龙马溪页岩微米防漏堵漏剂研究与应用

时间：2024-09-03

李文哲，傅栋，王翔，郭青华,吴敬恒,王星媛，5

1中国石油四川长宁天然气开发有限责任公司 2中国石油西南油气田分公司工程技术处 3中国石油长庆油田苏里格气田开发分公司 4中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院5油气田应用化学四川省重点实验室

0 引言

近年来，我国页岩气勘探开发力度持续加大，页岩气优快钻井技术成为研究热点，然而页岩地层层理—裂缝性发育，钻遇过程中常发生井漏，并存在漏点多、漏失量大、堵漏时间长等问题，例如，CNH6-1井水平段漏失密度2.05 g/cm3的白油基钻井液约1 400 m3，先后多次采用桥浆、水泥浆堵漏无效，损耗工时486 h；CNH9平台水平段漏失密度1.90～2.00 g/cm3的油基钻井液736 m3，采用了静止堵漏、桥浆等多种方式堵漏，效果不佳；N209H2-2井水平段溢流压井作业过程提密度导致井漏，发生井漏至固井完未进行堵漏作业，漏失密度1.90～2.07 g/cm3白油基钻井液375 m3。不难发现，油基钻井液漏失严重制约了页岩气安全高效钻井进程，成为长宁—威远钻井过程中重要难题[1-6]。

目前，常用的堵漏方式包括化学类水泥堵漏、凝胶堵漏及物理类刚性粒子堵漏、高失水堵漏、桥浆堵漏等，其中，物理类颗粒堵漏常采用水基钻井液堵漏材料进行应用，然而大部分材料表面亲水不亲油，不容易在油基钻井液中有效分散，配制出的堵漏浆存在分层、沉降等现象，堵漏有效浓度降低，无法形成应力笼封闭效应，隔绝井筒与漏层的连通，承压堵漏效果差。本文根据川渝地区长宁—威远龙马溪页岩微裂缝发育情况分析，采用表面特殊改性胶粒柔性堵漏材料，复配以刚性合成石墨，形成专项防漏堵漏技术，该体系在N216H2-1井现场试验成功。

1 设计思路及决策

1.1 长宁—威远龙马溪页岩微裂缝发育情况分析

长宁—威远页岩气地层层理发育、天然裂缝发育程度低、局部发育钻井诱导缝、储层高导和高阻裂缝零星发育，其总孔隙度3.4%～8.4%，裂缝孔隙度0～1.2%、渗透率0.000 22～0.001 mD，裂缝缝宽主要为0.05～2 μm[7-11]，其中高导缝分布密度0.26～6.38条/m、高阻缝发育密度0.23～5.46条/m、诱导缝0.15～4.49条/m、微断层0～2.16条/m，充填缝不发育，张开缝发育井段多位于2 000～2 400 m。区域地层深度大于2 540 m处多为裂缝孔隙较发育层位，其裂缝横向贯通性好、纵向上连通集中厚度高达30～70 m，且裂缝—孔隙发育程度不断向下增大，如长宁区块龙一3下段至龙一1(2 948～2 960 m)发育数条应力释放缝，下部发育张开缝0.1～10条/m。

1.2 防漏堵漏材料设计思路及决策

(1)根据长宁—威远龙马溪页岩微裂缝发育分析，裂缝主要以0.05～2 μm为主，根据1/2～2/3架桥原理[12]，防漏堵漏材料尺寸应为0.025～1.33 μm。

(2)堵漏材料应对钻井液流变性影响较小，便于配制及泵送，因此，笔者采用石墨类封堵材料，兼具桥塞及润滑特性。

(3)为提高承压堵漏成功率，引入具有微纳米尺寸、可变形、油基分散性、韧性较强的胶粒类封堵材料作为封堵填充，以提高堵漏堆积颗粒的抗压冲击强度，同时复配以微纳米级、颗粒粒度分布范围广、刚性强度高、拉伸强度高的合成石墨作为封堵骨架，在裂缝内形成有效的内封堵效应。

2 长宁—威远页岩气专项堵漏技术室内研究

2.1 材料基本特性

本文两种材料的颗粒粒度分析通过激光粒度仪进行测定，石墨材料的抗压强度、抗弯强度、抗拉强度测定根据GB/T 13465—2014《不透性石墨材料试验方法》进行测定。其中，可变形胶粒(以下简称A)D50为0.455 μm，合成石墨(以下简称B)D50为1.121 μm，满足龙马溪组地层裂缝0.05～2 μm填充要求，B抗压强度达50.1 MPa、抗弯强度达44.7 MPa、抗拉强度达22.6 MPa，满足漏失地层填充刚性要求[13-16]。

2.2 流变性影响研究

按照GBT 16783.2—2012《石油天然气工业钻井液现场测试第2部分：油基钻井液》测试标准，对A、B封堵材料对油基钻井液流变性影响进行研究。基浆配方为：5#白油+2%有机土+2%QHZ-1+4.0%QHF-2+CaCl2溶液(26%浓度)+5%CaO+4%QHJ-4+2%YH-140+3%QHR-3+重晶石(O/W=8∶2,密度=2.14 g/cm3)，实验结果如表1、表2所述，结果表明，防漏堵漏材料A及B对油基钻井液体系流变性、破乳电压影响小，能有效降低高温高压滤失量。

表1 加入A材料前后性能对比(120 ℃滚后)

表2 加入B材料前后性能对比

2.3 承压封堵能力研究

2.3.1 防漏封堵效果评价

针对川渝地区长宁—威远龙马溪组地层，形成以A、B两种材料为主的堵漏配方，其配方为:基浆(N216H2-1井)+0.5%～4%A+0.5%～8%B，本文采用OFI渗透性封堵仪PPT对堵漏配方封堵性进行评价，其中，以防漏为主的配方为：基浆+0.5%A+1%B，实验结果如图1、图2所示。

图1 加入专项堵漏材料前后封堵性对比(120 ℃/3.45 MPa,850 mD)

图2 加入专项堵漏材料前后封堵性对比(120 ℃/6.89 MPa,850 mD)

结果表明，所形成的防漏配方加入油基钻井液后，瞬时失水由1.0 mL 降低至0.7 mL，总封堵性滤失量由4.8 mL 降低至3.6 mL，表明该防漏配方能够有效提高油基钻井液封堵性。根据时间开方与PPT滤失量数学模型，在3.45 MPa压力条件下，随着时间延长，体系滤失量趋于平缓，在6.89 MPa压力条件下，随着时间延长，未加防漏剂的油基钻井液体系滤失量不断增加，加入防漏剂后体系后期(>1 h)滤失量趋于平缓，防漏剂加入前后体系的总封堵性差异不断加大。

2.3.2 堵漏效果评价

通过CDL-2型高温高压堵漏模拟试验仪，采用1 mm、3 mm、5 mm梯形缝，由表3实验结果表明，0.4%A+0.8%B堵漏配方对1～3 mm裂缝堵漏效果较好，其承压封堵能力达3.43～5.77 MPa，2%A+4%B及4%A+8%B对1～5 mm裂缝均有较好的堵漏效果，其承压封堵能力最高达9.57 MPa。

表3 专项堵漏材料堵漏效果评价(120 ℃，0.69 MPa)

3 现场应用

3.1 井漏情况及原因分析

N216H2-1井采用三开井身结构，设计井深5 002 m，Ø215.9 mm钻头钻进至1 911 m时发生井漏，平均漏速3.2 m3/h，采用随钻堵漏成功后，钻遇新层再次井漏，通过承压试验检测稳压不成功后采取抢钻方式施工。在钻井液密度1.84～1.85 g/m3时，漏速约0.4 m3/h，期间，由1.84 g/cm3降低钻井液密度至1.8 g/cm3时发生气侵，提高钻井液密度至1.85 g/cm3漏速明显上升，安全密度窗口仅0.19 MPa。原因分析，该井段安全密度窗口窄，施工期间轻微的压力激动即可引起漏失，前期使用了各种粒度的超细碳酸钙、纤维材料等，只能减缓漏速，无法完全进入微裂缝形成屏蔽层。

3.2 堵漏施工效果

第一批加入堵漏材料0.7%A+0.9%B，充分循环并正常钻进，泵冲50冲，漏速逐渐降低，继续加入2%A+1%B，逐步提高钻井液密度和泵冲。按设计提高钻井液密度到1.87 g/cm3，泵冲90冲，实测钻井液漏失速度0.1 m3/15 min，后续钻进过程中未发生井漏及气侵。

3.3 现场堵漏效果评价

加入堵漏材料之前，稳定钻进期间钻井液密度1.84 g/cm3，泵冲83冲，钻井液消耗速度为0.1 m3/15 min，略微提高密度至1.85 g/cm3或泵冲至85冲，钻井液漏失速度为(0.3～0.4)m3/15min。通过前两次加入堵漏材料并充分循环，正常钻进期间钻井液密度 1.87 g/cm3，泵冲90冲，实测钻井液漏失速度0.1 m3/15 min。可测算出同等工作情况下，降低钻井液漏失速度67%～75%，堵漏成功后安全密度窗口扩大至0.56 MPa。