超長水平段油基鉆井液技術在威204H47-10井的應用

梁 浩，賀 剛，賀 欽，劉 政，邵 平，羅宇峰

（中國石油集團川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術服務公司，四川成都 610051）

威遠構造位于川中古隆平緩構造區的威遠至龍女寺構造群。它是在樂山——龍女寺加里東古隆起上形成的一個巨大近穹隆狀的背斜構造，呈北東東向展布。威204H47 平臺位于威204 井區的北部，在威204 井區中部的陡緩轉折部位，標志著威遠構造向東南翼轉折至向斜的位置，中南部則逐漸向南傾斜。傾沒端構造相對于主體構造變得更加寬緩，褶皺幅度較低。總體而言，該區域內的斷層數量較多，且斷層規模較為集中。該井目的層為龍馬溪組，針對龍馬溪地層的長水平段鉆井，主要克服的困難在于地層不穩定性、高溫高壓環境以及鉆井液和設備的挑戰。

地層表現出頁巖脆性特點，龍馬溪組的平均脆性特征參數值為46，容易出現掉塊和破碎性垮塌[1]。與此同時，在水平段鉆進過程中，可能鉆遇斷層、微裂縫及破碎帶，伴隨有井壁失穩導致掉塊卡鉆的風險。龍馬溪組最大最小水平主應力差異大，坍塌壓力高，層理裂縫發育，鉆井液侵入裂縫，易出現垮塌復雜，造成嚴重鉆井事故[1]。

與此同時，威204H47-10 井水平段長3 210 m，是川渝頁巖氣地區水平段最長的水平井。長水平段高密度鉆進過程中，鉆具與井壁接觸面增多，且長水平段攜巖困難，易形成巖屑床，造成摩阻增大[2]。進入長水平段中后期鉆進，上提摩阻較大且不穩定，拉劃井眼大排量循環后，振動篩返砂量較鉆進時明顯增多，給鉆進帶來很多技術難題。

威204 井區目的層為龍馬溪組，在鉆進過程中發生多次井漏，其中威204H42-7 井發生多次惡性井漏，累計漏失鉆井液356 m3。威204H47-10 井水平段長達3 210 m，含有多條天然裂縫帶和斷層，易發生井漏，給安全生產帶來一定的經濟損失。威遠區塊井漏以天然微裂縫、裂縫、誘導裂縫漏失為主，主要表現為漏失點多、漏失段較短、漏失量不均等特點。導致常規的油基堵漏材料不能有效的對其封堵，且地層承壓能力也較為困難[3]。

1 鉆井液技術難題及技術對策

針對龍馬溪組的長水平段鉆井，鉆井液主要的技術工作難度集中在井壁穩定、井眼清潔和井漏風險三個方面，其中鉆井液的選擇和應用是關鍵。龍馬溪組常見軟弱地層的塌陷和漏失問題，需要采取適當的支護措施和穩定劑來維持井壁穩定，以防止井孔塌陷和井筒損壞。同時，地層特點對鉆井液的性能提出了挑戰，因此，需要選擇合適的鉆井液來確保井眼清潔，有效地排除巖屑和維持鉆具的正常工作。此外，龍馬溪組的復雜性還增加了井漏風險，需要通過合理的鉆井液配方和優化工藝來減少井漏的發生概率。綜上所述，龍馬溪組長水平段鉆井的技術工作難度主要體現在井壁穩定、井眼清潔和井漏風險等方面，鉆井液的選擇和應用是關鍵工作之一，需要綜合考慮地質特征和風險管理，以確保鉆井過程的安全。

首先，本井鉆井液技術層面采用了以下3 種措施來解決井壁失穩問題：（1）結合地層壓力系數選擇合適的鉆井液密度階梯，做到準確精細地平衡地層之間的壓力；（2）通過監測地層的活度，調節油基鉆井液體系水相中CaCl2的濃度與之平衡，達到地層流體和油基鉆井液濾液不運移，防止因活度不平衡導致的井壁不穩定。產生穩定頁巖所需的滲透壓力可以有效避免在鉆進頁巖地層時出現的各種復雜問題；（3）采取多元多級封堵措施，添加適量的乳化劑、潤濕劑、親油膠體、封堵劑對微裂縫、孔隙實施乳液封堵，防止濾液浸入微裂縫，控制壓力傳遞，實現地層與鉆井液的有效封隔。大力推廣使用“樹脂纖維+瀝青膠粒”的技術措施進行封堵，有效改善了泥餅質量。同時強化潤滑減阻防卡性能，進一步減少鉆進過程中的風險。

其次，本井將采用以下2 個技術措施來解決井眼清潔問題：（1）主動降低油基鉆井液體系的液相黏度，并保持合適的動切力，優化流變性為工程上提供操作空間的同時，保證了油基鉆井液體系具有較好的攜砂能力；（2）工程上配合強化鉆進排量，215.9 mm 井眼建議排量控制在30～35 L/s，配合500～800 m 拉劃通井的技術措施來保證攜砂[4]。

最后，本井將采用以下3 個措施來預防或解決井漏問題：（1）優選后的封堵鉆井液體系改善了濾餅質量，顯著降低了天然性裂縫及滲透性地層漏失的風險；（2）精細調控鉆井液實鉆密度，保證在窄密度窗口下的安全鉆進；（3）根據不同的漏失類型和漏失速度，選擇配伍性好的油基堵漏材料及堵漏施工預案[5]。

2 室內實驗

2.1 目的層及巖性特征評價

威204H47-10 井目的層為龍馬溪組，其巖性為黑色頁巖。威遠構造的龍馬溪組頂部為灰綠色頁巖，直接與下二疊統梁山組黑灰色泥質灰巖呈不整合接觸，缺少下志留統石牛欄組及志留系中上統沉積[6]。龍馬溪組底部發育厚度為20～40 m 黑色硅質頁巖，與下伏上奧陶統五峰組觀音橋段介殼灰巖呈整合接觸。利用X 射線衍射儀對頁巖樣品進行分析，分析結果見表1。

表1 龍馬溪組頁巖分析結果

由表1 可知，該井的龍馬溪組頁巖以黏土礦物、石英、方解石和云母為主。其從礦物組分上分析，硅質和鈣質含量較高。因此，該區塊頁巖在力學性質上表現出硬脆性，且該井龍馬溪組頁巖存在明顯的微裂縫和微孔洞。從巖石力學方面分析，微裂縫的存在會弱化巖石力學的性能，破環巖石的完整性。此外，硬脆性泥頁巖微裂縫發育對油基鉆井液體系濾液有自吸作用，會進一步擴大鉆井液的濾失量。因此，硬脆性頁巖中發育的微裂縫是此井導致井壁失穩的重要原因[7-10]。

2.2 鉆井液配方優選

針對威204H47-10 井的實際情況，優選出的油基鉆井液體系應具有穩定井壁和凈化井眼的能力。因此，優選油基鉆井液體系配方時，優先考慮了鉆井液的穩定性、封堵性、沉降穩定性。優選思路如下：

由于龍馬溪組頁巖水化性較強，在選擇鉆井液時，優先考慮使用具有較強抑制性的白油基鉆井液體系。在此基礎上，采取多元多級封堵措施，選取合適的乳化劑（HYOZ）來保證油包水乳液的穩定性。同時，多種親油膠體和封堵劑（HYOL、TYODF-101、HFLO）復配使用，以實施乳液封堵，防止濾液滲入微裂縫，控制壓力傳遞，有效地隔離地層與鉆井液。另外，推廣使用“樹脂纖維+瀝青膠粒”的技術措施進行封堵，針對性地引入油溶微型纖維樹脂（FHXS）和乳化白油瀝青（RF-9）以改善泥餅質量。同時，需要通過反復實驗對比，在保證整體穩定性的前提下，盡可能控制油水比和總體固體質量分數來加強潤滑減阻和防卡性能，以進一步降低鉆進過程中的風險。

最終優選出的配方如下：白油+20%～25%鹽水（CaCl2質量體積為20%～30%）+5%HYOZ+1%～2%HYOL+1%～2%TYODF-101+2%～3%HFLO+1%～2%FHXS+5%CaO+重晶石。

2.3 性能評價

2.3.1 基礎性能 威204H47-10 井龍馬溪組鉆進的安全密度窗口在2.050～2.200 g/cm3，調配不同密度下的白油基鉆井液體系，130 ℃測試白油基鉆井液體系的基礎性能，結果見表2。

表2 威204H47-10 井白油基鉆井液體系基礎性能

由表2 可知，所有方案樣品的破乳電壓均在900 V以上，同時高溫高壓濾液在靜置24 h 后油水不分層，表明該白油基鉆井液體系乳化能力較強，體系穩定。在130 ℃下，所有樣品的高溫高壓濾失量均小于2.0 mL，表明該白油基鉆井液體系具有良好的高溫穩定性，具有極好的抑制泥頁巖水化能力。當密度為2.15 g/cm3時，其動塑比為0.21 Pa/（mPa·s），Φ6/Φ3 為9/7，表明該白油基鉆井液體系兼顧了低黏流變性和高切攜砂能力。所有樣品的摩阻系數均為0.06，表明該體系具有良好的潤滑性，可以減少鉆具及其他配件的磨損，延長使用壽命；同時可以防止黏附卡鉆，易于處理井下復雜。

2.3.2 沉降穩定性 本文采用靜態沉降法和VST 沉降法測試油基鉆井液體系的沉降穩定性。靜態沉降法：將配制好的白油基鉆井液體系加入到450 mL 陳化釜中，然后放入高溫滾子爐，溫度設置120 ℃靜恒24～72 h。實驗結果見表3。

表3 白油基鉆井液體系高溫沉降穩定性（靜態沉降法）

VST 沉降法：將沉降鞋放置于六速杯底部，然后將配制好的白油基鉆井液體系放置于六速杯中，控制鉆井液溫度，將旋轉黏度計轉速調為100 r/min，用注射器抽取杯底鉆井液樣品并測其密度；30 min 后，再次取杯底鉆井液樣品并測其密度。計算30 min 前后測量的鉆井液密度差。其中，SR代表沉降趨勢，SR≤1.000，SR為1.000 時，說明鉆井液無沉降，SR越小，說明現場應用時，發生沉降的可能性越大[11]。實驗結果見表4。

表4 白油基鉆井液體系高溫沉降穩定性（VST 沉降法）

一般來說，析出油體積與鉆井液體積的比值越小，鉆井液體系越穩定。從表3 可知，白油基鉆井液體系在120 ℃下靜恒72 h 后，析出油比率僅為1.6%，析出油比率小。且陳化釜底部無沉淀，罐內鉆井液上下密度差為0.02 g/cm3，密度差小。由表4 可知，當鉆井液密度為2.10 g/cm3時，沉降趨勢SR為1.000，表明現場應用時，鉆井液幾乎不發生沉降。上述兩種測試方法都表明白油基鉆井液體系具有良好的沉降穩定性。

2.3.3 封堵性 威遠龍馬溪組頁巖層理和微裂縫相當發育，同時最大主應力方向與層理面法線之間夾角為40°～60°[12]。故其產生層理間相對滑動的可能性非常大，極易導致井壁失穩[12]，因此，需提高鉆井液的防塌、封堵能力。

本文采用高溫高壓砂床濾失儀對比威204H47-10井白油基鉆井液體系與同平臺其他井漿封堵性能。實驗砂床下部分選用粒徑0.25～0.50 mm 的鋼珠，下部分高6 cm，上部分選用粒徑0.04～0.10 mm 的小鋼珠，上部分高6 cm。分別加入450 mL 白油基鉆井液體系與同平臺其他井漿后，測試在3.0 MPa 和4.5 MPa 壓差下的120 ℃高溫高壓濾失量[13-14]，實驗結果見表5。

表5 封堵性實驗結果

由表5 可知，威204H47-10 井所用白油基鉆井液體系在3.0、4.5 MPa 壓差下的高溫高壓濾失量分別為0.8、1.0 mL，均低于同平臺鄰井鉆井液體系，說明優化配方后的油基鉆井液體系具有十分優異的封堵性能。

2.3.4 抑制性 選用威204H47-10 井的龍馬溪組頁巖，采用線性膨脹實驗方法和巖屑回收實驗方法評價油基鉆井液體系的抑制性。

線性膨脹實驗的巖樣準備：用5 g 普通膨潤土壓制巖樣，加入5 mL 各鉆井液體系的API 濾液，用頁巖膨脹儀對比不同體系的膨脹位移-時間曲線。實驗結果見圖1。

圖1 油基鉆井液體系的頁巖膨脹曲線

巖屑回收實驗選用直徑2.50～4.00 mm 的頁巖顆粒，添加到裝有450 mL 白油基鉆井液體系的陳化釜中，130 ℃條件下，滾動24 h，過直徑0.5 mm 篩布回收，用二甲苯有機溶劑清洗干凈，在105 ℃條件下，烘干稱重[15]。實驗結果見表6。

表6 油基鉆井液體系的巖屑滾動回收率

由圖1 和表6 可知，白油基鉆井液體系對威204H47-10 井的頁巖膨脹率極低，巖屑滾動回收率為98.7%。表明白油基鉆井液體系對該井頁巖的抑制性好，能抑制頁巖膨脹和水化分散。

3 現場應用

將鉆井液的室內實驗配方成功推廣到現場應用，是實現鉆井液技術承上啟下的關鍵環節。通過室內實驗可以充分評估不同添加劑的性能、鉆井液的抑制和封堵效果等關鍵指標。隨后，將經過驗證的配方應用于實際鉆井作業中，通過持續監測和優化調整，確保鉆井液的穩定性和適應性。為此，利用具有復現對比優勢的平臺井作為優先測試平臺，以精準驗證配方優化的有效性。

3.1 威204H47-10 井基本概況

威204H47-10 井位于四川省內江市威遠縣境內，是一口三開井身結構的頁巖氣開發水平井，該井主要用來龍馬溪組頁巖氣藏產能建設。目的層位龍馬溪組，該井設計井深6 240 m，設計水平段3 100 m，設計方位角169.16°，A 靶點井深3 117 m。該井實際井深6 320 m，水平段長3 210 m，打破川渝頁巖氣區塊最長水平段紀錄。

3.2 強封堵油基鉆井液體系現場配制

（1）膠液配制：首先在膠液罐大罐中注入20 m3白油并打開攪拌器，根據配方設計，依次加入乳化劑（5%）、降濾失劑（4%）、生石灰（4%），每種處理劑加料速度控制在50 kg/min，每種物料加完后攪拌1 h，石灰加完后攪拌2 h，然后，將預先在膠液罐小罐中配制的CaCl2水溶液，根據設計油水比注入大罐的油相中，攪拌6 h，使其充分混合。注意事項：保證鈣水溶液的強剪切混入，以保證一定的初始乳化效果（保證破乳電壓不低于100 V），防止油水膠液微界面不足導致乳化失敗，提前分相。

（2）鉆井液密度調控：將配制好的膠液轉入配漿罐，根據設計密度，向膠液中加入所需重晶石，配制油基鉆井液體系，加重過程需攪拌均勻。注意事項：加重過程中引入適量的潤濕劑，保證重晶石的潤濕反轉，保證其在油相中的初始分散效應，避免聚結成團影響鉆井液流變性，導致泵壓激動增加地層井漏風險。

（3）封堵劑加入：在油基鉆井液鉆進過程中，根據配方比例算好加量，向井漿中分批次加入FHXS，批次間隔控制在12 小時/次，每次加料速度控制在50 kg/循環周。注意事項：油溶微型纖維樹脂（FHXS）具有優異的封堵效應和泥餅強化作用，但與此同時也有一定幾率導致堵塞固控設備以及管線濾紙，嚴格控制加量和速率可最大程度降低風險消除此項隱患。

3.3 強封堵油基鉆井液體系現場維護

（1）密度控制：根據實鉆情況，通過調入膠液量的多少，調控油基鉆井液體系密度，同時可分時間段開啟高速離心機，降低密度的同時，去除鉆井液中有害固相。

（2）乳化穩定性調控：監測鉆進過程中破乳電壓情況，若破乳電壓降低，可通過向井漿中調入乳化劑、白油的方式，提高破乳電壓，保證油基鉆井液體系穩定性。

（3）流變性調控：采用每天向油基鉆井液體系中調入膠液的手段維持鉆井液流變性；通過可視日常蒸發量和沿程損耗量來改變膠液中的油水比，更加精準地調整油基鉆井液體系的流變性。

（4）堿度：若鉆井液中堿度降低，可向井漿中加入生石灰，使其堿度維持在2.3 左右，保證中和地層酸性氣體的同時維持良好的乳化劑作用。

（5）隨著水平段逐漸變長，攜砂困難，易形成巖屑床，鉆井液在滿足攜砂條件下，盡可能維持較低黏切，保證排量達到35 L/s 左右，并且可通過短起拉劃的方式破壞巖屑床。

3.4 威204H47-10 井現場應用情況

威204H47-10 井三開215.9 mm 井眼段，采用川慶鉆探鉆井液技術服務公司的強封堵油基鉆井液體系，在井深2 613 m 轉化為白油基鉆井液體系，水平段靶區A 點井深3 120 m，白油基鉆井液體系使用段長3 707 m，水平段長3 210 m，完鉆井深6 320 m，刷新了川渝頁巖氣區塊最長水平段紀錄。鉆進過程中白油基鉆井液體系的性能見表7。

表7 威204H47-10 井白油基鉆井液體系性能

由表7 可知，白油基鉆井液體系在鉆進過程中表現出良好的流變性能，還具有一定的攜砂能力。在保障井眼暢通、井眼清潔的情況下，為后續的電測、通井和固井等完井作業也奠定了基礎。

3.5 與區塊鄰井情況對比

3.5.1 井穩定性對比 井徑擴大帶來的直接危害使測井曲線發生嚴重畸變，不能正確反映地層物理性質，影響地質解釋精度；還會降低鉆井時鉆井液的上返速度，使巖屑不易返出，引起井下復雜[16-21]；且增加固井時水泥的用量，影響固井質量。因此，鉆井時要盡量控制井徑擴大率（表8）。

表8 威204H47 平臺龍馬溪組井段井徑擴大率

由表8 可以看出，采用強封堵油基鉆井液體系的威204H47-10 井，其平均井徑擴大率和最大井徑擴大率僅為3.60%、9.10%，低于該平臺其他井，說明該油基鉆井液體系具有更好的抑制性和防塌性。

3.5.2 成本對比 龍馬溪組實鉆過程中，威204H47平臺有2 口井存在不同程度的油基鉆井液體系滲漏現象，這無異于增加了較高的鉆井成本，浪費了大量資源。

由表9 可以看出，采用強封堵油基鉆井液體系的威204H47-10 井，在整個水平段的鉆進過程中，均未出現油基鉆井液體系滲漏的現象，未造成資源、財富的浪費，說明采用強封堵油基鉆井液體系進行水平段鉆進能降低鉆井作業成本。

表9 威204H47 平臺龍馬溪組成本對比

4 結論

經過配方優化和創新的白油基鉆井液體系，在多元多級封堵措施的應用方面取得了顯著突破。通過引入創新的“樹脂纖維+瀝青膠粒”復合措施，該液體系統在封堵效果方面展現出卓越的性能，有效阻止濾液滲入微裂縫，實現了地層與鉆井液的高效封隔。此外，鉆井液通過強化潤滑減阻和防卡性能，提升了封堵能力。在保持低黏流變性和高切攜砂能力的同時，該液體系統推動了工程參數的提升，確保了井壁的穩定和清潔。現場應用結果表明，這一創新的鉆井液方案適應了威遠地區以及川渝片區水平段鉆井的特殊需求，為未來更長水平段鉆井的開展積累了獨到的經驗。該方案的成功推廣應用在復雜地層鉆井領域展現了創新性，并為提高鉆井效率和降低風險作出了重要貢獻。