左京杰，張振華，姚如鋼，彭云濤，王剛，南旭

（中國石油集團(tuán)長城鉆探工程有限公司鉆井液公司，北京 100101）

盡管近年來，高性能水基鉆井液在頁巖氣開發(fā)中取得了一些成功的應(yīng)用案例[1-2]，但油基鉆井液以其優(yōu)異的抑制性、潤滑性以及抗污染能力突出等優(yōu)勢，仍然是頁巖氣等復(fù)雜地層開發(fā)的首選體系，其為龍馬溪頁巖層長水平段安全鉆進(jìn)提供了有力保障。隨著頁巖氣規(guī)?；_發(fā)的不斷深入，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層（龍一小層）鉆遇長度及井筒完整已確定為氣井高產(chǎn)主控因素，對(duì)水平井鉆井技術(shù)、叢式水平井組工廠化作業(yè)技術(shù)提出了更高的要求。為了保障水平井達(dá)到預(yù)期開發(fā)效果，采用了旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向、伽馬能譜和元素錄井等技術(shù)，適時(shí)調(diào)整軌跡，最大程度地確保龍一儲(chǔ)層的鉆遇率，精細(xì)的地質(zhì)目標(biāo)和先進(jìn)的鉆井技術(shù)迫切要求油基鉆井液技術(shù)持續(xù)進(jìn)步。回顧威遠(yuǎn)頁巖氣田長城鉆探工區(qū)近5 年3 個(gè)階段的實(shí)踐和示范，油基鉆井液技術(shù)經(jīng)歷了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，而且依然存在部分亟待解決的技術(shù)難題。資料顯示，已鉆井復(fù)雜事故主要為長水平段起鉆倒劃眼、卡鉆以及井漏等，其中起鉆倒劃眼及卡鉆事故尤為突出，嚴(yán)重制約了威遠(yuǎn)頁巖氣田水平井開發(fā)效率。深入研究分析川南頁巖氣地層油基鉆井液技術(shù)難題，進(jìn)一步提升油基鉆井液技術(shù)的地質(zhì)及工程適應(yīng)性，減少井下事故復(fù)雜情況，降低長水平段作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)保障頁巖氣大開發(fā)的順利實(shí)施具有重要的戰(zhàn)略意義。

1 地質(zhì)概況

根據(jù)巖性和測井特征，龍馬溪組可細(xì)分為龍一段和龍二段，龍一段以灰黑色鈣質(zhì)頁巖、黑色頁巖夾黃鐵礦、鈣質(zhì)條帶為主，中上部頁理欠發(fā)育，底部頁理發(fā)育，厚度在140～240 m 之間。根據(jù)巖性、層序地層和電性特征，龍一段自下而上劃分為龍一1亞段和龍一2 亞段。其中五峰組-龍一1 亞段是主力目標(biāo)地層，其埋深為1500～4000 m，有機(jī)碳含量為3.1%、孔隙度為5.6%、含氣飽和度為62.2%，含氣量為4.3 m3/t，脆性礦物含量為69.8%，I+II 類儲(chǔ)層厚度為37.1 m，分布連續(xù)、穩(wěn)定。根據(jù)資料，龍一1 亞段由下至上進(jìn)一步劃分為龍一、龍一、龍一和龍一等4 個(gè)小層，其中龍一11是龍馬溪組主力產(chǎn)層。五峰組厚度為1.2～15.1 m，龍一1 亞段1 小層厚度為1.7～5.5 m，2 小層厚度為3.2～9.6 m，3 小層厚度為3.8～9.8 m，4 小層厚度為24.8～27.8 m，4 個(gè)小層總厚度介于36.4～47.5 m。

中國研究學(xué)者針對(duì)頁巖氣井壁穩(wěn)定機(jī)理及技術(shù)開展了大量研究[1，3-5]，筆者亦通過對(duì)威202H*-2D井龍馬溪目的層取心觀察發(fā)現(xiàn)，龍馬溪地層薄水平頁理特別發(fā)育，多處可見0.2～3.0 cm 厚火山灰夾層，且多見30°～90°交織縫，縫間多充填方解石，膠結(jié)弱、易解理，具有天然體積縫發(fā)育特征，并可見明顯溶洞，存在嚴(yán)重的井漏風(fēng)險(xiǎn)，在實(shí)鉆過程中，其相鄰的W202H4 平臺(tái)、H33 平臺(tái)以及H8 平臺(tái)等均出現(xiàn)嚴(yán)重井漏甚至失返性漏失。

基于W202H*-2D井巖心掃描電鏡圖像，測量了龍馬溪地層微孔、縫尺寸分布情況。通過研究523個(gè)統(tǒng)計(jì)樣本可知，其微孔、縫尺寸介于0.104～244 μm 之間，D10為0.70 μm，D50為2.29 μm，D90為8.91 μm。根據(jù)2/3 架橋理論，裂縫封堵粒子粒徑分布宜為：D10為0.469 μm，D50為1.53 μm，D90為5.97 μm。顯然常規(guī)封堵劑難以形成有效封堵[6-7]。

2 油基鉆井液技術(shù)難題

2.1 頁巖地層微孔縫封堵技術(shù)難題

前期研究表明，威遠(yuǎn)頁巖氣田龍馬溪主力儲(chǔ)層脆性礦物伊利石含量高，為59%～81%，膨脹性黏土礦物含量較低，納微米孔縫發(fā)育、層理薄、弱面結(jié)構(gòu)發(fā)育，且脆性指數(shù)總體較高，龍一小層最高，達(dá)到78.9%，屬于典型的硬脆性泥頁巖地層?？紫秹毫鬟f造成坍塌壓力升高是引起該類泥頁巖井壁失穩(wěn)的重要因素，油基鉆井液封堵能力不足時(shí)容易出現(xiàn)“井壁失穩(wěn)-提高密度-短暫穩(wěn)定-加劇濾液侵入-坍塌惡化”的惡性循環(huán)，現(xiàn)場密度越提越高、井壁穩(wěn)定性越來越差，井壁掉塊、卡鉆難題較為突出。如威202H7-3 井2880～3200 m 井段疑似因封堵能力不足，引起地層坍塌壓力升高，發(fā)生大量掉塊。因此，必須加強(qiáng)鉆井液封堵納微米孔縫的能力，通過緩解孔隙壓力傳遞，達(dá)到穩(wěn)定井壁的目的。

針對(duì)龍馬溪頁巖封堵難題，逐漸形成了1 套適用于四川頁巖氣的油基鉆井液封堵強(qiáng)化方案。其關(guān)鍵技術(shù)是在三開開鉆前，一次性加入（1%～2%）FA-M 及（1%～2%）RB-N，其中FA-M 是一種柔性納微米封堵劑，其中值粒徑為1.98 μm 左右，RB-N 為納米膠液封堵劑，其中值粒徑為100 nm 左右，在鉆進(jìn)過程中，每200～300 m 進(jìn)尺維護(hù)補(bǔ)充0.5 t FA-M 及0.5 t RB-N，出現(xiàn)掉塊等復(fù)雜情況時(shí)，加倍維護(hù)補(bǔ)充上述封堵劑。自2018 年下半年以來，累計(jì)現(xiàn)場應(yīng)用19 口井，非壓裂水侵井，萬米進(jìn)尺倒劃眼耗時(shí)由前期的1044 h 降為350 h，井壁穩(wěn)定性顯著提高；常規(guī)井密度由2.05～2.20 g/cm3降到1.95～1.97 g/cm3，控壓鉆井密度降到1.82 g/cm3，為鉆井提速及頁巖氣高效開發(fā)提供了保障。未來還需深入研究地層孔縫分布特征及其變化規(guī)律，進(jìn)一步研究優(yōu)化針對(duì)性封堵技術(shù)方案。

2.2 鉆井液流變性控制難題

在四川頁巖氣作業(yè)過程中可以發(fā)現(xiàn)，龍馬溪地層掉塊都很硬且清水滾動(dòng)回收率（120 ℃×16 h）基本高達(dá)85%以上，而上返油基巖屑盡管較為成型且可見明顯鋸齒狀，但是其質(zhì)地偏軟較易被捏碎，見圖1（a），巖屑斷面可見濾液侵入痕跡，見圖1（b）。

圖1 油基巖屑外觀、巖屑形成及膨脹機(jī)理示意圖

盡管油基鉆井液具有良好的抑制性，但在現(xiàn)場作業(yè)過程中仍然存在2 個(gè)問題，即LGS 反復(fù)升高以及黏度切力反復(fù)升高。因此，導(dǎo)致現(xiàn)場需不斷使用膠液稀釋井漿以滿足鉆井要求[8]。

已有研究表明，鉆井液黏度、切力上升主要是由鉆井液中有害低密度固相累積效應(yīng)引起。低密度固相來源有2 個(gè)，一個(gè)來源是崩散變細(xì)的巖屑粉末，這主要是由巖屑體積膨脹（見圖1（c））、鉆井液及其濾液的侵入巖屑剪切滑移面造成的巖屑崩散以及在巖屑上返過程中受到鉆具的反復(fù)研磨與碾壓等的影響而形成，而這部分有害細(xì)顆粒即巖屑粉末很難被現(xiàn)有固控設(shè)備清除，隨著比表面積的急劇增大，巖屑粉末表面潤濕改性程度亦隨之增加，這一過程實(shí)質(zhì)上是在鉆井液中間接加入了大量低效“有機(jī)土”，其結(jié)果是造成鉆井液組成顆粒間內(nèi)摩擦即塑性黏度的增加（幅度大）以及結(jié)構(gòu)強(qiáng)度即動(dòng)切力的增加（幅度?。?，這與循環(huán)井漿中即便長時(shí)間不補(bǔ)充有機(jī)土亦能維持較新漿更高的動(dòng)切力的現(xiàn)象一致；第二個(gè)來源是井壁泥餅，由于低效“有機(jī)土”具有一定結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性，難以在濾失過程中形成致密堆積，易引起泥餅虛厚，在起下鉆過程中，附著在井壁的泥餅被鉆具刮下并在鉆井液中分散，從而產(chǎn)生低密度固相累積效應(yīng)，但這一觀點(diǎn)并未獲得普遍認(rèn)同，部分研究學(xué)者認(rèn)為，頁巖地層十分致密，井下濾失是否真實(shí)存在存疑，即井壁泥餅是否存在具有不確定性，起下鉆過程中密度和黏度、切力的增加更大可能是由于巖屑床的破壞及其在鉆井液中的分散引起。

除此之外，外來顆粒的加入也將引起黏度、切力升高。在鉆井液中加入的納米膠乳類、瀝青類膠體物質(zhì)在循環(huán)過程中分散，并通過靜電引力形成穩(wěn)定的空間網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，從而使得塑性黏度增加，其增加程度和這類材料的增量大小及循環(huán)剪切時(shí)間正相關(guān)，也正因此，在高密度油基鉆井液中，這類材料的使用量受到了極大的限制；同樣，超細(xì)鈣類剛性封堵劑的使用，也是造成黏度急劇上升的原因之一，這主要是因?yàn)樘妓徕}脆性強(qiáng)、抗壓抗張強(qiáng)度低，易在研磨作用下變細(xì)，增大比表面積，由于碳酸鈣表面富含OH-具有較強(qiáng)的極性，與基礎(chǔ)油（非極性）相容性差，二者之間的內(nèi)摩擦力大，是引起塑性黏度增加的重要原因之一，因此，需對(duì)碳酸鈣表面進(jìn)行改性，降低其表面極性，以降低其增黏效應(yīng)。

2.3 水平段潤滑防卡難題

同時(shí)，部分井區(qū)地層厚度及傾角變化不定，尤其是沿地層上傾方向的水平井，鉆遇地層視厚度明顯變薄，加上隨鉆測井儀器距井底有一定的測量盲區(qū)，不能及時(shí)測量鉆頭處地質(zhì)信息，當(dāng)檢測到箱體邊界時(shí)，鉆頭可能已鉆出箱體，此時(shí)工程上將反向調(diào)整井斜，找回箱體。由于五峰組裂縫發(fā)育，脆性強(qiáng)，誤入五峰組將進(jìn)一步提高鉆井施工井漏及掉塊卡鉆風(fēng)險(xiǎn)。對(duì)優(yōu)質(zhì)薄儲(chǔ)層龍一小層的“準(zhǔn)確”跟蹤造就了三維“S”型井眼軌跡（見圖2），而急進(jìn)急出五峰組（結(jié)果）亦將帶來較大的狗腿度。顯然，這將在實(shí)鉆過程中引起較大的扭矩和摩阻，造成鉆具上提下放困難、托壓嚴(yán)重、加壓困難，甚至引起憋鉆，通常需通過規(guī)律性的短程起下鉆修整井壁來降低扭矩和摩阻。巖屑床的破壞在一定條件下亦可能造成起下鉆阻卡。因此加強(qiáng)鉆井液攜巖能力和防止巖屑床的產(chǎn)生對(duì)預(yù)防起下鉆阻卡具有重要意義。

圖2 水平段井眼軌跡特征示意圖

在實(shí)踐中，約80%卡鉆事故復(fù)雜情況是發(fā)生在倒劃眼、接立柱、起鉆等上提作業(yè)過程中，其中約70%卡鉆事故發(fā)生在停鉆后上提鉆具20 m 內(nèi)，值得一提的是根據(jù)配置的不同，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器串頂端至鉆頭長度亦為20 m 左右，約40%卡鉆事故發(fā)生在停鉆后上提鉆具僅2～3 m 的過程中，約80%卡鉆事故井水平段長大于900 m，而大多數(shù)卡鉆事故發(fā)生前并無明顯征兆，如掉塊。這類卡鉆的原因一方面可能是由于頁巖脆性強(qiáng)、局部弱膠結(jié)層理面特別發(fā)育甚至地層破碎、井壁力學(xué)穩(wěn)定性差；另一方面可能是鉆井液懸浮穩(wěn)定性、攜巖能力、封堵能力以及鉆井液液柱壓力難以時(shí)刻滿足穩(wěn)定這類地層的需要。同時(shí)，井眼軌跡差、起下鉆速度過快亦在一定程度上加劇了鉆具對(duì)井壁凸起部位的刮擦和機(jī)械碰撞，尤其是在大狗腿度井段、“S”型井段，以及鉆井液液柱壓力的擾動(dòng)，使得局部不穩(wěn)定的井壁巖石發(fā)生失穩(wěn)。此外，導(dǎo)向工具段環(huán)空間隙小，未能及時(shí)返出的片狀掉塊易楔入此環(huán)空間隙，形成卡鉆。

2.4 鉆井液密度優(yōu)化難題

龍馬溪地層裂縫密度達(dá)3.6～92 條/m，且以斜交縫為主，鉆井液安全密度窗口窄，激動(dòng)壓力、抽吸壓力及ECD 控制不當(dāng)時(shí)極有可能引發(fā)剝落掉塊以及井漏等復(fù)雜情況，這一方面考驗(yàn)著鉆井液流變性能與封堵防塌性能，另一方面也對(duì)鉆井工程措施提出了較高的要求。在滿足井控需求的前提下，鉆井液合理施工密度取決于地層坍塌壓力、孔隙壓力、漏失壓力以及破裂壓力。在頁巖氣開發(fā)過程中，如何準(zhǔn)確確定鉆井液合理施工密度這一問題一直未能得到有效解決。實(shí)鉆發(fā)現(xiàn)，即使是同一平臺(tái)不同井的鉆井液安全密度窗口亦有較大區(qū)別。發(fā)生復(fù)雜情況時(shí)，現(xiàn)場只能通過氣測值、振動(dòng)篩返出狀況以及井下扭矩等參數(shù)盡快調(diào)整施工密度。顯然，合理鉆井液施工密度的確定不僅依賴于長期現(xiàn)場施工經(jīng)驗(yàn)的總結(jié)，更需要對(duì)工區(qū)鉆井液安全密度窗口的準(zhǔn)確預(yù)測。盡管在鉆井施工前，已經(jīng)根據(jù)地質(zhì)預(yù)測、測井資料解釋、鄰井實(shí)鉆資料等結(jié)果綜合確定了最優(yōu)鉆井液密度，并制定了一系列配套措施，但在實(shí)際施工過程中，依舊時(shí)常會(huì)因鉆井液過高或過低而誘發(fā)井漏、掉塊、坍塌等復(fù)雜情況。

根據(jù)長城鉆探公司對(duì)威202 區(qū)塊的孔隙壓力剖面測井解釋成果，威202 區(qū)塊的龍馬溪地層孔隙壓力當(dāng)量密度在1.20～1.81 g/cm3之間，然而，其坍塌壓力的預(yù)測尚不完善，實(shí)鉆最優(yōu)密度仍依靠經(jīng)驗(yàn)積累。盡管封堵試驗(yàn)證明了降低油基鉆井液施工密度的可行性，但未來仍需要地質(zhì)部門結(jié)合工區(qū)地質(zhì)特征和實(shí)鉆經(jīng)驗(yàn)進(jìn)一步深入開展壓力剖面分析，為探索頁巖氣地層最優(yōu)鉆井液施工密度清掃障礙。

2.5 鉆井液低密度固相控制難題

為降低成本和減少廢棄鉆井液對(duì)環(huán)境的污染風(fēng)險(xiǎn)，在頁巖氣作業(yè)現(xiàn)場，油基鉆井液服務(wù)主要采用工廠化配制加現(xiàn)場少量維護(hù)的模式，同時(shí)，完井后剩余老漿原則上應(yīng)收盡收，老漿性能處理達(dá)標(biāo)后全部重復(fù)使用。在這種情況下，老漿中LGS 累積問題不可避免。

針對(duì)早期離心機(jī)去除LGS 效率不高的問題，對(duì)油基鉆井液組分、低密度固相分離效果及其影響因素開展了系列實(shí)驗(yàn)與理論分析[9]，針對(duì)不同密度鉆井液，得出最優(yōu)的中、高速離心機(jī)轉(zhuǎn)速搭配，在高效去除LGS 的同時(shí)回收部分重晶石。同時(shí)，進(jìn)一步加強(qiáng)了固控設(shè)備維護(hù)、管理，振動(dòng)篩及一體機(jī)篩布目數(shù)由早期的200 目、230 目分別提高到了230 目、270 目，并確保除砂除泥一體機(jī)滿負(fù)荷運(yùn)行。

盡管采取了上述措施，現(xiàn)場三開油基鉆井液施工期間，仍然是在每次鉆井液性能維護(hù)處理后，隔約2 d 或進(jìn)尺200～300 m，低密度固相含量即升高約2%，鉆井液黏度及凝膠強(qiáng)度升高約10%～20%，一時(shí)間除了補(bǔ)充新漿稀釋似乎并沒有更好的處理措施。未來應(yīng)加強(qiáng)油基鉆井液對(duì)黏土礦物潤濕分散性影響的分析，優(yōu)化乳化劑加量及選型，同時(shí)，研發(fā)并引入油基鉆井液絮凝劑，從化學(xué)和機(jī)械耦合的角度協(xié)同控制低密度固相的累積。

2.6 油基鉆井液防漏堵漏技術(shù)難題

威遠(yuǎn)和昭通頁巖氣區(qū)塊具有層理、裂縫發(fā)育的特點(diǎn)，二者地質(zhì)構(gòu)造相近，漏層主要集中在棲霞組的灰?guī)r層以及龍馬溪組頁巖-五峰組灰?guī)r層，以裂縫性漏失為主，特點(diǎn)為漏失發(fā)生突然，漏速快，且地層存在多套漏層，多口井出現(xiàn)堵漏成功繼續(xù)鉆進(jìn)后仍然出現(xiàn)漏速小于2 m3/h 的滲漏，甚至發(fā)生鉆井液失返性惡性漏失的現(xiàn)象。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，僅2017～2018 年，長城鉆探鉆井液公司在川南頁巖氣區(qū)塊發(fā)生井漏25 井次，漏失油基鉆井液超過4200 m3，川慶鉆探在頁巖氣項(xiàng)目則發(fā)生井漏46 井次，漏失油基鉆井液超過6200 m3，由此帶來了巨大的時(shí)間和成本損失。

近年來，隨著油基鉆井液應(yīng)用規(guī)模的擴(kuò)大，油基鉆井液防漏堵漏技術(shù)研究逐漸增多，但仍然難以滿足當(dāng)前的施工需求[10-15]。與納微米孔縫封堵難題類似，油基鉆井液施工過程中發(fā)生惡性漏失時(shí)的堵漏手段及材料較為有限。旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器的使用則進(jìn)一步限制了堵漏材料的尺寸規(guī)格，導(dǎo)致現(xiàn)場油基鉆井液施工時(shí)的可用防漏堵漏材料及工藝措施較為單一，針對(duì)性不強(qiáng)。目前主要采用加隨鉆堵漏劑、橋接堵漏劑、高濾失承壓堵漏劑或替水基堵漏漿或替水泥漿以及凝膠堵漏的手段進(jìn)行承壓堵漏。若要增強(qiáng)堵漏效果，則要求堵漏劑的選型和粒徑尺寸要同地層孔隙和裂縫尺寸相匹配，但現(xiàn)場堵漏劑往往不能兼顧“進(jìn)得去”和“停得住”，材料用量大且封堵效果有限，堵漏效果差強(qiáng)人意。水泥堵漏法由于水泥的強(qiáng)度高，固化時(shí)間難以精確控制，水泥一旦固化難以再繼續(xù)擠入裂縫且施工風(fēng)險(xiǎn)大。

為加快緩解上述井漏復(fù)雜情況，亟待深入開展油基鉆井液隨鉆防漏堵漏技術(shù)以及油基鉆井液惡性漏失快速堵漏技術(shù)研究，針對(duì)不同類型的井漏有針對(duì)性地選擇堵漏措施，例如擠壓法，靜止堵漏法、循環(huán)堵漏法等，形成配套工藝，優(yōu)選出最佳方案，以減少因井漏造成的事故復(fù)雜情況和經(jīng)濟(jì)損失。

3 典型案例分析

H3*-4 井自井深2349 m 開始三開鉆進(jìn)，鉆井液密度為2.00 g/m3，期間返砂正常，無掉塊，無漏失。鉆至井深2886.85 m 發(fā)生井漏、鉆井液失返現(xiàn)象，將排量由1.98 m3/min 逐漸降低至0.78 m3/min，止漏，后加入隨鉆堵漏劑，2 h 后開始以1.69 m3/min的排量鉆進(jìn)，鉆進(jìn)時(shí)不漏，停泵接立柱時(shí)回吐8 m3，但開泵之后又憋回地層。之后排量保持在1.82 m3/min 鉆進(jìn)，鉆進(jìn)期間有時(shí)發(fā)生漏速小于5 m3/h 的漏失。鉆進(jìn)至井深2968 m 再次發(fā)生漏失，漏速為25 m3/h，之后加入隨鉆堵漏劑，堵漏未成功，降全井密度到1.97 g/cm3，之后保持以1.77 m3/min的排量鉆進(jìn)，不漏。提高到排量至1.98 m3/min，正常鉆進(jìn)，不漏。鉆進(jìn)至井深3278 m 發(fā)生漏失，漏速為4 m3/h，之后降排量到20 沖，期間加入隨鉆堵漏劑，繼續(xù)漏失，漏速為2 m3/h。后斷續(xù)鉆進(jìn)至井深3314 m（A 點(diǎn)井深3280 m），期間多次井漏，并伴隨降排量/停泵返吐現(xiàn)象，實(shí)施隨鉆承壓堵漏，復(fù)漏嚴(yán)重，最高堵漏劑濃度達(dá)27%，水泥漿堵漏未成功，后下鉆探塞返出約0.2 m3掉塊，循環(huán)3 h 后無掉塊。堵漏期間密度變化為2.00 ↘1.97 ↘1.94 ↘1.92 g/cm3。之后實(shí)施控壓鉆井，密度降至1.82 g/cm3，堵漏成功，補(bǔ)充1.25%FA-M及1.25%RB-N，鉆進(jìn)時(shí)篩面基本無掉塊，定期清高架槽，前期有少量薄片返出，1 d后基本無掉塊，鉆至4680 m完鉆，裸眼段長2331 m，水平段長1400 m。

而其鄰井H3*-3 井三開自井深2339 m 開鉆，鉆井液密度為2.00 g/cm3，進(jìn)入水平段后，密度提高至2.07 g/cm3，鉆至井深3329 m，返砂正常，無掉塊。停泵起鉆，至井深3285 m 時(shí)大鉤負(fù)荷增大，開始倒劃起鉆，倒劃至井深3190 m，有輕微阻卡，開泵井底返出掉塊和巖屑，繼續(xù)開泵上提鉆具至井深2883 m 時(shí)，返出掉塊和巖屑，清掃井底后，停泵起鉆，鉆頭位置在井深2719 m，上提懸重由1099 kN 增大到1336 kN，發(fā)生卡鉆，開泵環(huán)空憋壓并引起井漏，上下活動(dòng)鉆具解卡后，掃塞返出大掉塊及細(xì)巖屑，并有憋壓現(xiàn)象，再次清掃井底后順利起出鉆具。判斷該井卡鉆主要原因是巖屑床被破壞后未能及時(shí)帶離井底，在水平段堆積造成卡鉆，而掉塊則主要是由倒劃引起。后續(xù)鉆進(jìn)期間，在加大循環(huán)洗井時(shí)間等系列工程措施優(yōu)化的基礎(chǔ)上，將高溫高壓濾失量控制在3 mL 以內(nèi)，φ6讀數(shù)提高到7～10 之間，并將密度控制在2.04～2.05 g/cm3之間，順利鉆進(jìn)至井深4808 m，完鉆，期間未再發(fā)生井漏、井壁失穩(wěn)和起下鉆阻卡等現(xiàn)象。W202H3*-4 井及H3*-3 井鉆井液施工密度對(duì)比見圖3。

圖3 W202H3*-4 井及H3*-3 井鉆井液施工密度對(duì)比曲線

在鄰近的W202H** 平臺(tái)，W202H**-3 井，2880～3200 m 井段采用密度為2.0 g/cm3鉆井液鉆進(jìn)過程中，地層掉塊十分嚴(yán)重，后期在強(qiáng)化封堵的同時(shí)，提高鉆井液密度至2.12 g/cm3，掉塊現(xiàn)象明顯緩解，其鄰井W202H**-4 井亦存在因鉆井液密度偏低而誘發(fā)的掉塊、劃眼復(fù)雜情況，在強(qiáng)化封堵和提高密度至2.14 g/cm3后方得以正常鉆進(jìn)。

可見，合理的鉆井液密度、良好的流變性與攜巖能力以及適當(dāng)?shù)墓こ檀胧┑葘?duì)預(yù)防井漏、保障井下安全起到了重要支撐作用。但合理的鉆井液密度取決于更深入細(xì)致地研究與更精準(zhǔn)的預(yù)測手段。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1.龍馬溪地層薄水平頁理特別發(fā)育，夾層、交織縫多，縫間多充填方解石，膠結(jié)弱、易解理，具有天然體積縫發(fā)育特征，并可見明顯溶洞，存在嚴(yán)重的井漏風(fēng)險(xiǎn)。其微孔、縫尺寸介于104 nm～244 μm 之間，常規(guī)封堵劑難以形成有效架橋封堵。

2.頁巖地層微孔縫封堵、鉆井液流變性控制、水平段潤滑防卡、鉆井液密度優(yōu)化、鉆井液低密度固相控制以及油基鉆井液防漏堵漏等油基鉆井液技術(shù)難題是制約頁巖氣高效開發(fā)進(jìn)程的重要因素。

3.合理的鉆井液施工密度、良好的流變性與攜巖能力以及適當(dāng)?shù)墓こ檀胧┑葘?duì)預(yù)防井漏、保障井下安全起到了重要支撐作用。但合理的鉆井液密度取決于更深入細(xì)致的研究與更精準(zhǔn)的預(yù)測手段。