赵海锋 王勇强 凡 帆

（低渗透油气田勘探开发国家工程实验室·川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院长庆分院，陕西 西安 710018）

0 引言

页岩油气在美国的成功勘探开发，推动了全球页岩油气的开发热潮，我国页岩气资源丰富，页岩气的资源潜力巨大，川渝地区的页岩气储量居全国首位［1］。页岩气开发中主要采用水平井的开发方式，对于水平井而言，存在页岩地层的井壁稳定、长水平段的摩阻、水平井段的井眼清洁等难点，因此对钻井液提出了更高的要求［2-4］。通常认为，油基钻井液在页岩气水平井防塌方面具有水基钻井液无可比拟的优势。井壁稳定问题不是首要问题，但在反承包项目的Q区块施工中钻遇微裂缝发达的易塌地层，尤其是破碎带地层钻进中常规油基钻井液并未达到防塌要求，多次发生井壁坍塌、卡钻等问题，亟需开发一种强封堵油基钻井液解决上述难题。

1 地层特征及坍塌原因分析

1.1 技术难点

Q区块是四川反承包项目的一个页岩气勘探开发主要区块，项目初期该区块尝试采用水基钻井液，井塌严重，后改为国外油基钻井液体系，井塌问题并未显著改善。油基钻井液在施工过程中，需要钻穿近300 m的破碎带地层。遇到的突出问题是斜井段掉块多、井塌严重。XX-19井是四川反承包项目的Q区块开发初期的一口页岩气水平井，下套管前曾经多次通井，频繁遇阻，多次划眼，划眼期间依然阻卡严重，常出现憋泵，憋停顶驱，卡钻，每次解卡后均有大批掉块集中返出，只有第一趟通井通至目的井深，其后的2趟通井未能通至井深且越来越浅，最终套管未能下至目的井深，报废水平段储层进尺300 m。

1.2 地层岩性

反承包项目的Q区块破碎带地层以高脆性的页岩为主，其中伊利石含量22%，石英含量52%，蒙脱石含量4%，阳离子交换容量＜10%，属于低水敏性页岩。电镜扫描照片表明，坍塌井段天然微裂缝发育，通常伴随着有机物延伸，天然微裂缝宽度2～10 μm。

1.3 原因分析

该地层高脆性矿物含量高，存在大量微裂缝，岩层硬而脆，易失稳坍塌是导致井底复杂的根本原因。大量天然微裂缝伴随着有机物延伸，使用的国外宽滤失油基钻井液体系对滤失量控制较为宽松，大量滤液侵入溶解地层中的胶结有机物，产生次生微裂缝，大量滤液沿着次生微裂缝继续侵入，从而对页岩稳定产生破坏作用，引起岩层脱落。随着钻井液中的滤液向距井眼更远的地方扩散，页岩中的滤液量增多，应力增大，导致井壁坍塌、井眼扩大，因此增强油基钻井液的封堵性能是解决这一难题的关键［5］。

2 解决思路

通过对失稳坍塌原因分析，明确了增强钻井液封堵性能和降低滤失量是解决这一难题的关键。作为研究重点方向，选用的封堵剂须满足下列条件：① 刚性粒径要与微裂缝匹配，快速填充，迅速降低钻井液对地层的侵入，对微裂缝产生初步封堵；②可变形处理剂，在刚性颗粒处理剂形成的填充层上形成更为致密的封堵层，增强封堵强度。两者协同使得钻井液能够在井壁表层很浅的地方尽快（形成井壁的同时）形成封堵层，从而起到封堵防塌作用。

3 封堵材料优选与体系性能影响评价

刚性颗粒材料的主要作用是在可变形材料起作用之前快速填充，迅速形成封堵层，降低滤失量。因此封堵作用时间是评价刚性颗粒材料的关键指标。可变形处理剂的主要作用是在刚性颗粒处理剂形成的填充层上形成更为致密的封堵层，增强封堵强度。因此将最终的高温高压滤失量作为评价可变形材料的关键指标。若最终的高温高压滤失量曲线平缓，滤失量增加量很小，表明此时油基钻井液在砂盘上形成了致密的封堵层，能够基本隔绝钻井液对岩层的侵入。

3.1 刚性颗粒封堵材料的优选

为此使用OFITE渗透性封堵仪测试油基钻井液在砂盘上最初6分钟的高温高压滤失量，以此作为评价指标，考查超细刚性颗粒封堵材料的瞬时封堵性能。结果如图1所示。根据川渝地区其它页岩气项目施工油基钻井液基本配方：工业白油+20%氯化钙盐水+3.0%油基钻井液用复合型乳化剂G326-HEM+2.0%氢氧化钙+1.0%油基钻井液降滤失剂腐植酸酰胺G328+0.5%增粘剂 聚酰胺G336+0.5%提切剂 脂肪酸酯G322+3.0%超细颗粒封堵材料+加重材料。

图1 超细颗粒封堵材料的优选图

由图1结果可知，随着粒径的增大，瞬时滤失量亦随之增大。超细颗粒A是一种惰性固体颗粒，在试验的5种材料中粒径最小，其滤失量亦最小，表明可以在较短时间内形成封堵层，迅速阻止钻井液对地层的侵入，为可变形材料进一步形成致密层创造良好的条件。

3.2 可变形封堵材料的优选

使用OFITE渗透性封堵仪测试油基钻井液在砂盘上最后10分钟的高温高压滤失量，以此作为评价指标，考查可变形封堵材料的强化封堵性能。结果如图2所示。油基钻井液基本配方：白油+20%氯化钙盐水+3.0%复合型乳化剂G326-HEM+2.0%氢氧化钙+3.0%降滤失剂G328+0.5%增粘剂聚酰胺G336+0.5%提切剂脂肪酸酯G322+3.0%超细颗粒封堵材料A+2%可变形封堵材料+加重材料。

图2 可变形封堵材料的优选图

由图2可知，加入油基钻井液用降滤失剂改性树脂G331-TEX和SOLTEX的油基钻井液在砂盘上的高温高压滤失量明显小于其它两种材料。滤失量曲线平缓，滤失量增加量很小，表明此时油基钻井液在砂盘上形成了致密的封堵层，能够基本隔绝钻井液对岩层的侵入。考虑到成本因素，选用改性树脂G331-TEX作为体系的可变形封堵材料。

3.3 体系的降滤失性能

通过封堵试验得到油基钻井液配方：白油+20%氯化钙盐水+3.0%复合型乳化剂G326-HEM+2.0%氢氧化钙+3.0%降滤失剂G328+0.5%提切剂脂肪酸酯G322+3.0%超细颗粒封堵材料A+2%改性树脂G331-TEX+重晶石。测试强封堵油基钻井液体系在不同密度下的基本性能，试验结果如表1所示。

由上述试验结果可知，在不同密度下，钻井液的高温高压滤失量均较低，且具有良好的乳化性能和流变性能。

表1 不同密度下油基钻井液体系性能表

4 现场应用

4.1 应用概况

研制的强封堵油基钻井液在四川反承包项目Q区块成功应用四口井，累计进尺12 000 m。设计井深均为3 660 m，700 m～3 660 m井段采用强封堵油基钻井液，其中XX-H3井历时21天完钻，创该区块最快钻井记录。项目初期应用国外油基钻井液，气井的钻井周期为83天。强封堵油基钻井液应用过程中采用“超细颗粒封堵材料A+可变形封堵材料G331-TEX”相结合的手段，既强化了钻井液的即时封堵性能亦增强了封堵层的强度，配合严格控制滤失量等措施取得了良好的防塌效果。井段钻进时钻井液密度高达2.20 g／cm3，起下钻时，井筒内替换成密度2.40 g／cm3油基钻井液，钻井液流变性良好，应用井段未出现大掉块，井眼清洁，起下钻顺畅。优良的钻井液性能保证了双扶通井、电测、下套管、固井等作业施工顺利。现场应用中，其井径规则，井壁稳定，钻井液携砂能力强，润滑性好，施工工艺简单，现场维护容易，无需频繁的处理。

4.2 强封堵油基钻井液与国外钻井液对比

强封堵油基钻井液与项目初期国外油基钻井液现场性能对比，结果如表2所示。

4.3 体系封堵性能强，井眼规则

在钻进过程中，返出的岩屑棱角分明，泥页岩无分散，表明体系抑制性能高；现场基本无掉块，从返出岩屑可以判断井下井壁稳定（图3），井眼干净。此前，该区块施工的水平井掉块严重（图4），几乎每次起下钻均有大量掉块。钻井液优化前后施工的井段井径对比见图5。

表2 现场钻井液性能对比表

图3 同区块老井的掉块图

图4 优化后返出的钻屑图

图5 钻井液优化前后施工的井径对比图

4.4 体系防塌性能强，流变性好，井眼清洁

该区块项目初期所钻的邻井从斜井段下部开始大量掉块，所用的钻井液流变性较差，切力较低，无法携带出井底掉块，划眼时频繁遇卡，只能频繁打稠塞处理，导致钻井液粘切过高，划眼后期又诱发严重井漏。XX-H3井在斜井段1 600 m后，将钻井液密度逐步提到2.20 g／cm3，钻进过程中体系流变性能稳定，携砂性能强，未出现井漏、井塌等复杂情况。体系的动切力数据如图6所示。

图6 油基钻井液体系动切力随井深的变化图

5 结论

1）破碎带地层存在大量裂缝、微裂缝，油基钻井液的滤液对地层的胶结物具有溶解作用，是引起岩层开始脱落的原因，增强封堵性特别是即时封堵性能是解决这一难题的重要途径；

2）超细颗粒封堵材料具有粒径小、封堵快的优势，可以迅速嵌入微裂缝中快速降低钻井液中的滤液侵入，为其它封堵材料进一步封堵提供良好的基础；

3）封堵剂G331-TEX能够在超细颗粒封堵材料形成的封堵层表面，进行可变形封堵，形成致密的外层封堵层，增强钻井液的封堵效果；

4）采用“超细刚性颗粒封堵材料A+可变形封堵材料 G331-TEX”相结合的手段对油基钻井液配方进行了优化，既强化了钻井液的瞬时封堵性能亦增强了封堵层的强度；

5）强封堵油基钻井液体系在破碎带应用4口水平井，累计进尺12 000 m。其中XX-H3井历时21天完钻，创该区块最快钻井记录。井眼规则，应用井段井眼扩大率最大5.2%。