何建超，李 偉，李曉涵，趙 峰，樊大偉

（1.中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司第一鉆井工程分公司，天津 300280；2.中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司頁巖氣管理部，天津 300280；3.中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司蘇里格分公司，天津 300280）

黃2XX井為部署在川渝地區(qū)東山構(gòu)造西南傾沒端的一口頁巖氣評價井，構(gòu)造為四川盆地璧山-合江區(qū)塊，完鉆井深6 180 m，地理位置位于重慶市永川區(qū)，鉆探目的評價黃2XX井區(qū)頁巖氣儲層分布狀況及獲取水平井頁巖氣產(chǎn)能。該區(qū)域地層環(huán)境復(fù)雜，水平段五峰組、寶塔組頁巖灰?guī)r垮塌嚴(yán)重，井壁失穩(wěn)、漏失等復(fù)雜情況頻繁發(fā)生，且井眼凈化困難，油層保護(hù)重要。為解決這些問題，在進(jìn)入水平段前，先采用油基泥漿鉆井液體系，通過合理控制鉆井液密度、降低失水、加強(qiáng)防塌，控制了井壁垮塌，再細(xì)化施工方案，保證長水平段施工的順利進(jìn)行。

1 地質(zhì)工程概況

1.1 水平段巖性

黃2XX井水平段為龍馬溪組分為龍一、龍二組，龍一組主要巖性為深灰色、灰黑色以及黑色頁巖，龍二組主要巖性為綠灰色、灰色泥以及頁巖，壓力系數(shù)2.0。

1.2 設(shè)計井身結(jié)構(gòu)概況

一開使用Φ660.4 mm鉆頭鉆至井深52 m，下入Φ508 mm表層套管至51.8 m；二開使用Φ444.5 mm鉆頭鉆至井深1 076 m，下入Φ339.7 mm技術(shù)套管至井深1 074.1 m；三開使用Φ311.2 mm鉆頭鉆至井深3 038 m，下入Φ2.445 mm技術(shù)套管至井深3 036 m；四開使用Φ215.9 mm鉆頭鉆至井深6 180 m，下入Φ1.397 mm套管至井深6 175.99 m。

2 水平段鉆井液技術(shù)難點

2.1 井壁失穩(wěn)風(fēng)險大

（1）頁巖是脆性礦物，遇水膨脹，容易引起井眼垮塌，造成井下復(fù)雜甚至是事故；同時會造成地層裂縫與空隙堵塞，影響產(chǎn)能評定。

（2）頁巖的非有機(jī)質(zhì)孔隙是水潤濕相，孔隙中的氣體容易被水驅(qū)替，影響后期測井質(zhì)量。

2.2 井眼凈化能力要求高

井眼凈化不好會導(dǎo)致摩阻增加及“推土機(jī)”效應(yīng)，沉砂卡鉆，由于頁巖硬脆，井眼擴(kuò)大率約為4%～5%，造成卡鉆及難處理。影響下套管和固井作業(yè)正常進(jìn)行。

2.3 油氣層保護(hù)要求高

水平井水平段長鉆井液與油氣層接觸面積大，油氣層浸泡時間長鉆進(jìn)油氣層時，壓差較高，一旦損壞，難以修復(fù)。

3 鉆井液關(guān)鍵技術(shù)

3.1 鉆井液配方與配置重點

油基鉆井液具有抗高溫、抗鹽鈣侵、抑制頁巖水化膨脹和對油氣層損害程度小的特點，有利于井壁穩(wěn)定，潤滑防卡。下面依次講解本井油基泥漿的現(xiàn)場使用和井壁穩(wěn)定技術(shù)，井眼凈化技術(shù)及對油氣層的保護(hù)。

3.1.1 鉆井液配方

基礎(chǔ)油+（20～30）kg/m3BZ-OPE+（15～25）kg/m3BZOSE+4 kg/m3BZ-OWA+（25～30）kg/m3BZ-OWA+（25～30）kg/m3Ca（OH）2+（5～25）kg/m3BZ-OC+（15～25）kg/m3BZOFL+（2-4）kg/m3BZ-ORM+（25%～35%）CaCl2+重晶石。各材料功能為：BZ-OPE乳化基油、BZ-OSE輔助乳化及潤濕、BZ-OWA潤濕固相、Ca（OH）2堿度調(diào)節(jié)、BZ-OC提高粘度、BZ-OFL降濾失封堵、BZ-ORM提高切力、CaCl2平衡活度、重晶石用于提高鉆井液比重。性能要求見表1。

表1 鉆井液性能要求

3.1.2 配漿作業(yè)關(guān)鍵事項

（1）加清水單獨配濃度35%CaCl2鹽水，每個配漿罐單獨配制鉆井液。

（2）根據(jù)油水比和加重后體積變化情況，向配漿罐加入一定量基油，按照配方依次加入BZ-OPE、BZ-OSE、BZ-OWA、Ca（OH）2、BZ-OC、BZ-OFL、BZ-ORM。每種材料加入后都要持續(xù)循環(huán)并剪切攪拌0.5 h以上，全部材料加完后循環(huán)并剪切攪拌1 h以上。

（3）使用隔膜泵加CaCl2鹽水至已混配好的油基材料漿中，循環(huán)并剪切0.5 h以上，測試性能以滿足加重要求。其加量根據(jù)油水比確定，控制混入速度，提高剪切攪拌效率。

（4）通過加重漏斗剪切加重，控制好加重速度，將鉆井液密度調(diào)整為1.25～1.55 g/cm3。

（5）當(dāng)配制鉆井液密度小于2.00 g/cm3時，不需加入潤濕劑BZ-OWA。密度大于2.00 g/cm3時，潤濕劑BZOWA初次加量為設(shè)計加量的50%，其余50%待加重完成后在加入。配置期間，攪拌器必須全程啟動，充分循環(huán)，確保鉆井液均勻。

3.2 井壁穩(wěn)定技術(shù)

針對頁巖遇水膨脹，引起井眼垮塌導(dǎo)致的井壁失穩(wěn)問題，開展油機(jī)鉆井液針對性功能優(yōu)選與添加，確保油基泥漿有較低的高溫高壓失水（小于3 mL）、較高的破乳（電壓1 000 V）、適中的鉆井液密度（2.23～2.26 g/cm3），以預(yù)防井眼失穩(wěn)，避免垮塌事故發(fā)生。

3.2.1 基礎(chǔ)維護(hù)

油基鉆井液對頁巖起支撐作用較好。由于孔隙很小，受到毛管壓力的阻止，油分子很難進(jìn)入頁巖的有機(jī)質(zhì)和無機(jī)質(zhì)孔隙中。在井底溫度65℃時油基鉆井液ES保持在1 000 V以上。低于該值時，加入主乳化劑BZ-OPE、潤濕劑BZ-OWA，提高體系的穩(wěn)定性，按照設(shè)計要求控制油水比，采用調(diào)整補(bǔ)充新漿的油水比例調(diào)整循環(huán)系統(tǒng)井漿的油水比，同時根據(jù)配方補(bǔ)充主乳化劑BZ-OPE和Ca（OH）2。進(jìn)入龍馬溪組后，基本能維持破乳電壓在1 500 V，固相50%，含油48%，含水2%。

3.2.2 鉆井液密度維護(hù)

進(jìn)龍馬溪組后，泥漿密度提高至設(shè)計下限；在鉆進(jìn)過程中，根據(jù)井下安全和氣測值變化情況，提高或降低密度。提高密度作業(yè)時，按照循環(huán)周進(jìn)行重晶石添加，控制加重速度，或采取補(bǔ)充高密度泥漿的方式加重；同時補(bǔ)充乳化劑BZ-OSE和潤濕劑BZ-OWA。如果降低比重，混入提前配好的基漿，同時減小壓力波動引起的井壁失穩(wěn)；進(jìn)入龍馬溪組后密度維持在2.23～2.26 g/cm3。

3.2.3 鉆井液濾失控制

鉆井液濾失控制是預(yù)防井壁水化膨脹、剝落塌陷的重點。鉆井液在鉆進(jìn)中調(diào)整乳化劑和降濾失劑含量，維持嚴(yán)格的乳化狀態(tài)，有利于降低HTHP濾失量。龍馬溪組控制HTHP濾失量在3 mL以內(nèi)。保證優(yōu)質(zhì)泥餅的形成，最大限度地減少濾液浸入地層，避免引起地層應(yīng)力的改變，引發(fā)井壁坍塌；油基鉆井液高溫高壓濾失量不大于3 mL，預(yù)測鉆遇破碎地層、“穿底”等復(fù)雜情況前，應(yīng)調(diào)整高溫高壓濾失量不大于2 mL，泥餅厚度＜2 mm。

3.3 井眼凈化技術(shù)

3.3.1 井眼凈化難度解析

井眼凈化選用合理流型與鉆井液流變參數(shù)井斜角較小井段（＜45°），層流能獲得最佳的井眼清洗效果，盡可能提高鉆井液的動切力和在動塑比大斜度井段中使用紊流的清除效果更高。由于紊流只取決于流體的動量特性，而與鉆井液的流變性能無關(guān)，因而應(yīng)使用低粘度鉆井液。鉆井液在環(huán)空無法達(dá)到紊流，可通過提高鉆井液動塑比，使其在環(huán)空形成平板型層流來提高巖屑清洗效果。采用高粘度清掃液在此井段只能對液流中的巖屑起作用，而對清除巖屑床不起作用，但可通過間斷注入低粘劑，促成局部紊流，來清掃巖屑床。必須保持一定低剪切速率下的鉆井液粘度（3轉(zhuǎn)和6轉(zhuǎn)讀數(shù)），以提高浮鉆屑能力及防止鉆屑床的形成。嚴(yán)格控制初、終切力差值，避免鉆井液觸變性過大而帶來的各種不利影響，避免起下鉆過程產(chǎn)生過高的抽吸和激動壓力

3.3.2 工程措施

實行技術(shù)劃眼和短程起下鉆，避免形成巖屑床，確保垂沉于下井壁的鉆屑及時刮起并返出地面；根據(jù)扭矩、摩阻等井下情況每鉆進(jìn)300～500 m進(jìn)行一次短程起下鉆，提至鉆進(jìn)的正常轉(zhuǎn)速，并加大排量至30 L/s循環(huán)洗井1.5～2周，進(jìn)一步清潔井眼。

3.3.3 強(qiáng)化固控措施

水平段鉆進(jìn)時間越來越長，巖屑在井內(nèi)被鉆具反復(fù)拍打研磨，顆粒越細(xì)小清除越困難。現(xiàn)場使用振動篩的篩布目數(shù)200以內(nèi)。由于鉆井液密度在2.26 g/cm3，而設(shè)計要求固相含量在48%～52%之間，為了能去除有害固相，所以要求每天使用高速離心機(jī)，并且使用高速離心機(jī)時長為正常鉆進(jìn)時長的60%?？刂屏淤|(zhì)低密度固相小于8%。

3.3.4 中途循環(huán)降溫

由于井底溫度在142℃左右，對于定向井儀器損害較大，每次下入水平段700～800 m后，頂通循環(huán)測試儀器是否正常工作，并且大排量30 L/s循環(huán)一周，測試溫度基本在128℃左右。

3.4 油氣層保護(hù)

3.4.1 井底壓力與地層壓力平衡

鉆井液密度平衡預(yù)測的地層壓力，實現(xiàn)近平衡鉆進(jìn)作業(yè)。地層壓力67.52～74.60 MPa，壓力系數(shù)2.0，鉆井液密度值將略高于地層壓力系數(shù)0.3以內(nèi)，見表2，因此，維持鉆井液密度2.23～2.26 g/cm3施工，降低地層壓差，減少外部液體、固相的侵入，降低油氣儲層傷害，起到保護(hù)油氣層作用。

表2 地層壓力

3.4.2 降低失水或自由水侵入

嚴(yán)格控制鉆井液失水，本井高溫高壓失水2 mL以內(nèi)，縮短油氣層浸泡時間，減少油氣層污染時間。

3.4.3 控制波動壓力產(chǎn)生

油氣層鉆進(jìn)中，應(yīng)嚴(yán)格控制起下鉆速度，裸眼段控制下放速度在0.1～0.15 m/s，防止抽吸造成井噴或壓力激動造成產(chǎn)層傷害。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

該井水平段2 210 m，箱體鉆遇率為85%、軌跡平滑，完成了甲方要求的固井合格。本井為西南油氣田開發(fā)事業(yè)部在黃瓜山區(qū)塊最長水平井記錄。

（1）鉆進(jìn)中返砂正常，只有少量掉塊，未發(fā)現(xiàn)短時無返砂現(xiàn)象，起下鉆正產(chǎn)，到底開泵順利。

（2）全井摩阻系數(shù)控制在0.04～0.07，泥餅質(zhì)量良好，無粘卡現(xiàn)象；水平段460 m以內(nèi)有輕微托壓，水平段460 m以后下入水力振蕩器施工正常。

（3）無發(fā)現(xiàn)漏失，井漏風(fēng)險，無溢流顯示。

5 結(jié)束語

本井實踐證明，油基鉆井液體系的應(yīng)用，可大幅度減小井下復(fù)雜情況，提高機(jī)械鉆速，降低整體鉆井液成本，同時解決了本井高溫高壓帶來的失水高造成泥餅厚，污染油氣層的危害。但是國內(nèi)油基鉆井液配套的處理劑比較缺乏，在應(yīng)用油基泥漿的同時應(yīng)該加快對油基鉆井液所需要的基本處理劑的研制，并且油基泥漿專用的封堵劑比較匱乏，應(yīng)該加快研制，避免造成油基泥漿的漏失引發(fā)的井下風(fēng)險，節(jié)約鉆井成本，力爭使我國油基鉆井液處理水平踏上新的臺階。