賀 欽，林燚，孫長(zhǎng)健

（1.中國(guó)石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司 鉆井液技術(shù)服務(wù)公司，四川 成都 610056；2.中國(guó)石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司 川東鉆探公司，重慶 401147）

1 前言

非常規(guī)天然氣的大規(guī)模開發(fā)已成為天然氣增儲(chǔ)上產(chǎn)，助力“碳達(dá)峰、碳中和”的重要措施[1-3]。頁(yè)巖氣作為非常規(guī)天然氣重要組成部分，已在川南長(zhǎng)寧-威遠(yuǎn)區(qū)塊長(zhǎng)期成功開采。然而，由于頁(yè)巖的脆性指數(shù)高、水敏性強(qiáng)、微裂縫發(fā)育等原因[4-8]，導(dǎo)致在頁(yè)巖儲(chǔ)層長(zhǎng)水平段鉆井過程中井塌、井漏頻繁發(fā)生[9-12]，并誘發(fā)一系列復(fù)雜工程難題。使用堵漏材料和相關(guān)技術(shù)提高鉆井液的封堵承壓能力是成功堵漏的關(guān)鍵，常用堵漏材料分為膨脹型、剛性、韌性、聚合物類、凝膠類、納米粒子類等，使用多種封堵材料復(fù)配提高鉆井液封堵能力是堵漏的主要思路[13-15]。因此，針對(duì)川中威遠(yuǎn)區(qū)塊威204H53-8井裂縫性漏失問題，基于該思路優(yōu)選了多元強(qiáng)封堵油基鉆井液并成功完成堵漏，助力該井順利完鉆。

2 威204H53-8井工程地質(zhì)概況

威204H53-8 井是部署在威204H53 平臺(tái)的一口分支井，其采用三開的井身結(jié)構(gòu)，目的層位是龍馬溪組儲(chǔ)層。其中三開井眼尺寸為215.9 mm，水平段長(zhǎng)2 256 m，地層壓力系數(shù)1.85（資料來自威204井）。設(shè)計(jì)鉆井液密度窗口為1.92～2.20 g/m3，安全密度窗口窄。龍馬溪組頁(yè)巖上部主要為綠灰色泥、頁(yè)巖夾泥質(zhì)粉砂巖，下部為灰色、深灰色、灰黑色、黑色頁(yè)巖，測(cè)井解釋結(jié)果認(rèn)為頁(yè)巖黏土含量為11.9%，石英含量42%，孔隙度為6.8%，碳酸鹽巖含量14.4%，總有機(jī)碳7.3%，屬于富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖。根據(jù)設(shè)計(jì)資料和鄰井資料，該井在水平段鉆進(jìn)時(shí)，除了要維護(hù)好鉆井液基本性能外，還要針對(duì)可能遭遇井漏制定技術(shù)措施。

3 配方優(yōu)選與性能評(píng)價(jià)

3.1 配方優(yōu)選

針對(duì)威204H53-8 井的實(shí)際情況，在原井漿的基礎(chǔ)上優(yōu)先考慮其封堵性能，采用多類型封堵材料優(yōu)選出強(qiáng)封堵性油基鉆井液，封堵材料類型如表1所示。優(yōu)選出的配方為：井漿+6%JD-5+3%LCM-1+2%WNDK-2+6%WNDK-3＋1.6%WNPDL。

表1 封堵材料類型

3.2 性能評(píng)價(jià)

3.2.1 基本性能

威204H53-8井地層壓力系數(shù)高，為了鉆井安全，設(shè)計(jì)鉆井液安全密度窗口為1.92～2.20 g/m3，因此測(cè)試了65℃下不同密度段井漿在加入封堵材料后的鉆井液性能，結(jié)果如表2所示。

表2 威204H53-8井油基鉆井液基本性能（130℃老化16 h）

測(cè)試結(jié)果表明，所有密度段的鉆井液的塑性黏度＜70 mPa·s，滿足該井鉆井液設(shè)計(jì)要求，在130℃老化16 h 后依舊保持良好的流變性能。動(dòng)塑比處于0.20～0.24，說明油基鉆井液剪切稀釋性較好，能做到低黏保證流動(dòng)性并兼顧高切力保證攜巖效果。老化后的高溫高壓濾失量＜2 mL，說明油基鉆井液封堵性能好，失水量低，能夠較好抑制頁(yè)巖的水化膨脹。破乳電壓均遠(yuǎn)大于400 V，且高溫高壓實(shí)驗(yàn)的濾液在靜置24 h 后不分層，說明油基鉆井液乳化穩(wěn)定性好，抗溫能力強(qiáng)。不同密度段的油基鉆井液均滿足現(xiàn)場(chǎng)施工要求。

3.2.2 封堵能力

由于威204H53-8井為鉆遇裂縫帶漏失，采用平行縫板法評(píng)價(jià)了不同縫寬下油基鉆井液的封堵承壓能力[14]。表3的實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，原始井漿裂縫封堵能力弱，承壓能力低。當(dāng)加入多元封堵材料后，對(duì)于1、2、3 mm 寬的裂縫封堵承壓能力分別為9.87、7.21、4.92 MPa，油基鉆井液的封堵能力提高了4.98倍，并且能夠適應(yīng)多種裂縫寬度，說明多元強(qiáng)封堵鉆井液體系對(duì)龍馬溪組頁(yè)巖微裂縫具有良好的封堵效果。

表3 油基鉆井液裂縫封堵承壓效果

3.2.3 高溫沉降穩(wěn)定性

頁(yè)巖氣井在水平段鉆井時(shí)，需要保證鉆井液的攜巖效果，尤其是在鉆長(zhǎng)水平井時(shí)。鉆井液良好的沉降穩(wěn)定性可以阻止巖屑床的形成，防止卡鉆從而提高鉆井效率。采用靜態(tài)沉降法評(píng)價(jià)了加入封堵材料后的鉆井液的沉降穩(wěn)定性。將配置好的400 mL鉆井液裝入老化管中，并立放進(jìn)滾子加熱爐中，130℃下靜置24～72 h，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表4所示。

表4 油基鉆井液高溫沉降穩(wěn)定性

表4 的結(jié)果表明，多元強(qiáng)封堵油基鉆井液在130℃下靜置72 h 后，罐底沒有沉淀，上下密度差小，為0.03 g/cm3，析出油比率低，為1.6%，說明該體系油基鉆井液高溫沉降穩(wěn)定性好。

3.2.4 抑制性

選用威204H53-8 井的頁(yè)巖巖屑開展線性膨脹實(shí)驗(yàn)。將頁(yè)巖巖屑過0.15 mm 分樣篩之后在烘箱中100℃烘干，使用10 g 巖屑在壓樣機(jī)模具中以4 MPa壓力壓制5 min，制成柱狀巖樣，然后使用OFIT 頁(yè)巖膨脹儀分別測(cè)定巖樣在油基鉆井液和清水中浸泡16 h后的線性膨脹率[16]，結(jié)果表明，清水對(duì)頁(yè)巖巖屑的線性膨脹率為11.21%，油基鉆井液對(duì)頁(yè)巖巖屑的線性膨脹率僅為0.53%，膨脹率低，說明油基鉆井液對(duì)頁(yè)巖的抑制性良好。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

鄰井鉆井資料顯示，該區(qū)塊龍馬溪組頁(yè)巖儲(chǔ)層頻繁發(fā)生井漏，一次堵漏成功率低，并且在堵漏成功后極易發(fā)生復(fù)漏，往往需要進(jìn)行多次堵漏，或者采用橋漿堵漏和注水泥堵漏的方式相結(jié)合，既浪費(fèi)鉆井時(shí)間又大幅增加成本。威204H53-8井在進(jìn)入龍馬溪地層后，使用油基鉆井液鉆進(jìn)至井深5 626 m 時(shí)發(fā)現(xiàn)井漏，泥漿池液面出現(xiàn)滲漏，平均漏速0.89 m3/h，總漏失量達(dá)到129.3 m3，損失鉆井時(shí)間約144 h，現(xiàn)場(chǎng)認(rèn)為井漏為裂縫性漏失，面對(duì)復(fù)雜的裂縫性漏失情況，現(xiàn)場(chǎng)決定采用多元封堵材料形成多元強(qiáng)封堵油基鉆井液來提高封堵成功率。在井漏之后，主動(dòng)降低泥漿泵排量，此時(shí)液面微滲。配制堵漏漿20 m3（井漿+6%JD-5+3%LCM-1+2%WNDK-2+6%WNDK-3 ＋1.6%WNPDL），將堵漏漿打至漏失井段后關(guān)井憋壓，控制套壓4.3 MPa，憋入0.5 m3后壓力穩(wěn)定，成功完成堵漏?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，多元強(qiáng)封堵油基鉆井液有效提高了頁(yè)巖易漏地層的承壓能力，確保了頁(yè)巖儲(chǔ)層長(zhǎng)水平段的安全鉆進(jìn)。

5 結(jié)束語(yǔ)

威遠(yuǎn)區(qū)塊龍馬溪組頁(yè)巖微裂縫發(fā)育，漏失頻繁，堵漏成功率低。使用多元封堵材料能夠提高堵漏成功率，針對(duì)威204H53-8井優(yōu)選得到了多元強(qiáng)封堵油基鉆井液體系（井漿+6%JD-5+3%LCM-1+2%WNDK-2+6%WNDK-3+1.6%WNPDL），其封堵承壓能力強(qiáng)，提高了地層承壓能力，幫助該井實(shí)現(xiàn)了堵漏一次成功?？梢姟岸嘣嗉?jí)”的堵漏思路能夠適應(yīng)頁(yè)巖儲(chǔ)層封堵作業(yè)，為威遠(yuǎn)區(qū)塊防漏堵漏作業(yè)提供了思路和借鑒意義。