油基鉆井液性能優化在威頁24平臺應用

郭強

摘要：威頁24#平臺為威榮頁巖氣田二期產建開發評價井組。開發目的是進一步開展鉆井、壓裂主體工藝試驗，優化提速降本增效措施。開發任務是動用頁巖氣儲量，新建產能，支撐產量完成。威遠地區頁巖氣儲層石英含量較多，巖石脆性強，屬弱水敏;具有較強的層理結構，易發生層間剝落;頁巖強度有較強的各向異性，地層層理面傾角為40～60°，易發生沿層理面的剪切滑移破壞，造成定向段和目的層井壁失穩。根據該地區頁巖氣儲層特點，威24#平臺在定向、水平段使用了油基鉆井液體系。該體系特性重點保證了鉆井液密度、強封堵性、低濾失量以及良好的攜砂能力;并在實鉆中通過室內試驗優化配方和性能指標，更好的滿足井下需求，提高了鉆井速度降低了鉆井液成本。結果表明，該油基鉆井液成功應用于威24#平臺頁巖氣水平井鉆探，較好地解決了威遠地區泥頁巖層垮塌的問題。本文從鉆井液方面為該區塊高效鉆井提供一定的借鑒經驗。

關鍵詞：油基鉆井液;威頁24#平臺;優化性能指標;頁巖垮塌

1、威遠區塊地層難點分析

威遠地區水平段目的層龍馬溪組分為三段。主要頁巖氣目的層為上奧陶統五峰組-下志留統龍馬溪組一段，巖性主要為一套暗色的含筆石頁巖夾少量砂質泥巖及粉砂巖，其微細層理較發育，含較多黃鐵礦星點、團塊，含豐富的筆石化石。該套頁巖氣目的層分布范圍廣、厚度較大，厚度一般在80m～85m。層狀結構中含有 10%～ 15% 的膨脹性頁巖，以運移性伊利石為主，儲層屬弱水敏，泥頁巖的吸水、水化能力不高，但是具有較強的層理結構，裂隙和微裂隙在液體侵入后所產生的毛細管壓力作用使井壁極易發生層間剝落。本平臺周邊施工平臺（威頁35#、威頁23#等）龍潭組-龍馬溪組裂縫發育，部分地層易塌，在直井段及水平段鉆進中存在井漏、井塌及井涌等井下復雜風險。為了評價該地區的頁巖氣儲層水平井產能情況，井身軌跡要沿產層傾角變化而改變，這也增加了水平段鉆進難度。在定向及水平鉆進過程中，鉆井液技術存在以下難點。

1.1地層傾角變化較大，皺褶形態明顯，頁巖層應力系統非常復雜，無法獲得較有規律的井下實際坍塌壓力。鉆井液密度的確定需要結合巖石力學研究結果和現場實際情況摸索。

1.2頁巖氣儲層巖性總體體現為低分散度、低活度、高層理剝落趨勢。鉆井液必須擁有非常好的強封堵能力和化學強抑制能力。

1.3地層坍塌壓力和地層破碎壓力比較接近。鉆進過程中密度窗口控制難度較大，既要防塌，又要防漏。

1.4水平段比較長、井身軌跡差，鉆井液性能指標必須與鉆井工程措施密切結合，滿足井下需求，施工順利。

1.5靠近鄰井壓裂區域，頁巖氣田儲層壓裂期間，易引起相鄰水平井鉆井復雜情況。

2、配方優選及性能評價

2.1鉆井液配方優選：根據現場鉆井要求，油基鉆井液要具有穩定井眼和凈化井眼的能力，故實驗室優選該井油基鉆井液配方時，重點考慮了體系的穩定性、熱敏性、封堵性和化學抑制性。在控制有機土加量的基礎上，優選其他處理劑的加量。形成抗溫120-220°，密度0.85-2.2g/cm3，最終優選出的配方如下：柴油+1-3%有機土+10%CaCl2水溶液（質量體積比為20%～40%）+（4%～6%）主乳化劑 +（2%～3%）輔乳化劑 +（2%～3%）降濾失劑 +（1%～ 3%）塑性封堵劑 +（2%～3%）潤濕劑 +（1%～ 2%）CaCO 3（粒 徑 為 0.043 mm）+（2%～ 3%）CaCO 3（粒 徑 為0.030 mm）+（1.0%～3%）CaO+ 重晶石

2.2按上述配方配制鉆井液的基礎性能見表1。從實驗結果而以看出，不同油水比鉆井液性能穩定。乳化穩定性好，破乳電壓都在400V以上，動塑比在 0.2-0.4之間，能夠滿足現場需要。

2.3強封堵防塌技術：

油基鉆井液雖然具有較強的抑制性，但是鉆遇到微裂縫、層理發育地層，油的侵入對井壁造成不穩定。井壁坍塌掉塊，同時鉆井液任壓差作用下，循環損耗最大。針對油基鉆井液的特點，在鉆井液中加入凝膠微球封堵劑，并和其它封堵材料確定合適的粒度配比。形成以凝膠微球為主劑的封堵降消耗技術：

0.5%-1.5%凝膠微球幷堵劑+1%-3%纖維狀封堵劑+0-0.5%親油柔性封堵+3%超細碳酸鈣。

使用高溫高壓失水儀測試加入2%封堵劑前后油基鉆井液高溫高壓濾餅滲透率。結果顯示，封堵材料加入前后，濾餅厚度由3.0 mm降低至2.0 mm.濾餅滲透率降低98.3%.由圖1泥餅對比可見。加入封堵材料后泥餅更加致密，表明封堵材料參與泥餅形成，進而改善泥餅質量。

2.4熱穩定性：油基鉆井液熱敏性好的另一原因是使用的乳化劑性能好。乳化劑在油基鉆井液中的作用機理有幾方面：①在油/水界面形成具有一定強度的吸附膜;②降低油水界面張力;③增加外相黏度。以上3點均可阻止分散相液滴聚并變大，從而使乳狀液保持穩定。所以選用乳化性能優良的乳化劑，可以使油基鉆井液體系中細小液滴之間的距離擴大，塑性黏度和外相黏度降低，從而減少其對表觀黏度的影響。另外，通過補入石灰乳液來調整油基鉆井液堿度，對熱敏性的控制也非常重要。

2.5化學抑制性：威頁24平臺龍馬溪組頁巖的 CST 值與剪切時間的關系見圖2。從圖2看出，30～60s曲線段斜率大于 60～120 s 曲線段斜率，即初期的分散速度大于中后期的分散速度。威遠構造龍馬溪、筇竹寺組頁巖中流體的活度絕大部分在0.5～0.7之間，活度偏低。通過調整油基鉆井液中氯化鈣水溶液濃度，使其活度在0.4～0.6之間，以確保鉆井液水活度頁巖中流體的活度平衡。

3、現場應用

3.1井眼穩定技術措施

設計井水平段主體位于龍馬溪組一段2+31小層，坍塌壓力受井眼軌跡影響較小，受裂縫、層理弱面影響較大，當井眼鉆遇弱結構面時，坍塌壓力可從1.7 MPa/100上升到2.0 MPa/100，因此建議水平段鉆井液密度不低于2.0g/cm3，儲層段防塌需要重點控制鉆井液向層理縫的濾失。在威24-2HF井實鉆過程中，鉆井液密度根據井下返砂情況及 ECD 值變化進行調整。導眼在頁巖層鉆進 23 d，最大井斜角為96°，未發生井壁失穩，井深5670 m完鉆，密度變化范圍為2.12～2.35g/cm3。在施工中嚴格執行逐步上提密度的工藝，大斜度井段（45～75°）和水平段井壁一直相對穩定。

3.2強封堵、活度防塌措施

通過添加剛性封堵材料和可塑性變形材料的加入進一步增強了該體系的封堵能力，實鉆鉆井液濾餅的油相滲透率較基漿下降了。進入定向、水平段后封堵能力維護方法如下。①每鉆進 50 m，加入粒徑為 0.043、0.030 mm的超細碳酸鈣各200kg。②每鉆進 50～ 100 m，加入200～ 300 kg 可塑性變形封堵劑。③保證油溶性樹脂含量一直維持在3%。④加強性能監控，及時控制中壓濾失量為 0，高溫高壓濾失量小于1mL。

通過室內實驗CST值分析，油基鉆井液的活度對井壁穩定也起到了很大作用。根據測得的巖石流體活度，實時調整了油基鉆井液活度，油基鉆井液的活度始終保持在低于巖石流體活度0.10～0.15的范圍。值得一提的是，如果體系中鹽濃度過高會導致鹽重結晶，鉆井液中有微小的鹽晶體存在，從而導致鉆井液破乳電壓下降，穩定性變差。

3.3井眼清砂措施

受溫度的影響下，油基鉆井液低剪切速率的剪切應力相比高剪切速率下變化幅度大。在威24-2HF井實鉆中，通過調整乳化劑加量、鉆井液堿度、固相含量，保持油基鉆井液塑性黏度和動切力在一個合理的范圍。把溫度對油基鉆井液流變性的影響控制在合適范圍內。同時加強低剪切速率下鉆井液流態維護，減緩巖屑沉降現象。通過現場經驗得出，當油基鉆井液的φ6讀值為井眼直徑的 1.0～1.2倍時，攜砂能力較好。具體維護措施如下：1）在保證破乳電壓的情況下，控制主乳化劑含量為最低值。不使用瀝青類處理劑。2）鉆井液的堿度根據密度范圍變化：密度為 2.12～2.20 g/cm3時，堿度為1.2～1.5;密度為2.20～2.35g/cm3時，堿度為0.8～1.2;3）高速離心機使用率在70%以上，并采用高轉速、低供量、長時間使用的方式，防止離心機發生粘卡。

3.4無土相油基鉆井液

由于膠質瀝青質含量高不利于流型控制和進一步提高機械鉆速，鉆屑吸附損耗高，開展了無土相油基鉆井液技術研究。在增黏提切劑、降濾失劑等專用處理劑研制基礎上，研究形成了油水比95：5-70：30、溫度80-150℃、密度1.2-2.4g/cm3的無土相油基鉆井液體系。

4.結論

4.1威24-2HF井油基鉆井液配方在現場應用后，能夠適應威遠區塊易垮塌易漏失頁巖儲層水平鉆進需要，為以后該區塊的油基鉆井液使用提供了一定的新思路。

4.2威遠地區頁巖儲層定向、水平鉆進時，井壁穩定主要依靠采用合理的鉆井液密度。

4.3在油基鉆井液中引入超微細顆粒材料以及塑性變形材料，使油基鉆井液的封堵能力得到顯著提高。

4.4 濾液滲入地層初期對井壁穩定性影響較為嚴重，控制油基鉆井液活度低于實鉆巖石活度能減緩這種影響。

4.5良好的流變性和工程措施相結合保證了井眼清潔。

參考文獻：

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