高温高密度油基钻井液在四川盆地页岩气井中的应用

侯为民 (中石化江汉石油工程有限公司钻井二公司，湖北 武汉 430206)

汪夯志 (荆州嘉华科技有限公司，湖北 荆州 434000)

自2014年9月起，在四川盆地探明涪陵、威远、长宁、威荣等整装页岩气田，页岩气累计新增探明地质储量突破万亿立方米，产能达135×108m3，累计产气225.80×108m3[1,2]。然而，龙马溪-五峰组多以硬脆性泥页岩为主，其微裂隙、裂缝发育，具有井底温度高、地层压力系数高等特点，施工过程中会遇到如钻井液性能不稳定、井壁失稳等难题，为此，在四川盆地页岩气井中开展了高温高密度油基钻井液应用研究。

1 技术对策

1.1 解决黏度和破乳电压的突变问题

1)研发新一代润湿反转剂，改善体系的润湿性和稳定性。

2)研发长时间耐高温抗污染的新型材料，如降滤失剂和封堵剂等，使体系在长周期作业中性能稳定。

3)保持油基钻井液内相中水相含量及氯化钙的低质量分数。

4)钻井过程中提高钻井液密度过程的把控和预处理。

1.2 解决井壁失稳问题

1)调整合适的钻井液密度和流变性。观察振动筛注意返砂量与返砂岩性、形状等，根据返砂情况对钻井液性能进行调整。

2)采用纳微米封堵剂对微裂隙形成有效的支撑和填充，提高钻井液的封堵防塌性能[3]。

3)控制钻井液水相活度低于地层水活度，防止地层中的黏土矿物因水化、膨胀、分散而导致井壁失稳[4]。

2 室内评价

2.1 润湿反转剂

油基钻井液体系中主乳化剂和辅乳化剂自带润湿功能，在早期涪陵区块中低密度(1.3～1.9g/cm3)油基钻井液作业中能保持良好的性能，但在四川盆地页岩气区块高密度(≥2.0g/cm3)油基钻井液的应用中存在乳化剂润湿性不足的现象[5～7]。为此，笔者自行研发了新一代润湿反转剂。当大量的重晶石和钻屑等亲水性的固体颗粒侵入油基钻井液时，润湿反转剂可使其颗粒表面迅速转变为油湿，且能较好地悬浮在油相中，满足钻井施工过程中提高密度和抗固相侵污的要求[8～10]。润湿反转剂的室内评价数据如表1所示。加入润湿反转剂热滚后，动切力保持较低，黏度相对稳定，破乳电压较高。

表1 乳化剂和润湿反转剂对油基钻井液性能的影响

注：NΦ6、NΦ3分别为六速黏度计上6、3r/min的读数；油基钻井液密度为2.2g/cm3；配方中的百分数均为质量分数。下同。

2.2 新型降滤失剂

在基浆中加入降滤失剂HIFLO-2，评价结果如表2所示。热滚前常规降滤失剂HIFLO-1对油基钻井液性能影响不大，长时间热滚后出现了明显的增稠和降破乳电压的现象。但加入降滤失剂HIFLO-2后，长时间热滚后增稠和降破乳电压的现象均得到有效遏制。

2.3 水相中CaCl2

针对高温高密度油基钻井液水相中CaCl2的质量分数进行了评价试验，结果如表3所示。25% CaCl2盐水配制的油基钻井液遇钻屑侵污后，长时间老化增稠明显，破乳电压下降。15% CaCl2盐水配制的油基钻井液遇钻屑侵污后，长时间老化黏度稳定，且破乳电压稳定上升。

3 现场应用

3.1 施工工艺

先泵入6m3隔离液，然后泵入油基钻井液，小排量将隔离液顶替出钻头后，大排量循环顶替，连续作业直至隔离液返出井口。转换油基钻井液结束后，大排量循环2个循环周以上，在充分剪切和循环油基钻井液后，再测量钻井液各项性能，优化调节至满足钻井设计要求。

表3 不同质量分数CaCl2对油基钻井液性能的影响

3.2 维护措施

①考虑到地层压力的升高，转浆后应尽量降低钻井液的黏度，预留足够的空间以应对地层异常压力情况下的钻井液加重能力，使加重后的钻井液仍然具有较低的黏度和较好的流变性。②在油基钻井液钻井期间，出现破乳电压下降的情况时，增加主、辅乳化剂加量，同时调整碱度至设计范围。措施后加密监测，直至破乳电压和流变性等性能调整到设计范围内。③密切监测油水比，控制油水比在80∶20～85∶15的范围。④保持较低的黏度和较高的切力，特别是钻井作业后期，可引入流型调节剂调控油基钻井液性能。

3.3 应用效果

在四川盆地页岩气长宁、威远等区块井的应用中，现场作业井钻井液性能长期稳定、携砂性好、沉降稳定性好、摩阻小、机械钻速高，缩短了钻井周期。同时可降低柴油的用量，节约成本。

4 认识与结论

1)室内研发出新一代润湿反转剂、降滤失剂，研究水相中氯化钙的质量分数对油基钻井液性能的影响，成功解决了油基钻井液在高温高密度条件下流变性及稳定性控制的难题。

2)改进后的高温高密度油基钻井液在四川盆地页岩气井中成功应用，缩短了钻井周期，节约了经济成本。