深层页岩气油基钻井液承压堵漏技术分析
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摘 要：现阶段国内很多地区页岩气朝向深层领域开发，钻井液及固井水泥浆密度均有提升。在生产实践中，为进一步优化固井质量，减少或规避水泥浆流失等问题，增强油基钻井液对井壁承压能力是有效途径。文章概述了国外新型油基堵漏技术的特征及作用机制，在此基础上探究该技术在涪陵页岩气开采中的应用状况。实践表明，该项技术应用期间有效满足了现场施工需要，取得技术经济效果较为理想，具有一定推广价值。
关键词：油基钻井液;页岩气;水平井;技术分析
中图分类号：TE254 文献标志码：A 文章编号：2095-2945（2020）15-0160-02
Abstract： At present， shale gas in many areas of China is developed in deep areas， and the density of drilling fluid and cementing slurry has been increased. In production practice， in order to further optimize cementing quality and reduce or avoid the loss of cement slurry， it is an effective way to enhance the pressure-bearing capacity of oil-based drilling fluid to wellbore. This paper summarizes the characteristics and mechanism of the new oil-based plugging technology abroad， and on this basis， explores the application of this technology in Fuling shale gas production. The practice shows that during the application of this technology， it effectively meets the needs of on-site construction， achieves ideal technical and economic results， and has a certain value of popularization.
Keywords： oil-based drilling fluid; shale gas; horizontal well; technical analysis
既往有大量的生产实践表明，油基钻井液在防塌陷、抗污、热稳定等诸多方面占据优势，在高温深井、页岩气水平井等领域中均有较广泛应用。深层页岩气的储藏埋深三千余米，地层压力系数明显增加，伴隨地层破碎程度的提升，也要求地层承压能力有一定增强。既往有很多学者在研究提升固井质量措施期间，特殊在钻井工作结束后对钻井液实施封堵改造的提议。鉴于此，本文结合前人研究结果，对承压堵漏技术的作用机制及实践应用情况予以探究。
1 国外油基堵漏技术分析
针对过往涪陵页岩气田开采期间存在的漏失状况，通过现场调研后，拟定在本区井段油基钻井液钻进期间，采取防漏堵漏技术手段，要求在存留定向工具的工况下实现堵漏，遵照“小漏随钻堵，大漏高效堵”的原则实施技术，通常能在较短时间内恢复循环。堵漏技术原理为“变形封堵、细粒充填、限制渗透”，借用刚性封堵剂持有的刚性，促使其能在规格相配的缝隙内某个部门出现卡顿，发挥架桥作用;具备可变性的柔性粒子有益于降低填塞层的渗透性，最后构建出强度偏高的堵塞层，借此方式增强了地层的承压能力，有效减少、规避防堵漏材料的返吐问题，也降低了钻井操作完成后续作业期间漏失现象发生的风险。结合堵漏的技术思路，应科学选择堵漏材料的材质、粒径及加量[1]：
（1）材质：要求堵漏材料与油基钻井液两者之间不会形成显著的化学作用，对钻井液性能不会形成较明显的负面影响，并要求其具备一定的防水、耐油污、耐高温性。
（2）粒径：为能在短时间内实现高效率堵漏，要求堵漏材料的整体粒径一定要<3.0mm，这样其才能顺利通行定向工具，且不必频繁的调换钻头。当下，采用的堵漏材料粒径大概被分为50～150μm、150～250μm、1000～1400μm与2000～2500μm四个级别。
（3）加量：结合R.Caenn等人的研究结果，针对封堵宽<3.0mm的裂缝，要求其采用的封堵材料的加量<15%。
2 堵漏技术的现场实践应用
2.1 技术配方与评估
（1）油基钻井液基础配方
结合现场矿区钻井工作实际需求，在有效调控有机土加量的基础上，科学使用他类处理剂的加入量，构建出抗温100～220℃、密度0.85～2.2g/cm3的油基钻井液配方：
基液油水比（9：1～7：3）+2%主乳化剂+2%辅乳化剂+2%有机土+4%降滤失剂+重晶石。
通过实验后，发现当钻井液的油水比不同时期自身性能依然较为稳定，乳化性优良，破乳电压均>400V，动塑比在0.2～0.4范围内取值，能较好的满足现场作业要求。
（2）封堵降耗技术配方
尽管油基钻井液能表现出较强的抑制性，但是在钻进实践中难免会遇到微裂缝及层理发育地层，油侵入过程中会对井壁结构完整性造成一定损伤，诱导了井壁坍塌、掉块等事件的发生过程，并且在液压差作用下，循环过程中会损耗较多能量。 结合油基钻井液的现实特征，在使用凝胶微球封堵剂的条件下，联合使用3%纤维状封堵剂、0.4%亲油柔性封堵剂等他类封堵材料，结合现场实况设定适宜的粒度级配，构建出以凝胶微球为主要剂型的封堵降耗技术。
针对2%加入前后钻井液高温高压滤饼渗透指标的检测工作，利用高温高压失水仪器完成。检测结果表明，加入封堵材料后，滤饼厚度由最初的4.0mm降到1.5mm，渗透率降低98.1%。可见，封堵材料加入以后泥饼致密度更高，这提示封堵材料在改善泥饼质量方面表现出良好效能。
2.2 现场使用
2015年1～9月期间，由中石化公司于焦石坝工区内落实了32口井油基钻井液作业任务，进尺深度超过66400m，除局部矿井因地质条件特殊出现井漏事件之外，钻井整体施工过程较为顺畅，中井壁结构安稳，井径大小有规律可循;井眼干净整洁，液动塑比>0.2;单口井钻井液使用量均值为424m3。专项技术应用情况可作出如下总结[2]：
（1）高温高压流变控制：既往有诸多实践及试验研究指出，钻井液可压缩性处于较高水平，温度、压力等指标影响着流变性，在高温高压状态下井底经济地面两者的流变性存在较大差异。为明确在井底钻井液持有的流变状况，则拟定在高温高压条件下研究其流变规律，结合矿区实况，开发出高温高压流变控制技术。低粘高切是现场钻井液的主要特征，在高温工况下， 对应的读数为8～12，动塑比0.2～0.4，带砂狀态较好，有益于维护井眼的清洁度。现场采用了密度为1.51g/cm3、油水比为17：3油包水钻井液，检测到的井深依次为1000、1500、2000、2500、3000m时对应温度及压力下的钻井液性能。经分析后得出如下结论：伴随温度、压力指标的改变，流变参数有降低的趋势，于井底动切力>4Pa。
（2）钻井液损耗量控制：为更有效地减少钻井液的耗损量，增强地层承压性能，推行了全井段封堵手段，侧重点是强化对高渗地层的封堵力度，进而能较为明显的降低钻井液的耗损量，此时钻井液总使用量也有一定减少。统计后发现，2015年钻井液循环平均损耗量<0.076m3/m，和2014年的0.085m3/m相比较，下降了至少8个百分点，和技术投入前0.13m3/m比较降低了35个百分点。
（3）循环使用维护处理：回收钻井液过程中，工作人员可能会遇到了低密度固相含量偏高、处理剂成分繁杂多样等难题，为有效应对以上情况，提出预处理方案。借助离心机降低低密度固相含量，补充适量乳化剂以调整钻井液流变性;在存储阶段，定期予以拌和并检测其性能指标，最大限度的维持悬浮稳定性;最后科学设定回收钻井液的比重，予以混浆处理，严格依照相关规格评估性能，实现循环利用的目标。2015年1～9月份32口井共计配制了14022m3钻井液，回收钻井液6761m3、填充新浆7261m3，钻井液回收率为48.3%，其中焦页61-4HF井回收钻井液占比高达87.4%，钻井液回收率为100%。
2.3 承压堵漏施工期间的注意事项
（1）正注方法的应用在先，伴随泵入量持续增多，泵入、套管对应的压力均有一定上升，地层再次破裂的概率更大。在观察到有破裂现象后要停止打压，禁止堵漏持续2h再行打压。
（2）当检测到立管压力达到3MPa时，建议采用反挤方法，待套管压力稳定时暂停打压操作。承压堵漏作业具体状况见表1[3]。
3 结束语
将国产油基钻井液用于页岩气水平井内，有效应对了水平井钻探内带有较多悬浮、井壁稳定性偏差等技术问题，现场施工中起下钻、电测以及下套管等作业均顺利推进，井壁结构稳定、井眼洁净顺畅，提示堵漏技术应用期间有效满足了现场施工需要，取得技术经济效果较为理想，具有一定的推广价值。
参考文献：
[1]邵宁，李子钰，于培志.高密度油基钻井液体系优选及其在页岩气水平井的应用[J].探矿工程（岩土钻掘工程），2019，46（08）：30-35.
[2]杨建永.低密度水基钻井液在长深易漏区块深层水平井的应用[J].石油和化工设备，2019，22（07）：54-56.
[3]初成.高性能水基钻井液在油田致密油藏水平井中的应用研究[J].西部探矿工程，2019，31（05）：60+65.
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