陆相页岩气水平井段井壁失稳机理及水基钻井液对策

鄂尔多斯盆地陆相页岩气井水平段井壁失稳问题,是制约该盆地延长区块中生界上三叠统延长组页岩气资源勘探开发的重大工程技术难题。为此,采用X射线衍射分析获取页岩矿物组分特征,并分析其理化特征、比表面积及微观结构,在此基础上研发了基于纳米封堵的低自由水活度页岩水基钻井液体系(PSW-2),并现场应用于5口陆相页岩气水平井,保障了其长水平段钻进井眼的稳定性。研究结果表明:①该区延长组页岩黏土矿物含量高,属弱膨胀、易分散、多层理裂缝地层,井壁失稳是力学、物理化学、钻井机械扰动等因素综合作用的结果 ;②页岩平均孔径为4.494～8.502 nm,毛细管作用明显、吸水能力较强、水化不均匀,导致页岩局部强度下降,易形成突发性垮塌;③研制的PSW-2体系API滤失量低于2.8 mL、滚动回收率为95.15%(接近于油基钻井液98.25%的回收率)、线性膨胀率低至1.38%,润湿角由干岩样的26°增大为56.5°;④该钻井液体系浸泡后抗压强度增加至95.806MPa,接近于原岩的强度(110.70MPa)。结论认为,该水基钻井液体系通过微纳米成分封堵页岩孔隙、降低液相活度提高抑制性、减弱页岩毛细管自吸效应的多元协同,破解了井壁失稳的难题。     

川南龙马溪井壁失稳机理研究与应用

页岩气开发通常采用水平井开发模式,由于页岩长水平段钻井过程中井壁失稳问题突出,严重制约了页岩气的高效开发。针对上述问题,以川南地区龙马溪组页岩为研究对象,开展了页岩组分及理化性能分析,评价了钻井液对页岩力学性能及水平井坍塌压力的影响,同时结合现场应用进行对比分析。研究结果表明,川南地区龙马溪组页岩为硬脆性页岩,黏土矿物含量低于35%,以伊利石为主,原岩裂缝发育,具水润湿性与油润湿性;在保持钻井液良好抑制性能条件下,强化钻井液封堵能力可有效减少页岩力学强度的降低,且经钻井液浸泡后页岩仍保持较高脆性;由于受井下力学与化学因素影响,原岩与钻井液接触后,页岩地层坍塌压力较原地层坍塌压力均有所提高,在实际钻井过程中需考虑钻井液对页岩力学性能影响;合理优化钻井液封堵性可有效减少页岩地层坍塌压力的提高,降低实钻中的钻井液密度,保障长水平段页岩井壁稳定。结论认为,在保障良好抑制性能基础上,合理优化钻井液封堵性是保障长水平段页岩井壁稳定的重要技术手段。     

超低摩阻水基钻井液在页岩气水平井的应用

油基钻井液具有优异的抑制性、封堵性、润滑性,是目前页岩气井作业的主要钻井液类型,但其对生态环境造成严重影响、过高的成本及废弃钻井液和钻屑处理压力限制了其在钻井中的应用。涪陵焦石部署4口水平井,钻探目的层为龙马溪组-五峰组,目的层含大段泥页岩,裂缝发育,易水化分散、垮塌漏失风险大。针对涪陵水平井要求低摩阻及地层泥页岩易发生井壁失稳的特点,研究了一套超低摩阻水基钻井液体系。该体系具有较好的流变和抑制性能,同时具有和油基钻井液相当的润滑性能。现场应用表明,超低摩阻水基钻井液实现了页岩气井水平段全流程高效安全作业,与同区块油基钻井液相比机械钻速提高了24.7%,每米钻时降低了6.2%,水平段起下钻1～2次,而油基钻井液需要2～3次,其中涪陵X4井水平段长2235 m,创完钻时国内页岩气水平井水基作业记录。该超低摩阻水基钻井液在涪陵页岩气的成功应用有望实现页岩气水基钻井液替代油基钻井液作业。     

高性能水基钻井液在长宁页岩气区块研究与应用

近几年,随着我国石油天然气勘探开发力度向非常规能源井加大,页岩气井的勘探开发数量与日俱增。根据页岩气井的成藏机理,采用水平井钻井是实现高效开采页岩气的最佳方式。但是,由于页岩表面特性为水油双亲型,页岩层理和裂缝具有较强的毛细管力,同时,因为页岩地层具有倾角大、层理和裂缝发育成熟,导致在沿着最小主应力方向钻进过程中,钻井液中的液相会侵入发育成熟的层理和裂缝中,液相压力通过层理和裂缝进行传递,最终容易导致井壁失稳垮塌。因此,如何对发育成熟的页岩地层实施强化封堵以减少液相进入地层而造成的压力传递是解决井壁失稳垮塌的关键。文章针对四川长宁页岩气区块龙马溪组地层水平井长水平段钻井,根据对该区块页岩矿物成分和微观结构的分析,对高性能水基钻井液提出了相应的技术措施,建立了一套密度2. 10g/cm~3左右、抗温130℃的高性能水基钻井液体系,并对其各方面性能开展了室内评价,最终在长宁页岩气区块取得了成功的现场应用,同时取得了很好的经济效益和社会效益。     

川西须家河组页岩气水基钻井液技术

油基钻井液是页岩气开发常用的钻井液体系,但存在污染大、费用高等问题,通过改进水基钻井液体系开发页岩气藏可以有效地解决上述问题。对川西须家河组五段泥页岩的工程地质特征进行分析发现,该层属硬脆性泥页岩,膨胀性矿物体积分数低,微裂缝发育,井壁失稳是影响水基钻井液使用的主要因素。通过室内实验优选了抑制剂、封堵剂和降失水剂,形成强抑制强封堵的聚胺仿油基水基钻井液体系。该体系具有较强的抑制封堵性、抗污染性、润滑性和优良的流变性,同时具有较低的中压失水和高温高压失水,在川西XYHF-1井页岩层现场进行了应用。结果表明,该体系能有效防止页岩层吸水膨胀、缩径垮塌,确保钻井施工安全,在川西页岩气藏开发过程中具有广泛的应用前景。     

准噶尔盆地硬脆性页岩强化致密封堵水基钻井液技术

为解决准噶尔盆地硬脆性页岩地层井壁失稳的问题,在分析准噶尔盆地硬脆性页岩矿物组成与组构特征的基础上,根据多元协同井壁稳定理论,提出了以多尺度致密封堵为核心的协同稳定井壁技术对策,构建了多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-1和YHDF-2。矿物组成和组构特征分析结果得知,准噶尔盆地硬脆性页岩地层井壁失稳与“微裂缝–裂隙–孔隙”的多尺度特征密切相关,加强封堵微纳米尺度缝隙,提高抑制页岩表面水化的能力,发挥合理密度钻井液有效应力支撑井壁的作用,才能协同强化稳定井壁。性能评价结果表明,多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-1和YHDF-2可耐150 ℃高温,其400 mD砂盘的PPA滤失量分别为17.8和13.2 mL,可使页岩的渗透率降低90%以上。钻井液YHDF-1和YHDF-2分别在准噶尔盆地的D-72井和D-12井进行了现场试验,钻井过程中均未出现井壁失稳现象,试验井段平均井径扩大率均小于10.0%,电测均一次成功。研究和现场试验结果表明,多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-1和YHDF-2具有优异的封堵防塌性能,可以解决准噶尔盆地硬脆性页岩地层井壁失稳的问题。      

即时封堵防塌水基钻井液在四川页岩地层的应用

针对四川盆地多个构造采用普通的水基钻井液体系斜穿页岩井段时遇到的井壁失稳难题,结合国内外对页岩理化性能的研究成果,在钾聚磺钻井液的基础上引入润湿反转技术、固相粒度分布调节技术、瞬时失水控制技术,形成一套具有即时封堵井壁孔隙、即时胶结近井壁带微裂缝、即时形成油润湿性致密滤饼特征的钻井液技术。该技术
在公山庙、莲花山、张家坪等构造大斜度长页岩井段和破碎性垮塌井段进行了应用,取得了钻井周期节约 33.5%,机械钻速提高 29.4%,井径扩大率降低 52.0%,划眼时率降低 93.9% 的良好效果,同时为使用水基钻井液钻页岩水平井提供了一定的技术积累和新的思路。      

高密度油基钻井液在长宁——威远区块页岩气水平井中的应用

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组黑色页岩层具有较强的层理结构,微裂缝和裂缝发育。钻进过程中钻井液沿微裂缝和裂缝侵入地层,使井壁易发生层间剥落,造成井壁失稳。针对该区龙马溪组页岩层的地质特点,分析使用油基钻井液钻井的技术难点,提出了相应的技术对策。在自主研发出三合一乳化剂CQMO的基础上,通过实验优选出高密度油基钻井液配方,并对其性能进行实验分析评价。实验结果表明,该高密度油基钻井液体系具有好的高温沉降稳定性、抑制性、封堵性和抗污染性。该高密度油基钻井液体系已成功应用于长宁—威远国家级页岩气示范区36口水平井钻井,解决了钻进页岩气水平井摩阻大、井眼净化难和井壁失稳等难题,能满足页岩气水平井技术需要;钻进过程中,钻井液性能稳定,井壁稳定,携砂良好,井下安全。该高密度油基钻井液可在其他页岩气区块推广应用。     

威远区块深层页岩气水平井水基钻井液技术

为解决威远区块深层页岩气水平井长水平段井眼失稳的问题,研制了具有强抑制性、强封堵能力的水基钻井液。分析了威远区块页岩储层矿物组分、储层物性和页岩地层井眼失稳机理,认为在该地层钻进水平段时,所用钻井液应具有较强的抑制性、封堵能力和一定的润滑性。在优选抑制剂、封堵剂和润滑剂的基础上,配制了深层页岩气水平井水基钻井液SM–ShaleMud,并对其性能进行了室内评价。室内试验结果表明:该钻井液流变性能好,高温高压滤失量低,润滑系数小;可抗温140 ℃,能有效抑制黏土水化和裂缝的产生、扩展;封堵能力和抗污染能力强。SM–ShaleMud水基钻井液在威远区块威页23平台3口井进行了应用,结果表明具有良好的综合性能,特别是井眼浸泡67 d后仍保持稳定,说明其具有强抑制性和强封堵能力。研究表明,SM–ShaleMud水基钻井液能够解决威远区块深层页岩气水平井长水平段井眼失稳问题,现场应用效果显著。      

鄂尔多斯盆地延长组页岩气井壁稳定钻井液

针对鄂尔多斯盆地延长组页岩气水平井钻井过程中存在的裸眼井壁失稳问题,对该组地层进行理化性能分析,明确了导致页岩井壁失稳的主要因素,即钻井液滤液沿地层微裂缝进入地层引起伊蒙混层膨胀,岩石强度降低,为此提出了采用油包水乳化钻井液的技术对策。在此基础上,通过室内实验优选了一套页岩水平井油包水乳化钻井液。室内性能评价实验表明：该体系可加重至1.60 g/cm3,破乳电压高于800 V,抗温120℃,封堵突破压力为7.28 MPa,浸泡后对页岩强度影响较小,能够有效抑制页岩膨胀和封堵裂缝性地层,对于解决该区页岩气钻井过程中的井壁失稳问题具有指导意义。     

伊拉克东巴油田Tanuma组泥页岩高效防塌钻井液技术

伊拉克东巴油田South-2区块采用水平井开发Khasib组储层,但该区块首口以Khasib组为目的层的水平井在钻井过程中,因Tanuma组泥页岩多次发生坍塌卡钻,导致井眼报废。研究Tanuma组矿物组成、孔缝发育情况和水化膨胀特性发现,该组泥页岩具有黏土矿物含量高、水敏性较强、宏观层理发育明显、微观孔缝发育度高和水化膨胀速率快等特点,导致钻井过程中因黏土矿物快速水化膨胀而发生井眼失稳问题。基于此,通过室内试验,优选了封堵剂N-Seal及抑制剂U-HIB,对氯化钾聚磺钻井液的配方进行了优化,形成了高效防塌钻井液。室内试验发现,高效防塌钻井液具有良好的流变性、较强的封堵和抑制能力,能够满足Tanuma组泥页岩井段高效封堵的要求。该防塌钻井液在South-2区块3口水平井进行了现场试验,均成功钻穿Tanuma组泥页岩层段,顺利钻至设计井深,未出现坍塌掉块等井眼失稳问题。室内研究与现场试验结果表明,高效防塌钻井液能够有效解决Tanuma组泥页岩坍塌的技术难题,为实现Khasib组储层的有效开发提供技术支撑。      

适合页岩储层的强抑制防塌水基钻井液体系

针对威远地区页岩气井W-X1井长水平段钻进时存在井壁失稳、漏失以及摩阻较大等问题,以多氨基页岩抑制剂HCA-3、复合封堵剂和高效润滑剂RMLUB-1为主要处理剂,研制了一套适合该区块页岩储层的强抑制防塌水基钻井液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明:该钻井液体系具有良好的流变性能、较低的滤失量以及较好的润滑性能,能够满足页岩储层水平井钻井施工对钻井液性能的基本要求;该钻井液体系与其他水基钻井液相比,其能够更好地降低页岩岩样的Zeta电位值,具有更强的抑制能力;该钻井液体系的高温高压PPA滤失量和滤失速率均与油基钻井液相当,并且能够较好地阻缓压力传递,具有较强的封堵能力;此外,该钻井液体系还具有较强的抗污染能力,加入不同的盐、钻屑粉和膨润土后,体系性能变化不大。强抑制防塌水基钻井液体系在威远地区W-X1井三开水平段成功进行了应用,现场各分段钻井液性能稳定,施工过程顺利,未出现井壁失稳、起下钻遇阻等复杂井下情况,井眼稳定,且提高了钻井效率,取得了良好的施工效果。      

长宁区块强封堵油基钻井液技术研究及应用

分析清楚长宁区块龙马溪组和五峰组井眼失稳的原因,提出强化井眼稳定的钻井液技术对策,对该区块水平井水平段的钻进至关重要。基于X射线衍射、扫描电子显微镜、页岩膨胀、滚动分散试验,揭示了复杂地层的井眼失稳机理,提出了“强化封堵微观孔隙、抑制滤液侵入和阻缓压力传递”协同的井眼稳定技术对策。采用砂床滤失仪、高温高压滤失模拟装置、微孔滤膜等试验装置,优选了以封堵剂为主的长宁区块油基钻井液处理剂,构建了适用于长宁区块的强封堵油基钻井液体系,其抗温135 ℃,抗盐10%,抗钙1%,抗劣土8%,400 μm宽裂缝的承压能力达5 MPa,0.22和0.45 μm孔径微孔滤膜的滤失量均为0,封堵效果突出,综合性能优于常规油基钻井液。该钻井液在长宁区块现场试应用10余口井,龙马溪组和五峰组水平段均未出现井眼失稳的问题;与同区块采用常规钻井液的已钻井相比,复杂地层的井径扩大率平均降低10.82%,建井周期平均缩短4.5 d。研究结果表明,强封堵油基钻井液技术解决了长宁区块水平井龙马溪组和五峰组水平段的井眼失稳问题,具有较好的推广应用价值。      

CQH-M2高性能水基钻井液及其在威204H11-4井的应用

川渝地区龙马溪组页岩的脆性高,微裂缝和微孔洞发育,钻进过程中井壁易失稳、易发生突发掉块卡钻复杂。针对龙马溪组页岩的地质特点,分析使用CQH-M2高性能水基聚合物钻井液的技术难点,提出相应的技术对策。通过实验优选出CQH-M2高性能水基钻井液的抑制剂、抗高浓度高价金属离子聚合物降滤失剂、碳醇类润滑剂和磺化沥青类封堵剂,并对其性能进行实验分析评价。实验结果表明,CQH-M2高性能水基钻井液对页岩岩屑复合电解质溶液的抑制性优于CQH-M1高性能水基钻井液、接近油基钻井液,可以有效抑制页岩水化分散;有很好的即时和长效封堵效果;滤饼质量薄而有韧性,封堵效果好;抗9%岩屑。现场应用表明:CQH-M2高性能水基钻井液满足威204H11-4井钻井技术需要,全程钻井液性能表现良好,井下安全正常。      

大港油田页岩油水平井钻井液技术

针对大港油田沧东凹陷和歧口凹陷页岩油水平井水平段钻进过程中存在的井壁易失稳、井眼清洁效果差、摩阻和扭矩高等技术难点,在分析页岩油地层地质特征的基础上,制定了增强钻井液抑制性、封堵性和携岩性的技术对策,通过优选封堵剂、润滑剂等关键处理剂,形成了BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液。性能评价结果表明,BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液具有良好的抑制性能、携岩性能和封堵性能,能降低页岩渗透率,阻止压力传递,保证井壁稳定。大港油田36口页岩油水平井使用BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液钻进水平段,平均井径扩大率6.8%,未发生与钻井液有关的井下故障。这表明,BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液能解决大港油田页岩油水平井水平段钻进过程中的技术难点,可为大港油田页岩油水平井钻井提供技术支撑。      

深层脆性页岩力学性能及井壁稳定性研究

四川盆地中部龙马溪组页岩地层硬度高、脆性强,钻井过程中井壁坍塌严重,阻卡频发。为解决钻井过程中井壁坍塌问题,测试了以四川盆地自201井为代表的深层页岩微细观组构、水理化性能及力学性能参数各向异性特征,并考虑井眼轨迹、层理缝产状、井筒-地层耦合渗流效应、层理缝力学弱面效应等因素,建立了深层脆性页岩水平井井壁稳定理论模型。实验结果表明:深层页岩脆性矿物含量高达70%,水化膨胀性极低,页岩基质力学强度高,但层理缝间强度低,页岩容易沿层理缝滑移崩落。模型计算结果表明:层理缝力学弱面效应影响明显,当井眼轨迹与层理缝面法向之间夹角满足一定角度,井壁倾向沿层理缝剪切滑移垮塌;井筒-地层间渗流效应不可忽略,压力穿透效应降低钻井液的有效径向支撑力,诱发层理缝起裂、延伸至崩落,合理的钻井液密度及有效封堵性可提高深层页岩水平井井壁稳定性。研究成果揭示了深层脆性页岩井壁坍塌作用机理,可为深层脆性页岩水平井关键工程参数设计提供理论依据。     

川滇页岩气水平井水基钻井液技术

为解决水基钻井液钻页岩气水平井过程中出现坍塌等井壁失稳问题,以多碳醇、磺化沥青钾盐为核心处理剂,研究了一套针对川滇页岩气地层的新型水基钻井液。通过膨胀率、回收率、力学特性分析、封堵、抗污染等实验,研究了新型水基钻井液基本性能。结果表明,新型水基钻井液显著抑制云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组页岩水化膨胀与分散,页岩膨胀率分别为1.23%、0.95%和0.98%,回收率分别为98.94%、99.13%和99.05%,其抑制页岩水化膨胀分散性能与油基钻井液相近;与常规水基钻井液相比,页岩抗压强度降低程度大幅减小,能有效减缓页岩抗压强度降低,对页岩裂缝具有较强的封堵性;抗盐（5% NaCl）、膨润土（5%）、岩屑（20%钻屑）污染能力强,具有良好的稳定井壁效果。      

烷基糖苷衍生物钻井液研究及其在页岩气井的应用

昭通黄金坝YS108页岩气区块目的层为下志留统龙马溪组,岩性以灰色、黑色页岩为主,存在页岩地层易掉块垮塌,长水平段摩阻大、易卡钻,井眼清洁困难等技术难题。针对黄金坝页岩气水平井的地质和工程情况,研发并应用了以NAPG、CAPG和APG为核心主剂的烷基糖苷衍生物水基钻井液技术。NAPG聚醚胺基烷基糖苷是在APG分子上引入聚醚和胺基基团而制得,提升了抑制性、抗温性和润滑性等,CAPG阳离子烷基糖苷通过在APG分子上引入季铵盐阳离子基团而制得,提升了抑制性和抗温性等,他们通过吸附成膜、嵌入及拉紧晶层等可有效降低龙马溪岩屑的Zeta电位绝对值,降低岩屑活性。体系以APG为主润滑剂,以不同粒度级配（0.03~100 μm）纳米-微米封堵材料和烷基糖苷类小分子增稠剂满足昭通区块龙马溪页岩微孔微裂缝的封堵需求。该钻井液7.5 min中压滤失量为0 mL,高温高压滤失量不大于5mL,在密度2.30 g/cm3之内,极压润滑系数小于0.10,为强抑制、强封堵和高效润滑的钻井液体系,该体系解决了以上难题,实钻过程中井壁稳定,钻井液携砂及润滑性能良好,起下钻通畅,机械钻速较使用高性能水基钻井液的6口邻井和相邻区块井位提高14.6%~18.8%。该体系较好地满足了页岩气水平井钻井、完井施工技术要求。