强封堵钻井液体系在河南页岩气钻井中的研究和应用

袁青松 ，冯辉 ， ，张栋 ，李中明 ，代磊 ，董果果

（1.河南省地质调查院，郑州 450001；2.地下清洁能源勘查开发产业技术创新战略联盟，郑州 450001；3.河南豫矿地质勘查投资有限公司，郑州 450001）

河南页岩气区块井型以直井为主，主要钻进目标层位为上古生界二叠系下石盒子组、山西、太原组，井深一般为3000～3500 m[1-3]，区块内M1井和Z1井在目的层钻进中出现缩径、坍塌掉块、卡钻复杂，其中下石盒子组井眼缩径现象明显，2口井的井径扩大率为21.77%和17.36%，Z1井井径扩大率最大位置达到了55%。目前中牟区块钻井多借鉴鄂尔多斯盆地大牛地气田经验，采用氯化钾聚胺钻井液体系[4]，实践表明该体系不能满足该套页岩地层安全高效钻进。基于页岩岩石矿物成分、岩石力学、地应力特征展开研究，对老井钻井液进行室内评价，分析造成泥页岩井段井壁坍塌掉块的原因，从加强钻井液封堵性能和抑制性入手，优选钻井液处理剂，研究出了一套适合于河南二叠系页岩地层钻井的水基钻井液体系，并在现场取得了较好的应用效果，也为下一步区块进行大规模勘探开发提供技术指导。

1 储层地质特征分析

1.1 岩矿组成分析

取M1井山西组和太原组岩心开展了X射线衍射实验，实验结果显示，岩石矿物主要以黏土矿物、石英为主，含少量长石和菱铁矿。黏土矿物含量在40%～70%之间，组分以伊利石、高岭石和伊蒙混层为主（见表1）。

表1 M1井山西-太原组黏土矿物成分分析

1.2 缝孔发育情况

从M1井取得的岩心照片观察，层理缝发育，岩心取至地面后很快沿着层理缝剥离裂开，完整性较差，山西组页岩岩心长度为89 m，肉眼可观察裂缝有220条。

图1 M1井岩心平扫照片

另外采用氩离子抛光-扫描电镜技术对岩心薄片进行微观孔缝观察（见图2），微孔隙类型主要为无机孔和有机质孔缝，其中无机孔最大孔隙为1.939 μm，有机质孔缝为 0.1～0.3 μm。

图2 黏土矿物聚合物粒间孔（左）和有机质收缩缝（右）

1.3 岩石力学及地应力分析

1.3.1 三轴岩石力学实验

取M1井太原组岩心在室内进行三轴岩石力学测试，在围压20 MPa下测定岩石的抗压强度、杨氏模量以及泊松比，实验数据见表2。

表2 三轴岩石力学测试结果

由表2可知，岩石抗压强度较高，杨氏模量为20.8～26.1 GPa，泊松比为0.18～0.38，根据杨氏模量和泊松比计算岩石的脆性指数平均为53.4%，脆性较强，井壁易发生脆性劈裂破坏。

1.3.2 地应力特征分析

原地应力状态对井壁的稳定性有重要影响，通过偶极子声波测井获取了M1井地应力数据，计算结果显示M1井三向应力状态为σH＞σv＞σh，最大水平主应力平均为66 MPa，最小水平主应力平均为55 MPa，水平主应力差值为11 MPa，差异系数较高，表明地层非均质性较强。

1.4 井壁失稳原因分析

从上述岩石矿物成分、黏土矿物组成、岩石力学以及地应力场分析来看，该套页岩符合硬脆性泥页岩特征[6-7]，孔缝发育，造成井壁坍塌掉块原因主要有：①地应力差异较大，打开地层后，井周应力平衡被打破，沿着最小水平主应力方向发生坍塌掉块；②岩石脆性较强，钻井液滤液侵入地层后使得岩石胶结强度降低、孔隙压力升高[8]，形成局部拉伸破坏，微观裂缝迅速扩展形成宏观裂缝，加剧了井壁坍塌；③黏土矿物含量较高，泥页岩水化膨胀造成井壁失稳。

2 老井钻井液性能评价

已钻井M1井和Z1井现场采用的钻井液体系主要为氯化钾聚胺钻井液体系，在室内对该体系进行流变性、抑制性和封堵性评价。体系配方为：4%淡水土浆+0.2%NaOH+0.3%抑制剂HP+0.5%增黏剂LV-CMC+0.5%降滤失剂PAC-LV+0.5%降滤失剂NH4HPAN+0.3%聚胺+2%CaCO3（800～1000目）+5%KCl。

2.1 流变性

按照现场使用的配方在室内进行复配，测试钻井液各项性能。从表3实验数据可以看出，现场配方老化前后流变性较好，但高温高压滤失量偏大。

表3 现场钻井液室内复配性能(100 ℃×16 h)

2.2 抑制性

取M1井馆陶组页岩钻屑过6～10目筛，风干后加入到钻井液中，在100 ℃下老化16 h后过40目筛，筛余在105 ℃下烘干后称重，计算热滚后钻屑回收率。同时采用人工压制的膨润土片进行线性膨胀率实验，实验结果见表4。现场配方的钻屑热滚回收率不足70%，8 h线性膨胀率超过15%，整体看抑制性不足，不能满足现场对地层中黏土矿物的水化膨胀和分散。

表4 现场钻井液抑制性评价

2.3 封堵性能

室内模拟低渗砂床，采用60～80目砂子制作砂床，同时铺上超细碳酸钙进一步降低渗透率，评价现场配方钻井液体系的封堵性能。实验结果显示30 min砂床侵入深度达到9 cm（见图3）。通过对现场氯化钾聚胺钻井液体系进行室内测试分析表明，现场钻井液体系的流变性能基本稳定，但滤失造壁性、抑制性、封堵性较差，无法抑制泥页岩的水化膨胀和分散，以及对孔缝的封堵，导致了老井出现大量的井下复杂情况。

图3 现场配方砂床侵入实验

3 处理剂优选

中牟区块井身结构通常为三开结构，三开井段长度为1500 m左右，下石盒子组泥页岩易发生水化膨胀，山西组、太原组泥页岩脆性强易坍塌掉块，基于地层泥页岩特征确定钻井液研究思路，从加强抑制性和封堵性方面考虑，优选钻井液处理剂。

3.1 封堵材料

目前钻井行业多用泥饼封堵技术防井壁坍塌[9]，山西组、太原组页岩伊利石含量高，蒙脱石含量少，实际上压力传递和裂纹扩展导致岩石强度降低才是主要原因，单靠增加矿化度提高抑制水化来防止坍塌，实践表明效果不好。要封堵微纳米级尺寸孔缝，关键就是钻井液中颗粒的尺寸分布在孔缝尺寸的区间内且能承受一定压力。在室内建立封堵评价方法，完成对封堵材料的优选和效果评价。

3.1.1 封堵性能评价方法建立

当前测定钻井液滤失量主要采用常规的滤纸，滤纸孔径远大于泥页岩的微孔缝尺寸，难以准确评价钻井液对页岩微纳米孔缝的封堵性能。采用一种新型混合聚合物纤维纳米微孔滤膜进行实验，来评价封堵材料的封堵性能，该滤膜的孔径规格介于0.15～0.8 μm之间，与页岩的缝孔尺寸相当，能够更加简单地模拟钻井液在泥页岩地层的滤失情况。

3.1.2 封堵材料优选

常规封堵材料均属于微米级的范畴，无法满足泥页岩的封堵要求。室内研究根据纳米级封堵材料的特点，采用2种适合于泥页岩地层特点的封堵材料胶束封堵剂HSM和纳微固壁剂HGW。胶束封堵剂HSM是一种嵌段共聚聚醚高分子表面活性剂，其形成的胶束在水溶液中可呈球状、层状、棒状，其尺寸大小在1～100 nm之间， 胶束粒子在孔喉中相互聚集还产生疏水胶团， 能够快速封堵泥岩纳米孔喉， 阻止钻井液中的自由水向泥岩深部侵入。纳微固壁剂HGW是憎水性的微交联丙烯酸酯微纳米乳液， 乳液颗粒尺寸为100～1000 nm，该封堵材料覆盖在井壁岩石上面后，在压力作用下可变形粒子紧密堆积形成一层憎水膜，阻止水对岩石的接触，从而防止泥岩的水化，同时加固井壁。

3.1.3 封堵效果评价

在室内测试2种处理剂对钻井液性能的影响及封堵能力，分别使用滤纸和纳米膜作为封堵介质在高温高压滤失量测定仪上考察滤失量与时间的关系曲线。基础配方：3%膨润土+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.4%包被剂+0.3%PAC-LV+1.0%CMC+1.0%降滤失剂+2.0%井壁稳定剂+3%KCl+（1%～2%）润滑剂，表5为加入封堵剂前后钻井液性能变化，从表5可以看出，加入封堵剂后对钻井液性能影响较小，只是黏度切力有所上升。

从表6数据可以看出，与基础钻井液相比，加入封堵剂后在滤纸上6 h滤失量降低了36.9%，在滤膜上6 h滤失量降低了34.9%，随着时间的延长，滤失量的增量很小，说明了选取的封堵剂在滤纸和滤膜上均具有很好的封闭性。

表5 封堵剂对钻井液性能的影响

表6 封堵剂对钻井液高温高压滤失量的影响

3.2 抑制剂

在实现对地层有效封堵的情况下，仍然需要加强钻井液体系的抑制性，防止黏土矿物水化膨胀，目前钻井现场常用的抑制剂为无机盐类[10-13]，实验优选强抑制剂胺基硅醇HAS，其作用机理是在聚胺抑制剂基础上引入硅羟基，在黏土表面形成疏水层，减缓黏土水化[14-16]。

3.2.1 高温高压膨胀性测试

采用10 g膨润土×12 MPa×5 min压片，在3.5 MPa×100 ℃×16 h环境下测定膨润土片的膨胀性，从图4可以看出，膨润土片在清水中浸泡不到2 h发生明显膨胀，16 h线性膨胀率达到35%以上。1%胺基硅醇溶液浸泡3 h后开始膨胀，膨胀率随时间延长增加幅度缓慢，16 h膨胀率比清水降低41%以上，胺基硅醇HAS具有良好的抑制能力。

图4 抑制剂高温高压膨胀性实验

3.2.2 对岩石强度影响

将岩石放置在胺基硅醇钻井液、 油基钻井液以及常用聚合醇水基钻井液中浸泡24 h， 然后使用YE-300型压力试验机测定浸泡后岩心的单轴抗压强度变化。胺基硅醇和聚合醇的加量均为1%， 基础配方为3%淡水浆+0.3%NaOH+0.15% Na2CO3+0.2%PAC-LV+0.2%增黏剂80A51+1.5%防塌剂NPAN+2%磺化沥青；油基钻井液配方为：80%5#白油+20%[CaCl2水溶液（浓度为20%）]+2.0%主乳化剂+1.0%辅乳化剂+2.0%碱度调节剂+3%有机土+2.0%润湿剂+3.0%降滤失剂。浸泡前测定岩石单轴抗压强度为58 MPa， 聚合醇体系浸泡后岩石强度降低至28 MPa， 油基钻井液浸泡岩块强度降低为53 MPa， 胺基硅醇体系浸泡后， 岩石强度降低为49 MPa， 与油基钻井液基本相当， 这表明胺基硅醇通过变润湿性改变作用， 以及硅羟基和胺基的协同作用能够抑制岩石中黏土矿物的水化膨胀和分散，减缓岩石应力释放， 达到稳定岩石强度的效果。

4 钻井液性能测试

在完成对封堵剂和抑制剂优选后，确定了体系配方为：（2%～3%）膨润土+0.2%NaOH+1%胺基硅醇HAS+3%固壁剂HGW+2%封堵剂HSM+1%表面活性剂HLB+3%KCl+2%防水锁剂HAR-D+0.3%LV-PAC。在室内以流变性、抑制性、封堵性、润滑性、抗污染能力作为评价指标，对钻井液性能进行评价。

4.1 流变性

室内对钻井液体系流变性能及抗老化性进行评价。由表7数据可知，钻井液性能稳定，具备较好的流变性，在100 ℃下老化72 h后仍具备较好的流变性和失水造壁性，同时兼具良好的的润滑性。

表7 强封堵钻井液流变性及抗老化性能

4.2 抑制性

室内通过热滚回收实验和线性膨胀率实验评价钻井液抑制性能，实验用岩屑为M1井馆陶组易水化膨胀泥页岩。实验可见（表8），强封堵钻井液体系的岩屑热滚回收率达98.5%，10 h线性膨胀率仅为2.34%，说明体系对泥页岩水化抑制性较强。

表8 强封堵钻井液抑制性评价（100 ℃×16 h）

4.3 封堵性测试

4.3.1 滤失量

室内分别在FLAPI和FLHTHP滤失量测定仪上测得滤失量随时间的变化。由表9的实验结果可知，6 h的FLAPI和FLHTHP分别为7.8 mL和9.0 mL，滤失量较低，表明钻井液具备较好的封堵性能。

表9 封堵性能测试结果

4.3.2 岩心封堵实验

取M1井山西、太原组岩屑磨碎制备成人工岩心，测得的渗透率为79.3 mD，在岩心流动试验仪上测定钻井液对低渗岩心的封堵能力，实验条件为100 ℃×3.5 MPa×120 min。实验结果见图5，其中清水在2.5 min漏失完，强封堵钻井液在120 min后漏失量仍为0，说明体系对人造岩心的封堵能力很强。

图5 人造岩心漏失量变化

4.4 抗污染能力

室内评价钻井液的抗污染能力，包括NaCl、CaCl2、MgCl2以及钻屑，取M1井钻屑磨碎后过100目筛网，加入钻井液中，一定条件老化后观察性能变化情况。实验结果（表10）显示随着钻屑加量的增加，钻井液的表观黏度、切力以及滤失量增加幅度较小。

表10 强封堵钻井液抗污染能力评价

5 在Z2井应用情况

Z2井为中牟区块部署的第2口页岩气探井，该井与M1井直线距离1.5 km，主要钻进层位为下石盒子组、山西组以及太原组，2口井主要目的层埋深、地质特征基本一致，Z2井采用三开井身结构，自三开二叠系上石盒子组至奥陶系马家沟组采用强封堵钻井液体系。在钻进目的层泥页岩井段未发生井眼缩径以及钻头泥包现象，说明钻井液抑制性较强，在钻进目的层山西、太原组时，基本未出现井壁坍塌掉块情况，整个钻进过程起下钻顺畅。Z2井与邻井M1井对比，钻井周期缩短了20%；电测结果显示，全井段平均井径扩大率为6.32%，目的层为6.26%（见图6），相较于M1井降低了70%。应用结果表明使用该钻井液体系复杂事故大幅下降，钻井效率大幅提高实现了优快钻进的目的。

图6 Z2井电测井径对比图

6 结论及认识

1.通过研究河南上古生界山西、太原组页岩地层地质特征并结合老井钻井液性能室内评价结果，确定了造成井壁失稳、坍塌掉块的原因，基于“强封堵+强抑制”思路对钻井液处理剂进行优选，室内对钻井液性能进行了测试，实验结果表明，该钻井液具备较好的流变性，强封堵性、抑制性以及抗污染能力。

2.现场应用结果表明，所研发的强封堵钻井液体系对河南页岩气井泥页岩钻井适用性较好，基本解决了井壁坍塌掉块、井径扩大率大的难题，实现了优快钻进的目的。

3.根据目的层硬脆性泥页岩地质特征及井壁失稳机理，建议下一步展开水平井水基钻井液技术研究，降低钻井液使用成本，同时保护环境。