1 钻井液技术难题及技术对策

针对龙马溪组的长水平段钻井，钻井液主要的技术工作难度集中在井壁稳定、井眼清洁和井漏风险三个方面，其中钻井液的选择和应用是关键。龙马溪组常见软弱地层的塌陷和漏失问题，需要采取适当的支护措施和稳定剂来维持井壁稳定，以防止井孔塌陷和井筒损坏。同时，地层特点对钻井液的性能提出了挑战，因此，需要选择合适的钻井液来确保井眼清洁，有效地排除岩屑和维持钻具的正常工作。此外，龙马溪组的复杂性还增加了井漏风险，需要通过合理的钻井液配方和优化工艺来减少井漏的发生概率。综上所述，龙马溪组长水平段钻井的技术工作难度主要体现在井壁稳定、井眼清洁和井漏风险等方面，钻井液的选择和应用是关键工作之一，需要综合考虑地质特征和风险管理，以确保钻井过程的安全。

首先，本井钻井液技术层面采用了以下3 种措施来解决井壁失稳问题：（1）结合地层压力系数选择合适的钻井液密度阶梯，做到准确精细地平衡地层之间的压力；（2）通过监测地层的活度，调节油基钻井液体系水相中CaCl2的浓度与之平衡，达到地层流体和油基钻井液滤液不运移，防止因活度不平衡导致的井壁不稳定。产生稳定页岩所需的渗透压力可以有效避免在钻进页岩地层时出现的各种复杂问题；（3）采取多元多级封堵措施，添加适量的乳化剂、润湿剂、亲油胶体、封堵剂对微裂缝、孔隙实施乳液封堵，防止滤液浸入微裂缝，控制压力传递，实现地层与钻井液的有效封隔。大力推广使用“树脂纤维+沥青胶粒”的技术措施进行封堵，有效改善了泥饼质量。同时强化润滑减阻防卡性能，进一步减少钻进过程中的风险。

其次，本井将采用以下2 个技术措施来解决井眼清洁问题：（1）主动降低油基钻井液体系的液相黏度，并保持合适的动切力，优化流变性为工程上提供操作空间的同时，保证了油基钻井液体系具有较好的携砂能力；（2）工程上配合强化钻进排量，215.9 mm 井眼建议排量控制在30～35 L/s，配合500～800 m 拉划通井的技术措施来保证携砂[4]。

最后，本井将采用以下3 个措施来预防或解决井漏问题：（1）优选后的封堵钻井液体系改善了滤饼质量，显著降低了天然性裂缝及渗透性地层漏失的风险；（2）精细调控钻井液实钻密度，保证在窄密度窗口下的安全钻进；（3）根据不同的漏失类型和漏失速度，选择配伍性好的油基堵漏材料及堵漏施工预案[5]。

2 室内实验

2.1 目的层及岩性特征评价

威204H47-10 井目的层为龙马溪组，其岩性为黑色页岩。威远构造的龙马溪组顶部为灰绿色页岩，直接与下二叠统梁山组黑灰色泥质灰岩呈不整合接触，缺少下志留统石牛栏组及志留系中上统沉积[6]。龙马溪组底部发育厚度为20～40 m 黑色硅质页岩，与下伏上奥陶统五峰组观音桥段介壳灰岩呈整合接触。利用X 射线衍射仪对页岩样品进行分析，分析结果见表1。

表1 龙马溪组页岩分析结果

由表1 可知，该井的龙马溪组页岩以黏土矿物、石英、方解石和云母为主。其从矿物组分上分析，硅质和钙质含量较高。因此，该区块页岩在力学性质上表现出硬脆性，且该井龙马溪组页岩存在明显的微裂缝和微孔洞。从岩石力学方面分析，微裂缝的存在会弱化岩石力学的性能，破环岩石的完整性。此外，硬脆性泥页岩微裂缝发育对油基钻井液体系滤液有自吸作用，会进一步扩大钻井液的滤失量。因此，硬脆性页岩中发育的微裂缝是此井导致井壁失稳的重要原因[7-10]。

2.2 钻井液配方优选

针对威204H47-10 井的实际情况，优选出的油基钻井液体系应具有稳定井壁和净化井眼的能力。因此，优选油基钻井液体系配方时，优先考虑了钻井液的稳定性、封堵性、沉降稳定性。优选思路如下：

由于龙马溪组页岩水化性较强，在选择钻井液时，优先考虑使用具有较强抑制性的白油基钻井液体系。在此基础上，采取多元多级封堵措施，选取合适的乳化剂（HYOZ）来保证油包水乳液的稳定性。同时，多种亲油胶体和封堵剂（HYOL、TYODF-101、HFLO）复配使用，以实施乳液封堵，防止滤液渗入微裂缝，控制压力传递，有效地隔离地层与钻井液。另外，推广使用“树脂纤维+沥青胶粒”的技术措施进行封堵，针对性地引入油溶微型纤维树脂（FHXS）和乳化白油沥青（RF-9）以改善泥饼质量。同时，需要通过反复实验对比，在保证整体稳定性的前提下，尽可能控制油水比和总体固体质量分数来加强润滑减阻和防卡性能，以进一步降低钻进过程中的风险。

最终优选出的配方如下：白油+20%～25%盐水（CaCl2质量体积为20%～30%）+5%HYOZ+1%～2%HYOL+1%～2%TYODF-101+2%～3%HFLO+1%～2%FHXS+5%CaO+重晶石。

2.3 性能评价

2.3.1 基础性能 威204H47-10 井龙马溪组钻进的安全密度窗口在2.050～2.200 g/cm3，调配不同密度下的白油基钻井液体系，130 ℃测试白油基钻井液体系的基础性能，结果见表2。

表2 威204H47-10 井白油基钻井液体系基础性能

由表2 可知，所有方案样品的破乳电压均在900 V以上，同时高温高压滤液在静置24 h 后油水不分层，表明该白油基钻井液体系乳化能力较强，体系稳定。在130 ℃下，所有样品的高温高压滤失量均小于2.0 mL，表明该白油基钻井液体系具有良好的高温稳定性，具有极好的抑制泥页岩水化能力。当密度为2.15 g/cm3时，其动塑比为0.21 Pa/（mPa·s），Φ6/Φ3 为9/7，表明该白油基钻井液体系兼顾了低黏流变性和高切携砂能力。所有样品的摩阻系数均为0.06，表明该体系具有良好的润滑性，可以减少钻具及其他配件的磨损，延长使用寿命；同时可以防止黏附卡钻，易于处理井下复杂。

2.3.2 沉降稳定性 本文采用静态沉降法和VST 沉降法测试油基钻井液体系的沉降稳定性。静态沉降法：将配制好的白油基钻井液体系加入到450 mL 陈化釜中，然后放入高温滚子炉，温度设置120 ℃静恒24～72 h。实验结果见表3。

表3 白油基钻井液体系高温沉降稳定性（静态沉降法）

VST 沉降法：将沉降鞋放置于六速杯底部，然后将配制好的白油基钻井液体系放置于六速杯中，控制钻井液温度，将旋转黏度计转速调为100 r/min，用注射器抽取杯底钻井液样品并测其密度；30 min 后，再次取杯底钻井液样品并测其密度。计算30 min 前后测量的钻井液密度差。其中，SR代表沉降趋势，SR≤1.000，SR为1.000 时，说明钻井液无沉降，SR越小，说明现场应用时，发生沉降的可能性越大[11]。实验结果见表4。

表4 白油基钻井液体系高温沉降稳定性（VST 沉降法）

一般来说，析出油体积与钻井液体积的比值越小，钻井液体系越稳定。从表3 可知，白油基钻井液体系在120 ℃下静恒72 h 后，析出油比率仅为1.6%，析出油比率小。且陈化釜底部无沉淀，罐内钻井液上下密度差为0.02 g/cm3，密度差小。由表4 可知，当钻井液密度为2.10 g/cm3时，沉降趋势SR为1.000，表明现场应用时，钻井液几乎不发生沉降。上述两种测试方法都表明白油基钻井液体系具有良好的沉降稳定性。

2.3.3 封堵性 威远龙马溪组页岩层理和微裂缝相当发育，同时最大主应力方向与层理面法线之间夹角为40°～60°[12]。故其产生层理间相对滑动的可能性非常大，极易导致井壁失稳[12]，因此，需提高钻井液的防塌、封堵能力。

本文采用高温高压砂床滤失仪对比威204H47-10井白油基钻井液体系与同平台其他井浆封堵性能。实验砂床下部分选用粒径0.25～0.50 mm 的钢珠，下部分高6 cm，上部分选用粒径0.04～0.10 mm 的小钢珠，上部分高6 cm。分别加入450 mL 白油基钻井液体系与同平台其他井浆后，测试在3.0 MPa 和4.5 MPa 压差下的120 ℃高温高压滤失量[13-14]，实验结果见表5。

表5 封堵性实验结果

由表5 可知，威204H47-10 井所用白油基钻井液体系在3.0、4.5 MPa 压差下的高温高压滤失量分别为0.8、1.0 mL，均低于同平台邻井钻井液体系，说明优化配方后的油基钻井液体系具有十分优异的封堵性能。

2.3.4 抑制性 选用威204H47-10 井的龙马溪组页岩，采用线性膨胀实验方法和岩屑回收实验方法评价油基钻井液体系的抑制性。

线性膨胀实验的岩样准备：用5 g 普通膨润土压制岩样，加入5 mL 各钻井液体系的API 滤液，用页岩膨胀仪对比不同体系的膨胀位移-时间曲线。实验结果见图1。

图1 油基钻井液体系的页岩膨胀曲线

岩屑回收实验选用直径2.50～4.00 mm 的页岩颗粒，添加到装有450 mL 白油基钻井液体系的陈化釜中，130 ℃条件下，滚动24 h，过直径0.5 mm 筛布回收，用二甲苯有机溶剂清洗干净，在105 ℃条件下，烘干称重[15]。实验结果见表6。

表6 油基钻井液体系的岩屑滚动回收率

由图1 和表6 可知，白油基钻井液体系对威204H47-10 井的页岩膨胀率极低，岩屑滚动回收率为98.7%。表明白油基钻井液体系对该井页岩的抑制性好，能抑制页岩膨胀和水化分散。

3 现场应用

将钻井液的室内实验配方成功推广到现场应用，是实现钻井液技术承上启下的关键环节。通过室内实验可以充分评估不同添加剂的性能、钻井液的抑制和封堵效果等关键指标。随后，将经过验证的配方应用于实际钻井作业中，通过持续监测和优化调整，确保钻井液的稳定性和适应性。为此，利用具有复现对比优势的平台井作为优先测试平台，以精准验证配方优化的有效性。

3.1 威204H47-10 井基本概况

威204H47-10 井位于四川省内江市威远县境内，是一口三开井身结构的页岩气开发水平井，该井主要用来龙马溪组页岩气藏产能建设。目的层位龙马溪组，该井设计井深6 240 m，设计水平段3 100 m，设计方位角169.16°，A 靶点井深3 117 m。该井实际井深6 320 m，水平段长3 210 m，打破川渝页岩气区块最长水平段纪录。

3.2 强封堵油基钻井液体系现场配制

（1）胶液配制：首先在胶液罐大罐中注入20 m3白油并打开搅拌器，根据配方设计，依次加入乳化剂（5%）、降滤失剂（4%）、生石灰（4%），每种处理剂加料速度控制在50 kg/min，每种物料加完后搅拌1 h，石灰加完后搅拌2 h，然后，将预先在胶液罐小罐中配制的CaCl2水溶液，根据设计油水比注入大罐的油相中，搅拌6 h，使其充分混合。注意事项：保证钙水溶液的强剪切混入，以保证一定的初始乳化效果（保证破乳电压不低于100 V），防止油水胶液微界面不足导致乳化失败，提前分相。

（2）钻井液密度调控：将配制好的胶液转入配浆罐，根据设计密度，向胶液中加入所需重晶石，配制油基钻井液体系，加重过程需搅拌均匀。注意事项：加重过程中引入适量的润湿剂，保证重晶石的润湿反转，保证其在油相中的初始分散效应，避免聚结成团影响钻井液流变性，导致泵压激动增加地层井漏风险。

（3）封堵剂加入：在油基钻井液钻进过程中，根据配方比例算好加量，向井浆中分批次加入FHXS，批次间隔控制在12 小时/次，每次加料速度控制在50 kg/循环周。注意事项：油溶微型纤维树脂（FHXS）具有优异的封堵效应和泥饼强化作用，但与此同时也有一定几率导致堵塞固控设备以及管线滤纸，严格控制加量和速率可最大程度降低风险消除此项隐患。

3.3 强封堵油基钻井液体系现场维护

（1）密度控制：根据实钻情况，通过调入胶液量的多少，调控油基钻井液体系密度，同时可分时间段开启高速离心机，降低密度的同时，去除钻井液中有害固相。

（2）乳化稳定性调控：监测钻进过程中破乳电压情况，若破乳电压降低，可通过向井浆中调入乳化剂、白油的方式，提高破乳电压，保证油基钻井液体系稳定性。

（3）流变性调控：采用每天向油基钻井液体系中调入胶液的手段维持钻井液流变性；通过可视日常蒸发量和沿程损耗量来改变胶液中的油水比，更加精准地调整油基钻井液体系的流变性。

（4）碱度：若钻井液中碱度降低，可向井浆中加入生石灰，使其碱度维持在2.3 左右，保证中和地层酸性气体的同时维持良好的乳化剂作用。

（5）随着水平段逐渐变长，携砂困难，易形成岩屑床，钻井液在满足携砂条件下，尽可能维持较低黏切，保证排量达到35 L/s 左右，并且可通过短起拉划的方式破坏岩屑床。

3.4 威204H47-10 井现场应用情况

威204H47-10 井三开215.9 mm 井眼段，采用川庆钻探钻井液技术服务公司的强封堵油基钻井液体系，在井深2 613 m 转化为白油基钻井液体系，水平段靶区A 点井深3 120 m，白油基钻井液体系使用段长3 707 m，水平段长3 210 m，完钻井深6 320 m，刷新了川渝页岩气区块最长水平段纪录。钻进过程中白油基钻井液体系的性能见表7。

表7 威204H47-10 井白油基钻井液体系性能

由表7 可知，白油基钻井液体系在钻进过程中表现出良好的流变性能，还具有一定的携砂能力。在保障井眼畅通、井眼清洁的情况下，为后续的电测、通井和固井等完井作业也奠定了基础。

3.5 与区块邻井情况对比

3.5.1 井稳定性对比 井径扩大带来的直接危害使测井曲线发生严重畸变，不能正确反映地层物理性质，影响地质解释精度；还会降低钻井时钻井液的上返速度，使岩屑不易返出，引起井下复杂[16-21]；且增加固井时水泥的用量，影响固井质量。因此，钻井时要尽量控制井径扩大率（表8）。

表8 威204H47 平台龙马溪组井段井径扩大率

由表8 可以看出，采用强封堵油基钻井液体系的威204H47-10 井，其平均井径扩大率和最大井径扩大率仅为3.60%、9.10%，低于该平台其他井，说明该油基钻井液体系具有更好的抑制性和防塌性。

3.5.2 成本对比 龙马溪组实钻过程中，威204H47平台有2 口井存在不同程度的油基钻井液体系渗漏现象，这无异于增加了较高的钻井成本，浪费了大量资源。

由表9 可以看出，采用强封堵油基钻井液体系的威204H47-10 井，在整个水平段的钻进过程中，均未出现油基钻井液体系渗漏的现象，未造成资源、财富的浪费，说明采用强封堵油基钻井液体系进行水平段钻进能降低钻井作业成本。

表9 威204H47 平台龙马溪组成本对比

4 结论

经过配方优化和创新的白油基钻井液体系，在多元多级封堵措施的应用方面取得了显著突破。通过引入创新的“树脂纤维+沥青胶粒”复合措施，该液体系统在封堵效果方面展现出卓越的性能，有效阻止滤液渗入微裂缝，实现了地层与钻井液的高效封隔。此外，钻井液通过强化润滑减阻和防卡性能，提升了封堵能力。在保持低黏流变性和高切携砂能力的同时，该液体系统推动了工程参数的提升，确保了井壁的稳定和清洁。现场应用结果表明，这一创新的钻井液方案适应了威远地区以及川渝片区水平段钻井的特殊需求，为未来更长水平段钻井的开展积累了独到的经验。该方案的成功推广应用在复杂地层钻井领域展现了创新性，并为提高钻井效率和降低风险作出了重要贡献。