白 楊，李道雄，李文哲，李宏波，羅平亞

1.油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室·西南石油大學，四川 成都 610500；2.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川 成都 610500；3.四川長寧天然氣開發(fā)有限責任公司，四川 成都621000

引言

目前，長寧區(qū)塊水平井井壁失穩(wěn)導致的掉塊、垮塌是油氣勘探、開發(fā)面臨重大的問題之一。造成井壁失穩(wěn)的影響因素有很多，大致可以分為以下幾個方面：地質力學因素、地層因素、工程因素。地層因素主要有地層構造、地層產(chǎn)狀、巖石特性、礦物組成等。在水平段鉆進過程中，鉆井液對巖石的影響程度在某種意義上決定了井壁的穩(wěn)定能力。優(yōu)選微納米級封堵材料并提高地層封堵能力是解決長寧區(qū)塊龍馬溪組地層井壁失穩(wěn)的關鍵[1]。

Cai 等[2]將納米級SiO2加入到油基鉆井液，對頁巖微裂縫有良好的封堵效果，應用結果表明，固含量為10% 的納米SiO2封堵效果最好。劉振東等[3]采用反相（W/O）微乳液法制備了一種納米顆粒NFD–1，在勝利油田羅家區(qū)塊應用后，該納米顆粒進入細微裂縫地層的微小孔隙和裂縫后可以減緩鉆井液向地層的滲透。蔡巍等[4]以微納米級剛性材料G–5 為主要原材料在其表面改性，通過正交實驗法合成樣品NS–6，在焦頁211–4 井的成功應用后，發(fā)現(xiàn)NS–6 對微裂縫的封堵效果明顯。這些研究說明，優(yōu)選一種或多種性能穩(wěn)定的納米級封堵劑來封堵細微裂縫，是有效解決長寧區(qū)塊龍馬溪組水平段井壁失穩(wěn)問題的有效途徑。

目前，應用到現(xiàn)場的封堵劑粒徑大部分分布在微米級，但是對細微裂縫發(fā)育的地層效果不是特別理想。因此，針對長寧區(qū)塊龍馬溪組水平段井壁失穩(wěn)的問題，只有微納米級封堵劑才能對細微裂縫發(fā)育的頁巖儲層起到有效封堵作用，因此，需要優(yōu)選適用于油基鉆井液的專用封堵材料，在井壁形成致密的封堵層，提高井壁穩(wěn)定性能[5-8]。

1 地層研究及井壁失穩(wěn)分析

1.1 巖石微觀結構

龍馬溪組水平段頁巖巖芯局部層段厚度較小，并發(fā)育大量層理，局部層段裂縫充填鹽晶體，巖石易斷裂。龍馬溪組頁巖水平段在鉆進過程中，容易出現(xiàn)塌陷、斷塊等失穩(wěn)現(xiàn)象。采用環(huán)境掃描電子顯微鏡（SEM）對龍馬溪組的巖芯裂縫進行分析發(fā)現(xiàn)，龍馬溪組頁巖層理發(fā)育，層狀結構明顯，裂縫發(fā)育（圖1），裂縫中見鹽晶體，這些裂縫開口約2～5μm，巖樣易沿層理裂縫滑動使巖石力學強度減弱。在鉆井液侵入之后，造成現(xiàn)有微裂縫繼續(xù)擴張，極易發(fā)生井壁失穩(wěn)等問題。因此，在鉆進過程中，鉆井液添加劑的優(yōu)選尤為重要[9-13]。

圖1 地層巖樣SEM 掃描電鏡照片F(xiàn)ig.1 SEM image of stratum rock sample

1.2 儲層巖性分析

對于龍馬溪組水平段頁巖巖芯進行X–射線衍射實驗，測試其礦物組成并分析其脆性指數(shù)，計算公式為

式中：BI—脆性指數(shù)，%；

Vqua—石英和長石含量，%；

Vdol—白云石含量，%；

Vcal—方解石含量，%；

Vcla—黏土總含量，%；

Voth—其他礦物成分含量，%。

龍馬溪組水平段巖芯全巖礦物和黏土礦物分析結果見表1 和表2。由表1 和表2 可見，龍馬溪組水平段巖芯以石英為主，平均含量約49.90%，含有少量方解石和長石。其黏土礦物主要為高嶺石、綠泥石和易高混合層，無蒙脫石。平均脆性指數(shù)約為64.67%。該類頁巖硬度高，機械強度高，水化和膨脹能力較弱，但是由于油基鉆井液的潤滑性能降低了裂縫面的摩擦系數(shù)，使鉆井液極易進入裂縫，增大了縫尖應力強度。在高應力和外力作用下微裂縫逐漸延伸，使井周有效應力逐漸降低，微裂縫進一步發(fā)生擴展，導致井壁失穩(wěn)[10-11，14]。

表1 深層頁巖巖芯全巖礦物分析Tab.1 Whole rock mineral analysis of deep shale core %

表2 深層頁巖巖芯黏土礦物分析結果Tab.2 Results of clay mineral analysis in deep shale core %

1.3 井壁失穩(wěn)機理分析

由以上分析可知，龍馬溪頁巖儲層石英含量高，石英顆粒間呈點、線接觸，針片狀黏土顆粒充填于微晶石英顆粒之間，致使其整體定向特征較弱。通過全巖礦物分析和黏土礦物分析可知，龍馬溪組頁巖是弱水敏性的硬脆性頁巖，鉆井液濾液進入致使頁巖膠結強度變低，以及近井壁地層孔隙壓力增加從而誘發(fā)微裂縫擴展延伸致使井壁坍塌失穩(wěn)。通過地層裂縫特征可知，龍馬溪組水平段裂縫分布范圍大致在微納米級別，但是現(xiàn)場使用的鉆井液將不能滿足對微裂縫封堵要求，鉆井液濾液沿著微裂縫侵入地層，使巖石之間的膠結能力變弱，地層微裂縫擴張，發(fā)生掉塊、井壁坍塌等井壁失穩(wěn)問題[15-16]。

2 井壁穩(wěn)定鉆井液體系研制及性能

對龍馬溪組頁巖地層巖性、裂縫發(fā)育、水敏性及儲層裂縫發(fā)育等特征進行系統(tǒng)分析表明，龍馬溪組頁巖為弱水敏、硬脆性頁巖。該地區(qū)微裂縫發(fā)育，在鉆井液侵入微裂縫時，井壁出現(xiàn)掉塊、垮塌等現(xiàn)象。油基鉆井液在濾失、潤滑性、抗高溫等性能方面優(yōu)于水基鉆井液，且性能相較于水基鉆井液穩(wěn)定，根據(jù)實際問題建立了一套針對龍馬溪組頁巖井壁失穩(wěn)的微納米封堵方案和微納米封堵油基鉆井液體系。油基鉆井液在裂縫中傳播速度較水基鉆井液慢，瞬時濾失很小，這就說明泥餅形成瞬間更少的濾液進入地層，為穩(wěn)定井壁提供有力保障，因此，選擇油基鉆井液來解決龍馬溪組水平段井壁失穩(wěn)問題[17-24]。

2.1 油基鉆井液關鍵處理劑優(yōu)選

2.1.1 有機土優(yōu)選

實驗室通過在300 mL 的5#白油中加入3%有機土，在150°C老化16 h后，測試不同有機土的流變性能、中壓失水、成膠率，來優(yōu)選出綜合性能較好的有機土（表3）。從表3 可以看出，各實驗漿在150°C、16 h 條件下熱滾后，4 種有機土在5#白油中表現(xiàn)出不同的適應性，有機土HW Gel–3 在常溫下靜置90 min后，試管底部無沉淀，成膠率高達70%。在流變性能和失水方面，考慮到龍馬溪組現(xiàn)場施工情況，有機土HW Gel–3 所表現(xiàn)的抗溫性能、提切性能可以滿足現(xiàn)場施工要求。

表3 有機土優(yōu)選實驗結果Tab.3 Optimum expriment results of organic soil

2.1.2 乳化劑優(yōu)選

以“基漿1[基漿1：300 mL 5#白油+20%CaCl2溶液（質量分數(shù)25%）+3% 有機土]+乳化劑（3% 主乳化劑+1%輔乳化劑）”為實驗漿，在150°C條件下老化16 h后，測試不同實驗漿的流變性能、中壓失水和破乳電壓，優(yōu)選出綜合性能較好的乳化劑。乳化劑優(yōu)選實驗結果見表4。

從表4 可以看出，各個實驗漿在150°C條件下老化16 h 后的破乳電壓值均大于900 V，體系均穩(wěn)定；基漿1 中沒有添加乳化劑，未形成乳狀液，故基漿1 的破乳電壓為2 034 V；乳化效果越好，油包水乳狀液分散越均勻，鉆井液的表觀黏度相對提高，乳化劑OME 實驗漿的表觀黏度較高，并且濾失量最小，優(yōu)選其為構建鉆井液體系的乳化劑。

表4 乳化劑優(yōu)選實驗結果Tab.4 Optimum expriment results of emulsifier

2.1.3 降濾失劑優(yōu)選

以“基漿2[基漿2：300 mL 5# 白油+3% 主乳化劑+1% 輔乳化劑+20% CaCl2溶液（質量分數(shù)25%）+3% 有機土]+4% 降濾失劑”為實驗漿，在150°C條件下老化16 h后，測試不同降濾失劑的流變性能、API 失水量和HTHP 失水量，優(yōu)選出綜合性能較好的降濾失劑。

降濾失劑優(yōu)選實驗結果見表5。

表5 降濾失劑優(yōu)選實驗結果Tab.5 Optimum expriment results of fluid loss reducer

由表5 可見，與降濾失劑OFC、YJ–2 和KJR 相比，Trol–101 效果最優(yōu)，可抑制高溫高壓濾失量，增強泥餅致密性，滿足優(yōu)化設計指標。鑒于此，選用Trol–101 作為核心降濾失劑。

2.1.4 微納米封堵劑優(yōu)選

根據(jù)龍馬溪組地層巖樣微裂縫與微觀孔隙的特征，優(yōu)選了微納米封堵劑：單向壓力封堵劑、ME–CAL、二氧化鈦、SMXFT。采用220 nm 孔徑微孔濾膜來評測封堵劑的封堵能力。以“基漿3[基漿3：5# 白油+20.0% CaCl2溶液（質量分數(shù)25%）+3.0%有機土+0.5% 氧化鈣+2.0% 主乳化劑+1.0% 輔乳化劑+4.0% 降濾失劑+2.0% 潤濕劑+1.5% 封堵劑XNZD–1+1.5% 封堵劑XNZD–2]+0.5% 封堵劑”為實驗漿，測試各實驗漿在150°C條件下老化16 h 前后的封堵性能，以220 nm 孔徑濾膜的濾失量為主要指標，微納米封堵劑優(yōu)選實驗結果見表6。

表6 微納米封堵劑優(yōu)選實驗結果Tab.6 Experimental results of optimal dosage of modified graphene

實驗優(yōu)選封堵劑SMXFT，使用該封堵劑后，泥餅厚度最小1.62 mm，220 nm 孔徑濾膜的濾失量最小，濾失量為8.2 mL，微觀封堵良好。納米封堵劑SMXFT 固含量為10%的改性石墨烯，SEM 掃描電鏡照片見圖2a 和圖2b，粒徑116.0～714.4 nm，平均粒徑292.8 nm（圖2c，圖2d）。納米封堵劑所采用的封堵評價方法是采用孔徑為220 nm 納米濾膜測量HTHP 濾失量，石墨烯加入到油基鉆井液后評價石墨烯的封堵性能，整個流體體系具有穩(wěn)定的觸變性。另外，石墨烯自身性質的緣故也彌補了納米材料易團聚的問題，因其吸附作用可使得添加劑之間更好發(fā)揮自身作用，從而提高材料利用率。

圖2 改性石墨烯SEM 掃描電鏡照片及粒徑分析Fig.2 SEM images and particle size analysis of modified graphene

在此優(yōu)選基礎上，進一步優(yōu)選，建立了適用于龍馬溪組水平井的油基鉆井液基礎體系，其配方為：5# 白油+20.0% CaCl2溶液（質量分數(shù)25%）+3.0%有機土HW Gel–3+0.5%氧化鈣+2.0% 主乳化劑+1.0% 輔乳化劑+4.0% 降濾失劑Trol–101+2.0% 潤濕劑MOWET+1.0% 提切劑ML–CSON+1.5% 封堵劑XNZD–1+1.5% 封堵劑XNZD–2+0.5% 封堵劑SMXFT+重晶石（密度2.0 g/cm3），油水比為80：20，將鉆井液配方命名為LMX–1。

2.2 鉆井液體系性能評價

2.2.1 封堵性能評價

（1）滲透性封堵評價

對鉆井液LMX–1 的滲透性封堵性能進行研究，利用砂床侵入實驗對比微納米封堵劑添加前后的侵入深度，以此說明鉆井液的滲透性封堵效果。

實驗方法如下：

①將20～40 目的石英砂在105°C高溫條件下烘4 h；

②在鉆井液濾失儀中加入烘干的石英砂，并加入鉆井液；

③測定不同漿液在砂床的侵入深度；

④將配制好的漿液在150°C條件下老化16 h，0.69 MPa 條件下測量侵入深度。

實驗數(shù)據(jù)表明（表7），鉆井液基漿在砂床中的侵入深度為5.2 cm，漏失量為0，鉆井液基漿中的有機土、重晶石等對石英砂孔隙進行了一定程度的封堵，但是由于顆粒較大封堵效果差，鉆井液侵入深，在基漿中加入優(yōu)選以后的微納米級封堵劑，侵入深度為2.2 cm，封堵效果有了很大的提升，微米級封堵劑填充了由重晶石等大顆粒在石英砂孔隙通過架橋形成的次級小孔隙。由于石墨烯其分布范圍廣，可對形成的上級孔隙進行有效的封堵。

表7 砂床侵入實驗結果Tab.7 Sand bed invasion expriment results

（2）微納米孔（縫）的封堵評價

根據(jù)龍馬溪組巖芯微觀孔隙特征的分析結果，采用220 nm 微孔濾膜模擬漏失介質孔徑對鉆井液LMX–1 進行微納米孔（縫）封堵性能評價，以漏失量為評價指標。實驗發(fā)現(xiàn)，經(jīng)過220 nm 微孔濾膜時，鉆井液LMX–1 的瞬時濾失量均為0，30 min 后濾失量仍均為0，表明該鉆井液體系具有較強的封堵微裂縫和微觀孔隙的能力。

2.2.2 抗巖屑污染

向油基鉆井液LMX–1中，加入不同質量分數(shù)的鉆屑，在2 000 r/min 下高速攪拌30 min后，在150°C下老化16 h 測量鉆井液性能，見圖3、圖4。

由圖3、圖4 可知，隨著地層巖屑加量的增加，體系的塑性黏度逐漸增大，破乳電壓值從初始的1 256 V 下降到1 024 V，但是破乳電壓值下降幅度較小。當巖屑加量在20%以下時，體系的流變也能滿足，破乳電壓值高。當巖屑加量為20%時，濾失量大幅增加，相比鉆井液基漿濾失量增加5 mL，此時六速黏度計已經(jīng)不能正常測定老化以后鉆井液的流變性參數(shù)，說明固相含量超標，造成鉆井液流變性能變差，從而影響其攜巖性能。當鉆井液中侵入過多的巖屑時應該立即開啟地面固控裝置，減少鉆井液中固相含量，保證鉆井液正常工作。

圖3 隨巖屑加量高溫高壓濾失量變化圖Fig.3 Change of FLHTHP with cuttings loading

圖4 隨巖屑加量破乳電壓變化圖Fig.4 Demulsification voltage changes with cuttings loading

2.2.3 沉降穩(wěn)定性評價

鉆井液的沉降穩(wěn)定性嚴重影響鉆井液的其他性能，引發(fā)鉆井事故。油基鉆井液中潤濕劑將重晶石表面由親水轉變?yōu)橛H油，從而提高在油相中的懸浮分散性以防止重晶石發(fā)生沉降，因此，沉降穩(wěn)定性是評價油基鉆井液性能好壞的一項重要性能指標，尤其高密度條件下。配制4 種不同密度油基鉆井液，用量筒法在室溫下分別靜置12 和24 h，用密度計測量上下部密度差，通過密度差值的大小來表征沉降穩(wěn)定性的好壞。實驗條件為150°C、熱滾16 h，實驗結果見圖5。

圖5 鉆井液體系不同時間密度差Fig.5 Density difference of drilling fluid system at different times

由圖5 可知，同一密度的油基鉆井液體系，隨著靜置時間的增加，上下部密度差逐漸增大，但是4 種密度體系的鉆井液室溫下靜置24 h后，上下部密度差均小于0.020 g/cm3，當鉆井液體系密度為2.0 g/cm3，鉆井液體系密度差為0.019 g/cm3，說明該微納米封堵油基鉆井液體系的內部結構黏度強，形成了很牢固的空間結構；該鉆井液體系中潤濕劑的改性效果明顯，重晶石表面由親水性翻轉為親油性，使得重晶石在鉆井液中有了更好的分散性，進一步使得鉆井液有了良好的沉降穩(wěn)定性。此外，不同密度的同一體系靜置相同的時間，密度差呈現(xiàn)出一定的差異性，是由于不同密度體系所含固相不同，密度越高，固相含量越多，沉降后上下部密度差越大。

3 現(xiàn)場應用

試驗井水平段主要位于龍馬溪組頁巖層，鉆進過程中易發(fā)生垮塌、卡鉆等復雜問題，同時鉆遇裂縫發(fā)育帶時可能存在異常高壓。為保證高效低成本鉆井，需要嚴防井下出現(xiàn)垮塌，早發(fā)現(xiàn)井下垮塌前兆，及時處理，防止情態(tài)向嚴重局面發(fā)展。應加強監(jiān)控，按實際情況調整鉆井液密度，維護好鉆井液性能，保證順利鉆達靶點。

3.1 鉆井液性能

在深入分析龍馬溪組水平段井壁失穩(wěn)機理的基礎上，優(yōu)化設計得到適合于長寧區(qū)塊龍馬溪組的油基鉆井液配方。該井壁穩(wěn)定鉆井液在現(xiàn)場成功應用后（圖6），避免了龍馬溪組水平段井壁失穩(wěn)等復雜事故的發(fā)生，節(jié)約了工時。

在龍馬溪組井壁易失穩(wěn)層位，鉆井液的動塑比為0.22～0.25，動塑比持續(xù)處于優(yōu)異狀態(tài)，在水平段內鉆井液的攜巖能力和井眼清潔效率良好（圖6a）；在水平段鉆進時，試驗井段鉆井液失水造壁性良好，初始水為0，這說明鉆井液在井壁上形成泥餅，且無濾液進入地層。最終30 min 高溫高壓失水低于2.0 mL，減弱了濾液在裂縫中的壓力傳遞，有力保障了水平段鉆進時井壁的穩(wěn)定性（圖6b）。

圖6 鉆井液現(xiàn)場維護試驗Fig.6 Field maintenance test of drilling fluid

3.2 井壁穩(wěn)定分析

該技術在N–212 井進行試驗，該井試驗井段為3 600～4 200 m，由于該試驗井在完鉆之后未進行井徑測井作業(yè)，通過鉆井時扭矩變化來間接進行井壁穩(wěn)定分析，鉆井時扭矩變化如圖7 所示。

在鉆進過程中，由于井壁失穩(wěn)導致大掉塊發(fā)生時，掉塊掉落在鉆頭周圍后會導致扭矩突變，長時間掉塊及掉塊較多時會導致扭矩增加，因此，可以通過扭矩的變化來判斷井下井壁失穩(wěn)等復雜情況。

由圖7 可知，在試驗井段3 600～4 200 m，試驗前平均扭矩為8.80 kN·m，試驗后平均扭矩降為6.78 kN·m，同比減小了23%。該變化間接說明該體系有利于提高龍馬溪組水平段井壁穩(wěn)定性。

圖7 鉆井時扭矩變化圖Fig.7 Diagram of torque variation during drilling

現(xiàn)場試驗證明，該鉆井液體系不僅對井壁能進行有效封堵，同時能有效控制鉆井液濾失量，使得鉆井液濾液難以進入目的層細微裂縫，從而減少掉塊、降低扭矩。該現(xiàn)場應用結果也佐證了鉆井液體系有利于維持井壁的穩(wěn)定性。

4 結論

（1）長寧區(qū)塊龍馬溪組頁巖層是以石英為主，伊/蒙混層為輔的硬脆性泥頁巖，平均脆性指數(shù)約為64.67%。隨著井深不斷增加、應力及外力不斷增加的條件下使微裂縫發(fā)育，鉆井液濾液侵入造成井壁失去平衡，導致井壁掉塊、坍塌等復雜情況。

（2）根據(jù)長寧區(qū)塊龍馬溪組水平段井壁失穩(wěn)特性，室內根據(jù)緊密堆積原理采取多種粒徑復配，建立了針對解決長寧區(qū)塊龍馬溪組頁巖井壁失穩(wěn)的微納米封堵方案：1.5%封堵劑XNZD–1+1.5%封堵劑XNZD–2+0.5%石墨烯SMXFT，現(xiàn)場應用表明，該納米封堵方案有良好的封堵效果。

（3）現(xiàn)場應用表明，鉆井時試驗前平均扭矩為8.80 kN·m，試驗后平均扭矩降為6.78 kN·m，同比減小了23%。證明該微納米封堵方案所形成的鉆井液體系封堵能力強，井眼清潔能力和抗溫性能良好，且具有較強的抗污染能力和失水造壁性能，使得鉆井液體系易于現(xiàn)場維護。