劉 政, 李茂森, 何 濤

(中國石油集團川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術服務公司)

一、足201-H1井基本情況

鄰井足201井與足201-H1井直線距離1.5 km，完鉆井深4 412.00 m，完鉆電測井底溫度150℃，層位寶塔組，是一口直井探井。鉆探目的是評價彌陀場向斜東翼志留系龍馬溪組頁巖分布及含氣性，為渝西區(qū)塊頁巖氣資源潛力評估及有利區(qū)優(yōu)選提供依據(jù)，該井完鉆后對龍一段-五峰組進行了加砂壓裂及測試，排液后測試日產(chǎn)氣1.08×104m3，顯示出該地區(qū)龍一段-五峰組優(yōu)質(zhì)頁巖具有較好的開發(fā)潛力。足201-H1井位于渝西區(qū)塊川中臺拱龍女寺臺穹的彌陀場向斜東翼的平緩帶，鉆探目的旨在評價彌陀場向斜埋深4 500 m以淺龍馬溪組-五峰組水平井產(chǎn)能。足201-H1井的斜深6 038 m，垂深4 371.5 m，井底溫度150℃，截至2017年7月26日，該井是國內(nèi)最深的頁巖氣水平井，該井的龍馬溪組頁巖巖性為黑色頁巖。

二、頁巖的礦物組成及微觀結構

1. 頁巖的礦物組成

取鄰井足201井的龍馬溪組頁巖巖心試樣，依照行業(yè)標準SY/T 5163-2010，采用X射線衍射方法，對巖心試樣進行XRD礦物組分分析。由分析可知，鄰井足201井的龍馬溪組頁巖主要由黏土、方解石、石英等礦物組成，其中黏土含量26.78%，脆性礦物方解石、石英和長石的含量66.58%，黃鐵礦含量為0。說明渝西區(qū)塊龍馬溪組頁巖不含黃鐵礦，可鉆性好，脆性礦物含量高，鉆井過程中易發(fā)生隨機掉塊卡鉆。

2. 頁巖黏土礦物的組成

取足201井龍馬溪組頁巖巖心試樣進行XRD黏土礦物組分分析。由實驗結果可知，足201井龍馬溪組頁巖所含的黏土礦物主要以伊利石為主，含量為55.2%，伊蒙混層礦物含量為17.8%，蒙脫石含量0.5%，說明渝西區(qū)塊龍馬溪組頁巖為弱膨脹性頁巖。

3. 頁巖的微觀結構

取足201井龍馬溪組頁巖巖石碎塊，將巖塊的一個表面用切割機打磨平整，加工出一個平行的新鮮斷面，利用Quanta450型環(huán)境掃描電子顯微鏡對斷面進行觀察[1]，結果如圖1、圖2所示。

圖1足201井頁巖微裂縫 圖2足201井頁巖微孔洞

由圖1、圖2可知，足201井的龍馬溪組頁巖存在明顯的微裂縫和微孔洞。從巖石力學方面分析，微裂縫和微孔洞的存在將弱化巖石的力學性能，破壞巖石的完整性。在毛細管力和壓差的作用下，鉆井液的濾液沿微裂縫或微孔洞侵入地層。一方面可能引發(fā)水力劈裂作用，加劇頁巖破碎；另一方面可能促進頁巖中黏土礦物與鉆井液濾液的作用，弱化頁巖強度，增大井壁失穩(wěn)幾率。因此，強化封堵性能是足201-H1井油基鉆井液的關鍵點。

三、鉆井液技術難點和技術對策

1. 井壁穩(wěn)定

足201-H1井水平段與鄰井足201井壓裂井段最短距離僅213 m，已有資料無法有效判斷人工裂縫波及范圍。因此，足201-H1井在水平段鉆進過程中存在井壁垮塌、井涌、井漏等風險。足201-H1井相鄰測線99XSHB16投影在A點附近連續(xù)幾個相位見反射波不連續(xù)，在水平段鉆進時可能鉆遇小斷層、小褶皺，斷層附近可能存在破碎帶，有井壁失穩(wěn)導致卡鉆的風險。足201-H1井龍馬溪組頁巖脆性指數(shù)約67%，脆性指數(shù)高，易發(fā)生隨機掉塊卡鉆。為了有利于壓裂提高產(chǎn)量，該井水平段井眼軌跡與頁巖的最大主應力方向設計一致，井壁穩(wěn)定性差。綜合以上因素，足201-H1井水平段鉆進過程中，井壁易失穩(wěn)，進而引起井下卡鉆等復雜事故。

采取以下4方面的技術對策來解決井壁失穩(wěn)問題：①選擇合適的鉆井液密度，和地層垮塌壓力保持平衡；②調(diào)節(jié)油基鉆井液水相中CaCl2的濃度，使油基鉆井液的活度與地層的活度相等，預防井壁吸水，水化膨脹失穩(wěn)；③選用墮性封堵劑、納米封堵劑和塑性封堵劑復配的方法，優(yōu)化提升油基鉆井液的封堵防塌能力，鉆遇破碎帶等復雜地層時，采用隨鉆封堵技術和段塞封堵技術，進一步治理復雜地層；④控制150℃HTHP濾失量小于2.0 mL。

2. 抗高溫

足201-H1井斜深6 038 m，垂深4 371.5 m，井底溫度高達150℃。油基鉆井液的高溫沉降穩(wěn)定性變差，流變性變化大，日常性能維護難度大。

針對該井井下溫度高的問題，采取3方面的技術對策來解決該難題：①選用抗高溫強封堵油基鉆井液體系，保證油基鉆井液在高溫下的乳化穩(wěn)定性；②勤測鉆井液的各項性能參數(shù)，及時合理調(diào)整鉆井液的各項性能參數(shù)；③強化固控設備的使用，振動篩和除砂器的使用率100%，離心機的使用率不低于50%，振動篩的篩布要勤檢查，發(fā)現(xiàn)損壞應及時更換。

3. 井眼凈化

足201-H1井水平段長1 500 m，長水平段水平井在鉆進過程中，在穩(wěn)斜段和水平段極易形成巖屑床。長水平段高密度鉆井過程巖屑床沉淀堆積嚴重，進入長水平段中后期鉆井，上提摩阻較大，且不穩(wěn)定，拉劃井眼大排量循環(huán)后，震動篩返砂量較鉆進時明顯增多，給鉆進帶來很多技術難題[2-3]。采取3方面的技術對策來解決井眼凈化難的問題：①油基鉆井液保持合適的終切力和六速旋轉(zhuǎn)黏度計6轉(zhuǎn)值，終切力保持在6～12 Pa， 6轉(zhuǎn)值保持在7～11，保證油基鉆井液具有較好的攜砂能力；②工程上應強化鉆進排量，?215.9 mm井眼建議排量控制在30～35 L/s，大排量有利于攜砂；③根據(jù)井下情況，間斷使用重稠漿舉砂，清潔井眼。

四、 配方優(yōu)選及性能評價

1. 配方優(yōu)選

針對足201-H1井的實際情況，選用川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術服務公司的抗高溫強封堵油基鉆井液體系鉆進水平段，配方如下：

白油+8%三合一乳化劑YOD-101+6%CaO+6%降濾失劑YOD-201+2%增黏劑YOD-301+2%封堵劑C+2%封堵劑D+1%封堵劑E+10%CaCl2水溶液(質(zhì)量體積比為30%)+重晶石。

調(diào)配方法：加入配比量的白油、三合一乳化劑YOD-101，剪切30 min；加入CaO、降濾失劑YOD-201、增黏劑YOD-301，剪切20 min；加入封堵劑C、封堵劑D、封堵劑E，剪切20 min；加入CaCl2水溶液，剪切30 min；加入重晶石，剪切30 min；高攪機轉(zhuǎn)速為11 000 r/min[4]。

2. 性能評價

2.1 基本性能

調(diào)配密度2.15 g/cm3的抗高溫強封堵油基鉆井液，60 ℃測定油基鉆井液的性能，結果如表1所示。

表1 抗高溫強封堵油基鉆井液的基本性能

從表1可以看出，抗高溫強封堵油基鉆井液在150 ℃老化前后都具有較好的流變性，老化后，HTHP濾失量1 mL，說明該油基鉆井液的封堵性能好。動塑比為0.24 Pa/mPa·s，Φ6/Φ3為6/5，說明該油基鉆井液的攜砂能力好。破乳電壓920 V，遠大于400 V，說明該油基鉆井液的乳化穩(wěn)定性好。

2.2 高溫沉降穩(wěn)定性

選用烘箱測試抗高溫強封堵油基鉆井液的高溫沉降穩(wěn)定性，向加熱罐中加入450 mL油基鉆井液，溫度設置150 ℃，靜恒，評價油基鉆井液在靜止狀態(tài)下的高溫沉降穩(wěn)定性。實驗結果如表2所示。

由表2可知，抗高溫強封堵油基鉆井液在150 ℃下靜恒72 h后，吸出油比率2.5%，吸出油比率小。加熱罐底部無沉淀，罐內(nèi)鉆井液上下密度差0.03 g/cm3，密度差低，說明該油基鉆井液具有好的高溫沉降穩(wěn)定性。

2.3 封堵性

抗高溫強封堵油基鉆井液使用3種封堵劑，一種是墮性封堵劑C，一種是塑性封堵劑D，一種是納米封堵劑E。評價抗高溫強封堵油基鉆井液的封堵性能選用高溫高壓失水儀，實驗砂床下部分選用粒徑0.15～0.25 mm的鋼珠，下部分高7 cm，上部分選用粒徑0.02～0.08 mm的小剛珠，上部分高7 cm。加入添加各種比例封堵劑的油基鉆井液450 mL，測試在3.0 MPa 和4.5 MPa壓差下的150 ℃高溫高壓失水[5]。實驗結果如表3所示。

表2 抗高溫強封堵油基鉆井液的高溫沉降穩(wěn)定性

表3 封堵性實驗結果表

從表3分析可知，封堵劑單一添加時，封堵劑D的效果優(yōu)于封堵劑E，封堵劑C的效果最差，3種封堵劑復配添加效果優(yōu)于2種封堵劑復配添加。添加2%塑性封堵劑D、2%墮性封堵劑C和1%納米封堵劑E后，150 ℃高溫高壓失水小于1.2 mL，封堵效果好。

2.4 抑制性

選用足201井的目的層頁巖，評價抗高溫強封堵油基鉆井液的抑制性，選用線性膨脹實驗方法和巖屑回收實驗方法。線性膨脹實驗的巖樣準備：在110 ℃條件下烘干頁巖，過0.20 mm孔徑的篩布，稱取12.0 g頁巖，放入模具中，用5 MPa壓力壓制10 min，制成柱狀樣品。使用頁巖膨脹儀，測試在清水、抗高溫強封堵油基鉆井液中侵入24 h后的膨脹率。

巖屑回收實驗選用直徑2.50～4.00 mm的頁巖顆粒，添加到裝有450 mL抗高溫強封堵油基鉆井液的高溫罐中，150 ℃條件下，滾動30 h，過直徑0.5 mm篩布回收，用二甲苯有機溶劑清洗干凈，在110 ℃條件下，烘干稱重[6-7]。

從實驗可以看出，抗高溫強封堵油基鉆井液對足201井的頁巖的膨脹率0.3%，膨脹率小，回收率98.0%，回收率好。說明該油基鉆井液對足201井的頁巖的抑制性能好，能抑制頁巖膨脹和水化分散。

2.5 抗污染性

足201-H1井水平段使用抗高溫強封堵油基鉆井液過程中，污染源主要是頁巖粉污染。因此，抗污染性能主要評價頁巖巖屑污染。在450 mL抗高溫強封堵油基鉆井液中，添加一定比例的頁巖粉，頁巖粉直徑30～75 μm，在150 ℃條件下，熱滾30 h，測試油基鉆井液的基本性能，實驗結果如表4所示。

表4 頁巖粉污染實驗

由表4可知，頁巖粉加量10%，抗高溫強封堵油基鉆井液的塑性黏度74 mPa·s，初切力5.0 Pa,終切力15.0 Pa, 流變性良好，說明該油基鉆井液具有好的抗巖屑污染能力。

五、現(xiàn)場應用

足201-H1井四開?215.9 mm井眼段，使用川慶鉆探鉆井液技術服務公司的抗高溫強封堵油基鉆井液體系，在井深4 030 m轉(zhuǎn)化為抗高溫強封堵油基鉆井液，水平段靶區(qū)A點井深4 538 m，抗高溫強封堵油基鉆井液使用段長2 008 m，水平段長1 500 m，井深6 038 m完鉆，刷新國內(nèi)最深頁巖氣水平井記錄。鉆井過程中，井眼凈化良好，井眼暢通，鉆井液性能穩(wěn)定，作業(yè)安全順利。后續(xù)的電測、通井和固井等完井作業(yè)順暢，井底溫度150 ℃，平均井徑擴大率3.5%，井身質(zhì)量好。鉆井過程中，抗高溫強封堵油基鉆井液的性能見表5。

表5 足201-H1井抗高溫強封堵油基鉆井液性能

六、結論與建議

(1)對鄰井足201井的龍馬溪組頁巖的礦物組成和微觀結構進行分析，發(fā)現(xiàn)渝西區(qū)塊龍馬溪組頁巖的脆性指數(shù)高，鉆進過程中易發(fā)生偶然掉塊，頁巖為弱膨脹性頁巖。發(fā)現(xiàn)渝西區(qū)塊龍馬溪組頁巖的微裂縫和微孔洞發(fā)育，鉆進過程中井壁易失穩(wěn)。

(2)足201-H1井現(xiàn)場應用表明，抗高溫強封堵油基鉆井液可以適應渝西區(qū)塊頁巖氣水平井鉆井技術需求。鉆井過程中，井眼凈化良好，井眼暢通，鉆井液性能穩(wěn)定，作業(yè)安全順利。推薦在其他埋深較深的頁巖氣區(qū)塊推廣應用。

(3)隨著頁巖氣的開采深度越來越深，建議研發(fā)超高溫超高密度油基鉆井液技術，以滿足未來開采頁巖氣的需要。