頁巖氣油基鉆井液體系性能評估及對策

王建華，張家旗，謝盛，閆麗麗

（1.中國石油集團工程技術研究院有限公司，北京 102206；2.中國石油西南油氣田公司勘探事業部，成都 610041）

頁巖氣井水平段井壁失穩、卡鉆問題突出，油基鉆井液技術安全系數高于水基鉆井液，已成為川渝地區頁巖氣開發不可或缺的關鍵技術[1-3]。截至2018 年底，中石油在川渝地區使用油基鉆井液完鉆井數達三百余口，國內油基鉆井液技術取得了巨大的進步，90%油基鉆井液技術由國內鉆井液服務公司提供，共建成6 座泥漿站，具備儲存1×104m3油基鉆井液的能力。在取得了良好的現場應用效果的同時，部分井也出現了一些井下復雜事故。在評價川渝地區頁巖氣井油基鉆井液體系的基礎上，梳理出存在問題并給出了相應對策，為川渝地區頁巖氣油基鉆井液技術發展提供了重要思路[4-9]。

1 川渝地區頁巖氣油基鉆井液技術

經過多年開發，頁巖氣油基鉆井液從最初引進國際公司到目前的技術日益成熟，取得了巨大進步。但隨著頁巖氣水平井深入開發和成本壓力，油基鉆井液技術仍存在以下挑戰：①油基鉆井液服務公司達10 家以上，處理劑與體系類型繁多，性能未有統一的標準，相互間存在不配伍；②油基鉆井液技術理念和評價標準不統一，性能控制理念不同，未能形成統一的油基鉆井液技術規范；③缺乏納-微米封堵評價方法，未對納-微米級孔縫封堵足夠重視；④老漿多次重復利用后有害固相含量增加，性能難維護，缺乏有害低密度固相計算方法。

2 頁巖氣油基鉆井液體系評估

對長寧、威遠、昭通區塊部分頁巖氣井的油基鉆井液井從封堵性、流變性、固相含量和穩定性等方面進行了評估。

2.1 封堵性

川南頁巖氣龍馬溪組-五峰組頁巖層理發育，地層破碎程度大，井壁容易坍塌掉塊，容易引起卡鉆。統計了長寧、威遠區塊41 口井油基鉆井液高溫高壓濾失量與泥餅厚度見圖1，平均濾失量為2.3 mL，泥餅厚度為1.2 mm。其中，井下發生復雜的3 口井，高溫高壓濾失量超過3.2 mL，泥餅厚度超過2 mm。對10 個不同廠家的體系進行PPA 封堵評價實驗,結果見圖2、圖3，過濾介質為Fann 低滲砂盤（3 μm）。實驗結果表明，部分體系封堵性差，濾失量大，且泥餅厚，與高溫高壓濾失量結果基本吻合。因此，加強油基鉆井液封堵性能可減小井下復雜情況發生。

圖1 長寧-威遠41 口井油基鉆井液的HTHP 濾失量與泥餅厚度（實驗溫度為120 ℃）

圖2 10個不同廠家鉆井液的HTHP濾失量與泥餅厚度（120 ℃）

圖3 10個不同廠家鉆井液的PPA濾失量與泥餅厚度（120 ℃）

2.2 流變性

長寧-威遠區塊44 口井油基鉆井液的流變參數見圖4、圖5。平均初切為4.5 Pa，終切為10.7 Pa；平均動切力為10 Pa，塑性黏度為55 mPa·s。長寧X1 和威X4 井終切超過23 Pa，固相含量接近50%，井下發生復雜。體系穩定性、有害低密度固相增加是造成流變性難控制的主要原因。

圖4 長寧-威遠44 口井油基鉆井液流變參數統計（Ⅰ）

圖5 長寧-威遠44 口井油基鉆井液流變參數統計（Ⅱ）

收集了威遠區塊同一平臺3 口井的鉆井液性能參數，見表1。該平臺三開井段使用的油基鉆井液為上口井的部分老漿與新漿混合，與開鉆相比，完鉆時有害固相含量增加了4%～6%，經重復利用和調整后，油基鉆井液黏度、切力逐漸增加，有害低密度固相對油基鉆井液流變性影響較大。

表1 威遠區塊同一平臺3 口井油基鉆井液性能

2.3 固相含量

收集了長寧-威遠地區43 口井油基鉆井液的固相含量、水含量和油含量資料，進行分析，如圖6。由圖6 可知，現場43 口井油基鉆井液的平均固相含量為41.4%，水含量為8.8%，油含量為49.8%，油水比為85∶15。根據現場工況分析，鉆井液固相含量約為50%時，流變性差，井下易出現復雜。根據GB/T 16783.2—2012 計算出的平均低密度固相含量為29.1%，與實際值相比結果偏高，誤差大。

圖6 現場油基鉆井液固相含量分析

2.4 穩定性

測試了4 口井鉆井液老化前后的破乳電壓、沉降穩定性和流變性能，結果見表2。實驗結果表明，4 口井鉆井液乳化穩定性普遍較好，破乳電壓集中在600 V 以上，這與各家公司使用體系的油水比、乳化劑種類和使用時間有關。靜態沉降因子SF均小于0.52，總體沉降穩定性好。部分體系黏度增加，而動切力減小，對ECD影響較大。

表2 4 口井油基鉆井液老化前后性能（130 ℃、16 h）

2.5 密度和氯根

長寧-威遠區塊63%井油基鉆井液密度分布在1.90～2.10 g/cm3（見圖7）；氯根含量由油水比和水相中氯化鈣濃度共同確定，平均氯根含量為30 968 mg/L，2 口井因油水比高，氯根含量低于25 000 mg/L，井下發生復雜。故密度應在合適范圍，氯根含量盡可能高些。

圖7 長寧-威遠區塊密度分布（44 井次）

3 頁巖氣井油基鉆井液技術對策

3.1 井壁穩定

頁巖微裂縫尺寸一般在納米到微米級，但油基鉆井液中缺乏粒徑在1 μm 以下的封堵劑，而濾失介質如PPA 砂盤（最小3 μm）和HTHP 濾紙（20 μm）基本都在微米級以上，不太適合評價油基鉆井液封堵性。采用低滲人造巖心或露頭巖心濾失介質，根據巖心用油基鉆井液污染前后滲透率和最大突破壓力的變化計算封堵效率，封堵儀示意圖如圖8 所示。采用人造低滲砂巖，分別評價了未加封堵劑和加封堵劑的油基鉆井液，結果見表3，得出氧化瀝青和納米封堵劑對低滲砂巖封堵率接近100%，最大突破壓力大于35 MPa。

圖8 封堵儀示意圖

3.2 井眼清潔

寧209H14-1 井將油基鉆井液φ6值從6 調整到11 后，通過HYDPRO 軟件計算出在不同排量下泵壓增加2 MPa，如圖9 所示。

高密度下調高φ6值，在相同排量下，鉆井液中巖屑濃度基本不變，巖屑床厚度降低，而保持鉆井液性能不變，增大排量，巖屑床厚度顯著降低，如圖10 所示。故排量是決定井眼清潔的主要因素。

表3 在未加封堵劑油基鉆井液A 中加入不同封堵劑的封堵率與最大突破壓力

圖9 寧209H14-1 井調整鉆井液性能前后不同排量下泵壓

圖10 不同排量下巖屑床厚度

3.3 流變性控制

有害低密度固相含量是影響鉆井液性能的關鍵因素之一，特別是對流變性影響較大，表現為老漿黏度增加。絕大部分有害固相為鉆屑，GB/T 16783.2—2012 只規定低密度固相含量密度為2.65 g/cm3，未能區分有用和有害低密度固相，故計算結果偏大。采用線性回歸的方法，計算出新漿中固相，根據現場實測固相含量，2 者的差值基本為有害固相含量。根據表4，計算出現場油基鉆井液有害低密度固相含量約為4%～6%，與實際吻合性好。現場一般采用稀釋和提高油水比的方法來控制流變性，此外還可以采用加強固控設備來清除有害固相，例如采用高目數振動篩布（孔徑小于0.076 mm），采用中高速離心機串聯的方法來清除有害固相。

表4 現場川慶油基鉆井液低密度有害固相含量

4 結論

1.加強封堵是解決井壁失穩的有效手段，能有效減少井下復雜情況發生。

2.井眼清潔取決于排量的大小，在水平段鉆進過程中推薦使用大排量。

3.有害低密度固相增加是造成油基鉆井液性能惡化的主要原因，控制有害低密度固相含量是改善油基鉆井液性能的關鍵。