王顯光，李 雄，林永學(xué)

（中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101）

1 概 述

近年來，隨著美國在頁巖油氣資源商業(yè)開發(fā)上取得成功，頁巖油氣水平井開發(fā)用高性能鉆井液技術(shù)成為各國鉆井液從業(yè)人員關(guān)注的焦點(diǎn)和研究的熱點(diǎn)[1-5］。用于商業(yè)開發(fā)的頁巖油氣水平井水平段一般長達(dá)800～2 500m[6］，施工過程中對鉆井液的井眼清潔能力和潤滑性能[7-8］要求極高；頁巖油氣富集的目的層其硬脆性礦物含量高、頁巖層理和微裂隙發(fā)育，鉆井過程中鉆井流體的侵入易導(dǎo)致井壁失穩(wěn)；另外，為了利于大規(guī)模的水力壓裂和提高產(chǎn)能，頁巖油氣水平井通常沿最小水平主應(yīng)力的方位鉆進(jìn)，容易導(dǎo)致嚴(yán)重的井壁失穩(wěn)。因此，頁巖油氣水平井對鉆井液技術(shù)提出了嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)[9］。

國外油基鉆井液（OBM）技術(shù)的發(fā)展始于20世紀(jì)60年代，至90年代已經(jīng)形成了完善的油基鉆井液技術(shù)系列，可以滿足頁巖水平井、超大斜度定向井、高溫高壓超深井等現(xiàn)場施工。2005年前后，伴隨著美國頁巖油氣水平井的大規(guī)模開發(fā)，其相應(yīng)的高性能油基鉆井液技術(shù)已經(jīng)成熟[10-13］，鉆井液成本大幅度降低。

國內(nèi)OBM技術(shù)的發(fā)展始于20世紀(jì)80年代，大慶、勝利和中原等油田先后開展過相關(guān)技術(shù)探索，但由于成本高、投入產(chǎn)出比差、環(huán)保壓力大等問題，OBM的應(yīng)用范圍和規(guī)模較小[14-15］，技術(shù)水平發(fā)展緩慢。國內(nèi)與國外的技術(shù)差距主要表現(xiàn)為[16-18］：1）OBM體系雖然具有較好的乳化穩(wěn)定性，但流變性能較差、切力低、懸浮能力差；為提高其切力、增強(qiáng)攜巖能力，大量使用有機(jī)土、乳化劑等親油膠體，導(dǎo)致其黏度大幅度升高、環(huán)空壓耗明顯上升，不僅導(dǎo)致鉆井速度下降，而且大幅度增加了薄弱地層井漏的風(fēng)險；2）OBM體系處理劑用量大，為降低綜合成本帶來了極大的難度。為此，筆者針對國內(nèi)OBM體系存在的突出問題，根據(jù)頁巖油氣水平井的施工要求，在借鑒國外先進(jìn)技術(shù)的基礎(chǔ)上，開展了頁巖油氣水平井用OBM體系構(gòu)建，形成了一套高性能油基鉆井液體系（HPOBM），并在彭水地區(qū)的彭頁2HF井成功應(yīng)用，創(chuàng)造了國內(nèi)陸上頁巖氣水平井水平段和水平位移最長的新紀(jì)錄，對于國內(nèi)其他地區(qū)的頁巖油氣水平井鉆井施工也具有一定的借鑒意義。

2 設(shè)計思路

頁巖油氣水平井鉆井過程中井壁失穩(wěn)風(fēng)險高、井眼清潔難度大、鉆具摩阻大，因此用于頁巖水平井的油基鉆井液必須具有良好的乳化穩(wěn)定性和流變性能，以及較強(qiáng)的隨鉆封堵性能。在借鑒國外公司相關(guān)技術(shù)的基礎(chǔ)上，按照頁巖水平井的施工要求，對頁巖水平井用高性能油基鉆井液體系進(jìn)行了設(shè)計：

1）采用逆乳化油基鉆井液，以有效降低成本。該鉆井液體系油水比使用范圍為90∶10～60∶40，為便于現(xiàn)場控制流變性能，油水比隨著其密度的升高而逐漸增大。

2）注重油水兩相的乳化穩(wěn)定性[19］。常規(guī)乳化劑存在流變性能差、加量大、綜合成本高等不足，根據(jù)親水親油平衡原理和表面活性劑分子結(jié)構(gòu)與表面活性的關(guān)系[20］，開發(fā)出類似國外高性能油基鉆井液用的聚合類表面活性劑，有效乳化油水界面，確保鉆井過程中侵入地層的濾液完全為油相；同時，大分子量乳化劑可以顯著增加鉆井液體系的結(jié)構(gòu)力，改善鉆井液體系的流變性能，提高攜巖能力。

3）注重鉆井液體系流變性能的改善。根據(jù)相似相溶原理和電性吸附作用原理，設(shè)計并研發(fā)了特殊結(jié)構(gòu)的流型調(diào)節(jié)劑，進(jìn)一步增強(qiáng)了鉆井液體系的內(nèi)部結(jié)構(gòu)力，提高了鉆井液體系的切力、低剪切條件下的結(jié)構(gòu)力和動塑比，確保其具有良好的井眼清潔能力。

4）注重封堵材料的顆粒尺寸分布和剛性、塑性材質(zhì)的選擇。對多個地區(qū)的頁巖儲層巖樣進(jìn)行分析，獲得頁巖儲層微裂隙的尺度范圍，依據(jù)有效堆積和架橋理論[21］，設(shè)計合理粒徑范圍的剛性與塑性混配的隨鉆封堵材料，封堵裂隙、強(qiáng)化井筒，為油基鉆井液合理密度的使用提供了保障。

3 配方與性能評價

基于上述頁巖水平井用高性能油基鉆井液體系設(shè)計原則，開展并完成了新型乳化劑、流型調(diào)節(jié)劑和隨鉆封堵劑等關(guān)鍵鉆井液處理劑的研究與開發(fā)。在上述關(guān)鍵處理劑開發(fā)的基礎(chǔ)上，通過對有機(jī)土、乳化劑、降濾失劑等處理劑的加量進(jìn)行優(yōu)化、油水比調(diào)整試驗(yàn)，得到了高性能油基鉆井液體系（HPOBM）的配方組成：0號柴油＋20.0%CaCl2鹽水（CaCl2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為25%）＋1.5%主乳化劑＋1.0%輔乳化劑＋0.5% 潤濕劑＋2.0%CaO＋1.8%有機(jī)土＋2.0%降濾失劑＋0.3%提切劑＋3.0%封堵劑。

3.1 基本性能

按照上述配方在室內(nèi)進(jìn)行了HPOBM體系的配置，步驟如下：加入配比量的柴油、乳化劑和潤濕劑，高速攪拌10min后加入鹽水，再高速攪拌20min；然后依次加入有機(jī)土、CaO、降濾失劑、提切劑和封堵劑，每種處理劑加入后高速攪拌15min，所有處理劑加完后再高速攪拌30min，得到密度為0.95kg／L的HPOBM體系。配置完畢，在150℃下老化16h，然后在50℃條件下測定鉆井液體系老化前后的流變性能，在150℃、壓差3.5MPa條件下測定其高溫老化后的濾失量，結(jié)果見表1。

表1 HPOBM的基本性能Table 1 Basic performance of HPOBM

從表1可以看出，HPOBM在150℃老化前后乳化穩(wěn)定性好，破乳電壓均在1 000V以上；同時HPOBM均具有良好的流變性能，其動塑比高達(dá)0.43，φ6／φ3值較高，高溫高壓濾失量較低，達(dá)到了頁巖水平井用高性能油基鉆井液體系設(shè)計的要求。

3.2 抑制性能評價

選用宣城區(qū)塊小陳嶺組、黃平區(qū)塊九門沖組和彭水區(qū)塊龍馬溪組地層的頁巖巖樣，利用線性膨脹試驗(yàn)和巖屑回收試驗(yàn)對HPOBM的抑制性能進(jìn)行了評價。膨脹率試驗(yàn)用巖樣制備：稱取在105±2℃溫度下烘干的頁巖巖屑粉（過100目篩）10.0g，在壓樣機(jī)模具中以4MPa壓力壓制5min，制成柱狀試樣；在OFIT頁巖膨脹儀上，分別測定其在蒸餾水和HPOBM中浸泡12h后的膨脹率（見表2）。用6～10目頁巖鉆屑進(jìn)行回收試驗(yàn)，在150℃下熱滾16h后，用60目篩回收，使用石油醚沖洗干凈后，在105±2℃干燥后稱重，結(jié)果見表2。

表2 膨脹率、回收率試驗(yàn)結(jié)果Table 2 Results of swelling and recovery rate

由表2可知，HPOBM具有良好的抑制性能，可以有效抑制頁巖水化膨脹與分散。

3.3 抗污染性能評價

針對頁巖水平井施工過程中油基鉆井液可能受到的污染，分別進(jìn)行了抗鉆屑、抗鹽和抗水污染試驗(yàn)，其結(jié)果見表3～5。

由表3～5可知，隨著鉆屑和鹽等固相的侵入，HPOBM的破乳電壓基本不變，其塑性黏度和切力略微上升，說明其具有良好的乳化穩(wěn)定性，具有良好的抗鉆屑和抗鹽污染的能力；當(dāng)HPOBM中水的侵入量增加時，其塑性黏度與切力上升，但變化不大，說明其流變性能穩(wěn)定。同時，水的大量侵入導(dǎo)致其破乳電壓下降，當(dāng)水侵入量為15%時，實(shí)際油水比為68∶32，此時破乳電壓仍達(dá)683V，表明HPOBM具有良好的乳化穩(wěn)定性。

表3 抗鉆屑污染試驗(yàn)結(jié)果Table 3 Results of cutting pollution resistance test

表4 抗鹽污染試驗(yàn)結(jié)果Table 4 Results of salt resistance test

表5 抗水污染實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 5 Results of water resistance test

上述試驗(yàn)結(jié)果表明，HPOBM具有優(yōu)良的抗污染性能。

3.4 封堵性能評價

頁巖微裂隙的有效模擬是鉆井液封堵性能評價的難點(diǎn)。通過對比多種模擬評價方法，采用針對性強(qiáng)和重復(fù)性高的高溫高壓頁巖床模擬封堵試驗(yàn)對HPOBM的封堵能力進(jìn)行了評價。在GGS71-A型高溫高壓濾失儀漿杯中先后加入高溫高壓濾紙、粒徑為0.43～0.85mm的黃平區(qū)塊九門沖組地層頁巖鉆屑和粒徑為0.15～0.25mm的巖屑粉，端面平整后沿杯壁緩慢加入400mL的HPOBM，密封后通過氣源加壓，測定其在不同壓力條件下的濾失量（見表6）。

表6 不同封堵劑加量下HPOBM的高溫高壓頁巖床封堵效果Table 6 Plugging performance evaluation of HPOBM by the method of HTHP simulated shale formation

試驗(yàn)結(jié)果表明，HPOBM在加入合理粒度級配的封堵劑后，在模擬頁巖床中的高溫高壓濾失量大幅度降低，表現(xiàn)出良好的頁巖微裂隙封堵效果。當(dāng)加量至3.0%時，在3.0和4.5MPa壓力下，濾失量降低為0和0.2mL，說明封堵材料的粒徑分布與模擬頁巖具有較好的匹配性，封堵材料中剛性粒子與塑性變形粒子配比合理，形成的封堵層具有良好的承壓能力。

3.5 高溫高壓流變性能評價

為了研究井下高溫高壓條件下HPOBM的流變性能，采用Anton Paar Physica MCR101型高溫高壓流變儀，測定了密度1.40kg／L HPOBM 在6MPa壓力下，20，40，60，80，120和150 ℃溫度下的流變性，結(jié)果見圖1。

圖1 HPOBM高溫高壓流變性能曲線Fig.1 Curve of HPOBM rheologic property under HTHP

3.5.1 溫度對流變曲線的影響

從圖1可以看出，在同一剪切速率下HPOBM的剪切應(yīng)力隨著溫度的升高而降低，從20℃升至60℃時，剪切應(yīng)力降低明顯；當(dāng)溫度進(jìn)一步升至150℃時，剪切應(yīng)力隨溫度變化的幅度減??；高剪切速率下HPOBM的剪切應(yīng)力變化幅度明顯大于低剪切速率下的剪切應(yīng)力變化幅度。同時，可以發(fā)現(xiàn)HPOBM的流變曲線不過原點(diǎn)，但隨著溫度的升高，曲線趨向接近原點(diǎn)，并趨于直線，這表明在溫度低于40℃時，HPOBM屬于典型的塑性流體，可以用賓漢模式來描述；當(dāng)溫度高于40℃時，HPOBM接近于假塑性流體，可以用賓漢模式或冪律模式來描述。

3.5.2 溫度對流變參數(shù)的影響

為了考察溫度對HPOBM流變參數(shù)的影響，在同等條件下測定了Baroid公司同密度Integrade OBM的流變參數(shù)，結(jié)果見圖2。

圖2 溫度對HPOBM和Integrade OBM流變參數(shù)的影響Fig.2 Effect of temperature on HPOBM and Integrade OBM rheologic property

從圖2可以看出，溫度對HPOBM和Integrade OBM的流變參數(shù)的影響規(guī)律完全一致。在20～150℃時，隨著溫度的逐漸升高，HPOBM和Integrade OBM的塑性黏度與動切力均下降，表現(xiàn)出油基鉆井液溫敏性的特征，尤其在20～40℃時，二者降幅明顯。當(dāng)溫度高于60℃后，HPOBM和Integrade OBM的塑性黏度與動切力均逐漸下降，150℃時其塑性黏度、動切力分別為10.0mPa·s、4.8Pa和 13.1mPa·s、5.0Pa，表明新研發(fā)的HPOBM與Integrade OBM一樣，在高溫高壓條件下具有良好的流變性能。

3.6 與國外油基鉆井液體系性能的對比

為確保現(xiàn)場施工時的井下安全，在室內(nèi)評價了同等條件下HPOBM的性能指標(biāo)，并與中國石化應(yīng)用國外油基鉆井液的幾口頁巖水平井的鉆井液性能進(jìn)行了對比，結(jié)果見表7。

表7 HPOBM與Baroid油基鉆井液體系的性能對比Table 7 Performance comparison between HPOBM and Baroid oil-base mud

從表7可以看出，HPOBM的室內(nèi)性能與Baroid公司的OBM相當(dāng)，具有良好的乳化穩(wěn)定性、較低的塑性黏度、較高的切力和理想的動塑比，表明HPOBM達(dá)到了設(shè)計的預(yù)期目的，其整體性能可以滿足頁巖油氣水平井油基鉆井液現(xiàn)場施工的技術(shù)要求。

4 現(xiàn)場應(yīng)用及效果

彭頁2HF井是部署在彭水德江褶皺帶桑柘坪向斜構(gòu)造的一口頁巖氣評價水平井，采用三級井身結(jié)構(gòu)。三開（φ215.9mm井眼）鉆探目的層為下志留統(tǒng)龍馬溪組，主要為深灰色—灰黑色頁巖、灰黑色—黑色碳質(zhì)頁巖，設(shè)計頁巖水平段長1 200m。由于龍馬溪組地層頁巖層理和微裂隙發(fā)育，且該井設(shè)計水平段長，易形成巖屑床導(dǎo)致鉆具托壓，因此施工中存在井壁穩(wěn)定難度大、井眼清潔要求高、鉆具摩阻大和漏失風(fēng)險高等鉆井難點(diǎn)。

針對彭頁2HF井存在的上述鉆井難點(diǎn)，在進(jìn)行室內(nèi)試驗(yàn)與技術(shù)論證的基礎(chǔ)上，三開采用了HPOBM進(jìn)行施工，施工井段為1 620～3 990m，累計進(jìn)尺2 370m，完鉆水平段長1 650m，水平位移1 932.84m，創(chuàng)國內(nèi)陸上頁巖氣水平井水平段和水平位移最長的新紀(jì)錄，不同層段HPOBM的性能見表8。

表8 彭頁2HF井三開井段HPOBM性能Table 8 Properties of HPOBM in the 3rd spud section of Well Pengye 2HF

彭頁2HF井三開井段實(shí)鉆結(jié)果表明，HPOBM性能穩(wěn)定，流變性良好，攜巖返砂正常，潤滑性良好，起下鉆通暢，隨鉆封堵效果好，成功解決了頁巖井壁失穩(wěn)、長水平段攜砂困難、摩阻大和漏失頻發(fā)等技術(shù)難題，順利完成了該井段的鉆井施工，確保了套管的順利下入。

5 結(jié)論與建議

1）在借鑒國外先進(jìn)技術(shù)的基礎(chǔ)上，根據(jù)相似相溶、表面活性與分子結(jié)構(gòu)關(guān)系、親水親油平衡、電性吸附作用和裂隙有效封堵等理論，提出了頁巖水平井用高性能油基鉆井液的構(gòu)建與設(shè)計方法。

2）在核心處理劑研發(fā)的基礎(chǔ)上，形成了一套高性能油基鉆井液體系，室內(nèi)對其綜合性能進(jìn)行了系統(tǒng)評價，結(jié)果表明其抑制性強(qiáng)、高溫高壓流變性好，同時具有良好的抗污染能力與封堵效果，整體性能與國外先進(jìn)油基鉆井液體系相當(dāng)。

3）彭頁2HF井現(xiàn)場應(yīng)用表明，高性能油基鉆井液可解決頁巖水平井井壁失壁、井眼清潔要求高、鉆具摩阻大等技術(shù)難題，完全滿足頁巖油氣水平井現(xiàn)場施工的技術(shù)要求。

4）為了擴(kuò)大高性能油基鉆井液的應(yīng)用范圍、降低成本，建議進(jìn)一步開展高性能油基鉆井液回收再利用和配套堵漏技術(shù)研究與試驗(yàn)。

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