劉 政, 李茂森, 何 濤

(中國石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術(shù)服務(wù)公司)

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(jìn)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(jié)構(gòu)

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(biāo)準(zhǔn)SY/T 5163-2010，采用X射線衍射方法，對巖心試樣進(jìn)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(jī)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(jìn)行XRD黏土礦物組分分析。由實驗結(jié)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(jié)構(gòu)

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(jī)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(jìn)行觀察[1]，結(jié)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(xué)方面分析，微裂縫和微孔洞的存在將弱化巖石的力學(xué)性能，破壞巖石的完整性。在毛細(xì)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(jìn)頁巖中黏土礦物與鉆井液濾液的作用，弱化頁巖強(qiáng)度，增大井壁失穩(wěn)幾率。因此，強(qiáng)化封堵性能是足201-H1井油基鉆井液的關(guān)鍵點。

三、鉆井液技術(shù)難點和技術(shù)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(jìn)過程中存在井壁垮塌、井涌、井漏等風(fēng)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(jìn)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(dǎo)致卡鉆的風(fēng)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(jī)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(yīng)力方向設(shè)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(jìn)過程中，井壁易失穩(wěn)，進(jìn)而引起井下卡鉆等復(fù)雜事故。

采取以下4方面的技術(shù)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(yù)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(fù)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(fù)雜地層時，采用隨鉆封堵技術(shù)和段塞封堵技術(shù)，進(jìn)一步治理復(fù)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(dá)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(hù)難度大。

針對該井井下溫度高的問題，采取3方面的技術(shù)對策來解決該難題：①選用抗高溫強(qiáng)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(qiáng)化固控設(shè)備的使用，振動篩和除砂器的使用率100%，離心機(jī)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(yīng)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(jìn)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(yán)重，進(jìn)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(jìn)時明顯增多，給鉆進(jìn)帶來很多技術(shù)難題[2-3]。采取3方面的技術(shù)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(yīng)強(qiáng)化鉆進(jìn)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(shù)服務(wù)公司的抗高溫強(qiáng)封堵油基鉆井液體系鉆進(jìn)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(jī)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(qiáng)封堵油基鉆井液，60 ℃測定油基鉆井液的性能，結(jié)果如表1所示。

表1 抗高溫強(qiáng)封堵油基鉆井液的基本性能

從表1可以看出，抗高溫強(qiáng)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(yuǎn)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(qiáng)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(shè)置150 ℃，靜恒，評價油基鉆井液在靜止?fàn)顟B(tài)下的高溫沉降穩(wěn)定性。實驗結(jié)果如表2所示。

由表2可知，抗高溫強(qiáng)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(qiáng)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(qiáng)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(jié)果如表3所示。

表2 抗高溫強(qiáng)封堵油基鉆井液的高溫沉降穩(wěn)定性

表3 封堵性實驗結(jié)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(fù)配添加效果優(yōu)于2種封堵劑復(fù)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(qiáng)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(zhǔn)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(qiáng)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(qiáng)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(jī)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(qiáng)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(qiáng)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(qiáng)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(jié)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(qiáng)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(yīng)用

足201-H1井四開?215.9 mm井眼段，使用川慶鉆探鉆井液技術(shù)服務(wù)公司的抗高溫強(qiáng)封堵油基鉆井液體系，在井深4 030 m轉(zhuǎn)化為抗高溫強(qiáng)封堵油基鉆井液，水平段靶區(qū)A點井深4 538 m，抗高溫強(qiáng)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(kuò)大率3.5%，井身質(zhì)量好。鉆井過程中，抗高溫強(qiáng)封堵油基鉆井液的性能見表5。

表5 足201-H1井抗高溫強(qiáng)封堵油基鉆井液性能

六、結(jié)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(jié)構(gòu)進(jìn)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(jìn)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(jìn)過程中井壁易失穩(wěn)。

(2)足201-H1井現(xiàn)場應(yīng)用表明，抗高溫強(qiáng)封堵油基鉆井液可以適應(yīng)渝西區(qū)塊頁巖氣水平井鉆井技術(shù)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(yīng)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(shù)，以滿足未來開采頁巖氣的需要。