大慶油田古龍頁巖油鉆井液技術(shù)研究與應(yīng)用

王楠男

(大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院，黑龍江大慶163413)

松遼盆地北部頁巖油資源豐富，其中齊家—古龍地區(qū)是中高成熟度頁巖油發(fā)育的最有利區(qū)，齊家—古龍地區(qū)已鉆井獲10m3以上高產(chǎn)油流，試采產(chǎn)量穩(wěn)定，對(duì)大慶油田油氣可持續(xù)開采具有重要意義。在鉆井過程中，造斜段、水平段井眼周圍地應(yīng)力的變化，極易誘發(fā)井壁失穩(wěn)，采用油基鉆井液均存在不同程度的井壁剝落，采用水基鉆井液，井壁坍塌現(xiàn)象更為嚴(yán)重，頻繁憋泵、卡鉆，被迫提前完鉆。因此，通過對(duì)頁巖油區(qū)塊井壁失穩(wěn)機(jī)理進(jìn)行分析，并提高油基鉆井液封堵防塌能力，是當(dāng)前解決古龍頁巖油水平井井壁失穩(wěn)問題的關(guān)鍵。

1 頁巖油地層鉆井液施工難點(diǎn)分析

（1）井下復(fù)雜事故率高。對(duì)近幾年大慶頁巖油區(qū)塊施工情況進(jìn)行分析，施工的5口井中有4口井使用油基鉆井液，均發(fā)生了不同程度的井壁剝落和掉塊現(xiàn)象，一口井采用水基鉆井液，井壁坍塌現(xiàn)象更為嚴(yán)重，頻繁憋泵、卡鉆，最終導(dǎo)致該井被迫提前完鉆，這就要求鉆井液具有良好的井壁穩(wěn)定能力[1]。

（2）目的層埋藏較深，造斜段和水平段較長(zhǎng)，起下鉆和后期下套管摩阻較大，需要鉆井液具有良好的潤(rùn)滑能力。

（3）長(zhǎng)水段水平井技術(shù)是頁巖油增儲(chǔ)的核心技術(shù)，這對(duì)鉆井液的攜巖能力提出更高要求，否則極易在井底形成巖屑床，如果設(shè)計(jì)井軌扭方位，更不利于鉆屑及時(shí)返出，同時(shí)在著陸及水平段施工中經(jīng)常調(diào)整井軌尋找儲(chǔ)層，攜屑更加困難，加劇了井下安全風(fēng)險(xiǎn)。

2 頁巖油地層井壁失穩(wěn)機(jī)理分析

2.1 XRD衍射分析

通過對(duì)頁巖油區(qū)塊青山口組二段和青山口組一段取樣巖芯進(jìn)行XRD衍射分析得知，大慶頁巖油地層粘土礦物含量總體含量較高，超過30%，主要以伊利石和伊蒙混層為主，其中伊利石相對(duì)含量大于80%，脆性礦物含量高達(dá)45%以上。高粘土礦物含量極易導(dǎo)致頁巖發(fā)生表面水化，引起井壁剝落，導(dǎo)致井壁承壓能力低，同時(shí)，鉆井液濾液等外來液相在壓力傳遞作用下，容易發(fā)生“水力尖劈”作用，進(jìn)而發(fā)生更為嚴(yán)重的井壁失穩(wěn)事故[2]。

2.2 掃描電鏡及薄片分析

通過掃描電鏡及薄片分析得知，頁巖油地層頁理、微裂縫發(fā)育，微裂縫以頁理縫和構(gòu)造縫為主，頁理縫密度較高，構(gòu)造縫寬度為微米級(jí)。

2.3 水化特性測(cè)定

通過滾動(dòng)回收實(shí)驗(yàn)和線性膨脹實(shí)驗(yàn)得知，頁巖油地層巖芯在清水的滾動(dòng)回收率為93%，線性膨脹率小于5%，屬于低分散弱膨脹型硬脆性頁巖。

3 頁巖油區(qū)塊鉆井液研究思路

（1）結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)施工情況和頁巖油地質(zhì)特征，水基鉆井液技術(shù)暫不適合該區(qū)塊的鉆井施工，油基鉆井液是解決該區(qū)塊施工難題的首選。

（2）確定合理的鉆井液密度，是提高頁巖油地層井壁穩(wěn)定效果的重要力學(xué)因素。

（3）提高油基鉆井液封堵防塌能力，是提高鉆井液對(duì)微裂縫和微孔隙結(jié)構(gòu)封堵性，保持井壁穩(wěn)定的重要措施之一。

（4）要求鉆井液動(dòng)切力高、觸變性好，具有較高的懸浮性和攜屑能力，保證巖屑及時(shí)清除、確保井眼通暢和井下安全。

4 鉆井液體系優(yōu)化與評(píng)價(jià)

4.1 鉆井液密度確定

根據(jù)數(shù)模和坍塌壓力云圖，對(duì)頁巖油區(qū)塊造斜段和水平段井筒三壓力剖面進(jìn)行了預(yù)測(cè)，確定了造斜段的合理鉆井液密度為1.50~1.55g/cm3，水平段鉆井液密度1.55~1.60g/cm3時(shí)，井壁穩(wěn)定效果較好[3]。

4.2 鉆井液封堵性能提高

針對(duì)頁巖地層微裂縫寬度和分布范圍特征，優(yōu)化封堵材料粒度級(jí)配，研選粒度分布更低、分散效果更好的油溶性復(fù)合型成膜封堵材料HFLK，同時(shí)將體系封堵材料種類進(jìn)行優(yōu)選和合理級(jí)配[4]，將由4種降至3種，并將封堵材料總量由4%提至5%，優(yōu)化前后鉆井液性能對(duì)比如表1所示。由表1可知，優(yōu)化后體系高溫高壓濾失量由2.6mL降低至1.4mL，砂床侵入深度由1.2cm降低至0.6cm，破乳電壓升高，且流變性良好。

表1 優(yōu)化前后鉆井液封堵性能對(duì)比數(shù)據(jù)表

4.3 鉆井液流變性

通過開展油基鉆井液體系流變特性研究，在保證體系凝膠結(jié)構(gòu)穩(wěn)定的前提下，在原有體系配方基礎(chǔ)上，通過調(diào)整主、輔乳化劑最優(yōu)配比，改善低轉(zhuǎn)速粘度，提高體系攜巖能力，最終形成優(yōu)化后的油基鉆井液配方：油水比（80:20），2%~3%主乳+1%~1.5%輔乳+3%有機(jī)土+2%CaO2+2.5%~3%降濾失劑+2%~3%微米級(jí)封堵劑+1%~2%納米級(jí)封堵劑+CaCl2（20%水溶液），鉆井液性能如表2所示[5]。由表2可知，優(yōu)化后的鉆井液體系在150℃條件下分別老化16h、24h、32h后，鉆井液流變性穩(wěn)定，破乳電壓變化不大。

表2 油基鉆井液性能數(shù)據(jù)表

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

優(yōu)化后的油基鉆井液體系在GY2HC井進(jìn)行了應(yīng)用，同區(qū)塊臨井GYYP1井使用的未優(yōu)化前的油基鉆井液體系，在3922m處發(fā)生嚴(yán)重卡鉆，導(dǎo)致最終填井側(cè)鉆。GY2HC井施工中青山口組地層井壁穩(wěn)定，一次性安全完鉆，井壁穩(wěn)定效果突出，實(shí)現(xiàn)了該井2020m長(zhǎng)水平段的安全施工。整個(gè)鉆進(jìn)過程中，返屑正常，青山口組沒有發(fā)生井壁剝落和掉塊等問題；起下鉆順利，全程未發(fā)生遇阻和卡鉆的現(xiàn)象，后期下套管一次到底。

6 結(jié)論

（1）針對(duì)松遼盆地北部頁巖油開發(fā)過程中常發(fā)生的井壁剝落、坍塌、起下鉆遇阻等井下復(fù)雜，通過開展頁巖油地層井壁失穩(wěn)機(jī)理分析，明確了頁巖油地層井壁失穩(wěn)的主要因素，為頁巖油區(qū)塊鉆井液研究提供了思路。

（2）通過調(diào)整主、輔乳化劑最優(yōu)配比，改善低轉(zhuǎn)速粘度，提高體系攜巖能力，保證井眼清潔效率等措施，最終形成一套封堵性能優(yōu)異的油基鉆井液體系。在現(xiàn)場(chǎng)施工中，鉆井液井壁穩(wěn)定效果突出，為頁巖油安全施工提供了技術(shù)支撐。