甲酸钾钻井液体系在川南页岩气地区的应用

文 科

（中国石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳 618000）

川南页岩气区地层岩性敏感性强，层理和裂缝充分发育，常规钻井液体系施工过程中，极易引发井壁失稳，导致划眼时间长。本文通过大量实钻数据调研，对该区块陆相地层井壁易于发生失稳的问题进行针对性原因分析，从钻井液体系入手，构建了甲酸钾防塌钻井液体系，该体系具有低失水、强包被、强封堵、强抑制的特性，黏切可控，流变性能优良，非常适合于川南页岩气工区各井次的施工，自该体系成功构建和现场实际应用以来，使用该体系的多口页岩气井中，90%以上的井次均未发生井壁失稳及长时间划眼的复杂情况，明显提升了该区域的平均机械钻速，缩短了钻井周期，取得了较好的应用成果。

1 川南页岩气区地质概况

1.1 工区地层概况及施工难点

川南页岩气区块地质构造较为复杂，地层从上至下依次为：陆相的沙溪庙组、凉高山组、自流井组、须家河组；海相的嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组、韩家店组、石牛栏组及龙马溪组[2]。沙溪庙组地层岩性以大段泥岩为主，该泥岩水敏性极强，造浆率高，钻井过程中钻井液黏切上涨快。下沙溪组至凉高山组地层相对破碎，易产生掉块。自流井组岩性以泥岩粉砂岩为主，夹黑色碳质泥岩，须家河组砂泥岩互层，夹黑色页岩及煤线，与下伏地层呈假整合接触，且断层发育，钻进过程中易诱发井壁失稳，导致划眼时间长。据实钻情况统计显示，该区块钻进施工过程中井壁失稳问题主要发生于陆相地层的自流井及须家河组，海相地层的龙潭组和茅口组，该问题严重影响了该区域施工井次的钻井周期。根据地层水敏性实验数据显示，该区域陆相地层水敏性相对较差，属于低膨胀性、低分散性的弱水化地层，但根据多口施工井所取岩屑的滚动回收实验数据分析表明，有许多易于发生严重井壁失稳的地层，其岩屑实际滚动回收率均在90%以上，此现象无法根据常规分散、膨胀等实验结果来解释实钻过程中所体现出的掉块剥落及严重坍塌等问题。

1.2 地层压力情况

川南页岩气工区地压梯度范围为1.0～1.8 MPa/100m，地应力随井深增加而增大，陆相段储层存在很大的非均质性。该区域破裂压力梯度范围为1.8～2.99 MPa/100m。压力分布跨度大，部分井段高低压同存，实钻过程中应注意防喷，防漏，防井壁失稳。

2 井壁失稳原因及防塌措施

通过对区域多口井的实钻调研和数据分析认为，实钻过程中导致井壁失稳的主要原因有：（1）钻井液体系本身的防塌封堵性能和抑制性存在不足，不能有效封堵地层微裂缝和抑制泥页岩地层水化膨胀[3]，钻井液滤液侵入泥页岩地层导致泥页岩强度下降和稳定性减弱是井壁失稳的主要机理[4]；（2）钻井液黏切失控，过高的钻井液黏切引起起钻抽吸或下钻过程压力激动导致压力突变而诱发井壁失稳；（3）施工钻井液密度不匹配，所用钻井液密度过高或过低，过高的钻井液密度使井壁有效过平衡压力偏大，产生压力穿透效应，改变了地层岩性的理化性质，进而改变井壁周围地层的坍塌压力导致井壁失稳，所用钻井液密度过低则钻井液静液柱压力不足以平衡地层坍塌压力，最终也将导致井壁坍塌失稳[5]；（4）地层因素，地层本身较为破碎，软硬交错，砂泥岩交杂互层，泥岩在施工中经钻井液长时间侵泡，容易吸水膨胀失稳，含煤线、煤层、泥页岩等均易发生坍塌掉块，稳定性较弱；（5）工程参数选择不当，施工排量、钻头水力参数、新型钻井工艺不匹配，钻进或起下钻操作不当，未按要求执行施工操作规程，井壁受钻柱机械撞击明显、受钻井液水力冲刷作用过强，也是导致井壁失稳的一大诱因。

通过分析以上诱发井壁失稳的原因可以得出，通过适当优化防塌钻井液体系类型，调整好钻井液流变性，采用适宜的钻井液密度，同时配合钻井参数的优化、加强固控设备的使用，多个方面协同作用可有效解决川南页岩气工区地层井壁失稳的难题。

3 钻井液配方优化

2015 年分公司部署在川南区块的勘探井威页1井、永页1 井等井使用氯化钾防塌体系曾发生过不同程度的井壁失稳情况，为此，分公司针对钻进中井壁失稳情况进行了专项总结与分析，充分借鉴川西地区、中江地区、丰谷地区和川东北元坝地区陆相井段钻探经验，遵循四川省和重庆市环保厅相关要求，对页岩气工区一期开发评价井所用钻井液体系做了进一步优化，决定在川南页岩气工区直井段和定向井段采用“环保型”有机盐甲酸钾防塌钻井液体系，该体系抑制性极强，防塌性能突出，能有效抑制泥页岩中黏土矿物的水化膨胀和分散，同时辅以有机盐特有的活性降低作用，可使黏土矿物进一步去水化，强化泥页岩的结构，而实现井壁稳定性维持和防塌。

通过川南永川区块大量井次的现场应用实践证明，用该体系施工的后续井中仅少部分发生了区域性井壁垮塌，90%以上的施工井均比较顺利。经由现场施工的不断论证，优化出适用于川南页岩气区块的钻井液配方如下：

2%～4%NV-1+0.1%～0.2%金属离子聚合物+1%～3%RLC-105+1%～3%无铬磺化褐煤+1%～6%SMP-2+2%～4%多软化点沥青防塌剂+4%～6%甲酸钾+加重剂。

4 现场应用情况

4.1 使用甲酸钾钻井液体系情况

4.1.1 体系性能稳定，波动小

（1）永页6 井二开井段自流井组至龙马溪组（实钻井深825～3 347 m）使用有机盐甲酸钾防塌钻井液体系，整个钻井施工过程井壁稳定，钻井液流变性能优良，振动筛返砂良好，岩屑原始状态保持较好，起下钻摩阻正常，全井段施工过程畅通顺利，未发生井壁失稳等复杂情况，全井钻井液性能（见表1）。

表1 永页6 井二开钻井液性能

（2）永页3 平台二开井段自流井组至龙马溪组（实钻井深1 106～3 770 m）使用有机盐甲酸钾防塌钻井液体系，同样钻井液性能稳定优良，波动较小，振动筛返砂状态良好，筛面清洁干净，起下钻摩阻均无异常，二开井段整体施工过程顺利畅通，未发生井壁掉块或井壁坍塌失稳等复杂情况，该井段钻井液性能（见表2）。

表2 永页3 平台二开地层钻井液性能

4.1.2 同区块内钻井效率提高 川南页岩气区块钻井液体系实际应用过程中，相比于同区块常规水基非甲酸钾钻井液体系，使用甲酸钾钻井液体系施工的井次，井壁失稳复杂情况的发生大幅减少，同时钻井的机械钻速也同比大幅提高，缩短了钻井周期，钻井数据（见表3）。

表3 川南部分井页岩气二开井段钻井时效

5 结论与认识

（1）甲酸钾钻井液体系具有很强的防塌能力，能有效解决川南页岩气区地层的井壁失稳难题。

（2）甲酸钾钻井液体系流变性好，防塌性能优异，稳定性好抗污染能力强，有利于提高川南页岩气工区机械钻速，缩短工期。

（3）甲酸钾钻井液体系的现场维护必须按“先护胶、后加盐”的维护处理原则进行性能调整和日常维护，兼顾川南页岩气区块地层压力特性，甲酸钾的加量应控制在5%以上，钾离子含量维持在15 000～20 000 mg/L，确保钻井液的抑制性能及防塌性能。