蔣羿黎

（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 610051）

由于頁巖的頁理、層理發(fā)育，存在大量天然的微裂縫薄弱面[1-3]，產(chǎn)狀多變，具有硬脆性，非均質(zhì)性和各向異性強，在長水平段容易發(fā)生掉塊、垮塌、井漏、高摩阻、托壓等井下復(fù)雜[4-6]，所以通常采用性能優(yōu)良的油基鉆井液，以確保穩(wěn)定井壁、井眼通暢，但是油基鉆井液產(chǎn)生的鉆屑含油量高，通常采用甩干、離心分離回收部分液相，處置費用高昂[7-8]。隨著效益開發(fā)頁巖氣、實施綠色鉆井等呼聲的提出，開發(fā)一種適用于頁巖氣水平井，性能與油基鉆井液相當(dāng)?shù)母咝阅芩@井液具有十分重要的意義[9-11]。

本文通過X 衍射實驗對威遠龍馬溪組頁巖礦物組分及巖石強度分析，提出“封堵-合理抑制-有效潤滑”的防塌研究思路；同時根據(jù)龍馬溪組頁巖的特征、理化性能，通過砂床實驗、滾動回收實驗等優(yōu)選出封堵劑、抑制劑和潤滑劑，對其進行體系設(shè)計。最終設(shè)計出一種適用于川渝地層條件的高性能鉆井液體系，室內(nèi)評價效果顯著，為高性能水基鉆井液替代油基鉆井液提供理論基礎(chǔ)。

1 威遠頁巖地層黏土礦物分析

當(dāng)前，國際上常用X 射線衍射對頁巖礦物組分進行定量分析，本章的操作方法按中石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SYT5163—2018《沉積巖中黏土礦物和常見非黏土礦物X 射線衍射分析方法》，采用X-射線衍射儀，對取自威遠露頭巖樣、井下的10 個巖心試樣進行分析測試。

1.1 頁巖礦物組分分析

從表1 可見：威遠井下巖樣黏土礦物總量分布在32.87%～39.61%，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)分布在36.08%～39.64%，脆性礦物總量分布在44.86%～48.05%；威遠露頭巖樣黏土礦物總量分布在11.02%～55.92%，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)分布在19.92%～63.89%，脆性礦物總量分布在39.06%～85.50%。威遠露頭巖樣與威遠井下巖樣的黏土礦物平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)均低于36%，其中井下巖樣黏土礦物平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)35.94%、露頭巖樣黏土礦物平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)30.24%。威遠露頭巖樣與威遠井下巖樣都不含菱鐵礦。

表1 頁巖樣品礦物成分特征

1.2 頁巖黏土礦物組分測試

采用XRD 對16 個威遠井下、露頭巖樣進行了黏土礦物組分分析實驗，結(jié)果見表2。

從表2 巖樣的黏土礦物相對含量結(jié)果及分析圖可見：威遠井下巖樣及露頭巖樣，伊利石質(zhì)量分?jǐn)?shù)分布為50.7%～77.2%；伊/蒙混層質(zhì)量分?jǐn)?shù)分布為5.0%～36.5%；綠泥石質(zhì)量分?jǐn)?shù)分布為10.1%～25.4%；威遠井下巖樣及露頭巖樣的非膨脹性黏土礦物含量相對較高，膨脹性黏土礦物含量相對較低，表現(xiàn)出弱水化膨脹特性；非膨脹性黏土礦物以伊利石為主，相對質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均值大于59%；綠泥石相對質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均值大于11%，無高嶺石。膨脹性黏土礦物以伊/蒙混層為主，相對質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均值小于22.8%，間層比低于15%，無蒙脫石。

表2 各巖樣XRD 黏土礦物分析

1.3 微觀結(jié)構(gòu)分析

圖1 所示為FMI 全井眼地層微電阻率成像儀的掃描結(jié)果，可以看出，取心頁巖地層裂縫發(fā)育，有部分張性裂縫，深電阻率大于淺電阻率的整幅度差反映了儲層的高角度（垂直）裂縫，深電阻率小于淺電阻率的負(fù)幅度差反映了儲層的低角度（水平）裂縫。

圖1 頁巖微電阻率掃描成像測井（FMI）圖

頁巖的微觀結(jié)構(gòu)分析可以顯示礦物間的定向排列、膠結(jié)程度、孔隙、裂縫的發(fā)育及分布，利用掃描電鏡能在無損條件下展示巖石內(nèi)部的結(jié)構(gòu)、組成及缺損，通過數(shù)據(jù)圖形分析確定高有機含量區(qū)域。

圖2 為掃描電鏡下的威遠露頭、井下巖樣的礦物組分賦存形態(tài)以及裂縫以及孔喉發(fā)育的特征。

圖2 威遠露頭與井下巖樣的礦物組分賦存形態(tài)、層理及孔喉發(fā)育的特征

從圖2 可以看出：無論是露頭還是井下的頁巖巖心，結(jié)構(gòu)緊密、壓實程度高，孔隙和微裂縫發(fā)育好，微裂縫在自然狀態(tài)下開度在5 μm 以上。

為一進步驗證鉆井液對巖心的作用，將威遠龍馬溪頁巖巖心在井漿中浸泡120 h 后，得到如圖3所示的電鏡掃描結(jié)果，巖心表面出現(xiàn)大量的、呈片狀的微裂縫。

圖3 W1-1-1 浸泡120 h 后頁巖的掃描電鏡結(jié)果

由于威遠頁巖黏土礦物主要由伊利石組成，含有少量的伊/蒙混層，不含易水化膨脹的蒙脫石，表現(xiàn)出來的特性是在水中很少發(fā)生膨脹和變軟，但是會水化分散；加上頁巖層理、裂縫發(fā)育，破壞了巖石的完整性，弱化原巖的力學(xué)性能，從而使得頁巖在外力作用下極易沿著微裂縫或?qū)永砻嫫骗h(huán)，從而發(fā)生井壁失穩(wěn)。

2 鉆井液浸泡對巖石抗壓強度特性的影響研究

為了分析頁巖在不同鉆井液體系作用下的力學(xué)強度保持能力、特性變化，本研究將對原巖巖樣和鉆井液作用巖樣進行巖石三軸抗壓強度特性測試。采用6 種鉆井液體系，在同樣的浸泡條件下（溫度為80 ℃，浸泡壓力3.0 MPa，時間為48 h）對32塊頁巖巖樣進行浸泡。

2.1 原巖抗壓強度特性

原巖巖樣采用井下巖心，在圍壓30 MPa（巖樣W1-1-1、W1-2-1）下進行三軸抗壓試驗，試驗得到的應(yīng)力-應(yīng)變曲線見圖4。

由圖4 可知，在壓力作用下龍馬溪組頁巖巖樣發(fā)生破裂，破裂面比較完整，形成劈裂式的裂紋，而不是“粉碎狀態(tài)”，呈現(xiàn)顯著的彈-脆性破環(huán)，表明其具有較高的抗壓強度和較強的彈性變形特點。在鉆井過程中，隨著鉆頭對巖石的破環(huán)，在井眼周圍形成大量的裂縫，繼而形成大面積的裂縫網(wǎng)。在鉆井液濾液的誘導(dǎo)作用下，地層巖石破裂條數(shù)持續(xù)增加，破裂面越來越復(fù)雜，復(fù)雜縫網(wǎng)大大降低巖石的強度導(dǎo)致巖屑塊狀剝落，從而引發(fā)井壁失穩(wěn)。

圖4 原巖巖心三軸應(yīng)力-應(yīng)變曲線及三軸抗壓實驗圖

2.2 鉆井液作用對巖石力學(xué)特性的影響

為了更好地評估不同鉆井液體系對頁巖巖石強度的影響，分別用6 種鉆井液體系對實驗巖心進行了浸泡，在30 MPa 圍壓下開展三軸抗壓試驗。其中1#～4#鉆井液評價采用露頭巖心，5#～6#鉆井液采用井下巖心，5#～6#鉆井液浸泡后巖樣的應(yīng)力-應(yīng)變曲線如圖5 和圖6 所示。

圖5 鉆井液作用后巖心的應(yīng)力-應(yīng)變曲線及巖心變形和破壞特征

由圖5 可以看出，井下巖心經(jīng)過5#、6#鉆井液浸泡后，巖石的變形和破壞規(guī)律同原巖巖心一致，仍然表現(xiàn)出劈裂式而不是粉碎性的破壞，體現(xiàn)了頁巖彈脆性破壞的特征。采用同樣的方法，將8 塊露頭巖心和2 塊井下巖心在不同的鉆井液體系中浸泡，根據(jù)每組的應(yīng)力-應(yīng)變曲線得到巖心的三軸抗壓實驗數(shù)據(jù)，見圖6。

圖6 鉆井液浸泡后的巖心三軸抗壓強度數(shù)據(jù)（30 MPa）

在不同的鉆井液體系中，強度的保持能力不一樣；受巖樣非均質(zhì)的影響，6 套體系的差異不太明顯。實驗過程中發(fā)現(xiàn)，巖心的破裂角度幾乎都在45°以內(nèi)，當(dāng)水平鉆進時，水力壓裂形成的裂縫并不完全垂直于井筒方向。

3 頁巖氣高性能水基鉆井液室內(nèi)研究

頁巖井壁失穩(wěn)主要是由于頁巖層理及微裂縫發(fā)育，鉆井液濾液在壓差作用、毛細管作用、化學(xué)滲透壓等作用下沿著裂縫侵入巖石，削弱鉆井液液柱壓力對井壁的支撐作用；同時由于濾液侵入地層，增加了濾液與黏土顆粒的接觸面，促進巖石水化分散，削弱了原巖石強度，從而沿著層理弱面破壞。因此，在設(shè)計高性能水基鉆井液體系時，主要考慮鉆井液的強封堵性、合適的抑制性、優(yōu)良的潤滑性。

3.1 高性能水基鉆井液核心處理劑優(yōu)選與復(fù)配

3.1.1 封堵劑復(fù)配

本文采用高溫高壓濾失量優(yōu)選封堵劑，其步驟如下：①配制10 L 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4%的預(yù)水化膨潤土漿（室溫下靜置水化24 h）作為實驗基漿。②將實驗用封堵劑分別加入325 mL 基漿中，在溫度120 ℃的高溫滾子爐內(nèi)老化16 h，用高速攪拌器攪拌10 min后，倒入裝有縫板或濾紙的鉆井液杯，按照高溫高壓濾失儀的操作規(guī)程，設(shè)定測試溫度為120 ℃，壓差為3.5 MPa，記錄30 min 內(nèi)累計濾失量，即可得到高溫高壓靜失水。③倒出鉆井液杯中的鉆井液，再在鉆井液杯中緩慢注入95 ℃的熱水至刻度線，在溫度120 ℃，壓差3.5 MPa 的條件下，每隔2 min記錄1 次濾失量，即可得到高溫高壓滲透失水情況。④取出并沖洗濾餅，測量濾餅厚度，觀察封堵劑對孔隙和裂縫的封堵情況。

將剛性、柔性封堵劑分別加入到4%的預(yù)水化膨潤土基漿中，按照上述實驗步驟進行測試，根據(jù)實驗結(jié)果，繪制高溫高壓累計濾失量、平均濾失速率、累積濾失體積與時間的關(guān)系曲線，如圖7 和圖8 所示。

由圖7 和圖8 可知，設(shè)計配方組合4 較其他組合的實驗漿高溫高壓濾失量更小，趨于恒定的時間更短，濾失速率降低更快，表現(xiàn)出的封堵效果更好。因此，建議剛性和柔性封堵劑復(fù)配比為3%超細碳酸鈣（2% 800 目+1% 1 250 目）+3%乳化瀝青。

圖7 超細碳酸鈣與乳化瀝青累計濾失量變化

圖8 超細碳酸鈣與乳化瀝青平均濾失速率變化

3.1.2 抑制性優(yōu)選

本文主要采用膨潤土容量實驗來進行抑制劑優(yōu)選實驗，其實驗步驟如下：①用清水將硅酸鈉、KCl和聚合醇抑制劑分別配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%的溶液；②以清水作為對照組，往3 種抑制劑溶液中加入同等質(zhì)量的膨潤土，調(diào)節(jié)pH 值為9，高攪20 min 后，在70 ℃下熱滾16 h，測試實驗漿的流變性；③不斷加入等量的膨潤土并調(diào)整其pH 值，同等實驗條件下測試流變性，重復(fù)實驗直至測量不出讀數(shù)為止。

通過對比3 轉(zhuǎn)讀數(shù)變化情況來說明清水和三種不同抑制劑溶液抑制膨潤土造漿能力，如圖9 所示。

圖9 膨潤土容量實驗

由圖10 可以看出：在清水中，隨著膨潤土含量的增加，黏土水化膨脹速度加快，3 轉(zhuǎn)讀數(shù)快速增加到超出量程，實驗漿逐漸形成一定的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)；隨著膨潤土含量的增加，加入KCl 的實漿動切力緩慢增加；當(dāng)膨潤土質(zhì)量濃度達到125 g·L-1時，動切力增加幅度上升，但仍低于聚合醇和硅酸鈉實驗漿的增加幅度。故根據(jù)膨潤土容量實驗結(jié)果，選擇KCl作為頁巖抑制劑。

3.1.3 潤滑劑優(yōu)選

將質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的潤滑劑RH-220、FRH、PPL以及室內(nèi)配制的潤滑劑乳液RH150 加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4%的預(yù)水化膨潤土基漿中，采用黏附系數(shù)測定儀和粘滯系數(shù)測定儀測得各實驗組的黏附系數(shù)Kf和黏滯系數(shù)Km，結(jié)果如表3 所示。

表3 實驗潤滑劑測試結(jié)果

從表3 中可以看出：含有潤滑劑的實驗組相較于對照組基漿都表現(xiàn)出了一定程度的潤滑能力；室內(nèi)配制的潤滑劑乳液RH150 黏附系數(shù)和粘滯系數(shù)最低，較基漿的黏附系數(shù)降低了47.10%，黏滯系數(shù)降低了57.04%。RH150 的流變性和降濾失效果表現(xiàn)最好。故選擇室內(nèi)配制的RH150 乳液作為潤滑劑。

3.2 高性能水基鉆井液體系室內(nèi)評價

目前，威遠區(qū)塊上部直井段使用的是鉀聚磺鉆井液體系，配方為：1.5%～2%原礦土+0.1%～0.2%KPAM+1.5%～2%SMP-II+1%～1.5%RSTF+2%～3% 潤滑劑+3%～5%KCl。為了更好地利用上部井段的鉆井液同時又配制出適宜頁巖龍馬溪地層使用的高性能水基鉆井液，在確定關(guān)鍵處理劑的最佳加量基礎(chǔ)上，初步建立了頁巖氣高性能水基鉆井液的基本配方為：11.5%原礦土+0.5%NaOH+0.1%～0.2% KPAM +7%～10%KCl+0.6%PAC-LV+4%SMP-Ⅱ+5%RSTF+3%超細酸鈣（2%800 目+1%1 250 目）+2%NRH+8%～10%RH150+重晶石。下面對研制的高性能水基鉆井液配方開展室內(nèi)評價，以確保其性能能滿足現(xiàn)場鉆井需要。

3.2.1 流變性與失水造壁性評價

考慮層理弱面影響下的使龍馬溪組頁巖保持井壁穩(wěn)定所需水基鉆井液密度為2.04 g·cm-3?，F(xiàn)場使用的油基鉆井液密度在2.00 ～2.20 g·cm-3之間，故選用密度為2.20 g·cm-3的高性能水基鉆井液與同區(qū)塊使用的其他鉆井液體系進行對比（其中JFS 為即時封堵防塌鉆井液體系，油基鉆井液為威遠水平段使用的國產(chǎn)油基鉆井液體系），結(jié)果如表4 所示。

表4 不同鉆井液體系性能對比

從表4 可以看出，室內(nèi)研制的高性能水基鉆井液體系在高密度條件下仍表現(xiàn)出“低黏度低切力”的特性，既利于流變性的控制，又保證了足夠的懸浮攜砂能力，在水平段有利于形成紊流，避免鉆屑堆積形成巖屑床；API 濾失量僅為0.8 mL，即使經(jīng)過130 ℃高溫老化，HTHP 濾失量也有2.5 mL，表現(xiàn)出幾乎與油基鉆井液相當(dāng)?shù)膬?yōu)良流變性、失水造壁性，明顯優(yōu)于鉀聚磺和JFS 體系。

3.2.2 封堵性能評價

采用GGS71-A 型高溫高壓失水儀進行體系封堵性能評價，將30 g 粒徑為0.43～0.85 mm 的頁巖巖屑和50 g 粒徑為0.15～0.25 mm頁巖巖屑粉裝入釜體，刮平端面后沿杯壁緩慢倒入400 mL 的鉆井液，在130 ℃、3.5 MPa 壓差條件下測試4 種鉆井液體系在30 min 內(nèi)的HTHP 濾失量，結(jié)果如表5 所示。

表5 鉆井液在高溫高壓頁巖床中的濾失量

從表6-10 中可以看出，高性能水基鉆井液和油基鉆井液的濾失量均為0 mL, 明顯優(yōu)于鉀聚磺和JFS 鉆井液，表現(xiàn)出了近乎與油基鉆井液相當(dāng)?shù)捻搸r床封堵能力。

3.2.3 抑制性能評價

為了更好地評價高性能水基鉆井液體系的抑制性，采用頁巖滾動回收實驗對威遠上部地層直井段使用的鉀聚磺鉆井液和同區(qū)塊其他井使用的JFS 鉆井液、油基鉆井液進行對比。

稱取50 g 粒徑為2.0～3.35 mm 的巖屑顆粒，倒入盛有350 mL 的清水、鉀聚磺鉆井液、JFS 鉆井液、高性能鉆井液、油基鉆井液的高溫罐中，在（130±3）℃下熱滾16 h 后冷卻至室溫；按上文所述回收巖屑稱重后，計算頁巖（相對）滾動回收率見表6。

表6 頁巖滾動回收率試驗結(jié)果

由表3 可知，高性能水基鉆井液的頁巖回收率范圍在 96.21%～94.76%，相對頁巖回收率可達98.49%，較油基鉆井液低0.62%，但比鉀聚磺和JFS鉆井液高，體現(xiàn)出高性能水基鉆井液與油基鉆井液相當(dāng)?shù)囊种菩?。這除了抑制劑KCl 的作用外，還與室內(nèi)配置的RH150 乳液有關(guān)，雖然RH150 是作為潤滑劑使用，但其有效成分中含有可做抑制劑的聚醚二胺，側(cè)鏈上的羥基(-OH)與水分子爭奪黏土顆粒上的吸附位置，在黏土顆粒間形成氫鍵，從而阻止水分子與黏土顆粒的反應(yīng)，達到抑制頁巖水化的目的。

3.2.4 潤滑性能評價

在同樣的條件下按照API 測試程序測得鉀聚磺鉆井液、JFS 鉆井液、高性能水基鉆井液和油基鉆井液的極壓潤滑系數(shù)、黏附系數(shù)和粘滯系數(shù)，見表7 所示。

從表7 中可以看出，通過對不同鉆井液體系的極壓潤滑系數(shù)、黏附系數(shù)和粘滯系數(shù)綜合對比評價，高性能水基鉆井液的潤滑性接近油基鉆井液，明顯優(yōu)于鉀聚磺鉆井液和JFS 鉆井液。

表7 高性能水基鉆井液潤滑性評價

這可能與自主配置的RH150 有關(guān)，RH150 中含有特定的基團與結(jié)構(gòu)，能在親水的鉆具、濾餅、井壁上形成油膜，在體系內(nèi)部聚集形成微乳液滴，從而將滑動摩擦轉(zhuǎn)變?yōu)闈L動摩擦，降低摩阻。

3.2.5 抗溫性能評價

威遠地區(qū)頁巖氣水平井垂深一般為2 800～3 500 m，井底溫度100～130 ℃，對鉆井液體系的抗溫性能要求較高，因此測試高性能水基鉆井液在100～150 ℃之間的抗溫能力，測試結(jié)果見表8 所示。

表8 高性能水基鉆井液抗溫性能評價

通過表8 可知，當(dāng)溫度不超過130 ℃時，高性能水基鉆井液體系的性能保持穩(wěn)定，隨著溫度的逐漸升高，粘切呈現(xiàn)出降低到緩慢升高的過程，而HTHP濾失量也從降低到一定程度后開始升高。當(dāng)溫度達到150 ℃時，體系的粘切力、HTHP 濾失量發(fā)生突變，這表明該體系抗溫可達130 ℃，能夠滿足威遠地區(qū)頁巖氣水平井對鉆井液高溫能力的要求。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

威204H11-X 井鉆至四開3 079.53 m 時轉(zhuǎn)換為高性能水基鉆井液體系，轉(zhuǎn)化初期井下存在少量掉塊，經(jīng)循環(huán)調(diào)整性能，恢復(fù)正常鉆井后井壁穩(wěn)定。繼續(xù)鉆至井深4 980.5 m 時起鉆遇阻卡，通過拉劃井壁、配合高密度重漿舉砂清潔井筒，攜帶出少量掉塊，后提高鉆井液密度2.18 g·cm-3順利鉆至設(shè)計井深完鉆。完井作業(yè)期間通井正常，四開進尺2 478.6 m，純鉆時間290 h，機械鉆速6.55 m·h-1，井徑擴大率5.70%，井眼規(guī)則、穩(wěn)定，與使用油基鉆井液的相鄰井相當(dāng)，機械鉆速有明顯優(yōu)勢，儲層鉆遇率高，說明該井段采用的高性能水基鉆井液體系能夠滿足井下鉆井的需要。

5 結(jié) 論

1）威遠龍馬溪組頁巖黏土礦物以伊利石為主，含伊/蒙混層礦物，無蒙脫石：水敏性弱，屬于低水化膨脹性頁巖，巖石表面呈現(xiàn)兩親性；壓實程度高、結(jié)構(gòu)緊密，微裂縫發(fā)育，易因流體浸入而導(dǎo)致層間剝離失穩(wěn)的；威遠龍馬溪組頁巖無論是井下還是露頭巖心，滲透性都極低；巖心的密度大，在水平段鉆進過程中，應(yīng)注意提高鉆井液體系懸浮攜砂的能力。

2）龍馬溪組頁巖具有抗壓強度高和彈性變形強的特點，表現(xiàn)出脆性劈裂破壞的特征，因此頁巖氣用水基鉆井液需要具有一定的封堵性和抑制性，以減少對頁巖巖石強度的影響，利于維護井壁的穩(wěn)定。從而提出了“強化封堵-合理抑制”，封堵與抑制協(xié)同作用的水基鉆井液防塌技術(shù)思路。

3）采用“強化封堵-合理抑制-有效潤滑”的多元協(xié)同的思路，在上部井段使用的鉀聚磺鉆井液體系基礎(chǔ)上對關(guān)鍵處理劑優(yōu)選確定加量，通過大量的室內(nèi)配伍、復(fù)核實驗，最終確定頁巖氣高性能水基鉆井液的基本配方為：11.5%原礦土+0.5%NaOH+0.1%～0.2 % KPAM+7%～10 % KCl+ 0.6 %PAC-LV+ 4%SMP-Ⅱ+5%RSTF+3%超細酸鈣（2%800 目+1%1 250 目）+2%NRH+8%～10%RH150+重晶石。通過室內(nèi)評價實驗，該體系可抗溫130 ℃、適用密度可達2.20 g·cm-3，具有與油基鉆井液相當(dāng)?shù)姆舛隆⒁种颇芰?，潤滑性能?yōu)良，流變性穩(wěn)定。