微纳米井壁强化技术在长宁“大坝东”区域的应用

佘朝毅，李博，代锋，肖新宇，文乾彬

（1.四川长宁天然气开发有限责任公司,成都 610056；
2.洲际海峡能源科技有限公司,成都 610056）

长宁公司“大坝东”区域志留系龙马溪组发育黑色页岩，受区域构造作用、页岩岩石组分、页岩物性、沉积成岩作用等，目的层段发育构造缝、层理缝和微裂缝，黑色页岩微裂缝属于微纳米级裂缝，分为顺层缝和非顺层缝，顺层缝多为层面滑移缝、页理缝和构造雁列缝，非顺层缝主要为剪切缝和拉张缝，纵向上，龙马溪组龙一段微裂缝密度最高[1]，龙马溪组的地质构造致使地层稳定性差。区域已钻井在龙马溪组地层频繁发生井塌、卡钻和井漏，平均事故复杂时率为21.54%。单纯通过上提钻井液密度，通过应力支撑平衡地层，往往适得其反[2]，同时还会增大井漏的风险，宁214直改平井采用密度为1.92 g/cm3的油基钻井液在龙马溪组钻进过程中发生严重井塌，多次上提钻井液密度至2.08 g/cm3，井塌未得到有效控制，最终致使漏塌同存，该井发生2次卡钻，共计漏失油基钻井液725 m3，经过2次填井侧钻完成钻探任务。另外，页岩微纳米孔隙以狭缝型为主，孔径主要分布在0.05～2 μm之间[3]，而钻井液中黏土粒子粒径在1 μm左右，加重剂固相微粒粒径在35～74 μm之间，传统的封堵材料粒径分布在1～100 μm之间，缺乏纳米级粒子，不能有效封堵纳米级孔缝，同时不利于形成渗透率更低的封堵层。针对上述问题，通过分析页岩井壁失稳机理以及微纳米裂缝发育特征，开展封堵性能优化实验，形成了适用于大坝东区域的微纳米封堵技术。

长宁区块龙马溪组微裂缝分布广泛，微观非均质强，油基钻井液能否侵入到硬脆性页岩地层中在很大程度上与内部的裂缝特征有关。

通过地质力学建模与实钻情况分析，大坝东龙马溪组坍塌压力高于地层孔隙压力，压差的存在致使钻井液持续向地层渗滤；
同时源储一体“排水成藏”的特殊机理使得页岩储层处于超干状态。研究表明，龙马溪组页岩呈复杂的非均匀混合润湿性特征，既亲油又亲水[4]，含水饱和度低于“束缚水饱和度”，使得页岩气储层具有强自发渗吸吸液能力，其吸液能力受毛细管力和化学渗透控制。油基钻井液从根本上解决了化学渗透作用，自发吸液能力主要受毛细管力控制，孔隙半径越小，毛管力越强，页岩孔隙直径小于50 nm，毛细管力达到20～35 MPa。

页岩中的天然裂缝由于压缩剪切滑移而发生滑动，裂缝表面的摩擦系数是影响页岩中天然裂缝剪切滑移的可控因素。钻井液滤液向地层的渗透将引起摩擦系数的降低，油基钻井液滤液的摩擦系数比水基更敏感，主要原因是页岩的表面性质在高碱度流体的浸入后发生变化，导致裂缝面之间的摩擦系数明显降低。由于滤液的侵入降低了岩石强度，因此在摩擦滑动过程中，裂缝面上的粗糙度更容易发生剪切破坏，其破坏产物随着裂缝面的移动而移动。钻井液的侵入不仅降低了页岩表面的粗糙度，而且还起到润滑裂缝表面的作用[5]。钻井液的侵入，致使裂缝沿层理面开启，地层坍塌压力上升，液相侵入越深，坍塌压力上升越多。

2.1 钻井液密度

页岩井壁稳定的核心是对井壁的有效应力支撑，通过地质力学建模，结合邻井实钻数据进行修正，确定原始地层三压力剖面，为确定钻井液密度提供依据。但是只有当裂缝是完全闭合时，液柱压力才能平衡坍塌压力，起到稳定井壁的作用。若裂缝不能完全闭合，或较高的钻井液密度致使裂缝开启，滤液渗入地层的渗透力来源于液柱压力，实际只有一部分液柱压力用于平衡坍塌压力，同时液相的侵入使得液柱压力向裂缝尖端传递，坍塌压力上升。若不能有效地封堵裂缝，阻断液相的侵入，提高密度往往适得其反。

2.2 封堵性能

页岩孔隙孔径主要分布在0.05～2 μm之间，结合“1/2～2/3架桥理论”和理想充填理论，在传统封堵体系的基础上，引入微纳米级别粒子，在近井壁表层快速形成渗透率接近于零的封堵层，阻缓井筒压力向地层的传递。

3.1 纳米颗粒

通过高温固相裂解、碳化脱氢，原位自组装形成氮掺杂石墨烯二维纳米材料SMXFT。SMXFT可以在井眼微纳米孔缝表面形成膜覆盖，并利用其在纳米效应紧密贴合裂缝，防止其滑动，形成石墨烯膜化层，从而达到阻止钻井液滤液的渗入，形成高强度的封堵层，阻缓页岩压力传递。SMXFT粒径分布范围在100～800 nm之间，D50=300 nm，在油中能够自动分散，SMXFT的粒径分布如图1所示。

图1 SMXFT粒径分布图

室内按照现场钻井液实际配方配制油基钻井液作为基础浆，评价不同加量SMXFT对钻井液流变性和封堵性能的影响程度。

油基钻井液配方（油水比=80∶20）：3%乳化剂+3%有机土+3%碱度调节剂+7%降滤失剂+1%封堵剂+氯化钙（25%）

石墨烯SMXFT属于纳米级封堵材料，比表面积大，固-固、固-液相互之间发生摩擦的概率增大，流动阻力增大，致使流变性恶化，采用单因素实验，在基浆中加入0.25%、0.50%、0.75%和1%的SMXFT，测量其热滚后的流变性能、高温高压滤失量和破乳电压变化趋势，确定石墨烯SMXFT的最佳含量，实验结果见表1。

表1 在基浆中加入不同含量SMXFT对体系性能的影响

由表1可以看出，随着SMXFT含量的增加，流变性能呈上涨趋势，当加量达到0.75%后，随着SMXFT加量的增加，流变参数上涨增加较明显。

由于基浆配方的固相颗粒主要是粒径为35～74 μm的重晶石粉以及粒径为1 μm左右少量的黏土胶体颗粒，缺失部分微米级别和纳米级别的颗粒，级配较单一，难以形成渗透率低的泥饼，通过实验数据可以看出，仅仅补充纳米级别的粒子，能在一定程度上增加泥饼的致密程度，略微降低高温高压滤失量，但尚需补充微米级别缺失的颗粒。

随着SMXFT含量的增加，破乳电压呈上涨趋势，体系稳定性增强。由于纳米颗粒材料具有亲水和亲油特性，能够类似于表面活性剂在油水界面形成保护层，增强乳液稳定性[6–9]。

3.2 微米颗粒

由于油基钻井液体系中的固相颗粒主要以黏土颗粒和加重剂颗粒为主，颗粒粒径分布在1 μm左右和45～74 μm之间，常用的超细碳酸钙粒径在18～45 μm之间，缺少1～20 μm级别的中间粒子，引入微米级别颗粒XNZD-1、XNZD-2和XNZD-3，其中XNZD-1粒径分布在1～20 μm之间，粒径中值为9 μm；
XNZD-2粒径分布在0.5～10 μm之间，粒径中值为4 μm；
XNZD-3粒径分布在0.5～8 μm之间，粒径中值为2 μm。XNZD-1、XNZD-2、XNZD-3的粒径分布分别如图2、图3和图4所示。

图2 XNZD-1粒径分布图

图3 XNZD-2粒径分布图

图4 XNZD-3粒径分布图

在钻井液基浆中补充微米级别颗粒XNZD系列，实验配方和实验结果如表2所示。由表2可以看出，微米级别颗粒XNZD的加入对钻井液的流变性能影响较小，高温高压滤失量下降较明显，特别是当3种微米级别颗粒复配时，高温高压滤失量下降50%，在该基础上复配纳米级别颗粒，高温高压滤失量下降达66.7%。钻井液的微观颗粒级配缺失部分得以补全，有利于形成渗透率更低的泥饼，能增强泥饼的致密性、降低钻井液的高温高压滤失量。

表2 不同颗粒复配对钻井液性能的影响

由于微米级别颗粒属于亲水表面，随着含量的增加，表面活性剂吸附于微米级颗粒表面，致使体系内表面活性剂的浓度降低，减少其在油水界面膜的吸附量，致使破乳电压降低[10]。根本原因是乳化剂含量较低，若乳化剂含量足够，体系的乳化剂吸附于微米级颗粒表面，使得颗粒表面润湿反转，转化为亲油表面，致使颗粒分散在油相中，不易聚集，增加外相黏度，增大乳状液滴间的碰撞阻力，有利于增强电稳定性。

通过室内实验，确定了最佳技术配方A：1.5%XNZD-1+1.5%XNZD-2+1.5%XNZD-3+0.75%SMXFT。

抽取宁209H69-1井现场油基钻井液，有害低密度固相含量为6%，评价技术配方A对钻井液的流变性和封堵性的影响，结果见表3。

表3 技术配方A对宁209H69-1井井浆的影响

最佳井壁强化技术配方对现场钻井液的流变性能影响较小，高温高压滤失量下降明显，提高了井浆的封堵性能。

现场使用的油基钻井液，依靠机械和稀释方式清除劣质固相，适用于油基钻井液的包被剂尚属空白，经过多次重复利用，体系内的劣质低密度固相含量偏高，微纳米材料的加入进一步增加了低密度固相含量，增加了体系的内摩擦力，致使固相容量限降低。在补充微纳米封堵材料之前，需要对钻井液进行性能调整。

1）采用高速离心机和中低速离心机双耦合重晶石粉回收系统，清除钻井液中的劣质低密度固相含量，控制劣质低密度固相含量不大于5%。

2）上提油水比至（85～90）∶（15～10），调整钻井液的流变性能，降低塑性黏度，为微纳米材料的加入预留流变空间。

微米级别的材料进入体系后会吸附表面活性剂，降低外相中的表面活性剂含量，调价微纳米材料的同时，需适当补充乳化剂或润湿剂，防止破乳电压降低，影响体系的稳定性。

长宁公司“大坝东”区域龙马溪组井壁稳定问题，一直是制约该区域提质增效的难题。宁209H69平台是部署在“大坝东”区域的生产井平台，与宁214H同平台，首次采用微纳米井壁强化技术，通过地质力学建模，预测龙马溪组中风险坍塌压力系数造斜段在1.50～1.75之间，水平段在1.73～1.84之间。宁209H69-1井采用密度为1.87 g/cm3的钻井液进入水平段，按照井壁强化技术配方，补充微纳米封堵防塌剂，后续钻进过程中逐步降钻井液密度至1.75 g/cm3，同时配合井眼清洁理论，调整φ6数值在7～10之间；
上提油水比至（85～90）∶（15～10），控制有害低密度固相不大于8%，优化流变性能，提高固相容量限，全井钻井液性能稳定，无事故复杂，仅偶发零星小掉块（20 mm×30 mm），钻进扭矩在15 kN·m左右，平均井眼扩大率仅为7.89%，井径规则，宁209H69-1井Φ215.9 mm井眼实钻密度和井径图见图5。

图5 宁209H69-1井实钻钻井液密度和井径图

另外，对宁209H69-1井水平段进行取心作业，岩心见图6。取出岩心整体较为破碎，能清晰地观察到裂缝沿层理面平行延伸，“大坝东”区域龙马溪组原始地层较破碎，通过微纳米封堵技术稳定并强化了井壁。

图6 宁209H69-1井岩心图片

宁209H69-2井和宁209H69-4井Φ215.9 mm井眼采用微纳米井壁强化技术，全程采用密度为1.73～1.75 g/cm3的钻井液完成钻探任务，无事故复杂，宁209H69-2井平均井径扩大率为5.23%，宁209H69-4井平均井径扩大率为3.88%，井径规则，实钻钻井液密度和井径图见图7和图8。

图7 宁209H69-2井实钻钻井液密度和井径图

图8 宁209H69-4井实钻钻井液密度和井径图

宁209H69-2井完钻井深为4907 m，水平段长2107 m，全井钻井周期为55.98 d、钻完井周期为63.98 d，Φ215.9 mm井眼龙马溪组造斜段-水平段全程采用旋转导向工具，突破了“大坝东”区域“旋导禁区”魔咒，创造了长宁区块“大坝东”区域钻井周期最短、钻完井周期最短2项新纪录。

1.该井壁强化技术通过补全微观固相颗粒级配，在近井壁周围形成渗透率低的封堵层，阻缓钻井液液相向井筒侵入。

2.高强度低渗透率的封堵层，具有强化井壁的作用，一定程度上弥补地层原始缺陷，配合合理的钻井液密度，有助于破碎地层安全钻进。

3.各区域龙马溪组裂缝开启宽度不一致，适当拓宽石墨烯粉体粒径范围，可增强其普适性。同时需兼顾比表面积的增加对钻井液流变性能的影响。

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