張國仿

(中石化江漢石油工程有限公司，湖北潛江 433124)

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涪陵頁巖氣田低黏低切聚合物防塌水基鉆井液研制及現(xiàn)場試驗

張國仿

(中石化江漢石油工程有限公司，湖北潛江 433124)

摘要：為了解決涪陵地區(qū)焦石壩區(qū)塊二開鉆井過程中鉆井液黏度高、摩阻高、扭矩大及定向托壓嚴重等問題，研究了一種低黏低切聚合物防塌水基鉆井液。室內(nèi)試驗表明，該水基鉆井液抑制性、潤滑性、封堵性良好，抗溫能達100 ℃，且具有很好的抗污染能力。該鉆井液在涪陵地區(qū)焦石壩區(qū)塊二開井段進行了現(xiàn)場試驗，有效解決了因地層鉆屑水化造漿而造成的鉆井液黏度升高、密度升高及井下托壓嚴重等問題，保證了井下作業(yè)的正常進行，縮短了鉆井周期，提高了鉆井效率。

關(guān)鍵詞：頁巖氣；聚合物鉆井液；鉆井液性能；涪陵地區(qū)；焦石壩區(qū)塊

涪陵地區(qū)焦石壩區(qū)塊頁巖氣井二開井段主要鉆遇二疊系、石炭系和志留系地層[1-3]，具體而言，主要為飛仙關(guān)組下部地層，長興組、龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組、梁山組、黃龍組、韓家店組地層和龍馬溪組上部地層。前期鉆井情況表明，三疊系嘉陵江組、飛仙關(guān)組和志留系韓家店組、小河壩組地層在鉆井過程中易發(fā)生裂縫性漏失，且向南(石門組地層)方向地質(zhì)構(gòu)造越來越復雜，中上部地層的井壁坍塌和井漏等問題越來越嚴重。使用KCl聚合物防塌鉆井液不能有效解決中上部地層的井壁坍塌和井漏問題[4-8]，而且國內(nèi)外缺乏有效的解決方案。因此，筆者通過室內(nèi)研究，研制出一種具有良好抑制性、封堵性和潤滑性，并能夠適應焦石壩區(qū)塊上部地層和鉆井工藝要求的低黏低切聚合物防塌水基鉆井液，室內(nèi)性能評價試驗和現(xiàn)場試驗表明，該鉆井液具有良好的性能，能解決焦石壩區(qū)塊頁巖氣田二開井段鉆井技術(shù)難題，具有推廣應用價值。

1頁巖氣井二開井段鉆井液技術(shù)難點

涪陵地區(qū)焦石壩區(qū)塊頁巖氣井二開鉆進從飛仙關(guān)組下部開始，直到龍馬溪組上部，該段存在大段泥巖，目前常使用KCl聚合物防塌鉆井液鉆進，其基本配方為3.0%膨潤土漿+0.2%NaOH+0.3%Na2CO3+1.0%LV-CMC+0.2%HV-CMC+0.3%K-PAM+2.0%乳化瀝青+2.5%YH-8+1.5%雙聚銨鹽+3.0%KCl+2.5%超細碳酸鈣+重晶石粉，密度1.28 kg/L。在鉆進過程中，由于鉆屑造漿嚴重，導致KCl聚合物防塌鉆井液黏度升高、切力增大、固相含量上升，性能調(diào)控困難，鉆井液循環(huán)當量密度明顯增大，誘導性漏失頻發(fā)。具體而言，在二開井段鉆進中KCl聚合物防塌鉆井液主要存在以下問題：

1) 抑制性不足。地層黏土礦物含量高達50%，巖性主要為砂泥巖互層，鉆屑易水化造漿，導致鉆井液黏度、切力大幅增大，造成鉆井液流動性變差，抑制性不足，不能滿足大段泥巖井壁穩(wěn)定與鉆井液流變性控制的需要。

2) 潤滑性不夠。二開井段為長穩(wěn)斜段，因鉆井液潤滑性不夠，使鉆進過程中摩阻和扭矩較大，導致定向托壓較為嚴重，易造成井下故障發(fā)生；同時，PDC鉆頭機械鉆速高，鉆屑細，鉆井液受鉆屑等的污染嚴重，尤其韓家店組、小河壩組泥巖分散性強，鉆井液固相含量上升幅度較大，使鉆井液潤滑性能變差。

3) 封堵性能差。二開井段地層坍塌壓力較高，如果鉆井液抑制性差、密度偏低會造成井壁垮塌，井壁承壓能力弱，一旦鉆井液密度升高易發(fā)生誘導性漏失。而40～60目砂床試驗表明， KCl聚合物防塌鉆井液基本不具有封堵性。

因此，需要針對KCl聚合物防塌鉆井液存在的問題，增強鉆井液的抑制性、封堵性和潤滑性[9-11]，研制新的鉆井液，以解決涪陵頁巖氣井二開井段的鉆井液技術(shù)難題。

2低黏低切聚合物防塌水基鉆井液研制及性能評價

2.1低黏低切聚合物防塌水基鉆井液的研制

在現(xiàn)有KCl聚合物防塌鉆井液的基礎(chǔ)上，針對其在現(xiàn)場應用過程中出現(xiàn)的問題，并結(jié)合涪陵地區(qū)焦石壩區(qū)塊上部地層特點，從提高抑制性、潤滑性、封堵性出發(fā)，對KCl聚合物防塌鉆井液配方進行了優(yōu)化，形成了低黏低切聚合物防塌水基鉆井液。

2.1.1抑制劑加量的優(yōu)選

KCl聚合物防塌鉆井液的露頭土滾動回收率只有60%左右，抑制性較差。為此，加入新型陽離子抑制劑JH-MULF來提高其抑制性能。在KCl聚合物防塌鉆井液中加入不同量JH-MULF后露頭土的滾動回收率(熱滾條件為80 ℃溫度下熱滾16 h，加熱到40 ℃后測試流變性能)試驗結(jié)果見表1。

表1　抑制劑JH-MULF對KCl聚合物防塌鉆井液抑制性的影響

從表1可以看出：抑制劑JH-MULF對KCl聚合物防塌鉆井液的流變性和濾失性能基本無影響，但能明顯提高露頭土的滾動回收率。由此可見，抑制劑JH-MULF有效改善了KCl聚合物防塌鉆井液的抑制性能，其加量達到2.0%時滾動回收率最高，且流變性依然能夠滿足要求。因此，抑制劑JH-MULF的加量優(yōu)選為2.0%。

2.1.2潤滑劑加量的優(yōu)選

通過黏滯系數(shù)儀和極壓潤滑儀對KCl聚合物防塌鉆井液的潤滑性進行了測試，發(fā)現(xiàn)其潤滑性較差。為此，優(yōu)選了新型潤滑劑JH-LUB來改善其潤滑性。在KCl聚合物防塌鉆井液中加入JH-LUB后鉆井液的黏滯系數(shù)和摩阻系數(shù)(熱滾條件為80 ℃下熱滾16 h，加熱到40 ℃后測試流變性能)的試驗結(jié)果見表2。

表2　潤滑劑JH-LUB對KCl聚合物防塌鉆井液潤滑性的影響

從表2可以看出：潤滑劑JH-LUB對KCl聚合物防塌鉆井液的流變性和濾失性基本無影響，但可以有效降低其黏滯系數(shù)和摩阻系數(shù)，從而改善鉆井過程中托壓和扭矩過大的問題。當JH-LUB的加量達到1.5%時，鉆井液的黏滯系數(shù)和摩阻系數(shù)較低，且流變性依然能夠滿足要求，而當JH-LUB加量達到2.0%時，鉆井液的黏滯系數(shù)和摩阻系數(shù)也變化不大。因此， JH-LUB的加量優(yōu)選為1.5%。

2.1.3封堵劑加量的優(yōu)選

成膜封堵劑JH-CMJ是一種可流動性固體粉末，可用于鉆井液降濾失防滲漏。實踐表明，鉆井液

中加入成膜封堵劑JH-CMJ后，在鉆開地層的極短時間內(nèi)，成膜劑能夠吸附在井壁巖石表面形成一層或多層無滲透隔離膜，從而有效封堵不同滲透性地層，阻止鉆井液固相和液相進入地層，確保井壁穩(wěn)定。JH-CMJ對KCl聚合物防塌鉆井液封堵性的影響(80 ℃溫度條件下老化16 h，在40 ℃溫度下測試流變性能)試驗結(jié)果見表3。

從表3可以看出：成膜封堵劑JH-CMJ可以很好地改善KCl聚合物防塌鉆井液的封堵性，加量為0.5%時就可以有效封堵砂層，加量為1.0%時鉆井液侵入砂層的深度僅為3.3 cm。JH-CMJ還可以改善該鉆井液的濾失性能，隨著其加量增加，濾失量呈減小趨勢，且流變性均能夠滿足要求，當其加量達到1.5%時，鉆井液高溫高壓濾失量為8.8 mL，加量再增大時鉆井液的濾失量變化不大。因此， JH-CMJ的加量優(yōu)選為1.5%。

表3　成膜封堵劑JH-CMJ對KCl聚合物防塌鉆井液封堵性的影響

2.2低黏低切聚合物防塌水基鉆井液性能評價

通過優(yōu)選抑制劑、潤滑劑、封堵劑及其加量，確定了低黏低切聚合物防塌水基鉆井液(以下簡稱防塌鉆井液)的配方為3.0%膨潤土漿+0.2% NaOH+0.3% Na2CO3+1.0% LV-CMC+0.2% HV-CMC+0.3%K-PAM+2.0% 乳化瀝青+2.5% YH-8+1.5% 雙聚銨鹽+3.0% KCl+2.5%超細碳酸鈣+2.0% JH-MULF+1.5% JH-CMJ+1.5% JH-LUBE+重晶石粉。重晶石粉主要用來調(diào)整鉆井液密度，無特殊說明鉆井液密度為1.30 kg/L。

2.2.1綜合性能

防塌鉆井液的綜合性能試驗結(jié)果見表4。

表4　防塌鉆井液的綜合性能試驗結(jié)果

由表4可知，防塌鉆井液的流變性、濾失性、滾動回收率和摩阻系數(shù)均較好。

2.2.2抗溫性能

不同溫度和密度下防塌鉆井液的性能試驗結(jié)果見表5。

從表5可以看出，防塌鉆井液在溫度100 ℃、密度1.40 kg/L下的流變性能均較好，能夠滿足焦石壩區(qū)塊二開鉆進對鉆井液抗溫性能的要求。

2.2.3抗污染性能

防塌鉆井液的抗污染性能試驗結(jié)果見表6。

表5　防塌鉆井液的抗溫性能試驗結(jié)果

表6　防塌鉆井液的抗污染性能試驗結(jié)果

注：鉆屑為涪陵頁巖氣井二開1 408.00～2 216.00 m井段混合樣，粉碎過100目篩。

由表6可知，防塌鉆井液在加入鈉膨潤土、鈣膨潤土和現(xiàn)場鉆屑后，綜合性能依然良好，說明該鉆井液具有較好的抗污染性能。

3現(xiàn)場試驗

低黏低切聚合物防塌水基鉆井液在涪陵地區(qū)焦石壩區(qū)塊焦頁24-4HF井和焦頁30-2HF井二開井段進行了試驗。2口井試驗井段鉆井施工順利，鉆井液黏切性能較好，濾失性能穩(wěn)定。與應用其他鉆井液的鄰井相比，2口試驗井的井眼更穩(wěn)定，返出的鉆屑棱角分明，鉆井周期短。

3.1焦頁24-4HF井

焦頁24號平臺先期鉆探的焦頁24-5HF井，二開在鉆進棲霞組地層時鉆遇裂縫氣，鉆進韓家店組、小河壩組地層時井漏頻繁，井漏后上部地層又出現(xiàn)了起下鉆遇阻、定向托壓以及鉆井液黏度控制難等問題。為此，在該平臺焦頁24-4HF井二開鉆井過程中，試用了低黏低切聚合物防塌水基鉆井液。在二開鉆進中，采用含1.0%抑制劑JH-MULF的膠

液進行維護，防止鉆井液黏度增大。

該井二開井段鉆進過程順利，鉆井液一直保持低黏低切(如圖1所示)，返出的鉆屑棱角分明，未出現(xiàn)井下故障和鄰井常出現(xiàn)的其他問題，且同井段鉆井周期較焦頁24-5HF井縮短6.54 d。

圖1　焦頁24-4HF井試驗井段鉆井液黏度與切力Fig.1　The viscosity and gel strength of drilling fluid at the testing interval in Well Jiaoye 24-4HF

3.2焦頁30-2HF井

低黏低切聚合物防塌水基鉆井液在焦頁30-2HF井二開井段進行了試驗應用，該井二開鉆井施工順利，鉆井液綜合性能相關(guān)數(shù)據(jù)見表7，井徑擴大率見圖2。

表7　焦頁30-2HF井二開井段鉆井液綜合性能

圖2　焦頁30-2HF井二開井段井徑擴大率Fig.2　The hole enlargement ratio of the second spud section in Well Jiaoye 30-2HF

由表7和圖2可知，焦頁30-2HF井二開井段鉆井過程中低黏低切聚合物防塌水基鉆井液的黏切性能較好(保持為低黏低切)，濾失量穩(wěn)定，平均井徑擴大率為2.25%，最大井徑擴大率僅達到8.10%。而且，鉆進過程中泵壓僅為18 MPa左右(鄰井泵壓均為22 MPa左右)，扭矩為12 kN·m左右，潤滑性能良好。

4結(jié)論

1) 在焦石壩區(qū)塊之前采用的KCl聚合物鉆井液的基礎(chǔ)上，結(jié)合該區(qū)塊頁巖氣井二開井段地層特點，通過優(yōu)選鉆井液抑制劑、潤滑劑、封堵劑及其加量，形成了低黏低切聚合物防塌水基鉆井液。

2) 室內(nèi)評價試驗結(jié)果表明，低黏低切聚合物防塌水基鉆井液具有優(yōu)良的綜合性能，抑制性、潤滑性和封堵性良好，抗溫能達到100 ℃，且具有很好的抗污染能力。

3) 2口井的現(xiàn)場試驗表明，低黏低切聚合物防塌水基鉆井液性能穩(wěn)定，能較好地控制泥頁巖地層分散造漿，降低鉆井液中的劣質(zhì)固相含量，有利于減少鉆井復雜情況，并且能夠降低泵壓和扭矩，能夠滿足涪陵地區(qū)焦石壩區(qū)塊頁巖氣井二開井段安全快速鉆井的需要。

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[編輯令文學]

The Development and Field Testing of Low Viscosity and Low Gel Strength Polymer Collapse-Resistant Water-Based Drilling Fluid in the Fuling Shale Gas Field

ZHANG Guofang

(SinopecJianghanOilfieldServiceCorporation，Qianjiang，Hubei，433124，China)

Abstract:During drilling in Jiaoshiba Block of Fuling Area, problems were encountered in the second spudding as high viscosity of drilling fluid, high drag, large torque and that WOB could not be transmitted to the bit during directional drilling. To address these problems, a kind of polymer collapse-resistant water-based drilling fluid with low viscosity and low gel strength was developed. Laboratory tests showed that the water-based drilling fluid demonstrated good inhibition, lubricity, plugging properties and contamination resistance, high temperature resistance up to 100 ℃. It was successfully implemented in the second-spudding in the Jiaoshiba Block, and the problems that caused by formation hydration, including high viscosity and high density as well as ineffective transmission of WOB were solved effectively, so as to keep normal drilling, shorten drilling cycle time and improve drilling efficiency.

Key words:shale gas；polymer drilling fluid；drilling fluid properties；Fuling Area；Jiaoshiba Block

中圖分類號：TE254+.6

文獻標志碼：A

文章編號：1001-0890(2016)02-0022-06

doi:10.11911/syztjs.201602004

作者簡介：張國仿(1962—)，男，湖北仙桃人，1982年畢業(yè)于重慶石油學校鉆井專業(yè)，2003年獲中國地質(zhì)大學(武漢)石油與天然氣工程專業(yè)碩士學位，高級工程師，現(xiàn)主要從事鉆井工程方面的研究和管理工作。E-mail:zhanggf.osjh@sinopec.com。

收稿日期：2015-11-15；改回日期：2016-01-28。