水平井井壁稳定性分析及钻井液优化策略

张大力

摘 要：研究区域油气藏是以多种相态存在、主体上富集于泥页岩（部分粉砂岩）地层中的天然气聚集。具有储量大、生产周期长等特点，针对页岩气的成藏特征，开发以浅层大位移井、丛式水平井布井为主。由于页岩地层裂缝发育、水敏性强，在长水平段钻井中，不仅容易发生井漏、垮塌、缩径等问题，而且由于水平段较长，还会带来摩阻、携岩及地层污染等问题，从而增大了产生井下复杂情况的几率。因此，在水平井钻井中解决井壁稳定、降阻减摩和岩屑床清除等问题就成为钻井液选择和设计的关键。基于水平井钻井的特点及对钻井液的需求，本文就水平井钻井液技术的难点与要求进行了初步探讨。

关键词：钻井液；井壁稳定性；选择和设计；难点与要求

1水平井钻井液技术难点分析

与常规水平井相比，以浅层大位移井、丛式水平井布井为主的页岩气水平井水平段长，并需要进行分段压裂。对于要进行分段压裂的水平井，原则上其水平段方位应垂直于最大水平主应力方向或沿着最小水平主应力方向。井眼沿着最小主应力方向钻进时，由于页岩地层裂缝发育，长水平段（1200m左右）钻井中不仅易发生井漏、垮塌、泥页岩水化膨胀缩径等问题而产生井下复杂情况，而且在长水平段，摩阻、携岩及地层污染问题也非常突出，钻井液性能的好坏将直接影响钻井效率、井下复杂情况的发生率及储层保护效果。因此，从钻井液方面讲，井壁稳定技术、降阻减摩技术和井眼清洗技术等将成为页岩气水平井钻井中的关键技术；同时，在实施这些技术的过程中，将面临井壁穩定、降阻减摩和岩屑床清除等难题。

1.1井壁稳定问题

① 孔隙压力变化造成井壁失稳。页岩与孔隙液体的相互作用，改变了黏土层之间水化应力或膨胀应力的大小。滤液进入层理间隙，页岩内黏土矿物遇水膨胀，膨胀压力使张力增大，导致页岩地层（局部）拉伸破裂；相反，如果减小水化应力，则使张力降低，产生泥页岩收缩和（局部）稳定作用。

②对于低渗透性页岩地层，由于滤液缓慢地侵入，逐渐平衡钻井液压力和近井壁的孔隙压力（一般大约为几天时间），因此失去了有效钻井液柱压力的支撑作用。由于水化应力的排斥作用使孔隙压力升高，页岩会受到剪切或张力方式的压力，减少使页岩粒间联结在一起的近井壁有效应力，诱发井壁失稳。

③对于层理和微裂缝较发育、地层胶结差的水敏性页岩地层，滤液进入后会破坏泥页岩的胶结性。水或钻井液滤液极易进入微裂缝，破坏原有的力学平衡，导致岩石的碎裂。近井壁含水量和胶结的完整性改变了地层的强度，并使井眼周围的应力场发生改变，引起应力集中，井眼未能建立新的平衡而导致井壁失稳。

1.2高摩阻和高扭矩问题

对于浅层大位移水平井，由于其定向造斜段造斜率高，斜井段滑动钻进，定向时容易在井壁形成小台阶，造斜点至A靶点相对狗腿度较大，起下钻容易形成键槽。在水平井段，定向滑动钻进时钻具与井壁摩擦力大，正常钻进时钻头扭矩大，必须要求钻井液具有良好的润滑性，以起到降阻减摩的作用。

1.3岩屑清除问题

由于水平井造斜段井斜变化大，井眼难清洁；同时，在水平段由于页岩的坍塌和井中岩屑重力效应，影响了井眼清洁；再者，小井眼环空间隙小，泵压高，因排量受到限，施工中易形成岩屑床，进一步增加磨阻、扭矩和井下复杂情况发生的机率。此时，钻井液流变性和携岩清砂能力显得更加重要。

2页岩气水平井井壁稳定措施及钻井液体系

2.1提高井壁稳定性的方法

针对上述井壁稳定性影响因素分析，井壁稳定的措施包括钻井液的化学作用（抑制和封堵）、钻井液密度以及控制环空压力激动，特别是利用钻井液的化学作用来控制水和离子在页岩中的进出从而控制水化应力、孔隙压力和页岩强度，非常重要。

①对于低渗透性页岩，当钻井液的活度比孔隙液体的活度低时，孔隙液体的渗透回流作用可以平衡水力流动，使水化减慢、孔隙压力升高速度降低，地层强度和近井壁有效应力增加，此结果将有利于井眼稳定。

②对于裂隙和裂缝性或层理发育的高渗透性页岩，可使用有效的封堵剂进行封堵。因为在原始地层被压裂的情况下，即使采用低活度水基钻井液，也不一定起到稳定作用。此时，可以通过提高液体滤液黏度或封堵作用与渗透回流作用相结合，以降低页岩渗透率来降低水力传导率；采用低相对分子质量的增黏剂以降低渗透率来实现稳定页岩的目的；采用触变性钻井液和低密度钻井液，尽可能降低钻井液对缝隙的穿透能力。

③由于油基钻井液可提高水湿性页岩的毛细管压力，防止钻井液对页岩的侵入，通过使用油基钻井液和合成基钻井液，可以有效地解决井壁不稳定的问题。即使采用油基钻井液，对裂缝或层理发育的页岩地层，还必须强化封堵，以减少液体进入地层造成的压力传递。

2.2钻井液体系

2.2.1选择原则

页岩气水平井钻井可以采用油基钻井液和合成基钻井液，也可以采用强抑制性水基钻井液，其关键是确保井壁稳定、润滑、防卡和井眼清洗。对于水基钻井液，保证井壁稳定性的关键是提供良好的抑制性和封堵能力。从抑制性方面讲，可以通过减少钻井液滤液的水力流入来减轻页岩的不稳定性；无论对于哪种页岩，都可以通过维持高滤液黏度或采用封堵孔喉的化学剂降低有效页岩渗透率来实现。实践表明，尽管使用低活度水基钻井液，也只能减少进入地层中的水量，不能根本解决井壁稳定问题。而油基钻井液可提高水湿性页岩的毛细管压力，防止钻井液对页岩的侵入。相对于水基钻井液，油基钻井液和合成基钻井液用于页岩气水平井钻井，在井壁稳定、润滑、防卡方面具有绝对优势。

2.2.2油基钻井液和水基钻井液的优缺点

用于页岩气水平井钻井，油基钻井液和水基钻井液体系各具特点，现将其优缺点分别列出。

①油基钻井液

优点：a.井壁稳定性好，抑制能力强；b.润滑性好，卡钻趋势低，定向滑动钻进不拖压；c.热稳定性好，高温、高压条件下滤失量低；d.抗污染能力强（盐、膏、固相以及CO2、H2S气体污染），维护处理工作量小；e.无腐蚀性；f.有利于保护储层。

缺点：a.不环保；b.成本相对高，后勤保障工作量大；c.影响天然气浸探测；d.温度对流变性影响较大；e.循环漏失趋势高。

②水基钻井液

优点：a.环保；b.天然气浸易发现；c.温度对流变性影响较小；d.成本相对低；e.遇井漏容易处理。

缺点：a.井壁稳定性差；b.热稳定性相对较差，易于高温凝胶化；c.抗污染性差（固相及CO2、H2S气体污染），维护处理工作量大；d.润滑防卡能力不足。

2.2.3下步需要开展的工作

从两种体系的优缺点对比来看，在目前情况下，油基钻井液表现出更多的优势，故为了实现防塌需要，同时获得良好润滑性的目标，浅层大位移页岩气水平井钻井应首先使用油基钻井液体系。同时，应结合油基钻井液在应用中存在的问题及需要，研制油基钻井液降滤失剂、乳化剂、提黏切剂、封堵剂及润湿剂等，以不断完善油基钻井液体系，发展低毒或无毒油基钻井液。当活性页岩暴露于高矿化度（35%CaCl2）的水基钻井液时，活性的页岩会发生失水（或脱水）现象。在高矿化度条件下，页岩中的水分反而会被吸入到钻井液中去，这样对于提高页岩地层稳定性非常有利。