丁页10井水平井钻井液技术

庄艳君 肖林通 于 雷 邱春阳

(1.贵州页岩气勘探开发有限责任公司，贵州遵义，563400；
2.中石化胜利石油工程有限公司钻井液技术服务中心，山东东营，257017)

丁页10井是中石化重点预探井，设计井深5526.00m，为三开制水平井。根据区块地质资料及邻井实钻资料分析，丁页10井钻井过程中面临的最大难点为井漏和井壁失稳问题，邻井丁页1井、丁页2井、丁页3井、丁页4井和丁页5井钻进过程中多次发生井漏，单井平均漏失钻井液近500m3。丁页4井在韩家店、小河坝地层、茅口组及以下页岩地层发生井壁失稳，出现掉块。丁页10井在分析区块前期施工难点的基础上，对各个开次井段钻井液进行了优选，并对油基钻井液老浆进行了重复利用，保证了井壁稳定，达到了钻探目的。

1.1 钻井液技术难点

1.1.1 井壁坍塌

龙潭组地层发育煤层与页岩，并且二者互层井段较长，施工中易坍塌；
韩家店组地层易出现掉块；
目的层为页岩气层，微裂缝和层理发育，钻井液滤液易加速地层中黏土矿物的水化作用，导致泥页岩吸水膨胀，地层沿层理、裂缝的断面发生剥落坍塌。

1.1.2 井眼漏失

须家河组-韩家店组岩性以泥岩为主夹砂岩、碳酸盐岩与泥质岩、灰质泥页岩互层，目的层龙马溪组可能存在断层，易发生漏失。

1.1.3 老浆利用

三开井段地层发育大段泥页岩，坍塌性较强。为保证井眼稳定，采用油基钻井液钻进，油基泥浆经多次使用后，钻井液黏切较大，继续使用具有一定难度。

1.2 钻井液技术措施

1.2.1 合理密度支撑

施工中合理调控钻井液密度，使井眼内流体液柱压力平衡地层坍塌压力，保证井眼稳定。

1.2.2 强化抑制封堵

用有机胺强化钻井液的抑制性，以应对泥岩易掉块、垮塌；
保持钻井液中超细碳酸钙、多级配填充封堵剂及抗温防塌剂的有效含量，通过对微裂缝和孔隙的有效封堵，阻止钻井液滤液侵入地层，提高防塌效果。

1.2.3 加强井漏预防

优选多维网状承压材料，通过网状承压材料在疏松地层的强效封堵，降低孔隙和微裂缝尺寸，配合乳化沥青、固体沥青、超细碳酸钙和随钻堵漏剂，提高堵漏效果。页岩不稳定井段钻过后采用封堵浆加固。

1.2.4 做好室内实验

通过油基钻井液老浆流变性调配实验，优化老浆的流变性，提高其稳定性和封堵性。

2.1 多元协同封堵性能评价实验

为了有效提高对地层微孔缝的封堵能力，将纳米乳液、胶乳沥青和多级配填充封堵剂进行了复配。研究资料表明[1-3]，纳米乳液中的表面活性剂能够中和粘土表面的负电荷，使岩石表面发生润湿反转；
纳米乳液能够将胶乳沥青聚合在一起，封堵地层大的孔隙和微细裂缝；
纳米乳液本身尺寸很小，可以在井壁形成韧而致密的保护层。沥青类材料在井底高温下软化，在压力作用下挤进地层孔隙和微裂缝中，减少了水相对泥页岩的侵入。多级配填充封堵剂是在地层孔缝分布基础上，优化钻井液粒度分布，从而使钻井液粒度分布与地层孔缝分布实时保持一致，提高致密封堵性。

根据“理想充填理论”，对其封堵材料进行优化，加入多级配填充封堵剂、纳米乳液和胶乳沥青，高搅20min后重新测定前后API中压滤失量，API中压滤失量由4.8mL降为2.6mL，表明体系的封堵能力强，有利于形成更加致密的滤饼，因此滤失量也就更低。

2.2 弹性孔网防漏堵漏评价实验

弹性孔网材料[4-6]是一种多孔的固体泡沫，在井底压力下收缩变小，能够进入孔隙和微细裂缝，进入其中后，由于外界压力释放，固体泡沫膨胀变大，充填整个孔隙和微细裂缝，以降低裂缝封堵层渗透性和漏失速率，辅助其他堵漏材料和地层岩屑，进一步填充漏失通道，进而增加堵漏成功率。实验采用高温高压堵漏模拟实验装置进行裂缝封堵模拟评价实验，其中B、C、D代表不同粒径的刚性颗粒，SQD-98是一种矿物纤维堵漏剂，PS表示弹性孔网材料，封堵性能评价见表1。实验结果表明，弹性孔网材料的加入可以显著降低漏失量，当加量为0.2%时堵漏效果最优，但粒径相对裂缝宽度过大时，会产生封门。

表1 长裂缝封堵评价实验

2.3 油基钻井液回收利用性能调整实验

对老浆流变性进行了测试，实验结果见表2。

表2 前期老浆流变性

表2看出，使用过的油基钻井液老浆漏斗黏度高，切力低，破乳电压很低，并且高温高压滤失量为6.0mL，说明老浆流变性差。如果对老浆进行重复利用，必须对其流变性进行调节，提高老浆电稳定性，降低老浆的高温高压滤失量。

经过分析，老浆流变性差的原因在于老浆中水含量较高，且含有一定固相，因此，借鉴国内施工经验[7-8]，配制高油水比基浆，搅拌下逐渐加入到老浆中，改善老浆的流变性。室内新配制高油水比油基钻井液基浆，搅拌下加入到老浆中，高速搅拌50min，测其流变性，实验结果见表3。从实验结果上看，老浆加入基浆后，流变性得到改善，可以进行现场应用。

表3 调整后钻井液流变性

丁页10井设计为三开次水平井，一开钻至井深853.00m，表层套管直径为Φ339.7mm；
二开钻至井深3200.00m，井眼直径为Φ311.2mm；
三开完钻井深5898.00m，垂深3900.35m，井斜86.5°，三开钻遇地层主要为韩家店组、石牛栏组、龙马溪组。

3.1 聚胺封堵防塌钻井液体系

3.1.1 体系配方

二开及三开导眼井段采用聚胺封堵防塌钻井液体系，配方为：3.5%膨润土+0.3%纯碱+0.2%烧碱+0.2%KPAM+0.2%LV-CMC+0.5%胺基抑制剂+(2.0-3.0)%多级配填充封堵剂+1.5%KFT-2+1.0%褐煤树脂+2.0%SMP-1+1.5%胶乳沥青+2.0%纳米乳液。

3.1.2 维护处理措施

(1)加入胺基抑制剂和KPAM胶液来维护钻井液体系的抑制性。胶液配方为：井场用水+0.3%烧碱+0.35%KPAM+1.0%胺基抑制剂。

(2)定期加入胶乳沥青等多软化点封堵材料，保证胶乳沥青含量在3.0%以上，纳米乳液含量在2.5%以上，多级配填充封堵剂含量在3.0%以上，提高钻井液对井壁的封堵能力。

(3)采用褐煤树脂和磺化酚醛树脂调控钻井液的高温高压滤失量，控制高温高压滤失量在12.0mL以内，防止地层水化膨胀分散。

(4)合理调控钻井液密度，钻井液加重时补充0.5%润滑剂，保证体系的润滑性；
严格控制起下钻速度，防止压力波动过大而导致井壁失稳，并且降低钻具对井壁的撞击。

(5)严格保证固控设备的使用效率，振动筛、除砂器和除泥器使用效率达到100%，保证钻井液的清洁。

(6)钻进过程中，定期短起下钻，以确保井眼清洁。钻完进尺后，适当提高钻井液的黏度和切力，以保证井眼中钻屑的净化效率。

3.1.3 应用效果

二开井段钻进过程中井壁稳定；
钻进至2871.37m发现漏失，漏失层位栖霞组，通过采用弹性孔网堵漏技术，一次堵漏成功。三开直导眼钻进中出现少量掉块，通过加大封堵防塌材料及提高钻井液密度措施确保了井眼稳定。

3.2 三开井段钻井液技术

3.2.1 体系转换及维护处理措施

3.2.1.1 体系转换

用油基老浆将井眼内钻井液完全顶替出井眼；
逐渐加入新配制的基浆，充分循环钻井液，保证钻井液混合均匀，流变性达到要求后开钻。

3.2.1.2 维护处理措施

(1)采用筛网目数为200目—230目震动筛，连续运转除泥器和除砂器，通过固控设备去除无用固相，确保钻井液具有良好的流变性。

(2)根据实钻情况及地质录井气测值监测情况在设计范围内逐步调整钻井液比重，通过力学平衡，保证井眼稳定。

(3)适当加入有机土和沥青，补充乳化剂及润湿剂，配合跟入高油水比基浆，保证钻井液的流变性和乳化稳定性，维护钻井液破乳电压在400V以上。

(4)在钻井过程中，定期检测钻井液的碱度值，并随时补充；
通过调节水相中的 CaCl2浓度，调节油基泥浆的活度。

(5)定期监控油水比，通过调整钻井液中油和水的比例，并加入封堵剂和降失水剂，控制高温高压滤失量不大于3.0mL。

(6)保证体系有4.0% 封堵防塌剂和3.5% 多级配填充封堵剂，保证油基钻井液体系具有较强的封堵防塌性，强化体系对地层及微裂缝的封堵性。

3.2.2 应用效果

钻进过程中井壁稳定，井下安全，起下钻顺畅，三开钻井液性能控制见表4。

表4 三开油基钻井液性能

(1)采用纳米乳液、胶乳沥青、多级配填充封堵剂等材料可以显著提高封堵性能，有利于稳定井壁。采用弹性孔网堵漏技术可以提高对裂缝地层的自适应封堵性能，堵漏效果好。

(2)调控油基钻井液老浆的流变性，必须先分析老浆流变性失稳原因，并在室内小型实验的基础上进行调控，保证老浆在重复利用中具有良好的流变性。

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