長寧頁巖氣井鉆井復雜情況及鉆井液工藝技術

明顯森， 袁志平， 賓承剛

（1.川慶鉆探鉆采工程技術研究院·油氣田應用化學四川省重點實驗室，四川廣漢618300；2.川慶鉆探川西鉆探公司，成都610051）

長寧頁巖氣井鉆井復雜情況及鉆井液工藝技術

明顯森1， 袁志平1， 賓承剛2

（1.川慶鉆探鉆采工程技術研究院·油氣田應用化學四川省重點實驗室，四川廣漢618300；2.川慶鉆探川西鉆探公司，成都610051）

闡述了長寧頁巖氣區塊嘉陵江組至韓家店組鉆井過程中時常出現的復雜情況：在大段泥巖段鉆井鉆頭被泥包；部分地層層理發育，易發生力學坍塌，上部裸眼井段垮塌，出現卡鉆；裂縫發育較好，地層連通性強，易發生井下漏失；在蠕變地層鉆井易造成井徑擴大；泥巖污染，同時提出了鉆井液維護處理存在的難題以及解決措施。根據在嘉陵江至韓家店組鉆井遇到的復雜情況進行分析和實踐應用，對水基鉆井液配方進行優化，在長寧區塊應用十余井次，大大減少了復雜情況出現的概率，順利鉆穿嘉陵江石膏層，克服了飛仙關泥巖段，避免了長興-龍潭區域性垮塌，杜絕了因鉆井液維護處理不當導致的井下復雜情況。長寧區塊不同地理位置井場的地層變化較大，加深對長寧區塊地層的認識，盡可能在鉆井設計時更有針對性地提出建議與措施，減小復雜情況出現的頻率，為頁巖氣優質、高效、低成本的鉆井提供一定技術參考。

頁巖氣；復雜地層；井下復雜；鉆井液

近年來，頁巖氣作為非常規能源之一在全球油氣資源領域異軍突起，形成勘探開發的新亮點。加快頁巖氣勘探開發，已經成為世界主要頁巖氣資源大國和地區的共同選擇[1-3]。提高機械鉆速、降低鉆井成本對于成功開發頁巖氣至關重要。國內外文獻中討論和研究較多的是頁巖水平段鉆井過程中工程復雜、技術措施以及鉆井液配方的優化和應用情況[4]，對進入水平段之前的上部井段復雜情況分析和研究較少。主要闡述了長寧頁巖氣井鉆井過程中嘉陵江組至韓家店組頻繁出現的復雜情況：大段泥巖段經常出現鉆頭泥包現象；部分地層層理發育，易發生力學坍塌，上部裸眼井段垮塌，出現卡鉆；裂縫發育較好，地層連通性強，易發生井下漏失；蠕變地層鉆井造成井徑擴大；泥巖污染[5]。對以上情況進行實例列舉，同時從鉆井液方面提出了預防及解決措施，減少因鉆井液維護處理不當而引起的復雜情況，為頁巖氣鉆井盡可能地減少復雜，為優質、高效、低成本鉆井提供技術參考。

1 嘉陵江組至韓家店組地層概況及鉆井復雜情況

1.1 地層簡況

長寧區塊區域構造位置位于四川盆地與云貴高原結合部，川南古坳中隆低陡構造區與婁山褶皺帶之間，北受川東褶皺沖斷帶西延影響，南受婁山褶皺帶演化控制，其構造特征集2者于一體的構造復合體。嘉陵江至韓家店組地層分層情況及巖性見表1。

表1 長寧區塊嘉陵江至韓家店組地層分層及巖性描述

1.2 鉆井復雜情況

根據長寧頁巖氣區塊多平臺已鉆井實際情況，在嘉陵江組至韓家店組鉆井過程中時常出現鉆頭泥包、卡鉆、井壁垮塌、井下漏失、井徑擴大、泥巖污染等復雜情況，這與地層變化情況、鉆井工程參數、鉆井液維護處理情況均有一定關系，導致了鉆井難度的增加，延長了鉆井周期，增加了鉆井成本，表2對嘉陵江至韓家店組已出現過的井下復雜情況進行了簡要概括。

表2 嘉陵江至韓家店組已鉆井復雜情況

2 井下復雜風險分析及鉆井液技術

2.1 井下復雜及鉆井風險分析

嘉陵江組至韓家店組鉆井過程中復雜情況可歸為井壁失穩、井下漏失以及鉆井液污染3大類，具體內容如下所述。

1）鉆頭泥包。在飛仙關組、龍潭組泥巖段鉆井過程中，若鉆井液抑制能力弱，流變性差，快速鉆進時易發生鉆頭泥包現象[6-7]。

2）卡鉆。在嘉陵江至韓家店組鉆井過程中發生較多的是井塌卡鉆、壓差卡鉆和砂橋卡鉆，卡鉆程度各異，輕微的卡鉆可通過主動劃眼的方式解決掉，嚴重時易造成井眼報廢、填井側鉆[8]。長寧HW-2井使用聚合物鉆井液復合鉆進至井深1 769.90 m，上下拉劃井壁，發現懸重770↑870 kN，遇卡 100 kN，扭矩8.9↑ 17.0 kN·m，采用循環間斷上提下放活動鉆具，出口返出大量掉塊，未解卡，之后采用泡酸的方式解卡。寧AB-H1井用密度 1.30 g/cm3鉆井液鉆至井深 3 447.17 m 上提鉆具時遇卡，經處理未解卡，自井深2 150 m側鉆。

3）井壁垮塌。長興組、龍潭組上部為灰黑色頁巖、黑色碳質頁巖以及泥巖；而龍潭組古生界的鋁土質泥頁巖為裂縫、層理發育地層，易垮塌，鉆進中鉆具碰撞、鉆井液沖刷也易引發掉塊垮塌。特別是在同一裸眼井段不同地層壓力系數下，當鉆井液密度控制不好波動范圍大，就容易發生井壁失穩，出現井壁垮塌。如表3中飛仙關組～茅口組，地層壓力系數發生變化，長寧HQ平臺井中多次在該段發生垮塌，返出掉塊尺寸大、數量多，上提密度均未能很好得以解決。

表3 長寧HQ平臺地層壓力系數預測表

4）井下漏失。嘉陵江、飛仙關、茅口組均發生過井下漏失，且地理位置不同，漏失情況各異。嘉陵江組地層部分位于構造的主體部位，漏失通道以溶洞和大裂縫為主，開啟性裂縫和承壓能力較低是嘉陵江組地層漏失的主要特點。飛仙關組地層的漏失類型為裂縫性漏失和溶洞性漏失，漏失通道以溶蝕孔洞、大裂縫為主。惡性漏失和大溶洞置換性漏失、堵漏難度大是飛仙關組地層漏失的主要特點。茅口、棲霞為易漏層段，在某些鉆井區塊屬于裂縫性漏失，見表4。通過提高鉆井液密度平衡長興～龍潭地層坍塌壓力，又易導致茅口組等下部井段井漏，是一個鉆井對立難題。

5）井徑擴大。長寧地區嘉陵江組地層垂厚約500～550 m，特別是嘉四3亞段～嘉四1亞段以石膏、石膏夾膏質云巖為主，具有明顯的塑性蠕變能力。采用聚合物鉆井液、聚合物無固相鉆井液在該地層鉆進時，井眼直徑變大，易形成大肚子，巖屑返出率低，鉆進過程中易造成卡鉆，起鉆作業時易造成下鉆遇阻。長寧HR平臺兩口井測井數據表明，在井深778～891 m的嘉陵江地層鉆井過程中，井眼擴大率較大，部分井段出現大肚子，起下鉆阻卡嚴重，見表5。

6） 泥巖污染。飛仙關組是長寧區塊主要泥巖段，在鉆進過程中，泥頁巖會發生水化滲透現象[9-10]，井壁與鉆井液接觸后吸水膨脹、分散，該段平均鉆時為2～3 min/m，巖屑返出量大，若鉆井液抑制能力差，很容易水化造漿，導致鉆井液膨潤土含量迅速上升，膨潤土含量增加[11]，引起鉆井液的表觀黏度、塑性黏度、切力上漲，濾失量增加，攜巖能力差（見表6），同時嚴重時導致鉆井泵壓上漲，影響鉆井施工。

表4 嘉陵江至韓家店組井下漏失實例

表5 長寧HR平臺嘉陵江地層井眼擴大率

表6 長寧HQ-1井飛仙關泥巖段鉆井液CEC、PV值與鉆井進尺關系

2.2 鉆井液技術存在的難點

根據以上所述工程地質特點，長寧頁巖氣井在嘉陵江至韓家店組鉆進過程中的鉆井液維護處理具有以下施工難點。①嘉陵江組鉆井易造成鉆井液石膏污染，井眼尺寸擴大，因裂縫發育井下漏失的可能性較大。②飛仙關組大段泥巖鉆進，易造成鉆井液巖屑污染，黏度和切力、濾失量難以控制，同時具有鉆頭泥包， 井壁失穩，卡鉆等風險，飛二段～飛一段裂縫發育較好，井漏次數較頻繁，堵漏成功率低。③長興組～龍潭組為層理發育地層，易發生區域垮塌，有卡鉆風險，鉆井液流變性及濾失量難以控制。④茅口組～棲霞組地層含硫化氫，地層壓力系數變化，存在井壁失穩、防硫、防噴、防漏等技術難題[12-13]。

2.3 鉆井液技術解決思路及對策

1）在嘉陵江地層鉆進可加入磺化類處理劑，提高鉆井液的抗膏鹽污染能力，保證鉆井液性能的穩定。提前對鉆井液進行預處理，在體系中加入一定量的CaO，保持鉆井液中Ca2+含量為300～400 mg/L，利用“同離子”效應，盡可能減小石膏層在鉆井液浸泡時發生溶解，避免對鉆井液性能造成不利影響。使用化學處理劑，即純堿或者小蘇打。鈣侵發生后，pH值在可控范圍內一般使用純堿進行處理，如果pH值較高可使用小蘇打，Ca2++OH-+HCO3-→CaCO3+H2O。將井漿提前轉化為KCl-聚合物鉆井液鉆進，維持體系中大分子包被劑的濃度在一定范圍內，提高鉆井液的抑制能力。

2）大段泥巖段鉆進時，保證體系中KCl的加量在7%以上，Cl-含量為30 000 mg/L左右，保持足夠的抑制能力，防止地層的水化膨脹、垮塌。加入封堵類處理劑，如瀝青，提高井壁穩定性[14]。為防止泥巖分散膨脹，控制劣質土相含量，采用聚合物強包被抑制劑與KCl結合使用，抑制地層的水化膨脹，防止垮塌。利用PAC-LV控制鉆井液濾失量，提高泥餅的致密性和韌性，保持井眼穩定?？刂坪勉@井液的pH值為8.0～9.0，過高的pH值會促進泥巖水化分散。嚴格使用固控設備，振動篩、一體機、離心機，保證鉆井液達到凈化要求。

3）長興-龍潭組要預防井壁失穩，①控制好鉆井液密度，在井下正常的情況下盡量走設計高限，通過鉆井液的液柱壓力支撐井壁，平衡地層應力，避免地應力釋放造成井壁失穩、導致井壁垮塌；②鉆進該層位之前加入防塌類鉆井液處理劑如：瀝青、超細鈣、FRH、FK-10等，改善泥餅質量；③嚴格控制鉆井液濾失量，維持鉆井液中壓濾失量不大于5 mL，該段中鋁土質泥巖水敏性強，造漿嚴重，容易對鉆井液流變性能造成較大影響，導致黏度、切力上漲，濾失量增加；④提高鉆井液的抑制能力，聚合物包被劑與無機鹽抑制劑復配使用，保證鉆井液中聚合物的含量為0.5%，氯根含量為30 000 mg/L；⑤該段鉆時較快，使用好固控設備，注意觀察振動篩巖屑返出情況，振動篩能夠第一時間反映井下情況、鉆井液性能，為出現井下復雜情況提供提前預判。

4）茅口組～韓家店組要預防井壁失穩，使用低濾失量、高礦化度和適當黏度的防塌鉆井液，在破碎易塌地層適當提高鉆井液密度；避免鉆頭泥包和抽吸作用引起的井壁坍塌?？ㄣ@的預防措施主要是調節好鉆井液性能，提高鉆井液的潤滑性能，降低泥餅的黏附系數，有效防止壓差卡鉆。

2.4 鉆井液施工推薦配方

根據以上不同地層復雜情況，由鉆井現場多口井實踐推薦鉆井液優化配方如下[15]。

（3%～4%）膨潤土漿+（0.1%～0.2%）NaOH+（0.2%～0.5%）聚合物包被抑制劑+（0.2%～0.4%）流型控制劑+（3%～4%）磺化類處理劑+（1.0%～1.5%）聚合物降濾失劑+（5%～7%）無機鹽抑制劑+（1%～3%）胺基抑制劑+（2%～4%）防塌潤滑劑+（0.3%～0.5%）CaO+（0.5%～1%）除硫劑+重晶石

3 鉆井液現場應用及復雜情況處理

3.1 現場應用情況

根據在嘉陵江至韓家店組鉆井遇到的復雜情況進行分析和實踐應用，對水基鉆井液配方進行優化，在長寧區塊應用十余井次，減少了復雜情況的發生，順利鉆穿嘉陵江石膏層，克服了飛仙關泥巖段，避免了長興-龍潭區域性垮塌，杜絕了因鉆井液維護處理不當導致的井下復雜情況，具體統計見表7。

3.2 井下復雜情況處理及原因分析

3.2.1 井漏原因分析

長寧H25平臺在鉆至飛仙關組飛一段時出現惡性井下漏失，嚴重影響了鉆井周期，增加了鉆井成本。實施多次綜合堵漏和水泥堵漏，堵漏效果均不佳，原因可能主要有以下2點。①地層裂縫或孔洞的縱深分布較廣，且連通性好，堵漏劑架橋和水泥均未能實現裂縫或孔洞的有效全部封堵。②堵漏劑經過井下長時間浸泡后，形成的橋塞強度不夠，在經過井下綜合壓力及壓力激動的綜合作用后，橋塞松動、失效，引起井下復漏。

表7 鉆井液應用情況

3.2.2 惡性井漏治理方法及應用效果

1）橋漿承壓堵漏。根據長寧H25-8井飛仙關組發生惡性井漏及多次復漏的情況，長寧H25-9井和長寧H25-10井在該層位采用低密度1.10 g/cm3的鉆井液鉆穿飛仙關后（因下步長興組、龍潭組不同的地層壓力系數），對地層進行承壓堵漏。堵漏漿推薦配方：井漿+4%隨鉆堵漏劑+4%細顆粒+10%中顆粒+4%粗顆粒+8%高效堵漏劑。

承壓堵漏施工步驟為：①在地面根據堵漏漿推薦配方配制堵漏漿，保證其有效體積不低于20 m3；②配堵漏漿時下入光鉆桿至井底，小排量循環下放鉆具將井底沖洗干凈，再將鉆具提離井底20～30 m開始進行堵漏施工作業；③堵漏施工時，采用鉆井排量的1/3～1/2泵注和泵替堵漏漿；④堵漏漿頂替到位后，短起至預計堵漏漿位置以上100～200 m后開始關井憋壓，關井憋壓壓力以5～8 MPa為宜（長寧H25-8井三開地破試驗承壓8 MPa未破）；⑤實施擠注作業，擠注時應一次性將2/3的堵漏漿擠入地層，候堵1～2 h后，再次開始擠注；若依然無起壓現象，則繼續候堵30 min后再擠注。在擠注過程中，若發現起壓，應適當提高擠注速度，以提高堵漏成功率。⑥若穩定壓力值低于5 MPa，且堵漏漿已全部擠入地層，則應根據首次承壓情況，適時調整堵漏漿再次進行承壓堵漏試驗；若穩壓在5 MPa以上，開井循環無漏失，則進入下步作業程序。其中在堵漏施工過程中要注意憋壓后應緩慢泄壓。

2）橋漿-水泥漿復合堵漏。若采用承壓堵漏措施堵漏2次無效，則應及時采用注水泥堵漏施工作業。采用注水泥堵漏作業時，鉆具也應盡可能靠近漏層，以提高堵漏成功率，具體施工步驟如下：鉆具提離井底→泵注橋漿（橋漿泵至鉆具內容積1/2時，關井）→泵注前隔離液→泵注水泥漿→泵后隔離液→用鉆井液將鉆具內的堵漏漿頂替出鉆具→倒閘門、反擠（根據立管壓力和套管壓力確定反推量）→起鉆至套管鞋→循環→關井反擠→關井憋壓候堵。

表8 長寧H25平臺飛仙關組井下漏失情況

經過對長寧H25-8井堵漏經驗及施工總結，長寧H25-9井和長寧H25-10井采用橋漿承壓堵漏和橋漿-水泥漿復合堵漏措施，減少了損失時間，縮短了鉆井周期，提高了堵漏成功率。

4 結論與建議

1.長寧頁巖氣井嘉陵江至韓家店組鉆井過程中出現復雜情況較為頻繁，嚴重影響正常鉆井施工，嘉陵江石膏污染，井徑擴大、井下漏失；飛仙關組鉆頭泥包，泥巖水化分散污染鉆井液，井下發生漏失；長興-龍潭組易發生區域性垮塌，卡鉆風險較大；茅口組井下漏失、井壁失穩，均給鉆井增加了風險，嚴重影響了鉆井周期，增加了鉆井成本。

2.長寧區塊不同地理位置井場的地層變化較大，加深對長寧區塊地層的認識，盡可能在鉆井設計時更有針對性地提出建議與措施，減小復雜情況出現的頻率，為優質、快速、高效鉆井提供基礎。

3.復雜地層鉆井液體系應重點以封堵性、抑制性、潤滑性為主，強化鉆井液性能參數，為應對不同地層特點制定鉆井液體系優化方案。

4.目前鉆井現場使用較多的抑制劑有無機鹽類、聚合物類等，這些處理劑對地層起到一定抑制作用，但抑制效果無法充分滿足井下需求，建議在現有抑制劑的基礎上，優選效果更好的抑制劑，如胺基聚醇、聚胺類抑制劑等。

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Drilling Challenges and Drilling Fluid Technologies for Shale Gas Drilling in Changning Area

MING Xiansen1, YUAN Zhiping1, BIN Chenggang2
(1. Drilling & Production Technology Research Institute of CCDC, Oil & Gas Field Applied Chemistry Key Laboratory of Sichuan Province, Guanghan, Sichuan 618300; 2. CCDC Chuanxi Drilling and Exploration Company, Chengdu, Sichuan 610051)

Challenges encountered in shale gas drilling in Changning area from the Jialingjiang Formation to Hanjiadian Formation are as follows： bit balling in drilling long section of mudstones, mechanical collapse of formation with developed beddings, borehole wall collapse in drilling the top section of well causing pipe sticking, developed fractures with good connectivity resulting in mud losses,borehole enlargement resulted from formation creep, and contamination to drilling f l uid by mudstones. Challenges encountered in drilling f l uid maintenance and the solution were also provided in this paper. Based on the analyses of drilling problems encountered from Jialingjiang Formation and Hanjiadian Formation, the drilling f l uid formulation to be used was optimized accordingly. The optimized drilling f l uid was used in 10 times in different wells in Changning area, greatly reduced the occurrence of downhole problems. With the optimized drilling f l uid, the Jialingjiang gypsum formation was penetrated with no troubles, the Feixianguan mudstone formation was drilled with success, and cave-in of the Changxing-Longtan formations was avoided. Any downhole complicationsrelated with drilling f l uid were all avoided. Lithology variance in the Changning area is remarkable. An in-depth understanding of the formations in this area, and specif i c suggestions and measures presented in drilling f l uids design help minimize the occurrence of downhole complications, providing technical support to quality, eff i cient and cost-effective drilling of shale gas.

Shale gas; Troublesome formation; Downhole complication; Drilling f l uid

明顯森，袁志平，賓承剛.長寧頁巖氣井鉆井復雜情況及鉆井液工藝技術[J].鉆井液與完井液，2017，34（5）：44-49.

MING Xiansen, YUAN Zhiping, BIN Chenggang. Drilling challenges and drilling f l uid technologies for shale gas drilling in Changning area[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（5）：44-49.

TE254.3

A

1001-5620（2017）05-0044-06

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.008

國家科技重大專項課題“頁巖氣水平井水基鉆井液研究與試驗”（2016ZX05022-001-002）。

明顯森，工程師，主要從事鉆完井液技術服務及研究工作。電話 13882289179；E-mail：mingxiansen@cnpc.com.cn.com。

2017-5-22；HGF=1705N3；編輯 王小娜）