长宁页岩气井钻井复杂情况及钻井液工艺技术

明显森， 袁志平， 宾承刚

（1.川庆钻探钻采工程技术研究院·油气田应用化学四川省重点实验室，四川广汉618300；2.川庆钻探川西钻探公司，成都610051）

长宁页岩气井钻井复杂情况及钻井液工艺技术

明显森1， 袁志平1， 宾承刚2

（1.川庆钻探钻采工程技术研究院·油气田应用化学四川省重点实验室，四川广汉618300；2.川庆钻探川西钻探公司，成都610051）

阐述了长宁页岩气区块嘉陵江组至韩家店组钻井过程中时常出现的复杂情况：在大段泥岩段钻井钻头被泥包；部分地层层理发育，易发生力学坍塌，上部裸眼井段垮塌，出现卡钻；裂缝发育较好，地层连通性强，易发生井下漏失；在蠕变地层钻井易造成井径扩大；泥岩污染，同时提出了钻井液维护处理存在的难题以及解决措施。根据在嘉陵江至韩家店组钻井遇到的复杂情况进行分析和实践应用，对水基钻井液配方进行优化，在长宁区块应用十余井次，大大减少了复杂情况出现的概率，顺利钻穿嘉陵江石膏层，克服了飞仙关泥岩段，避免了长兴-龙潭区域性垮塌，杜绝了因钻井液维护处理不当导致的井下复杂情况。长宁区块不同地理位置井场的地层变化较大，加深对长宁区块地层的认识，尽可能在钻井设计时更有针对性地提出建议与措施，减小复杂情况出现的频率，为页岩气优质、高效、低成本的钻井提供一定技术参考。

页岩气；复杂地层；井下复杂；钻井液

近年来，页岩气作为非常规能源之一在全球油气资源领域异军突起，形成勘探开发的新亮点。加快页岩气勘探开发，已经成为世界主要页岩气资源大国和地区的共同选择[1-3]。提高机械钻速、降低钻井成本对于成功开发页岩气至关重要。国内外文献中讨论和研究较多的是页岩水平段钻井过程中工程复杂、技术措施以及钻井液配方的优化和应用情况[4]，对进入水平段之前的上部井段复杂情况分析和研究较少。主要阐述了长宁页岩气井钻井过程中嘉陵江组至韩家店组频繁出现的复杂情况：大段泥岩段经常出现钻头泥包现象；部分地层层理发育，易发生力学坍塌，上部裸眼井段垮塌，出现卡钻；裂缝发育较好，地层连通性强，易发生井下漏失；蠕变地层钻井造成井径扩大；泥岩污染[5]。对以上情况进行实例列举，同时从钻井液方面提出了预防及解决措施，减少因钻井液维护处理不当而引起的复杂情况，为页岩气钻井尽可能地减少复杂，为优质、高效、低成本钻井提供技术参考。

1 嘉陵江组至韩家店组地层概况及钻井复杂情况

1.1 地层简况

长宁区块区域构造位置位于四川盆地与云贵高原结合部，川南古坳中隆低陡构造区与娄山褶皱带之间，北受川东褶皱冲断带西延影响，南受娄山褶皱带演化控制，其构造特征集2者于一体的构造复合体。嘉陵江至韩家店组地层分层情况及岩性见表1。

表1 长宁区块嘉陵江至韩家店组地层分层及岩性描述

1.2 钻井复杂情况

根据长宁页岩气区块多平台已钻井实际情况，在嘉陵江组至韩家店组钻井过程中时常出现钻头泥包、卡钻、井壁垮塌、井下漏失、井径扩大、泥岩污染等复杂情况，这与地层变化情况、钻井工程参数、钻井液维护处理情况均有一定关系，导致了钻井难度的增加，延长了钻井周期，增加了钻井成本，表2对嘉陵江至韩家店组已出现过的井下复杂情况进行了简要概括。

表2 嘉陵江至韩家店组已钻井复杂情况

2 井下复杂风险分析及钻井液技术

2.1 井下复杂及钻井风险分析

嘉陵江组至韩家店组钻井过程中复杂情况可归为井壁失稳、井下漏失以及钻井液污染3大类，具体内容如下所述。

1）钻头泥包。在飞仙关组、龙潭组泥岩段钻井过程中，若钻井液抑制能力弱，流变性差，快速钻进时易发生钻头泥包现象[6-7]。

2）卡钻。在嘉陵江至韩家店组钻井过程中发生较多的是井塌卡钻、压差卡钻和砂桥卡钻，卡钻程度各异，轻微的卡钻可通过主动划眼的方式解决掉，严重时易造成井眼报废、填井侧钻[8]。长宁HW-2井使用聚合物钻井液复合钻进至井深1 769.90 m，上下拉划井壁，发现悬重770↑870 kN，遇卡 100 kN，扭矩8.9↑ 17.0 kN·m，采用循环间断上提下放活动钻具，出口返出大量掉块，未解卡，之后采用泡酸的方式解卡。宁AB-H1井用密度 1.30 g/cm3钻井液钻至井深 3 447.17 m 上提钻具时遇卡，经处理未解卡，自井深2 150 m侧钻。

3）井壁垮塌。长兴组、龙潭组上部为灰黑色页岩、黑色碳质页岩以及泥岩；而龙潭组古生界的铝土质泥页岩为裂缝、层理发育地层，易垮塌，钻进中钻具碰撞、钻井液冲刷也易引发掉块垮塌。特别是在同一裸眼井段不同地层压力系数下，当钻井液密度控制不好波动范围大，就容易发生井壁失稳，出现井壁垮塌。如表3中飞仙关组～茅口组，地层压力系数发生变化，长宁HQ平台井中多次在该段发生垮塌，返出掉块尺寸大、数量多，上提密度均未能很好得以解决。

表3 长宁HQ平台地层压力系数预测表

4）井下漏失。嘉陵江、飞仙关、茅口组均发生过井下漏失，且地理位置不同，漏失情况各异。嘉陵江组地层部分位于构造的主体部位，漏失通道以溶洞和大裂缝为主，开启性裂缝和承压能力较低是嘉陵江组地层漏失的主要特点。飞仙关组地层的漏失类型为裂缝性漏失和溶洞性漏失，漏失通道以溶蚀孔洞、大裂缝为主。恶性漏失和大溶洞置换性漏失、堵漏难度大是飞仙关组地层漏失的主要特点。茅口、栖霞为易漏层段，在某些钻井区块属于裂缝性漏失，见表4。通过提高钻井液密度平衡长兴～龙潭地层坍塌压力，又易导致茅口组等下部井段井漏，是一个钻井对立难题。

5）井径扩大。长宁地区嘉陵江组地层垂厚约500～550 m，特别是嘉四3亚段～嘉四1亚段以石膏、石膏夹膏质云岩为主，具有明显的塑性蠕变能力。采用聚合物钻井液、聚合物无固相钻井液在该地层钻进时，井眼直径变大，易形成大肚子，岩屑返出率低，钻进过程中易造成卡钻，起钻作业时易造成下钻遇阻。长宁HR平台两口井测井数据表明，在井深778～891 m的嘉陵江地层钻井过程中，井眼扩大率较大，部分井段出现大肚子，起下钻阻卡严重，见表5。

6） 泥岩污染。飞仙关组是长宁区块主要泥岩段，在钻进过程中，泥页岩会发生水化渗透现象[9-10]，井壁与钻井液接触后吸水膨胀、分散，该段平均钻时为2～3 min/m，岩屑返出量大，若钻井液抑制能力差，很容易水化造浆，导致钻井液膨润土含量迅速上升，膨润土含量增加[11]，引起钻井液的表观黏度、塑性黏度、切力上涨，滤失量增加，携岩能力差（见表6），同时严重时导致钻井泵压上涨，影响钻井施工。

表4 嘉陵江至韩家店组井下漏失实例

表5 长宁HR平台嘉陵江地层井眼扩大率

表6 长宁HQ-1井飞仙关泥岩段钻井液CEC、PV值与钻井进尺关系

2.2 钻井液技术存在的难点

根据以上所述工程地质特点，长宁页岩气井在嘉陵江至韩家店组钻进过程中的钻井液维护处理具有以下施工难点。①嘉陵江组钻井易造成钻井液石膏污染，井眼尺寸扩大，因裂缝发育井下漏失的可能性较大。②飞仙关组大段泥岩钻进，易造成钻井液岩屑污染，黏度和切力、滤失量难以控制，同时具有钻头泥包， 井壁失稳，卡钻等风险，飞二段～飞一段裂缝发育较好，井漏次数较频繁，堵漏成功率低。③长兴组～龙潭组为层理发育地层，易发生区域垮塌，有卡钻风险，钻井液流变性及滤失量难以控制。④茅口组～栖霞组地层含硫化氢，地层压力系数变化，存在井壁失稳、防硫、防喷、防漏等技术难题[12-13]。

2.3 钻井液技术解决思路及对策

1）在嘉陵江地层钻进可加入磺化类处理剂，提高钻井液的抗膏盐污染能力，保证钻井液性能的稳定。提前对钻井液进行预处理，在体系中加入一定量的CaO，保持钻井液中Ca2+含量为300～400 mg/L，利用“同离子”效应，尽可能减小石膏层在钻井液浸泡时发生溶解，避免对钻井液性能造成不利影响。使用化学处理剂，即纯碱或者小苏打。钙侵发生后，pH值在可控范围内一般使用纯碱进行处理，如果pH值较高可使用小苏打，Ca2++OH-+HCO3-→CaCO3+H2O。将井浆提前转化为KCl-聚合物钻井液钻进，维持体系中大分子包被剂的浓度在一定范围内，提高钻井液的抑制能力。

2）大段泥岩段钻进时，保证体系中KCl的加量在7%以上，Cl-含量为30 000 mg/L左右，保持足够的抑制能力，防止地层的水化膨胀、垮塌。加入封堵类处理剂，如沥青，提高井壁稳定性[14]。为防止泥岩分散膨胀，控制劣质土相含量，采用聚合物强包被抑制剂与KCl结合使用，抑制地层的水化膨胀，防止垮塌。利用PAC-LV控制钻井液滤失量，提高泥饼的致密性和韧性，保持井眼稳定。控制好钻井液的pH值为8.0～9.0，过高的pH值会促进泥岩水化分散。严格使用固控设备，振动筛、一体机、离心机，保证钻井液达到净化要求。

3）长兴-龙潭组要预防井壁失稳，①控制好钻井液密度，在井下正常的情况下尽量走设计高限，通过钻井液的液柱压力支撑井壁，平衡地层应力，避免地应力释放造成井壁失稳、导致井壁垮塌；②钻进该层位之前加入防塌类钻井液处理剂如：沥青、超细钙、FRH、FK-10等，改善泥饼质量；③严格控制钻井液滤失量，维持钻井液中压滤失量不大于5 mL，该段中铝土质泥岩水敏性强，造浆严重，容易对钻井液流变性能造成较大影响，导致黏度、切力上涨，滤失量增加；④提高钻井液的抑制能力，聚合物包被剂与无机盐抑制剂复配使用，保证钻井液中聚合物的含量为0.5%，氯根含量为30 000 mg/L；⑤该段钻时较快，使用好固控设备，注意观察振动筛岩屑返出情况，振动筛能够第一时间反映井下情况、钻井液性能，为出现井下复杂情况提供提前预判。

4）茅口组～韩家店组要预防井壁失稳，使用低滤失量、高矿化度和适当黏度的防塌钻井液，在破碎易塌地层适当提高钻井液密度；避免钻头泥包和抽吸作用引起的井壁坍塌。卡钻的预防措施主要是调节好钻井液性能，提高钻井液的润滑性能，降低泥饼的黏附系数，有效防止压差卡钻。

2.4 钻井液施工推荐配方

根据以上不同地层复杂情况，由钻井现场多口井实践推荐钻井液优化配方如下[15]。

（3%～4%）膨润土浆+（0.1%～0.2%）NaOH+（0.2%～0.5%）聚合物包被抑制剂+（0.2%～0.4%）流型控制剂+（3%～4%）磺化类处理剂+（1.0%～1.5%）聚合物降滤失剂+（5%～7%）无机盐抑制剂+（1%～3%）胺基抑制剂+（2%～4%）防塌润滑剂+（0.3%～0.5%）CaO+（0.5%～1%）除硫剂+重晶石

3 钻井液现场应用及复杂情况处理

3.1 现场应用情况

根据在嘉陵江至韩家店组钻井遇到的复杂情况进行分析和实践应用，对水基钻井液配方进行优化，在长宁区块应用十余井次，减少了复杂情况的发生，顺利钻穿嘉陵江石膏层，克服了飞仙关泥岩段，避免了长兴-龙潭区域性垮塌，杜绝了因钻井液维护处理不当导致的井下复杂情况，具体统计见表7。

3.2 井下复杂情况处理及原因分析

3.2.1 井漏原因分析

长宁H25平台在钻至飞仙关组飞一段时出现恶性井下漏失，严重影响了钻井周期，增加了钻井成本。实施多次综合堵漏和水泥堵漏，堵漏效果均不佳，原因可能主要有以下2点。①地层裂缝或孔洞的纵深分布较广，且连通性好，堵漏剂架桥和水泥均未能实现裂缝或孔洞的有效全部封堵。②堵漏剂经过井下长时间浸泡后，形成的桥塞强度不够，在经过井下综合压力及压力激动的综合作用后，桥塞松动、失效，引起井下复漏。

表7 钻井液应用情况

3.2.2 恶性井漏治理方法及应用效果

1）桥浆承压堵漏。根据长宁H25-8井飞仙关组发生恶性井漏及多次复漏的情况，长宁H25-9井和长宁H25-10井在该层位采用低密度1.10 g/cm3的钻井液钻穿飞仙关后（因下步长兴组、龙潭组不同的地层压力系数），对地层进行承压堵漏。堵漏浆推荐配方：井浆+4%随钻堵漏剂+4%细颗粒+10%中颗粒+4%粗颗粒+8%高效堵漏剂。

承压堵漏施工步骤为：①在地面根据堵漏浆推荐配方配制堵漏浆，保证其有效体积不低于20 m3；②配堵漏浆时下入光钻杆至井底，小排量循环下放钻具将井底冲洗干净，再将钻具提离井底20～30 m开始进行堵漏施工作业；③堵漏施工时，采用钻井排量的1/3～1/2泵注和泵替堵漏浆；④堵漏浆顶替到位后，短起至预计堵漏浆位置以上100～200 m后开始关井憋压，关井憋压压力以5～8 MPa为宜（长宁H25-8井三开地破试验承压8 MPa未破）；⑤实施挤注作业，挤注时应一次性将2/3的堵漏浆挤入地层，候堵1～2 h后，再次开始挤注；若依然无起压现象，则继续候堵30 min后再挤注。在挤注过程中，若发现起压，应适当提高挤注速度，以提高堵漏成功率。⑥若稳定压力值低于5 MPa，且堵漏浆已全部挤入地层，则应根据首次承压情况，适时调整堵漏浆再次进行承压堵漏试验；若稳压在5 MPa以上，开井循环无漏失，则进入下步作业程序。其中在堵漏施工过程中要注意憋压后应缓慢泄压。

2）桥浆-水泥浆复合堵漏。若采用承压堵漏措施堵漏2次无效，则应及时采用注水泥堵漏施工作业。采用注水泥堵漏作业时，钻具也应尽可能靠近漏层，以提高堵漏成功率，具体施工步骤如下：钻具提离井底→泵注桥浆（桥浆泵至钻具内容积1/2时，关井）→泵注前隔离液→泵注水泥浆→泵后隔离液→用钻井液将钻具内的堵漏浆顶替出钻具→倒闸门、反挤（根据立管压力和套管压力确定反推量）→起钻至套管鞋→循环→关井反挤→关井憋压候堵。

表8 长宁H25平台飞仙关组井下漏失情况

经过对长宁H25-8井堵漏经验及施工总结，长宁H25-9井和长宁H25-10井采用桥浆承压堵漏和桥浆-水泥浆复合堵漏措施，减少了损失时间，缩短了钻井周期，提高了堵漏成功率。

4 结论与建议

1.长宁页岩气井嘉陵江至韩家店组钻井过程中出现复杂情况较为频繁，严重影响正常钻井施工，嘉陵江石膏污染，井径扩大、井下漏失；飞仙关组钻头泥包，泥岩水化分散污染钻井液，井下发生漏失；长兴-龙潭组易发生区域性垮塌，卡钻风险较大；茅口组井下漏失、井壁失稳，均给钻井增加了风险，严重影响了钻井周期，增加了钻井成本。

2.长宁区块不同地理位置井场的地层变化较大，加深对长宁区块地层的认识，尽可能在钻井设计时更有针对性地提出建议与措施，减小复杂情况出现的频率，为优质、快速、高效钻井提供基础。

3.复杂地层钻井液体系应重点以封堵性、抑制性、润滑性为主，强化钻井液性能参数，为应对不同地层特点制定钻井液体系优化方案。

4.目前钻井现场使用较多的抑制剂有无机盐类、聚合物类等，这些处理剂对地层起到一定抑制作用，但抑制效果无法充分满足井下需求，建议在现有抑制剂的基础上，优选效果更好的抑制剂，如胺基聚醇、聚胺类抑制剂等。

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Drilling Challenges and Drilling Fluid Technologies for Shale Gas Drilling in Changning Area

MING Xiansen1, YUAN Zhiping1, BIN Chenggang2
(1. Drilling & Production Technology Research Institute of CCDC, Oil & Gas Field Applied Chemistry Key Laboratory of Sichuan Province, Guanghan, Sichuan 618300; 2. CCDC Chuanxi Drilling and Exploration Company, Chengdu, Sichuan 610051)

Challenges encountered in shale gas drilling in Changning area from the Jialingjiang Formation to Hanjiadian Formation are as follows： bit balling in drilling long section of mudstones, mechanical collapse of formation with developed beddings, borehole wall collapse in drilling the top section of well causing pipe sticking, developed fractures with good connectivity resulting in mud losses,borehole enlargement resulted from formation creep, and contamination to drilling f l uid by mudstones. Challenges encountered in drilling f l uid maintenance and the solution were also provided in this paper. Based on the analyses of drilling problems encountered from Jialingjiang Formation and Hanjiadian Formation, the drilling f l uid formulation to be used was optimized accordingly. The optimized drilling f l uid was used in 10 times in different wells in Changning area, greatly reduced the occurrence of downhole problems. With the optimized drilling f l uid, the Jialingjiang gypsum formation was penetrated with no troubles, the Feixianguan mudstone formation was drilled with success, and cave-in of the Changxing-Longtan formations was avoided. Any downhole complicationsrelated with drilling f l uid were all avoided. Lithology variance in the Changning area is remarkable. An in-depth understanding of the formations in this area, and specif i c suggestions and measures presented in drilling f l uids design help minimize the occurrence of downhole complications, providing technical support to quality, eff i cient and cost-effective drilling of shale gas.

Shale gas; Troublesome formation; Downhole complication; Drilling f l uid

明显森，袁志平，宾承刚.长宁页岩气井钻井复杂情况及钻井液工艺技术[J].钻井液与完井液，2017，34（5）：44-49.

MING Xiansen, YUAN Zhiping, BIN Chenggang. Drilling challenges and drilling f l uid technologies for shale gas drilling in Changning area[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（5）：44-49.

TE254.3

A

1001-5620（2017）05-0044-06

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.008

国家科技重大专项课题“页岩气水平井水基钻井液研究与试验”（2016ZX05022-001-002）。

明显森，工程师，主要从事钻完井液技术服务及研究工作。电话 13882289179；E-mail：mingxiansen@cnpc.com.cn.com。

2017-5-22；HGF=1705N3；编辑 王小娜）