页岩气油基钻井液体系性能评估及对策

王建华，张家旗，谢盛，闫丽丽

（1.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206；2.中国石油西南油气田公司勘探事业部，成都 610041）

页岩气井水平段井壁失稳、卡钻问题突出，油基钻井液技术安全系数高于水基钻井液，已成为川渝地区页岩气开发不可或缺的关键技术[1-3]。截至2018 年底，中石油在川渝地区使用油基钻井液完钻井数达三百余口，国内油基钻井液技术取得了巨大的进步，90%油基钻井液技术由国内钻井液服务公司提供，共建成6 座泥浆站，具备储存1×104m3油基钻井液的能力。在取得了良好的现场应用效果的同时，部分井也出现了一些井下复杂事故。在评价川渝地区页岩气井油基钻井液体系的基础上，梳理出存在问题并给出了相应对策，为川渝地区页岩气油基钻井液技术发展提供了重要思路[4-9]。

1 川渝地区页岩气油基钻井液技术

经过多年开发，页岩气油基钻井液从最初引进国际公司到目前的技术日益成熟，取得了巨大进步。但随着页岩气水平井深入开发和成本压力，油基钻井液技术仍存在以下挑战：①油基钻井液服务公司达10 家以上，处理剂与体系类型繁多，性能未有统一的标准，相互间存在不配伍；②油基钻井液技术理念和评价标准不统一，性能控制理念不同，未能形成统一的油基钻井液技术规范；③缺乏纳-微米封堵评价方法，未对纳-微米级孔缝封堵足够重视；④老浆多次重复利用后有害固相含量增加，性能难维护，缺乏有害低密度固相计算方法。

2 页岩气油基钻井液体系评估

对长宁、威远、昭通区块部分页岩气井的油基钻井液井从封堵性、流变性、固相含量和稳定性等方面进行了评估。

2.1 封堵性

川南页岩气龙马溪组-五峰组页岩层理发育，地层破碎程度大，井壁容易坍塌掉块，容易引起卡钻。统计了长宁、威远区块41 口井油基钻井液高温高压滤失量与泥饼厚度见图1，平均滤失量为2.3 mL，泥饼厚度为1.2 mm。其中，井下发生复杂的3 口井，高温高压滤失量超过3.2 mL，泥饼厚度超过2 mm。对10 个不同厂家的体系进行PPA 封堵评价实验,结果见图2、图3，过滤介质为Fann 低渗砂盘（3 μm）。实验结果表明，部分体系封堵性差，滤失量大，且泥饼厚，与高温高压滤失量结果基本吻合。因此，加强油基钻井液封堵性能可减小井下复杂情况发生。

图1 长宁-威远41 口井油基钻井液的HTHP 滤失量与泥饼厚度（实验温度为120 ℃）

图2 10个不同厂家钻井液的HTHP滤失量与泥饼厚度（120 ℃）

图3 10个不同厂家钻井液的PPA滤失量与泥饼厚度（120 ℃）

2.2 流变性

长宁-威远区块44 口井油基钻井液的流变参数见图4、图5。平均初切为4.5 Pa，终切为10.7 Pa；平均动切力为10 Pa，塑性黏度为55 mPa·s。长宁X1 和威X4 井终切超过23 Pa，固相含量接近50%，井下发生复杂。体系稳定性、有害低密度固相增加是造成流变性难控制的主要原因。

图4 长宁-威远44 口井油基钻井液流变参数统计（Ⅰ）

图5 长宁-威远44 口井油基钻井液流变参数统计（Ⅱ）

收集了威远区块同一平台3 口井的钻井液性能参数，见表1。该平台三开井段使用的油基钻井液为上口井的部分老浆与新浆混合，与开钻相比，完钻时有害固相含量增加了4%～6%，经重复利用和调整后，油基钻井液黏度、切力逐渐增加，有害低密度固相对油基钻井液流变性影响较大。

表1 威远区块同一平台3 口井油基钻井液性能

2.3 固相含量

收集了长宁-威远地区43 口井油基钻井液的固相含量、水含量和油含量资料，进行分析，如图6。由图6 可知，现场43 口井油基钻井液的平均固相含量为41.4%，水含量为8.8%，油含量为49.8%，油水比为85∶15。根据现场工况分析，钻井液固相含量约为50%时，流变性差，井下易出现复杂。根据GB/T 16783.2—2012 计算出的平均低密度固相含量为29.1%，与实际值相比结果偏高，误差大。

图6 现场油基钻井液固相含量分析

2.4 稳定性

测试了4 口井钻井液老化前后的破乳电压、沉降稳定性和流变性能，结果见表2。实验结果表明，4 口井钻井液乳化稳定性普遍较好，破乳电压集中在600 V 以上，这与各家公司使用体系的油水比、乳化剂种类和使用时间有关。静态沉降因子SF均小于0.52，总体沉降稳定性好。部分体系黏度增加，而动切力减小，对ECD影响较大。

表2 4 口井油基钻井液老化前后性能（130 ℃、16 h）

2.5 密度和氯根

长宁-威远区块63%井油基钻井液密度分布在1.90～2.10 g/cm3（见图7）；氯根含量由油水比和水相中氯化钙浓度共同确定，平均氯根含量为30 968 mg/L，2 口井因油水比高，氯根含量低于25 000 mg/L，井下发生复杂。故密度应在合适范围，氯根含量尽可能高些。

图7 长宁-威远区块密度分布（44 井次）

3 页岩气井油基钻井液技术对策

3.1 井壁稳定

页岩微裂缝尺寸一般在纳米到微米级，但油基钻井液中缺乏粒径在1 μm 以下的封堵剂，而滤失介质如PPA 砂盘（最小3 μm）和HTHP 滤纸（20 μm）基本都在微米级以上，不太适合评价油基钻井液封堵性。采用低渗人造岩心或露头岩心滤失介质，根据岩心用油基钻井液污染前后渗透率和最大突破压力的变化计算封堵效率，封堵仪示意图如图8 所示。采用人造低渗砂岩，分别评价了未加封堵剂和加封堵剂的油基钻井液，结果见表3，得出氧化沥青和纳米封堵剂对低渗砂岩封堵率接近100%，最大突破压力大于35 MPa。

图8 封堵仪示意图

3.2 井眼清洁

宁209H14-1 井将油基钻井液φ6值从6 调整到11 后，通过HYDPRO 软件计算出在不同排量下泵压增加2 MPa，如图9 所示。

高密度下调高φ6值，在相同排量下，钻井液中岩屑浓度基本不变，岩屑床厚度降低，而保持钻井液性能不变，增大排量，岩屑床厚度显著降低，如图10 所示。故排量是决定井眼清洁的主要因素。

表3 在未加封堵剂油基钻井液A 中加入不同封堵剂的封堵率与最大突破压力

图9 宁209H14-1 井调整钻井液性能前后不同排量下泵压

图10 不同排量下岩屑床厚度

3.3 流变性控制

有害低密度固相含量是影响钻井液性能的关键因素之一，特别是对流变性影响较大，表现为老浆黏度增加。绝大部分有害固相为钻屑，GB/T 16783.2—2012 只规定低密度固相含量密度为2.65 g/cm3，未能区分有用和有害低密度固相，故计算结果偏大。采用线性回归的方法，计算出新浆中固相，根据现场实测固相含量，2 者的差值基本为有害固相含量。根据表4，计算出现场油基钻井液有害低密度固相含量约为4%～6%，与实际吻合性好。现场一般采用稀释和提高油水比的方法来控制流变性，此外还可以采用加强固控设备来清除有害固相，例如采用高目数振动筛布（孔径小于0.076 mm），采用中高速离心机串联的方法来清除有害固相。

表4 现场川庆油基钻井液低密度有害固相含量

4 结论

1.加强封堵是解决井壁失稳的有效手段，能有效减少井下复杂情况发生。

2.井眼清洁取决于排量的大小，在水平段钻进过程中推荐使用大排量。

3.有害低密度固相增加是造成油基钻井液性能恶化的主要原因，控制有害低密度固相含量是改善油基钻井液性能的关键。