王平全 王建龍 白楊 鄧嘉丁 青勝蘭

1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué) 2.中國石油西南油氣田公司

我國頁巖氣初步評估儲(chǔ)量為134.42×1012m3，可采資源為25.08×1012m3[1]。近年來，我國頁巖氣勘探開發(fā)速度不斷加快，但仍處于起步階段，頁巖氣井井壁失穩(wěn)難題尚未得到解決，尤其是頁巖氣水平井斜井段及水平段井壁坍塌及高摩阻問題突出[2-4]。目前，國內(nèi)外頁巖氣井多采用油基鉆井液，但油基鉆井液成本高、污染環(huán)境以及影響后期固井質(zhì)量，隨著新環(huán)保法頒布，環(huán)保壓力日益劇增[5-9]。近年來，科研人員研制出了醇類、聚胺類等水基鉆井液，但實(shí)際應(yīng)用效果并不是十分理想[10-14]，如延長油田Y2井，造斜段使用聚胺鉆井液鉆進(jìn)，鉆至1 572.65 m處因地層裂縫和坍塌發(fā)生井漏、卡鉆事故，共漏失59.5 m3；P1井采用水基鉆井液鉆至水平段1 749.50 m，因水平段井壁坍塌，被迫換用油基鉆井液繼續(xù)鉆進(jìn)。

延長油田是我國首個(gè)國家級(jí)陸相頁巖氣示范區(qū)[15]。本實(shí)驗(yàn)以延長油田為例，針對該油田延長組頁巖進(jìn)行理化性能研究，分析其井壁失穩(wěn)原因，并得出鉆井液技術(shù)對策。通過對鉆井液關(guān)鍵處理劑進(jìn)行優(yōu)選及配方研究，研發(fā)出了一套新型水基鉆井液體系，并且在延長油田某區(qū)塊進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用。應(yīng)用結(jié)果表明，新型水基鉆井液體系性能良好，沒有發(fā)生井下復(fù)雜情況，能夠滿足鉆井工程對鉆井液的性能要求。

1 延長油田井壁失穩(wěn)機(jī)理分析

延長油田頁巖氣產(chǎn)層主要在三疊系延長組長7段與長9段。氣田鉆遇地層自上而下為洛河組、安定組、直羅組、延安組、富縣組和延長組。其中，延長組地層發(fā)育厚層深灰色、灰黑色硬脆性頁巖，膠結(jié)疏松、裂縫、頁理發(fā)育。鉆井過程中鉆遇該頁巖層段時(shí)，地層遇水易剝落掉塊、垮塌，導(dǎo)致發(fā)生井漏、卡鉆等復(fù)雜情況。影響井壁失穩(wěn)的內(nèi)在因素主要有兩點(diǎn)：礦物組成和微觀結(jié)構(gòu)。

1.1 礦物組成

對延長組頁巖進(jìn)行的礦物組分分析結(jié)果見表1。由表1可知：延長組地層黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)均值為58.37%，黏土礦物中以伊利石為主，均值為57.5%；其次為高嶺石、綠新型石，不含蒙脫石。伊利石含量高時(shí)，巖性硬而脆，屬于硬脆性頁巖。鉆遇此類地層時(shí)，易發(fā)生剝落掉塊。因此，鉆井液需要具有良好的抑制性，抑制黏土分散。

表1 延長油田延長組頁巖礦物分析結(jié)果Table 1 Analysis results of shale minerals of Yanchang formation in Yanchang Oilfield樣品全巖礦物含量,w/%黏土礦物含量,w/%黏土總量石英斜長石鉀長石白云石黃鐵礦伊利石蒙脫石伊/蒙高嶺石綠泥石159.422.46.88.103.359.409.118.912.6261.617.67.58.205.162.402.819.715.1354.123.17.011.104.850.706.323.419.5

1.2 微觀結(jié)構(gòu)

取延長組頁巖制成樣品，進(jìn)行SEM掃描電鏡和CT掃描，觀察頁巖內(nèi)部的微觀結(jié)構(gòu)，掃描結(jié)果見圖1。從圖1可看出，不同取樣點(diǎn)的頁巖壓實(shí)程度高、結(jié)構(gòu)緊密，微裂縫和溶洞發(fā)育，鉆遇此類地層時(shí)，易發(fā)生井漏等井下復(fù)雜情況。因此，鉆井液必須具有良好的封堵性，能夠很好地封堵住地層中的裂縫和孔洞。

綜合分析以上影響井壁失穩(wěn)的內(nèi)在因素：一方面，裂縫和溶洞發(fā)育，造成頁巖巖石強(qiáng)度較低，在鉆井過程中，給工作液進(jìn)入地層提供了通道，在正壓差及毛管力作用下，工作液沿著這些通道侵入地層內(nèi)部，進(jìn)一步降低巖石強(qiáng)度，導(dǎo)致井壁不穩(wěn)；另一方面，工作液與頁巖中的黏土礦物接觸后，黏土礦物吸水膨脹，發(fā)生掉塊、垮塌，加劇巖石強(qiáng)度降低，加劇井壁失穩(wěn)。

2 頁巖氣水基鉆井液的研制

2.1 頁巖氣水基鉆井液構(gòu)建思路

頁巖氣特殊的地質(zhì)條件決定了常規(guī)水基鉆井液不能滿足其地質(zhì)和鉆井工程需求，而迫于環(huán)保和成本的雙重壓力，油基鉆井液的應(yīng)用也受到了一定的限制。針對延長油田頁巖地層研發(fā)出的水基鉆井液，其主要研究思路包括以下幾點(diǎn)。

2.1.1體系密度

井壁坍塌應(yīng)力是引發(fā)井壁失穩(wěn)的根本原因，合理的鉆井液密度能夠平衡地層坍塌應(yīng)力。根據(jù)延長氣田地質(zhì)資料及鉆井資料，確定頁巖氣水平井鉆井液的密度為1.1～1.3 g/cm3。

2.1.2抑制性

研究結(jié)果表明，延長組頁巖含有較高的黏土礦物，以伊利石為主，屬非膨脹型破碎性巖石，但吸水能力較強(qiáng)。因此，鉆井液必須具有強(qiáng)的抑制性，重點(diǎn)放在抑制水化分散方面。

2.1.3封堵性

延長組頁巖裂縫和溶洞發(fā)育，以納米至亞微米級(jí)為主，具有低孔低滲特性，常規(guī)封堵材料封堵效果不理想。因此，必須采用粒徑為納米級(jí)和亞微米級(jí)的封堵劑，利用其合理粒徑搭配，阻止鉆井液濾液大量侵入地層。

2.1.4潤滑性

造斜段和長水平段對鉆井液的潤滑性提出了很高的要求，硬脆性頁巖膠結(jié)疏松，鉆井液潤滑性能差會(huì)導(dǎo)致扭矩增大，易發(fā)生黏附卡鉆事故。

2.2 關(guān)鍵處理劑優(yōu)選

2.2.1抑制劑優(yōu)選

針對頁巖地層，進(jìn)行線性膨脹實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。由圖2可知，3種抑制劑在1%(w)加量下，新型抑制劑SA-I的線性膨脹率僅5.9%，抑制效果明顯優(yōu)于FT-1與KCl。因此，水基鉆井液體系確定的抑制劑為SA-I。SA-I是一種合成的有機(jī)聚合物，具用量少且抑制效果極佳的特點(diǎn)。

2.2.2封堵劑優(yōu)選

延長組頁巖孔喉半徑分布為10～750 nm，以納米至亞微米級(jí)為主，建立了專門針對頁巖的封堵評價(jià)方法。通過制備微納米級(jí)的“模擬巖心”來進(jìn)行封堵性能評價(jià)，優(yōu)選出了納米剛性封堵劑GD-1、微納米級(jí)變形封堵劑MN-1。進(jìn)行了GD-1、MN-1的復(fù)配實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方案見表2。

表2 封堵劑GD-1和MN-1加量復(fù)配表Table 2 Combination of GD-1 and MN-1 for plugging agents實(shí)驗(yàn)編號(hào)w(GD-1)/%w(MN-1)/%配方101配方212配方323配方410配方524 注:模擬巖心制取配方:10%(w)土漿+1.5%(w)SXY+0.5%(w)FV-2+35%(w)重晶石(API重晶石∶毫微重晶石=7∶3,質(zhì)量比)。

按表2配方加量，加入到4%(w)的基漿中，在120 ℃條件下，老化16 h，然后進(jìn)行HTHP失水評價(jià)。評價(jià)條件為120 ℃、3.5 MPa。從圖3可看出，配方3的HTHP累計(jì)濾失量最低，僅8.3 mL。因此，確定納米剛性封堵劑GD-1、微納米級(jí)變形封堵劑MN-1的最佳質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為2%、3%。

2.2.3潤滑劑優(yōu)選

頁巖氣井水平段經(jīng)常發(fā)生高摩阻、卡鉆等問題，因此，鉆井工程上要求鉆井液具有良好的潤滑性。WY-3潤滑劑是多種植物油與表面活性劑的混合物，具有用量少、潤滑性好等優(yōu)點(diǎn)。將1%(w)的WY-3、RH-220、JN-303分別加入到4%(w)的基漿中，測定極壓潤滑系數(shù)及摩阻系數(shù)，結(jié)果見表3。從表3可看出，WY-3潤滑劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%時(shí)，極壓潤滑系數(shù)僅0.089、泥餅?zāi)ψ柘禂?shù)僅0.044，性能遠(yuǎn)優(yōu)于其他常用潤滑劑，可以作為頁巖水基鉆井液高效潤滑劑。

表3 常用頁巖氣潤滑劑性能評價(jià)Table 3 Performances evaluation of commonly used shale gas lubricants材料名稱極壓潤滑系數(shù)泥餅?zāi)ψ柘禂?shù)基漿0.4160.159RH-2200.1940.097JN-3030.1720.082WY-30.0890.044

在關(guān)鍵處理劑優(yōu)選的基礎(chǔ)上，通過室內(nèi)性能評價(jià)，研制出了新型水基鉆井液體系，體系配方為：4.0%(w)土漿+0.1%(w)XC+0.5%(w)CHL-1+1.0%(w)SA-I+2.0%(w)GD-1+3.0%(w)MN-1+2.0%(w)WY-3+重晶石。

3 新型水基鉆井液體系性能評價(jià)

3.1 常規(guī)性能評價(jià)

對新型水基鉆井液體系與目前延長油田現(xiàn)場使用的聚胺鉆井液及油基鉆井液進(jìn)行了常規(guī)性能評價(jià)，結(jié)果見表4。從表4可看出：聚胺鉆井液失水過大，為8.9 mL，攜屑能力較差；新型鉆井液常規(guī)性能較聚胺鉆井液性能更好，和油基鉆井液相當(dāng)，表觀黏度約為50 mPa·s，動(dòng)切力約為17 Pa，API失水僅1.5 mL，高溫高壓失水僅為4.6 mL。

表4 新型水基鉆井液常規(guī)性能Table 4 Conventional properties of new water-based drilling fluids鉆井液體系A(chǔ)V/mPa·sPV/mPa·sYP/PaGel/Pa/PaFLAPI/mLFLHTHP/mL聚胺鉆井液574512.02.0/6.51.88.9新型鉆井液53.53617.55.0/10.51.54.6油基鉆井液46.5388.53.5/7.51.03.2 注:流變性測試溫度為30 ℃;API失水按API標(biāo)準(zhǔn)測定;HTHP失水:120 ℃/3.5 MPa/30 min。

3.2 抑制性能評價(jià)

鉆井液抑制性能的評價(jià)手段主要是滾動(dòng)回收率及線性膨脹率，這也是目前被廣泛接受的評價(jià)方法。從表5可知，新型水基鉆井液的抑制性明顯優(yōu)于聚胺鉆井液，和油基鉆井液相當(dāng)。一次回收率、二次回收率達(dá)到了95%以上，線性膨脹率低于4%，僅3.64%。這表明，新型水基鉆井液能夠有效抑制頁巖水化膨脹，能滿足鉆井工程對鉆井液的要求。

表5 新型水基鉆井液抑制性能評價(jià)Table 5 Evaluation of inhibition performance of new water-based drilling fluid%體系一次回收率二次回收率線性膨脹率清水11.288.3732.49聚胺鉆井液92.5378.236.25新型鉆井液97.8095.773.64油基鉆井液98.9696.033.17

3.3 封堵性能評價(jià)

采用SCMS-C4型高溫高壓致密巖心滲透率測試儀，取延長組頁巖巖心，通過測定加入鉆井液處理前后的巖心滲透率，評價(jià)鉆井液的封堵性能。實(shí)驗(yàn)條件為溫度120 ℃、壓差3.5 MPa，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表6。從表6可知，新型鉆井液體系封堵性能良好，頁巖巖心滲透率降低率達(dá)到了91.29%，和油基鉆井液的94.77%相當(dāng)。

表6 新型水基鉆井液巖心滲透率評價(jià)實(shí)驗(yàn)Table 6 Core permeability evaluation experiment of new water-based drilling fluid體系K0/10-7μm2K1/10-7μm2Kr/%聚胺鉆井液4.591.6164.92新型鉆井液4.590.4091.29油基鉆井液4.590.2494.77 注:模擬巖心配方:10%(w)土漿+1.5%(w)SXY+0.5%(w)FV-2+35%(w)重晶石(API重晶石∶毫微重晶石=7∶3,質(zhì)量比)。

3.4 潤滑性能評價(jià)

對頁巖氣井現(xiàn)場常用的油基鉆井液體系、聚胺鉆井液體系與新型鉆井液體系進(jìn)行的潤滑性能評價(jià)結(jié)果見表7。從表7可知，新型鉆井液潤滑性能良好，達(dá)到了行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求，極壓潤滑系數(shù)為0.103、泥餅?zāi)ψ柘禂?shù)為0.077。

表7 新型水基鉆井液潤滑性能評價(jià)Table 7 Lubrication performance evaluation of new water-based drilling fluid體系極壓潤滑系數(shù)泥餅?zāi)ψ柘禂?shù)聚胺鉆井液0.1850.149新型鉆井液0.1030.077油基鉆井液0.097粘不上

3.5 鉆井液體系對地層坍塌壓力影響評價(jià)

在120 ℃條件下，用不同鉆井液體系浸泡延長組地層頁巖48 h，進(jìn)行巖石力學(xué)測試分析，得出不同鉆井液體系浸泡后相對原巖的坍塌壓力增量影響，結(jié)果見圖4。從圖4可知，油基鉆井液坍塌壓力增量最小僅0.012 g/cm3，新型鉆井液坍塌壓力增量為0.02 g/cm3，增量較小，說明新型鉆井液對巖石破壞程度較低，能夠較好地保持頁巖穩(wěn)定。

3.6 鉆井液生物毒性測試

依據(jù) Q/SY 111—2007《油田化學(xué)劑、鉆井液生物毒性分級(jí)及檢測方法 發(fā)光細(xì)菌法》，測定新型鉆井液體系的生物毒性EC50值為53 700 mg/L，說明新型水基鉆井液無毒，具有良好的環(huán)保性能。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

將新型水基鉆井液在延長油田某區(qū)塊YP3井和ZP1進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用?，F(xiàn)場資料顯示，該地區(qū)易發(fā)生地層垮塌，漏失現(xiàn)象嚴(yán)重，造斜段和水平段潤滑性較差。如頁巖氣水平井YP1井，目的層位長7段，發(fā)生井漏4次，導(dǎo)致地層漏失了119.5 m3的鉆井液，卡鉆2次。

4.1 基本情況

YP3井是一口開發(fā)水平井，目的層為延長組長7段，設(shè)計(jì)井深為2 795 m，完鉆井深為2 865 m，垂深為1 532 m，造斜點(diǎn)在1 490 m，水平位移為1 252 m，最大井斜角為91.15°，最大狗腿度為6.7°/30 m。

ZP1井是為了探索頁巖氣產(chǎn)能、落實(shí)儲(chǔ)量的水平井，目的層為延長組長9段，完鉆井深為2 917 m，垂深為1 596 m，造斜點(diǎn)在1 507 m，水平位移為1 315 m，最大井斜角為90.38°，最大狗腿度為5.8°/30 m。

4.2 應(yīng)用效果

鉆井過程中，對鉆井液性能進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測，通過觀察巖屑返出情況與鉆井液機(jī)械參數(shù)，及時(shí)對鉆井液性能進(jìn)行調(diào)整。直至兩口井完鉆，新型水基鉆井液性能穩(wěn)定，沒有出現(xiàn)垮塌、卡鉆等復(fù)雜情況，井徑規(guī)則，兩口井平均井徑擴(kuò)大率小于4%，取得了良好的防塌效果，保證了井下安全。

以YP3井為例，和鄰近油基鉆井液井進(jìn)行性能對比，結(jié)果見表8。從表8可知，YP3井使用的新型水基鉆井液與油基鉆井液各項(xiàng)性能相當(dāng)。新型水基鉆井液具有良好的性能，能夠滿足延長油田該區(qū)塊頁巖氣鉆井工程的要求。

表8 頁巖氣新型水基鉆井液與鄰井油基鉆井液實(shí)鉆性能對比表Table 8 Comparison table of performance of new water-based drilling fluid of shale gas and oil-based drilling fluid in adjacent wells井號(hào)ρ/(g·cm-3)漏斗黏度/s塑性黏度/(mPa·s)動(dòng)切/Pa初切/Pa終切/PaFLAPI/mLFLHTHP/mL泥餅/mm摩擦系數(shù)YP3井1.15～1.2050～9030～4015～204～78～15≤2.0≤4.5≤0.5≤0.08鄰井1.15～1.3560～10030～455～153～85～15≤1.8≤3.5≤0.5≤0.08

5 結(jié) 論

(1) 延長組頁巖以黏土礦物、石英等硬脆性礦物為主，屬硬脆性頁巖。黏土礦物以伊利石為主，具有弱膨脹特性，且地層孔洞、微裂縫發(fā)育，導(dǎo)致頁巖巖石強(qiáng)度較低，容易發(fā)生破碎。鉆井液易進(jìn)入地層，引起頁巖水化膨脹，導(dǎo)致井壁失穩(wěn)。因此，鉆井過程中應(yīng)注意鉆井液對其的封堵性、抑制性。

(2) 針對延長油田頁巖地層特性，在室內(nèi)進(jìn)行了水基鉆井液封堵劑、抑制劑、潤滑劑優(yōu)選，研發(fā)出了新型水基鉆井液體系，并對該體系進(jìn)行了性能評價(jià)。新型水基鉆井液體系性能與油基鉆井液體系性能相當(dāng)，高溫高壓失水僅4.6 mL，滾動(dòng)回收率達(dá)到了95%以上，極壓潤滑系數(shù)0.103，符合鉆井工程對鉆井液的技術(shù)要求。

(3) 新型水基鉆井液在延長油田進(jìn)行了1口頁巖氣水平井的應(yīng)用，在斜井段與水平段鉆井液性能穩(wěn)定。直到完鉆，沒有發(fā)生井下復(fù)雜情況。與鄰井油基鉆井液相比，各項(xiàng)性能相當(dāng)，具有成本低、環(huán)保等優(yōu)點(diǎn)，在延長油田具有良好的應(yīng)用前景。同時(shí)，也對我國頁巖氣水基鉆井液研究提供了新的思路與經(jīng)驗(yàn)。