微納米井壁強化技術在長寧“大壩東”區域的應用

佘朝毅，李博，代鋒，肖新宇，文乾彬

（1.四川長寧天然氣開發有限責任公司,成都 610056；2.洲際海峽能源科技有限公司,成都 610056）

長寧公司“大壩東”區域志留系龍馬溪組發育黑色頁巖，受區域構造作用、頁巖巖石組分、頁巖物性、沉積成巖作用等，目的層段發育構造縫、層理縫和微裂縫，黑色頁巖微裂縫屬于微納米級裂縫，分為順層縫和非順層縫，順層縫多為層面滑移縫、頁理縫和構造雁列縫，非順層縫主要為剪切縫和拉張縫，縱向上，龍馬溪組龍一段微裂縫密度最高[1]，龍馬溪組的地質構造致使地層穩定性差。區域已鉆井在龍馬溪組地層頻繁發生井塌、卡鉆和井漏，平均事故復雜時率為21.54%。單純通過上提鉆井液密度，通過應力支撐平衡地層，往往適得其反[2]，同時還會增大井漏的風險，寧214直改平井采用密度為1.92 g/cm3的油基鉆井液在龍馬溪組鉆進過程中發生嚴重井塌，多次上提鉆井液密度至2.08 g/cm3，井塌未得到有效控制，最終致使漏塌同存，該井發生2次卡鉆，共計漏失油基鉆井液725 m3，經過2次填井側鉆完成鉆探任務。另外，頁巖微納米孔隙以狹縫型為主，孔徑主要分布在0.05～2 μm之間[3]，而鉆井液中黏土粒子粒徑在1 μm左右，加重劑固相微粒粒徑在35～74 μm之間，傳統的封堵材料粒徑分布在1～100 μm之間，缺乏納米級粒子，不能有效封堵納米級孔縫，同時不利于形成滲透率更低的封堵層。針對上述問題，通過分析頁巖井壁失穩機理以及微納米裂縫發育特征，開展封堵性能優化實驗，形成了適用于大壩東區域的微納米封堵技術。

1 頁巖井壁失穩機理

長寧區塊龍馬溪組微裂縫分布廣泛，微觀非均質強，油基鉆井液能否侵入到硬脆性頁巖地層中在很大程度上與內部的裂縫特征有關。

通過地質力學建模與實鉆情況分析，大壩東龍馬溪組坍塌壓力高于地層孔隙壓力，壓差的存在致使鉆井液持續向地層滲濾；同時源儲一體“排水成藏”的特殊機理使得頁巖儲層處于超干狀態。研究表明，龍馬溪組頁巖呈復雜的非均勻混合潤濕性特征，既親油又親水[4]，含水飽和度低于“束縛水飽和度”，使得頁巖氣儲層具有強自發滲吸吸液能力，其吸液能力受毛細管力和化學滲透控制。油基鉆井液從根本上解決了化學滲透作用，自發吸液能力主要受毛細管力控制，孔隙半徑越小，毛管力越強，頁巖孔隙直徑小于50 nm，毛細管力達到20～35 MPa。

頁巖中的天然裂縫由于壓縮剪切滑移而發生滑動，裂縫表面的摩擦系數是影響頁巖中天然裂縫剪切滑移的可控因素。鉆井液濾液向地層的滲透將引起摩擦系數的降低，油基鉆井液濾液的摩擦系數比水基更敏感，主要原因是頁巖的表面性質在高堿度流體的浸入后發生變化，導致裂縫面之間的摩擦系數明顯降低。由于濾液的侵入降低了巖石強度，因此在摩擦滑動過程中，裂縫面上的粗糙度更容易發生剪切破壞，其破壞產物隨著裂縫面的移動而移動。鉆井液的侵入不僅降低了頁巖表面的粗糙度，而且還起到潤滑裂縫表面的作用[5]。鉆井液的侵入，致使裂縫沿層理面開啟，地層坍塌壓力上升，液相侵入越深，坍塌壓力上升越多。

2 穩定頁巖井壁的技術思路

2.1 鉆井液密度

頁巖井壁穩定的核心是對井壁的有效應力支撐，通過地質力學建模，結合鄰井實鉆數據進行修正，確定原始地層三壓力剖面，為確定鉆井液密度提供依據。但是只有當裂縫是完全閉合時，液柱壓力才能平衡坍塌壓力，起到穩定井壁的作用。若裂縫不能完全閉合，或較高的鉆井液密度致使裂縫開啟，濾液滲入地層的滲透力來源于液柱壓力，實際只有一部分液柱壓力用于平衡坍塌壓力，同時液相的侵入使得液柱壓力向裂縫尖端傳遞，坍塌壓力上升。若不能有效地封堵裂縫，阻斷液相的侵入，提高密度往往適得其反。

2.2 封堵性能

頁巖孔隙孔徑主要分布在0.05～2 μm之間，結合“1/2～2/3架橋理論”和理想充填理論，在傳統封堵體系的基礎上，引入微納米級別粒子，在近井壁表層快速形成滲透率接近于零的封堵層，阻緩井筒壓力向地層的傳遞。

3 技術配方構建及評價

3.1 納米顆粒

通過高溫固相裂解、碳化脫氫，原位自組裝形成氮摻雜石墨烯二維納米材料SMXFT。SMXFT可以在井眼微納米孔縫表面形成膜覆蓋，并利用其在納米效應緊密貼合裂縫，防止其滑動，形成石墨烯膜化層，從而達到阻止鉆井液濾液的滲入，形成高強度的封堵層，阻緩頁巖壓力傳遞。SMXFT粒徑分布范圍在100～800 nm之間，D50=300 nm，在油中能夠自動分散，SMXFT的粒徑分布如圖1所示。

圖1 SMXFT粒徑分布圖

室內按照現場鉆井液實際配方配制油基鉆井液作為基礎漿，評價不同加量SMXFT對鉆井液流變性和封堵性能的影響程度。

油基鉆井液配方（油水比=80∶20）：3%乳化劑+3%有機土+3%堿度調節劑+7%降濾失劑+1%封堵劑+氯化鈣（25%）

石墨烯SMXFT屬于納米級封堵材料，比表面積大，固-固、固-液相互之間發生摩擦的概率增大，流動阻力增大，致使流變性惡化，采用單因素實驗，在基漿中加入0.25%、0.50%、0.75%和1%的SMXFT，測量其熱滾后的流變性能、高溫高壓濾失量和破乳電壓變化趨勢，確定石墨烯SMXFT的最佳含量，實驗結果見表1。

表1 在基漿中加入不同含量SMXFT對體系性能的影響

由表1可以看出，隨著SMXFT含量的增加，流變性能呈上漲趨勢，當加量達到0.75%后，隨著SMXFT加量的增加，流變參數上漲增加較明顯。

由于基漿配方的固相顆粒主要是粒徑為35～74 μm的重晶石粉以及粒徑為1 μm左右少量的黏土膠體顆粒，缺失部分微米級別和納米級別的顆粒，級配較單一，難以形成滲透率低的泥餅，通過實驗數據可以看出，僅僅補充納米級別的粒子，能在一定程度上增加泥餅的致密程度，略微降低高溫高壓濾失量，但尚需補充微米級別缺失的顆粒。

隨著SMXFT含量的增加，破乳電壓呈上漲趨勢，體系穩定性增強。由于納米顆粒材料具有親水和親油特性，能夠類似于表面活性劑在油水界面形成保護層，增強乳液穩定性[6–9]。

3.2 微米顆粒

由于油基鉆井液體系中的固相顆粒主要以黏土顆粒和加重劑顆粒為主，顆粒粒徑分布在1 μm左右和45～74 μm之間，常用的超細碳酸鈣粒徑在18～45 μm之間，缺少1～20 μm級別的中間粒子，引入微米級別顆粒XNZD-1、XNZD-2和XNZD-3，其中XNZD-1粒徑分布在1～20 μm之間，粒徑中值為9 μm；XNZD-2粒徑分布在0.5～10 μm之間，粒徑中值為4 μm；XNZD-3粒徑分布在0.5～8 μm之間，粒徑中值為2 μm。XNZD-1、XNZD-2、XNZD-3的粒徑分布分別如圖2、圖3和圖4所示。

圖2 XNZD-1粒徑分布圖

圖3 XNZD-2粒徑分布圖

圖4 XNZD-3粒徑分布圖

在鉆井液基漿中補充微米級別顆粒XNZD系列，實驗配方和實驗結果如表2所示。由表2可以看出，微米級別顆粒XNZD的加入對鉆井液的流變性能影響較小，高溫高壓濾失量下降較明顯，特別是當3種微米級別顆粒復配時，高溫高壓濾失量下降50%，在該基礎上復配納米級別顆粒，高溫高壓濾失量下降達66.7%。鉆井液的微觀顆粒級配缺失部分得以補全，有利于形成滲透率更低的泥餅，能增強泥餅的致密性、降低鉆井液的高溫高壓濾失量。

表2 不同顆粒復配對鉆井液性能的影響

由于微米級別顆粒屬于親水表面，隨著含量的增加，表面活性劑吸附于微米級顆粒表面，致使體系內表面活性劑的濃度降低，減少其在油水界面膜的吸附量，致使破乳電壓降低[10]。根本原因是乳化劑含量較低，若乳化劑含量足夠，體系的乳化劑吸附于微米級顆粒表面，使得顆粒表面潤濕反轉，轉化為親油表面，致使顆粒分散在油相中，不易聚集，增加外相黏度，增大乳狀液滴間的碰撞阻力，有利于增強電穩定性。

通過室內實驗，確定了最佳技術配方A：1.5%XNZD-1+1.5%XNZD-2+1.5%XNZD-3+0.75%SMXFT。

抽取寧209H69-1井現場油基鉆井液，有害低密度固相含量為6%，評價技術配方A對鉆井液的流變性和封堵性的影響，結果見表3。

表3 技術配方A對寧209H69-1井井漿的影響

最佳井壁強化技術配方對現場鉆井液的流變性能影響較小，高溫高壓濾失量下降明顯，提高了井漿的封堵性能。

4 鉆井液的性能調控工藝

現場使用的油基鉆井液，依靠機械和稀釋方式清除劣質固相，適用于油基鉆井液的包被劑尚屬空白，經過多次重復利用，體系內的劣質低密度固相含量偏高，微納米材料的加入進一步增加了低密度固相含量，增加了體系的內摩擦力，致使固相容量限降低。在補充微納米封堵材料之前，需要對鉆井液進行性能調整。

1）采用高速離心機和中低速離心機雙耦合重晶石粉回收系統，清除鉆井液中的劣質低密度固相含量，控制劣質低密度固相含量不大于5%。

2）上提油水比至（85～90）∶（15～10），調整鉆井液的流變性能，降低塑性黏度，為微納米材料的加入預留流變空間。

微米級別的材料進入體系后會吸附表面活性劑，降低外相中的表面活性劑含量，調價微納米材料的同時，需適當補充乳化劑或潤濕劑，防止破乳電壓降低，影響體系的穩定性。

5 現場應用

長寧公司“大壩東”區域龍馬溪組井壁穩定問題，一直是制約該區域提質增效的難題。寧209H69平臺是部署在“大壩東”區域的生產井平臺，與寧214H同平臺，首次采用微納米井壁強化技術，通過地質力學建模，預測龍馬溪組中風險坍塌壓力系數造斜段在1.50～1.75之間，水平段在1.73～1.84之間。寧209H69-1井采用密度為1.87 g/cm3的鉆井液進入水平段，按照井壁強化技術配方，補充微納米封堵防塌劑，后續鉆進過程中逐步降鉆井液密度至1.75 g/cm3，同時配合井眼清潔理論，調整φ6數值在7～10之間；上提油水比至（85～90）∶（15～10），控制有害低密度固相不大于8%，優化流變性能，提高固相容量限，全井鉆井液性能穩定，無事故復雜，僅偶發零星小掉塊（20 mm×30 mm），鉆進扭矩在15 kN·m左右，平均井眼擴大率僅為7.89%，井徑規則，寧209H69-1井Φ215.9 mm井眼實鉆密度和井徑圖見圖5。

圖5 寧209H69-1井實鉆鉆井液密度和井徑圖

另外，對寧209H69-1井水平段進行取心作業，巖心見圖6。取出巖心整體較為破碎，能清晰地觀察到裂縫沿層理面平行延伸，“大壩東”區域龍馬溪組原始地層較破碎，通過微納米封堵技術穩定并強化了井壁。

圖6 寧209H69-1井巖心圖片

寧209H69-2井和寧209H69-4井Φ215.9 mm井眼采用微納米井壁強化技術，全程采用密度為1.73～1.75 g/cm3的鉆井液完成鉆探任務，無事故復雜，寧209H69-2井平均井徑擴大率為5.23%，寧209H69-4井平均井徑擴大率為3.88%，井徑規則，實鉆鉆井液密度和井徑圖見圖7和圖8。

圖7 寧209H69-2井實鉆鉆井液密度和井徑圖

圖8 寧209H69-4井實鉆鉆井液密度和井徑圖

寧209H69-2井完鉆井深為4907 m，水平段長2107 m，全井鉆井周期為55.98 d、鉆完井周期為63.98 d，Φ215.9 mm井眼龍馬溪組造斜段-水平段全程采用旋轉導向工具，突破了“大壩東”區域“旋導禁區”魔咒，創造了長寧區塊“大壩東”區域鉆井周期最短、鉆完井周期最短2項新紀錄。

6 認識與建議

1.該井壁強化技術通過補全微觀固相顆粒級配，在近井壁周圍形成滲透率低的封堵層，阻緩鉆井液液相向井筒侵入。

2.高強度低滲透率的封堵層，具有強化井壁的作用，一定程度上彌補地層原始缺陷，配合合理的鉆井液密度，有助于破碎地層安全鉆進。

3.各區域龍馬溪組裂縫開啟寬度不一致，適當拓寬石墨烯粉體粒徑范圍，可增強其普適性。同時需兼顧比表面積的增加對鉆井液流變性能的影響。