泥頁巖地層油基鉆井液封堵防塌技術研究與應用

馬少強

（中國石油集團大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江 大慶 163413）

油氣勘探開發過程中，井壁穩定是制約鉆井速度的主要難題，泥頁巖地層的井壁穩定問題更為突出，國內外統計數據表明，90%以上的井塌發生在泥頁巖地層，其中硬脆性泥頁巖地層約占2/3。研究認為，硬脆性泥頁巖中普遍發育的微裂縫是井壁失穩的主要原因，改善濾餅質量和提高鉆井液封堵性能是維持泥頁巖地層井壁穩定的重要手段[1]。隨著近幾年泥頁巖類油氣田的大力勘探開發，超長的水平井段更是對泥頁巖井壁穩定問題提出了新的考驗。出于潤滑性、抑制性和封堵性等方面的考慮，目前用于頁巖儲層鉆井的仍然以油基鉆井液為主體。在北美頁巖類油氣田的開發過程中，有60%～70%的水平井段使用油基鉆井液，水基及其他類型鉆井液體系只占到了30%～40%，我國目前的泥頁巖性油層勘探開發也多采用油基鉆井液體系[2]。

1 古龍區塊泥頁巖儲層分析

掃描電子顯微鏡是常用的巖石微觀形態分析方法，能夠觀察分析巖石自生礦物的微觀形貌、自然的形態特征、孔隙內充填物的礦物類型、產狀、含量和孔隙結構等資料。

從圖1 觀察結果看，該區塊巖樣的裂縫、層理較為發育，其裂縫尺度基本為微米級和納米級，500nm以內的微孔縫約占總孔縫的40%，0.5～10μm 孔縫約占50%，觀測到的最小孔隙不足2nm，最小裂縫約為7nm，這為鉆井液侵入提供了通道；巖樣表面可明顯看到書頁狀的蒙脫石及蜂窩狀的伊蒙混層，有立方體狀伊利石貼附于顆粒表面或填充與粒間孔隙中，表明粘土礦物含量高，以伊蒙混層、高嶺石為主。從照片中還可以發現，巖樣內部經常可見立方體小顆粒，表明該地層含有方解石、白云石。由于方解石和白云石質脆，因此大量發育該類礦物的巖樣承壓能力通常不高，因此降低鉆井液失水和有效的封堵對該區塊的鉆探開發顯得尤為的重要。

2 油基鉆井液體系封堵劑篩選

經反復的實驗優化，確定最終油基鉆井液的基礎配方為：柴油+2%～4%主乳化劑+1%～2%輔乳化劑+0.2%～0.4%潤濕劑+3%油基增粘劑+3%油基降濾失劑+2%氧化鈣+20%氯化鈣水溶液。

說明：配方中油水比為（80～85）∶（20～15）；氯化鈣水溶液為20%～40%，根據儲層礦化度決定；柴油的標號根據施工現場的溫度決定，大慶區塊秋冬一般使用-35#柴油，春夏使用0#柴油。

根據掃描電子顯微鏡照片中泥頁巖孔縫的大小，在油基鉆井液基礎配方基礎上加入剛性、柔性、納微米級和成膜類的封堵材料，提高鉆井液中固相顆粒的合理級配，進一步增加體系的封堵能力，經過對封堵劑種類、粒徑大小及加量比例反復試驗，最終確定鉆井液全配方為：柴油+2%～4%主乳化劑+1%～2%輔乳化劑+0.2%～0.4%潤濕劑+3%油基增粘劑+3%油基降濾失劑+2%氧化鈣+20%氯化鈣水溶液+2%（2000 目）碳酸鈣+1%成膜封堵劑+0.7%的納米封堵劑。

從表1中可以看出，在加入剛性、柔性、納微米級和成膜的油基封堵材料后，油基鉆井液的流變性變化不大，動塑比有增加趨勢，高溫高壓失水和砂床侵入厚度降低明顯，破乳電壓也有升高趨勢，在不影響油基鉆井液流變性的前提下，以多種方式方法封堵頁巖微細、微納米孔縫，從而提高泥頁巖井筒穩定性。

表1 油基鉆井液性能對照表

3 高封堵油基鉆井液在古龍區塊A井的現場應用

根據古龍區塊已鉆井靜態資料分析和實測地層孔隙壓力成果，預測該井青一段地層壓力系數1.50左右，青一段組破裂壓力梯度在1.63～2.55MPa/100m，經在鉆進過程中不斷的試探和摸索，最終確定該井的鉆井液密度窗口為1.55～1.72g/cm3，但在實際的鉆井過程中，在加入各種類型及多種級配的封堵材料后，以接近窗口上限的密度鉆進，如表2所示，不僅最大限度地平衡地層壓力，而且鉆井液封堵能力也得到顯著提高。該井使用高封堵油基鉆井液的井段為：2261～4810m，水平段長2050m，鉆井周期18.16d，未出現井壁失穩情況，為古龍區塊泥頁巖儲層的鉆探開發提供了保障。

表2 A井鉆井液性能表

4 結論

（1）針對泥頁巖儲層特性及鉆探開發過程中的要求，油基鉆井液性能穩定，流變性好，封堵防塌能力強，濾失量低，同時潤滑性強，抑制頁巖水化膨脹，穩定井壁性強，是目前泥頁巖地層鉆井較優的選擇。

（2）在油基鉆井液中加入多種不同類別及合理級配的封堵材料，可有效封堵頁巖微細、微納米孔縫，防止鉆井液或濾液進入地層,降低因水化或毛細管力對頁巖地層造成的影響,從根本上解決了頁巖鉆井中的井壁穩定問題。

（3）在鉆進工程中，根據勘探及鄰井資料，選擇合理的密度窗口，在不壓裂地層的前提下，盡可能地選擇密度上限，最大限度地平衡地層壓力，穩定井壁。