長寧區塊強封堵油基鉆井液技術研究及應用

王志遠，黃維安，范 宇，李蕭杰，王旭東，黃勝銘

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580；2.非常規油氣開發教育部重點實驗室（中國石油大學（華東）），山東青島266580；3.中國石油西南油氣田分公司工程技術研究院，四川成都610017；4.中國石油集團西部鉆探工程有限公司鉆井液分公司，新疆克拉瑪依834000；5.中國石油西南油氣田分公司頁巖氣研究院，四川成都610017）

長寧區塊水平井鉆井過程中水平段井眼失穩問題十分嚴重，極易出現掉塊和破碎性垮塌，導致卡鉆、埋鉆等井下故障，嚴重影響鉆井周期、完井固井質量和壓裂施工效果。井眼失穩嚴重時甚至會導致井眼報廢，造成巨大的經濟損失，直接影響頁巖氣開發效果，亟需研制適用于長寧區塊頁巖地層的油基鉆井液來解決上述問題[1-4]。

長寧區塊井眼失穩問題主要集中于龍馬溪組與五峰組，目前該地層油基鉆井液技術研究主要以封堵材料優選與阻緩微裂縫形成為主：王顯光等人[5-7]評價了不同流體介質條件下龍馬溪組頁巖井眼的穩定性，認為隨著流體抑制性和封堵能力增強，可以明顯推遲或阻止龍馬溪組頁巖裂縫的形成；趙海峰等人[8-10]以超細顆粒封堵材料油基鉆井液在砂盤中的高溫高壓濾失量為評價指標，提出通過增強油基鉆井液的封堵性能和降低高溫高壓濾失量2種途徑解決井眼失穩問題；鐘峰等人[11-20]提出利用油的黏度和表面張力阻止濾液滲入，提高油基鉆井液在高溫高壓下的乳化穩定性。通過這些研究可知，研選微納米級封堵材料并提高油基鉆井液的乳化穩定性是解決長寧區塊龍馬溪組和五峰組井眼失穩的重點。

截至目前，尚未完全形成微納米級封堵材料的優選方法，適用于長寧區塊處理劑評價優選和鉆井液體系構建方法的研究也甚少。基于此，筆者采用微孔濾膜與微裂縫封堵試驗相結合的方法，針對性地優選了微納米級封堵劑；然后，結合龍馬溪組和五峰組井眼失穩機理研究結果，通過試驗篩選了長寧區塊油基鉆井液處理劑，構建了封堵性能強、乳化性能穩定的油基鉆井液體系。現場應用表明，該油基鉆井液具有較強的抑制性與封堵性，能解決長寧區塊水平井龍馬溪組和五峰組井眼失穩的問題。

1 地層特征及井眼失穩機理

1.1 龍馬溪組和五峰組地層特征

1.1.1 礦物組成

利用D/max-IIIA X-射線衍射儀，測定并分析了龍馬溪組和五峰組巖樣全巖礦物及黏土礦物相對含量。巖心全巖礦物分析結果表明，龍馬溪組巖樣以石英為主，石英含量平均為34.66%，方解石含量平均為15.33%，重晶石含量平均為15.66%，黏土礦物含量平均為16.33%；五峰組巖樣也以石英為主，石英含量平均為36.50%，方解石含量平均為15.50%，重晶石含量平均為15.00%，黏土礦物含量平均為15.50%。

巖心黏土礦物相對含量分析結果如表1所示。從表1可以看出，測試巖樣黏土礦物均以伊利石為主，不含高嶺石。龍馬溪組巖樣伊利石含量平均為56.33%，綠泥石含量平均為13.33%，伊/蒙間層平均為30.33%；五峰組巖樣伊利石含量平均為67.00%，綠泥石含量平均為9.67%，伊/蒙間層平均為23.33%。

表1 龍馬溪組和五峰組巖心黏土礦物相對含量分析結果Table 1 Relative content analysis of clay minerals in coresamples from Longmaxi and Wufeng formations

1.1.2微觀結構特征

利用掃描電鏡分析了龍馬溪組和五峰組巖樣的微觀構造特征，龍馬溪組和五峰組巖樣SEM掃描電鏡照片分別如圖1、圖2所示。

圖1 龍馬溪組巖樣SEM掃描電鏡照片Fig.1 SEM images of rock samplesin Longmaxi formation

圖2 龍馬溪組巖樣水化膨脹和水化分散性能測試結果Fig.2 Test resultsof the hydration swelling and dispersion propertiesof rock samplesfrom Longmaxi Formation

從圖1可以看出，取自CN194井井深3 274 m的巖樣膠結致密，粒間孔隙不發育，溶蝕孔隙；CN156井井深5 100 m處的龍馬溪組巖樣裂縫發育，并且裂縫內局部含油；CN355井井深4 694 m處的五峰組巖樣裂縫、孔隙發育，裂縫局部含油。

從圖2可以看出：取自CN194井井深3 260 m處的五峰組巖樣裂縫、溶蝕孔縫發育，并且裂縫和溶蝕縫中都含油；CN355井井深4 694 m處的五峰組巖樣裂縫、孔隙發育；CN22井井深4 824 m處五峰組巖樣膠結致密，粒間孔隙不發育，裂縫、縫隙中見鹽晶體。

龍馬溪組和五峰組頁巖微孔隙發育良好，裂縫寬度5～10μm，孔隙直徑在400～900 nm，頁巖表觀形態由不連續頁巖堆砌、膠結而成，層狀構造明顯，體現出頁巖脆性強、強度低的特點。

1.1.3 水化性能

龍馬溪組巖樣水化膨脹和水化分散性能測試結果如圖3所示。

從圖3可以看出：龍馬溪組巖樣的膨脹量為0.2～0.4 mm，多數達0.3 mm以上，具有一定的水化膨脹性；龍馬溪組巖樣的回收率為9.36%～57.84%，多在30%以下，具有較強的水化分散性能。

圖3 封堵劑優選試驗結果Fig.3 Experimental results of plugging agent optimization

1.2 井眼失穩機理

根據以上分析結果，可知長寧區塊龍馬溪組和五峰組的井眼失穩機理為：黏土含量高，以伊利石為主，不含蒙脫石，含少量伊/蒙混層，地層裂縫、微裂縫發育，地層水化分散性較強、比親水量較大，鉆井液濾液沿地層微裂隙侵入地層深部導致泥頁巖水化，一方面消弱了顆粒間膠結力；另一方面水化產生的膨脹壓力使井眼失去平衡，導致坍塌掉塊。

2 強化封堵鉆井液的研制及性能評價

針對長寧區塊龍馬溪組和五峰組井眼失穩機理，在分析井眼失穩力學原因的基礎上，提出了“強化封堵微觀孔隙、抑制濾液侵入和阻緩壓力傳遞”為一體的技術對策，即在將物化封堵作用、有效應力支撐井壁作用相結合的同時，加強表面水化抑制性，并加強封固，阻止和減緩孔隙壓力傳遞，進一步建立有效應力支撐井壁，以平衡井壁坍塌壓力。依據該技術對策，首先要保證油基鉆井液的穩定性，然后加強鉆井液對微裂縫的封堵作用。為此，依次優選了乳化劑、降濾失劑和封堵劑等關鍵處理劑，并通過試驗評價了優選出油基鉆井液體系的穩定性、抗溫性和封堵性等性能。

2.1 油基鉆井液關鍵處理劑優選

2.1.1 乳化劑優選

以“基漿1+乳化劑（4%主乳化劑+2%輔乳化劑）”為試驗漿，測試試驗漿在125℃、16 h條件下熱滾后的表觀黏度、切力和破乳電壓，優選出綜合性能較好的乳化劑。乳化劑優選試驗結果見表2。

表2 乳化劑優選試驗結果Table 2 Experimental results of emulsifying agent optimization

從表3可以看出：4種試驗漿在125℃、16 h條件下熱滾后的破乳電壓均大于400 V，體系均較為穩定；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2 047 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越高，乳化劑EM-SL試驗漿的表觀黏度較高，并且濾失量最低，因此，選其為構建配方的乳化劑。

2.1.2 降濾失劑優選

以“基漿2+4%降濾失劑”為試驗漿，以試驗漿在125℃、16 h條件下熱滾后的黏度、切力、濾失量為主要指標，優選出綜合性能較好的降濾失劑。降濾失劑優選試驗結果見表3。

由表3可知，老化后表觀黏度較之前均有不同程度的提升，加入降濾失劑FR-BK后濾失量為6.4 mL，加入油基褐煤SL后濾失量為7.6 mL，濾失量均較低。與加入降濾失劑FR-BK相比，加入油基褐煤SL老化前后的黏度和切力基本穩定，流變性能更優異。因此，選用油基褐煤SL作為降濾失劑。

表3 降濾失劑優選試驗結果Table 3 Experimental resultsof filtratereducer optimization

2.1.3 封堵劑優選

根據龍馬溪組和五峰組巖樣微裂縫與微觀孔隙的特征，優選了N-封堵劑、YX1200和YX400等微納米封堵劑，采用0.22和0.45μm孔徑的微孔濾膜來評測封堵劑的承壓封堵能力。以“基漿3 + 4%封堵劑”為試驗漿（其中基漿3由360 mL白油+ 4%主乳化劑EM-SL-1+2%輔乳化劑EM-SL-2+40 mL 25%CaCl2溶液+ 3%有機土BK+4%油基褐煤SL組成），測試各試驗漿在125℃、16 h條件下熱滾前后的封堵性能，以老化后的API濾失量和微孔濾膜的濾失量為主要指標，優選出綜合性能較好的封堵劑。封堵劑優選試驗結果如圖4所示。

圖4 頁巖在鉆井液中的水化膨脹試驗結果Fig.4 Experimental results of the hydration swelling of shale in drilling fluid

由圖4可以看出，加入封堵劑YX1200試驗漿的API濾失量、0.22和0.45μm微孔濾膜的濾失量分別為5.6，10.0和9.6 mL，與加入其他封堵劑相比濾失量最低，微觀封堵效果最好。因此，選封堵劑YX1200為構建配方的封堵劑。

在此基礎上，優選潤滑劑、降黏劑，并優化體系的配伍性，構建了強化封堵鉆井液體系，其配方為360 mL白油+4.0%有機土BK+4.0%主乳化劑EM-SL-1+2.0%輔乳化劑EM-SL-2+4.0%潤濕劑+2.0%生石灰+40 mL25%CaCl2溶液+4.0%油基褐煤SL+4.0%封堵劑YX1200+1.0%固體潤滑劑RT-1+1.5%流性調節劑+重晶石粉（密度調至1.50 kg/L），記為配方CN-5。

2.2 強封堵鉆井液性能評價

2.2.1 抗污染性能

配方CN-5中分別加入10%NaCl、1%CaCl2和8%儲層劣土（產自CN419井龍馬溪組埋深3 424～3 512 m處、過100目篩網的巖屑），測試其在125℃、16 h條件下熱滾前后的性能，評價不同體系的抗污染能力，結果見表4。

由表4可知：配方CN-5中加入10%NaCl后，體系表觀黏度變化不大，抗鹽能力較好；加入8%劣土和1%氯化鈣后，體系黏度略有上升，但增加不明顯，具有一定的抗劣土和抗鈣污染能力。

表4 強封堵鉆井液抗污染性能評價結果Table4 Evaluation resultsof thepollution resistance of drilling fluid with strong plugging property

2.2.2 抗溫耐溫性能

根據地層溫度（約125℃），評價配方CN-5在135℃/16 h、125℃/32 h條件下熱滾后的流變性和濾失性，試驗結果見表5。

由表5可知，當老化溫度升高10℃后，表觀黏度略有上升，濾失量降低；當老化時間延長為32 h后，老化后的流變性能與濾失性能均變化不大，表明其抗溫和耐溫性能良好。

表5 強封堵鉆井液抗溫耐溫性能評價結果Table5 Evaluation resultsof thetemperatureresistance of drilling fluid with strong plugging property

2.2.3 鉆井液穩定性能

對配方CN-5進行了沉降穩定性、電穩定性及改進的VST沉降測試。取油基鉆井液350 mL，進行改進的VST沉降測試，在600 r/min下取沉降鞋底部鉆井液10 mL，稱其質量為19.42 g，將轉速調至100 r/min，30 min后稱其質量為20.06 g，得密度差0.064 g/mL，然后將油基鉆井液靜置24 h，測試沉降穩定性及電穩定性。

試驗結果表明，配方CN-5的動態沉降穩定性良好，改進的VST沉降測試密度差為0.064 kg/L，上下層密度差為0.019 kg/L，破乳電壓為1 322 V，破乳電壓大于400 V，體系較穩定。

2.2.4 封堵性能

1）裂縫性儲層的封堵。使用高溫高壓堵漏模擬試驗裝置，評價配方CN-5對寬度200和400μm微裂縫的封堵能力。試驗結果表明，壓力從0 MPa升高至5.0 MPa過程中，不同縫寬的裂縫均無鉆井液漏失，表明配方CN-5對寬度200和400μm微裂縫均具有一定的封堵能力。

2）滲透性儲層的封堵。采用中壓（0.69 MPa）砂床濾失儀，選用40/60目細砂，評價配方CN-5試驗漿濾液侵入砂床的深度。試驗結果表明，其平均侵入深度為7.0 mm，濾失量為0，較優化前對滲透性儲層具有更好的封堵性能。

3）微納米孔/縫的封堵。針對龍馬溪組和五峰組的微納米孔縫特征，采用微孔濾膜模擬漏失介質，以漏失量和承壓能力為評價指標，測試了配方CN-5的封堵能力。試驗發現，配方CN-5經過0.45和0.22μm微孔濾膜時，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。

3 現場應用

3.1 總體應用情況

研制的強化封堵鉆井液已在長寧區塊現場應用10余口井，解決了五峰組和龍馬溪組水平段井眼失穩的問題。與同區塊采用常規鉆井液的其他已完鉆井相比，復雜地層的井徑擴大率平均降低10.82%，建井周期平均縮短4.5 d。

3.2 典型井例

CN156井位于四川盆地邊緣的長寧背斜構造，設計完鉆井深5 972 m，在龍馬溪組造斜，造斜點井深3 015 m，目的層為龍馬溪組龍一段，井眼軌跡進入龍馬溪組35 m（垂直厚度）。該區域水平井的水平段長度在1 500～2 400 m，易發生井眼失穩問題。由于一般的油基鉆井液封堵性不足，鉆井液不斷侵入地層，沿層理面錐進，誘發硬脆頁巖結構性大掉塊（掉塊呈板狀和塊狀），易導致井眼坍塌。

為此，CN156井鉆至井深2 733.50 m時，全井替入密度1.85 kg/L的強封堵油基鉆井液，后續鉆進期間逐漸將密度提至1.98 kg/L直至完鉆。鉆進期間對油基鉆井液進行性能維護，在進入造斜點前，油水比控制在87∶13，破乳電壓穩定在1 300 V左右，性能較為穩定，高溫濾失量控制在2 mL以下。同時，加強固控設備的使用，維持好固相含量。應用結果表明，該鉆井液現場處理、維護方便，維護周期較長，流變性、濾失性可調控性強，降低了復雜情況發生的概率。下面從抑制性、封堵性和井徑擴大率等方面對比CN156井和鄰井的應用效果。

1）抑制性。選取CN419井龍馬溪組（埋深3 424～3 512 m）巖樣過100目篩網，采用頁巖膨脹儀進行鉆井液水化膨脹試驗，對比CN156井現場所用強封堵油基鉆井液與其他現場井漿對頁巖的抑制性，結果如圖5所示。從圖5可以看出，頁巖在CN156井現場所用鉆井液膨脹量僅為0.012 mm，而對比井井漿的膨脹量為0.02～0.07 mm，表明強封堵油基鉆井液的水化抑制性能較強。

圖5 鉆井液水化膨脹試驗結果Fig.5 Experimental results of the hydration swelling of drilling fluid

2）封堵性。采用中壓（0.69 MPa）砂床濾失儀，以濾液平均侵入深度為評價標準，試驗對比了CN156井用強封堵鉆井液與鄰井現場井漿對80/100目石英砂的封堵能力。試驗結果：CN419井、CN222井、CN194井、CN22井、CN137井、CN62井、CN67井、CN355井、CN156井的平均侵入深度分別為35，12，11，11，10，9，9，7和4 mm，濾失量均為0。試驗結果表明，CN156井所用鉆井液的侵入量最小，封堵性能最好。

3）井徑擴大率。對采用強化封堵油基鉆井液的CN156井龍馬溪組井段（1 650～4 375 m）和采用普通油基鉆井液的CN194井龍馬溪組井段（1 650～4 900 m）的井徑擴大率進行了對比，發現前者的平均井徑擴大率為2.38%、最大井徑擴大率為19.30%，后者的平均井徑擴大率為13.21%、最大井徑擴大率為44.14%，前者數據明顯小于后者，說明強化封堵油基鉆井液具有更好的抑制性和防塌性。

4 結論

1）長寧區塊龍馬溪組和五峰組均是以伊/蒙混層或伊利石為主的硬脆性泥頁巖，微裂縫發育，部分地層水化性較強，鉆井液濾液沿地層微裂隙侵入地層深部時易引起泥頁巖水化，使顆粒間的膠結力降低；同時，水化產生的水化應力使井眼失去平衡，導致井壁掉塊、坍塌。

2）提出了“強化封堵微觀孔隙、抑制濾液侵入和阻緩壓力傳遞”為一體的封堵對策。強調將物化封堵作用、有效應力支撐井壁作用結合，并加強表面水化抑制性，減緩或阻止微裂縫的形成。

3）現場應用表明，研制的長寧區塊強封堵油基鉆井液封堵能力強，抑制性、抗溫性能好，具有較強的抗污染能力，流變性、濾失造壁性好且易于調控，現場處理維護方便，解決了長寧區塊水平井水平段的井眼失穩問題。