威遠區塊深層頁巖氣水平井水基鉆井液技術

林永學， 甄劍武

（中國石化石油工程技術研究院，北京 100101）

深層頁巖氣儲層采用長水平段水平井鉆進時易發生井眼失穩，雖然采用油基鉆井液能夠較好地解決該問題，但油基鉆屑等廢棄物處理難度大、成本高，大大限制了其應用范圍。常規水基鉆井液的抑制性、封堵能力難以滿足頁巖地層井眼穩定的要求，鉆井安全風險極大。威遠區塊龍馬溪組頁巖氣地層長水平段水平井鉆進時即面臨該問題，而目前國內頁巖氣水基鉆井液技術研究尚處于探索階段，深層頁巖氣開發方面更是缺乏相關技術。為此，筆者在分析威遠區塊龍馬溪組頁巖氣地層特征和地層失穩機理的基礎上，認為頁巖氣水基鉆井液應具有較強的抑制性、封堵能力和一定的潤滑性，并基于這一思路研制出了水基鉆井液SM-ShaleMud，室內性能評價和現場應用表明，SM-ShaleMud 水基鉆井液綜合性能優良，可以解決威遠區塊深層頁巖氣水平井長水平段鉆進中井眼失穩的問題。

1 龍馬溪組頁巖地質特征及失穩機理

1.1 儲層礦物學特征

威遠區塊龍馬溪組頁巖氣儲層平均埋深達3 800.00 m 以深，地層壓力系數1.60～1.80，地層溫度達140 ℃，屬于深層頁巖氣藏。

以該區塊龍馬溪組頁巖氣儲層取心井威頁1 井的巖心為研究對象，分析了儲層礦物學特征。78 個巖樣全巖礦物分析結果表明，主要礦物成分含量自上而下為：石英由32.85%升至37.21%，碳酸鹽礦物由12.86%升至20.51%，黏土礦物由43.72%降至36.91%。總體上表現為脆性礦物含量升高，黏土礦物含量降低，且黏土礦物中以伊利石為主，有少量伊/蒙混層，不含高嶺石和蒙脫石。

對威頁23-6HF 井龍馬溪組地層的巖屑進行了全巖礦物測試，測試結果見表1。

由表1 及相關測試結果可知：上部地層黏土礦物含量高達46.64%～53.33%，石英含量為32.80%～38.89%，表現出塑性較強、脆性較弱、水化分散能力較強和水化分散速率較快的特征，上部巖樣在清水中的回收率為4.53%～14.90%；下部頁巖呈黑色，石英含量46.04%～47.71%，黏土礦物含量27.58%～25.93%，表現出脆性較強、易掉塊失穩的特征，其在清水中的回收率達94.94%。

表 1 威頁23-6HF 井龍馬溪組巖屑全巖礦物組分Table 1 Mineral compositions of the whole rock of the cuttings samples of Longmaxi Formation in Well WY 23-6HF

考慮地層非均質性及測試偏差等因素，可以認為威頁23-6HF 井實鉆巖屑與威頁1 井取心井的礦物測試分析結果是一致的，都是上部地層塑性和水化分散性較強，下部地層硬脆性較強且不易水化分散。

1.2 儲層物性

以威頁1 井的巖心為研究對象，分析威遠區塊頁巖氣儲層的基本物性。

巖心孔隙度主要分布在2%～5%，其中含氣頁巖段平均為3.28%，底部優質頁巖段平均為4.15%；孔隙度隨地層埋深自上而下逐漸增大。巖心實測滲透率為0.021～14.855 mD，平均為0.478 mD；底部優質頁巖段基質滲透率為0.041～7.737 mD，平均為0.903 mD；基質滲透率自上而下呈升高趨勢。

頁巖樣品中絲縷狀、卷曲片狀伊利石間發育大量微裂縫，縫寬主要在50～300 nm，最大可超過1 μm，連通性較好，如圖1 所示。觀察威頁1 井龍馬溪組頁巖巖心發現，龍馬溪組頁巖共發育裂縫425 條，裂縫密度4.86 條/m，其中平縫350 條，斜縫42 條，立縫33 條；底部優質頁巖段共發育裂縫175 條，裂縫密度3.81 條/m，其中平縫147 條，斜縫2 條，立縫26 條。掃描電鏡下可見頁巖微裂縫發育，裂縫寬度大于100 nm，如圖2 所示。

以上分析可知，威遠區塊深層頁巖氣地層滲透率及孔隙度較低，但地層裂縫較為發育，裂縫分布較廣，實鉆過程中裂縫擴張、延展和連通，導致地層強度降低的可能性較大[1]。

圖 1 威頁1 井龍馬溪組頁巖氣地層微孔隙和微裂縫Fig. 1 Micro-pore and micro-fracture in shale gas formation of Longmaxi Formation in Well WY 1

圖 2 威頁1 井龍馬溪組巖心層理及裂縫發育特征Fig. 2 Core bedding and fracture development characteristics of Longmaxi Formation in Well WY 1

1.3 井眼失穩機理

首先，從地層水敏性角度進行了分析。威遠區塊龍馬溪組龍1 段地層礦物分析結果發現，該地層黏土含量較少，石英含量較高[2-3]。黏土中以伊利石為主，含有一定量的伊/蒙有序間層，頁巖在清水中的回收率達94.94%，屬于非膨脹性地層（膨脹率僅10%左右）。由于伊/蒙有序間層中不同黏土礦物的膨脹速率不同，濾液進入地層后會產生膨脹應力，改變井周應力分布，且水化會降低地層巖石強度，導致發生井塌等井下故障的概率增大[3-8]。

然后，從地層裂縫發育角度進行了分析。液相沿層理裂縫或孔隙地層流動，會產生以下幾方面的作用：1）降低弱結構面間的摩擦力，進而削弱泥頁巖的力學強度，導致井壁垮塌；2）液相產生水力尖劈作用，導致裂縫擴展、裂縫間連通，地層破碎，誘發井眼失穩；3）鉆井液液柱壓力沿層理微裂縫、孔隙進入地層，壓力傳遞作用使井周應力分布發生變化，導致井眼周圍頁巖碎裂、垮塌[5-10]。

2 深層頁巖水基鉆井液體系構建

2.1 構建思路

由威遠區塊龍馬溪組頁巖氣地層的井眼失穩機理可知，深層頁巖氣水平井水基鉆井液需要具有如下特性：具有較強的抑制性，以降低或阻止地層黏土水化；具有較強的封堵能力，不僅對頁巖地層的微孔縫形成封堵，還能提高封堵層的致密性，阻止鉆井液及其濾液侵入頁巖層理裂縫。另外，針對水平井水平段長的特點，要求水基鉆井液具有一定的潤滑性。

2.2 處理劑優選

2.2.1 抑制劑

前人的研究表明，聚胺類抑制劑具有鑲嵌黏土晶層、拉緊晶層間距的作用，并且可以吸附在黏土表面形成一層疏水膜；同時，聚胺分子中含有帶正電荷的基團能夠吸附于黏土表面，中和黏土表面的負電荷，從而降低Zeta 電位，壓縮雙電子層，表現出較強的抑制水化的作用[11]，能夠解決泥頁巖地層井眼失穩的問題。

通過測試Zeta 電位，優選出了抑制性較好的聚胺抑制劑SMJA-1。前期研究表明，SMJA-1 與KCl復配更有利于降低膨潤土的Zeta 電位。為此，考察了不同加量的SMJA-1 與KCl 的協同作用對膨潤土Zeta電位的影響，結果見表2。

由表2 可知，隨著SMJA-1 和KCl 復配液中SMJA-1 和KCl 的加量增大，膨潤土Zeta 電位的絕對值降低，膨潤土的穩定能力增強。綜合考慮，建議采用0.5%～1.0%SMJA-1+5.0%～7.0%KCl，以獲得較高的抑制能力。

2.2.2 封堵材料

根據評價試驗結果，選用超細碳酸鈣作為剛性顆粒進行復配，復配結果為1.5% 2 500 目超細碳酸鈣+1.5% 1 250 目超細碳酸鈣+1.0% 800 目超細碳酸鈣；可變形封堵材料為固體封堵劑SMSS-2和液體封堵劑SMLS-1；納米封堵材料為固體封堵劑SMNP-1、微米級超細碳酸鈣和可變形封堵材料。

表 2 不同SMJA-1 和KCl 加量下膨潤土的Zeta 電位Table 2 Effect of SMJA-1 & KCl on Zeta potential of Bentonite

在1.5%膨潤土漿中加入聚合物降濾失劑、抗溫抗鹽降濾失劑和優選的抑制劑，形成基漿。在基漿中加入優選的封堵劑（4.0%CaCO3+2.0% SMSS-2+2.0% SMLS-1+2.0% SMNP-1），配制成鉆井液M。因為與高溫高壓濾失儀相比，PPA 滲透率封堵性測試儀的濾失介質為陶瓷濾盤，能夠模擬地層滲濾特性，可以更好地考察鉆井液對地層的封堵效果，所以，分別采用PPA 滲透率封堵性測試儀（10#陶瓷濾片）和高溫高壓濾失儀（濾紙）測試了鉆井液M 的高溫高壓濾失量，并與基漿的高溫高壓濾失量進行了對比，結果見表3。

表 3 高溫高壓濾失測試結果Table 3 Results of HTHP fluid loss test

由表3 可知，不同濾失條件下，鉆井液M 的高溫高壓濾失量均明顯低于基漿，說明優選的封堵材料具有多元協同增效作用，能夠形成致密的封堵層，從而起到封堵作用。

2.2.3 潤滑劑

深層頁巖氣水平井在鉆進儲層時，鉆具往往與地層直接接觸，極壓條件下的摩阻會比較大。針對這種情況，前期研發了極壓潤滑劑SMJH-1，其分子中含有極壓元素，能夠在極壓條件下發生摩擦化學反應，在摩擦面形成致密的潤滑膜；高效潤滑劑SMLUB-E 分子中含有極性基團，能夠吸附在鉆具和地層表面，其疏水基團朝外形成一層疏水油膜，可大幅度減小鉆具與地層之間的摩擦系數[12]。為此，將SMJH-1 和SMLUB-E 復配作為鉆井液潤滑劑，綜合考察鉆井液流變性、濾失量及潤滑性等變化，并調整潤滑劑加量，確定潤滑劑配方為2.0%SMJH-1+2.0%SMLUB-E，其潤滑性能評價結果見表4。

表 4 潤滑劑對鉆井液性能的影響評價結果Table 4 Evaluation on the influence of lubricants on drilling fluid performance

由表4 可知，潤滑劑2.0%SMJH-1+2.0%SMLUB-E能夠滿足深層頁巖氣儲層水平井長水平段鉆進的潤滑要求。

2.3 鉆井液配方

優選出關鍵處理劑之后，根據室內評價試驗結果并結合威遠區塊龍馬溪組頁巖氣儲層鉆井現場實際情況，對各添加劑加量進行了調整，最終確定水基鉆井液（命名為SM-ShaleMud）配方為：基漿+3.0%～4.0%CaCO3+2.0%～4.0%SMSS-2+2.0%～4.0%SMLS-1+2.0%～4.0%SMNP-1+2.0%～3.0%SMJH-1+2.0%～3.0% SMLUB-E+重晶石粉。

3 鉆井液性能評價

3.1 常規性能

通過調整重晶石粉的加量，配制密度為1.90，2.05 和2.20 kg/L 的水基鉆井液SM-ShaleMud，并測試其性能。因為威遠區塊龍馬溪組頁巖氣地層溫度達140 ℃，故在溫度140 ℃條件下滾動16 h，然后在室溫下測試鉆井液的常規性能，結果如表5 所示。

由表5 可知，SM-ShaleMud 鉆井液的流變性能夠滿足水平井鉆井施工的攜巖要求；濾失量較低，說明形成的濾餅較為致密，濾液侵入頁巖地層的量較少，有利于井眼穩定；潤滑系數小于0.120，說明該鉆井液在水平井鉆井施工中的降摩減阻能力較強。

表 5 SM-ShaleMud 水基鉆井液的常規性能Table 5 Conventional properties of SM-ShaleMud water based drilling fluid

3.2 抑制性

3.2.1 Zeta 電位

Zeta 電位是反映鉆井液抑制性的重要參數。測量對比了不同鉆井液體系對膨潤土 Zeta 電位的影響，膨潤土在聚磺鉆井液、聚合物鉆井液、高性能聚胺鉆井液及 SM-ShaleMud 鉆井液中的 Zeta 電位分別為-29.7，-25.0，-18.3 和-13.5 mV。可以看出，膨潤土在 SM-ShaleMud 鉆井液中的 Zeta 電位的絕對值最小，且比其他幾種鉆井液小很多，說明該鉆井液的抑制性較強，能夠大幅度降低黏土的水化趨勢。

3.2.2 巖心裂縫擴展情況

利用CT 掃描實驗儀掃描頁巖巖心在清水、KCl鉆井液和SM-ShaleMud 鉆井液中浸泡時的裂縫擴展情況，結果如圖3 所示。

從圖3 可以看出，巖心在清水和KCl 鉆井液中浸泡較短時間即產生微裂縫，并迅速擴展；而巖心在SM-ShaleMud 鉆井液中浸泡64 h 未產生新裂縫，說明該鉆井液可有效抑制頁巖微裂縫的產生和擴展。

3.3 封堵能力

3.3.1 濾失性能

在140 ℃條件下，用PPA 滲透率封堵性測試儀和高溫高壓濾失儀測試了SM-ShaleMud 鉆井液的高溫高壓濾失量，結果分別為4.4 和5.6 mL，說明該鉆井液形成的濾餅較為致密，可以降低鉆井液濾液侵入頁巖地層的量，有利于井眼保持穩定。

3.3.2 壓力傳遞性能

圖 3 頁巖巖心在不同介質中浸泡時的裂縫擴展情況Fig. 3 Fracture propagation of shale core immersion in different media

采用所研究地層的頁巖巖心，測試清水、基漿、聚合物鉆井液、國外高性能水基鉆井液及SM-ShaleMud鉆井液阻緩壓力傳遞的能力，結果見圖4。測試時上游試液壓力為1.38 MPa，下游壓力為0。

圖 4 鉆井液壓力傳遞測試結果Fig. 4 Results of drilling fluid pressure transmission test

由圖4 可知，由于清水中無封堵劑，巖心經過2.5 h即發生壓力穿透，下游壓力升至1.38 MPa；基漿中無封堵材料，巖心經過后 8.0 h 發生壓力穿透；與國外高性能水基鉆井液和SM-ShaleMud 鉆井液相比，聚合物鉆井液下游壓力上升快；SM-ShaleMud 鉆井液較國外高性能水基鉆井液的下游壓力上升較慢，說明其能夠較好地封堵巖心，阻緩壓力傳遞。

3.4 抗污染能力

在SM-ShaleMud 鉆井液中加入不同量的膨潤土、氯化鈣及龍馬溪組地層鉆屑粉等外來污染物，考察其對SM-ShaleMud 鉆井液流變性、濾失性等的影響情況，結果如表6 所示。

表 6 SM-ShaleMud 水基鉆井液抗污染能力測試結果Table 6 Pollution resistance test results of SM-ShaleMud water based drilling fluid

由表6 可知，在SM-ShaleMud 鉆井液中加入膨潤土、龍馬溪組鉆屑粉，對其流變性、濾失性影響不大；SM-ShaleMud 鉆井液加入氯化鈣后的流變性和濾失性變差，但加入碳酸鈉處理后，其塑性黏度為27 mPa·s，動切力為9.0 Pa，API 濾失量為0.8 mL，高溫高壓濾失量為6.8 mL，性能基本恢復。可見，SMShaleMud 鉆井液的抗污染能力較強，能夠滿足威遠區塊深層頁巖氣水平井長水平段鉆井的需要。

4 現場應用

威頁23 平臺為開發威遠區塊龍馬溪組頁巖氣而建，頁巖氣藏埋深超過3 800.00 m，屬深層頁巖氣藏。在該頁巖氣藏水平井長水平段鉆進時存在頁巖地層易失穩、摩阻大、水基鉆井液流變性控制難度大等典型問題。SM-ShaleMud 水基鉆井液在該平臺3口井（威頁23-6HF井、威頁23-2HF井和威頁23-3HF井）的三開井段進行了應用，均取得了較好的效果。

威頁23-6HF 井采用SM-ShaleMud 鉆井液鉆完造斜段和部分水平段，鉆進長度約1 535.00 m，其中水平段長945.00 m。該井水平段鉆至井深5 041.00 m時出現井眼失穩，隨即轉換為油基鉆井液，完成剩余水平段鉆進。

分析SM-ShaleMud 鉆井液在威頁23-6HF 井的實鉆情況后，提高了該鉆井液的密度，同時為增強其封堵能力，增大了封堵材料的加量，然后在威頁23-2HF 井和威頁23-3HF 井進行了應用。威頁23-6HF 井和威頁23-3HF 井應用SM-ShaleMud 鉆井液時配制了新漿，威頁23-2HF 井回收利用了威頁23-6HF 老漿110 m3。配制的鉆井液初始性能如表7所示。

表 7 SM-ShaleMud 水基鉆井液的配漿量及初始性能Table 7 Slurry volume and initial performance of SM-ShaleMud water based drilling fluid

威頁23-2HF 井應用SM-ShaleMud 鉆井液完成了三開2 115.00 m 井段的鉆進，其中水平段長1 500.00 m，施工時間67.0 d 內井眼穩定、無垮塌；威頁23-3HF 井應用SM-ShaleMud 鉆井液完成三開鉆進，其中水平段長1 500.00 m，施工時間16.35 d，平均機械鉆速達到8.02 m/h。

綜合分析SM-ShaleMud 鉆井液在3 口井的應用情況發現：返出的鉆屑形狀較完整，鉆頭切削痕跡非常清晰，說明SM-ShaleMud 鉆井液能夠抑制威遠區塊龍馬溪組頁巖的水化，具有較好的封堵能力；應用SM-ShaleMud 鉆井液鉆進井段完鉆上提摩阻150～350 kN，電測前通井上提摩阻140～300 kN（套管內摩阻120 kN），說明該鉆井液潤滑性好，能滿足長水平段滑動鉆進的需要；通過加強膠液維護和調整流性調節劑加量，可以有效控制黏切性能，確保SM-ShaleMud 鉆井液流變性較為穩定。

5 結 論

1）針對威遠區塊深層頁巖氣地層硬脆性強、水化膨脹性較弱和層理裂縫發育的特點，以及該地層水平井長水平段鉆進時易發生井眼失穩的問題，提出了用強抑制、強封堵性水基鉆井液解決井眼失穩問題的思路。

2）通過試驗分析對比，優選了關鍵鉆井液處理劑，確定了其加量，配制了深層頁巖氣水平井水基鉆井液SM-ShaleMud。

3）室內評價結果表明，SM-ShaleMud 水基鉆井液具有優良的抑制防塌性、流變性、潤滑性和抗污染能力，綜合性能優于其他水基鉆井液。現場應用表明，SM-ShaleMud 鉆井液在深層頁巖氣水平井水平段攜巖能力強，潤滑性滿足鉆井要求。

4）研究與應用表明，威遠區塊深層頁巖氣水平井水基鉆井液技術解決了長水平段井眼失穩的問題，現場應用效果顯著，建議在威遠區塊及其他深層頁巖氣田鉆井中推廣應用。