頁巖氣油基鉆井液井壁穩定技術研究

趙 晗，戴 昆，晏 琰，崔應中，舒福昌

(1.中石油川慶鉆探工程有限公司頁巖氣勘探開發項目經理部，四川 成都 610051；2.長江大學，湖北 荊州 434023；3.湖北漢科新技術股份有限公司 湖北省油田化學產業技術研究院，湖北 荊州 434000)

隨著我國經濟的迅速發展，能源需求量急劇增加。近年來，除了加大常規石油天然氣資源的勘探開發力度外，國家對非常規油氣如稠油、油頁巖、煤層氣、致密砂巖氣、頁巖氣、天然氣水合物的勘探開發逐年推進，已經形成了相對成熟的技術體系。頁巖氣作為非常規油氣資源的重要組成部分，已成為勘探開發的重要領域。由于我國頁巖氣儲層埋深較深、地質條件復雜，鉆井安全和鉆井液技術一直以來都面臨極大挑戰。目前，國內頁巖氣勘探開發主要使用水基鉆井液和油基鉆井液兩類體系，前者多用在常規頁巖氣地層，后者主要用在復雜、深井和批鉆作業區塊。油基鉆井液由于具有優良的井壁穩定性能、潤滑性能、抑制性能、儲層保護性能，成為頁巖氣勘探開發鉆井作業的首選鉆井液體系。

作者通過頁巖氣鉆井作業過程中面臨的井壁穩定問題，從頁巖特征和井壁失穩機理出發，分析現有油基鉆井液的不足，從油基鉆井液封堵、活度匹配、合理流變參數選擇等3個方面進行研究，形成一套適合頁巖氣地層的油基鉆井液井壁穩定技術。

1 頁巖特征和井壁失穩機理分析

頁巖氣地層頁巖具有以下特點：(1)基巖強度高，孔隙發育差，存在微裂縫、微裂隙；(2)粘土礦物含量高，但蒙脫石含量相對較低，膨脹性、分散性弱；(3)基巖中主要存在納米級孔喉通道，但是普遍發育有微裂縫、微裂隙，程度不等；(4)頁巖脆性強，在應力作用下易開裂和破碎。

一般而言，頁巖氣地層的頁巖基巖都具有質地硬脆、強度高、膨脹分散性弱等特點，但由于地層的非均質性、鉆井作業使用的鉆井液體系及采取的井壁穩定措施不同，導致實際作業過程中出現井壁失穩垮塌。分析認為頁巖氣地層的井壁失穩機理如下：(1)作業過程中流體侵入地層和鉆井液浸泡，液相與地層頁巖中的礦物組分作用帶來膨脹和微觀力學破壞，進而逐漸導致宏觀的頁巖力學失穩；(2)地層頁巖存在天然微裂縫、微裂隙，鉆進過程中也會誘導產生微裂縫、微裂隙，從而提供了通道、加劇了液相侵入和壓力傳遞，如果鉆井液封堵能力不足或者不匹配地層，就無法有效減少液相及壓力對地層的破壞作用；(3)鉆井液黏切過高會增大井下當量循環密度(ECD)，鉆井液黏切過低會增強對井壁的沖刷，同時如果鉆井液的攜巖能力不足，井筒內容易積存巖屑、產生巖屑床，這些也會直接或間接影響井壁穩定。

2 油基鉆井液井壁穩定技術

油基鉆井液的連續相為油，含有大量的油包水乳化液滴和瀝青類防塌封堵材料，因而具有優良的抑制性、封堵性和潤滑性。但在實際應用過程中，對于微裂縫發育的頁巖地層，油基鉆井液作業仍存在井壁失穩的問題，分析其原因如下：

首先，在微裂縫發育的頁巖地層，往往納米級的孔隙和微米級的微裂縫、微裂隙并存，孔隙和微裂縫的尺寸范圍小到幾納米、大到幾百微米，而通常油基鉆井液的固相粒徑分布在幾十微米范圍，乳液平均粒徑也在幾微米范圍，因此油基鉆井液從尺寸參數方面不能很好地匹配較小的納米級孔隙和較大的微裂縫。

其次，頁巖井壁失穩通常和水相侵入帶來的水化膨脹應力破壞有直接關系，油基鉆井液因為連續相為油相，可以最大程度地避免水相對地層帶來的危害。然而由于大多數油基鉆井液含有內相鹽水，與地層巖石水相間存在化學勢差，所以存在油基鉆井液內相鹽水中的自由水向地層頁巖遷移的可能?，F場一般通過控制油基鉆井液內相鹽水的活度來減少自由水遷移。但由于地層頁巖的原始活度值很難在第一時間獲取，所以在實際作業時，油基鉆井液內相鹽水活度值基本是根據以往經驗設計，而其是否合理值得商榷。

最后，井下的鉆井液沖刷和壓力激動會加劇液相侵入，加劇微裂縫、微裂隙的產生和擴張。

為此，從以下3個方面提出了頁巖氣油基鉆井液井壁穩定技術對策：(1)針對納米級孔隙引入具有納微米粒徑特征的封堵材料，針對較大尺寸微米級微裂縫、微裂隙引入封堵纖維；(2)根據地層巖石活度，通過活度擬合軟件分析油基鉆井液內相鹽水的合理活度值；(3)根據攜巖理論和ECD控制要求，在滿足懸浮攜巖的基礎上盡量降低油基鉆井液的黏切。

2.1 油基鉆井液用封堵劑的封堵效果評價

MORLF是一種柔性的納米乳液充填封堵粒子，一方面可封堵納米級孔喉；另一方面由于其良好的吸附粘結作用，可在頁巖表面和微裂縫、微裂隙通道內粘結成膜，有“糊壁”的效果，有利于強化井壁。MOHFR是一種可軟化的復合樹脂，粒徑分布寬，在進入微裂縫、微裂隙后，隨井溫的升高開始軟化，可粘結巖石和自粘結，從而形成封堵膜，加固井壁。

基漿配方：3#白油∶30%氯化鈣鹽水=85∶15，3%主乳化劑+2%輔乳化劑+3%有機土+5%降濾失劑MOTEX+2%堿度調節劑+重晶石加重至2.20 g·cm-3。

油基鉆井液中加入3%MORLF后，在實驗溫度120 ℃、上、下壓力均為0.689 5 MPa(100 psi)的條件下，壓力平衡時間從原來的137 h延長至172 h。

鋼質巖心微裂縫封堵結果(表1)顯示，加入封堵劑MOHFR后，100 μm微裂縫的30 min漏失量變得很小，不到1 mL。

表1 鋼質巖心微裂縫封堵結果Tab.1 Plugging results of microcracks in steel cores

2.2 油基鉆井液內相鹽水合理活度值擬合分析

在不同頁巖活度情況下，油基鉆井液和地層頁巖間的滲透壓隨油基鉆井液內相鹽水活度的變化曲線如圖1所示。

圖1 滲透壓隨油基鉆井液內相鹽水活度的變化曲線Fig.1 Variation curves of osmotic pressure with brine activity of oil-based drilling fluid

由圖1可知，頁巖活度不變時，油基鉆井液內相鹽水活度越低則滲透壓越小，而隨著頁巖活度的降低，維持滲透壓為負值所需的油基鉆井液內相鹽水活度就越低。由于不同地層頁巖的活度存在較大差異，因此針對具體區塊和地層，應以頁巖活度實測數據為基礎，通過擬合分析，選擇合適的油基鉆井液內相鹽水活度，進而平衡鉆井液正向壓差，阻礙井筒內鉆井液和地層頁巖之間發生過多的自由水遷移[1-2]，盡量維持地層頁巖的原始狀態,從而有助于井壁穩定。

2.3 油基鉆井液合理流變參數選擇

鉆井液的重要功能之一是懸浮攜巖，即將井下鉆頭破碎出來的巖屑懸浮攜帶到地面，保持井筒內干凈不積存巖屑。依據攜巖模型[3]和SY/T 6613-2005《鉆井液流變學與水力學計算程序推薦作法》，對油基鉆井液流變參數與攜巖能力、ECD的關系進行分析。按下式計算攜巖指數(Zj)：

Zj=(ρf/ρs)PV(YP/PV)

式中：ρf為油基鉆井液密度，g·cm-3；ρs為巖屑密度，g·cm-3；PV為油基鉆井液的塑性黏度，mPa·s；YP為油基鉆井液的動切力，Pa。

攜巖指數、ECD隨油基鉆井液密度、塑性黏度、動切力的變化曲線如圖2所示。

由圖2a可知，油基鉆井液的流變參數不變，隨著油基鉆井液密度的增大，油基鉆井液的攜巖指數逐漸增大，而井下ECD也明顯增大。從趨勢來看，油基鉆井液密度對井下ECD的影響要顯著大于對攜巖指數的，井下ECD與油基鉆井液密度呈近似線性函數關系。由圖2b～c可知，從增幅來看，動切力對攜巖指數及ECD的影響程度要顯著大于塑性黏度的。

從攜巖指數和ECD隨油基鉆井液塑性黏度、動切力的變化曲線綜合分析，對比圖2a發現，盡管油基鉆井液密度的增大或者說高密度油基鉆井液有利于油基鉆井液懸浮攜巖，但動態攜巖能力仍主要取決于油基鉆井液的動切力。

從井壁穩定角度分析，過高的井下ECD會加劇對地層頁巖的破壞作用，因此現場對鉆井液密度的控制一直以來都是極其嚴格和慎重的。因此，選擇和控制一個合理的動切力值范圍是現場作業必須考慮的問題。對于高密度油基鉆井液而言，正常的動切力變化范圍一般在20 Pa以內。近年來，有研究人員認為高密度鉆井液應該盡量走低黏切路線，這種思路主要基于低黏切有利于現場高密度鉆井液的性能調控及維護，但是會使鉆井液喪失一部分懸浮攜巖性能。結合圖2c及室內評價經驗來看，油基鉆井液的動切力宜控制在5～11 Pa，具體井的動切力控制范圍指標應結合該井的井身結構、三壓力剖面的實際數據來選擇。

3 結論

從頁巖特征和井壁失穩機理出發，分析了現有油基鉆井液的不足，從油基鉆井液封堵、活度匹配、合理流變參數選擇等3個方面進行了研究，提出了納米乳液封堵、粘結固壁、活度擬合、流變參數擬合分析的技術思路，形成了一套適合頁巖氣地層的油基鉆井液井壁穩定技術。認為頁巖氣油基鉆井液井壁穩定技術應從實際出發，選用適合具體區域、井位、地層特征的匹配的孔縫封堵技術、適合的活度控制范圍、合理的流變性能，從切斷流體及壓力侵入途徑、阻礙自由水遷移能力、控制合理的流變參數范圍以保障攜巖的同時維持低的井下ECD和避免壓力激動等方面，強化油基鉆井液穩定頁巖井壁的能力。