張冬明

（大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院，黑龍江 大慶 163000）

頁巖氣作為非常規(guī)資源的重要組成部分，具有巨大的資源潛力，已成為當(dāng)前能源開發(fā)的重點(diǎn)。由于頁巖地層微裂縫發(fā)育，巖石膠結(jié)性差、層理薄，容易發(fā)生井壁剝落和垮塌等復(fù)雜。與此同時(shí)，長寧地區(qū)頁巖氣儲(chǔ)層異常高壓，高密度鉆井液體系沉降穩(wěn)定性與流變性控制間的矛盾尤為突出，極大限制了鉆井液體系的攜巖能力。為此，筆者針對(duì)長寧頁巖氣地層的上述難題，開展關(guān)鍵處理劑研究與評(píng)價(jià)，形成了適用于長寧地區(qū)頁巖地層的高密度白油基鉆井液體系?，F(xiàn)場試驗(yàn)過程中，該體系表現(xiàn)出良好的防塌效果和攜巖能力，綜合性能滿足頁巖地層長水平段水平井鉆井需求。

1 高密度白油基鉆井液體系研究

為滿足長寧地區(qū)環(huán)保及鉆井需求，體系的研發(fā)重點(diǎn)是在優(yōu)選環(huán)保型基礎(chǔ)油和保證加重材料沉降穩(wěn)定的同時(shí)，盡可能降低體系的整體粘度，提高抗污染能力。另外，強(qiáng)化體系的防塌能力，實(shí)現(xiàn)體系對(duì)頁巖地層的有效封堵，保證井壁穩(wěn)定。

1.1 基礎(chǔ)油優(yōu)選

柴油的芳烴含量可達(dá)20%以上，運(yùn)動(dòng)粘度3～8mm2/s，輕質(zhì)白油的芳烴含量0.5%～5%，運(yùn)動(dòng)粘度2～5mm2/s，相對(duì)于柴油，輕質(zhì)白油具有更低的芳烴含量和運(yùn)動(dòng)粘度，更加符合長寧地區(qū)的環(huán)保要求和高密度鉆井液體系的粘度限制。通過開展不同運(yùn)動(dòng)粘度白油與2.0g/cm3密度鉆井液體系配伍性評(píng)價(jià)，以體系低粘高切為目標(biāo)，最終優(yōu)選出了運(yùn)動(dòng)粘度3.0mm2/s 的W1-110輕質(zhì)白油作為基礎(chǔ)油，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。

表1 輕質(zhì)白油對(duì)高密度體系流變性影響

1.2 關(guān)鍵處理劑優(yōu)選

針對(duì)白油芳香烴含量低，乳化劑對(duì)白油的乳化效果相對(duì)較差的問題，研選了兼具主乳、輔乳、潤濕功能的三合一乳化劑SCHR 作為體系核心處理劑，該乳化劑在白油中的乳化率達(dá)到98%，其潤濕能力還可改善加重材料的表面親油性，有效解決了高密度白油基鉆井液體系破乳電壓低、加重材料分散性差的問題，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。室內(nèi)評(píng)價(jià)表明，在高密度白油基鉆井液體系中，隨著乳化劑SCHR加量的增加，體系破乳電壓逐漸升高，并且隨著加重材料的有效分散，體系的高溫高壓濾失性也得到有效改善。

為保證高密度鉆井液體系的沉降穩(wěn)定性，提高有機(jī)土加量是最為有效的方法，但大量的加重材料將導(dǎo)致體系粘度和切力急劇增大，流變性控制困難。為此，優(yōu)選了在白油中膠體率可達(dá)88%的高效有機(jī)土HOYT，配合乳化劑對(duì)加重材料的潤濕效果，使得有機(jī)土加量在0.5%情況下即可保證2.0g/cm3密度體系靜止72h無沉降，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 有機(jī)土加量對(duì)體系流變性的影響

通過評(píng)價(jià)封堵材料對(duì)體系高溫高壓濾失量和泥餅滲透率的影響，優(yōu)選出了親油性復(fù)合封堵材料FHCM與剛性封堵材料TG-2，兩種材料對(duì)泥餅滲透率的降低率分別是81.9%和91.9%，可有效提高泥餅質(zhì)量，實(shí)現(xiàn)高密度鉆井液體系的超低濾失，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 封堵劑對(duì)濾失量和泥餅滲透率的影響

1.3 體系配方

以低粘、低濾失、無沉降為目標(biāo)，最終形成了密度2.0g/cm3的白油基鉆井液體系配方：輕質(zhì)白油+5%三合一乳化劑+1%有機(jī)土+3%降濾失劑+2%CaO+3%封堵劑+30%CaCl2水溶液+重晶石（油水比85∶15）。

2 高密度白油基鉆井液性能評(píng)價(jià)

2.1 高溫高壓流變性

利用Fan ix77 型全自動(dòng)高溫高壓流變儀模擬不同井深對(duì)應(yīng)的井底溫度和地層壓力，對(duì)密度2.0g/cm3體系進(jìn)行流變性評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4，該體系在高溫高壓條件下依然保持低粘高切良好的流變特性。

表4 高密度體系高溫高壓流變性評(píng)價(jià)

2.2 抗污染性

參照《川渝頁巖氣水平井油基鉆井液技術(shù)規(guī)范》中的性能要求，開展密度2.0g/cm3白油基鉆井液體系抗污染性評(píng)價(jià)。隨著鹽水和巖屑粉加量的增加，體系粘度與切力均有所增加，受AV≤90mPa·s和G10min＜15Pa的限制，該體系最終可抗土侵20%、鹽水侵20%，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2，體系整體性能未發(fā)生明顯惡化，各項(xiàng)性能指標(biāo)滿足現(xiàn)場施工要求，具有較好的抗污染能力。

2.3 封堵性評(píng)價(jià)

針對(duì)長寧頁巖氣地層的地質(zhì)條件，利用Fan 滲透性堵漏測(cè)試儀在150℃、壓差3.5MPa條件下，開展不同孔縫尺寸低滲砂盤封堵性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，以證鉆井液體系對(duì)地層孔縫的封堵效果，數(shù)據(jù)見表5。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，高密度白油基鉆井液體系在高溫高壓條件下可對(duì)10～100μm孔縫形成有效封堵。

表5 高密度體系低滲砂盤封堵性評(píng)價(jià)

3 現(xiàn)場試驗(yàn)

高密度白油基鉆井液在長寧地區(qū)YG-204井開展現(xiàn)場試驗(yàn)，鉆探目的是開發(fā)龍馬溪組頁巖氣產(chǎn)能，地層巖性以頁巖為主，完鉆井深5751m，垂深3841m，水平段長1551m，井底實(shí)測(cè)溫度148℃，鉆井液性能如表6所示。該井水平段施工過程中，為配合物探地震施工，連續(xù)等停15d，并且為防止信號(hào)干擾，無法長時(shí)間開泵循環(huán)，在此期間未發(fā)生重晶石沉降和鉆井液性能惡化等問題，驗(yàn)證了高密度白油基鉆井液體系良好的流變特性和高溫穩(wěn)定性。該井電測(cè)、下套管一次性到底，平均井徑擴(kuò)大率為10.48%，其出色封堵防塌能力和攜巖能力能夠滿足頁巖地層長水平段水平井的的鉆井施工需求。

表6 現(xiàn)場鉆井液體系實(shí)際性能

4 結(jié)論

（1）針對(duì)長寧地區(qū)頁巖氣地層的鉆井液施工難點(diǎn)，研選了環(huán)保型基礎(chǔ)油、三合一乳化劑等配套處理劑，并形成了一套高密度白油基鉆井液體系；

（2）高密度白油基鉆井液體系在2.0g/cm3密度條件下具有較好的流變性、乳化穩(wěn)定性、封堵防塌和抗污染能力，解決了體系破乳電壓低和流變性控制困難的難題；

（3）現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，高密度白油基鉆井液體系憑借優(yōu)異的封堵能力和流變特性，能夠解決頁巖氣水平井井壁穩(wěn)定性差、攜巖困難等技術(shù)難題，綜合性能滿足長寧地區(qū)頁巖氣地層的鉆井需求。