夏忠跃， 蒋官澄， 范志坤， 贾 佳， 解健程, 沙妮娅
1中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 2中国石油大学(北京) 3中国石油青海油田井下作业公司
临兴区块属于鄂尔多斯盆地东缘致密气藏，位于山西省临县和兴县境内，横跨伊陕斜坡和鄂尔多斯盆地晋西挠褶带，面积2 620.29 km2，地形破碎，沟壑纵横。该区域是中海油重点开发的非常规区块，钻井和压裂数量逐年增多[1- 2]。目前临兴致密气区块已取得较好的勘探开发效果，但由于地层泥岩砂岩发育、储层低孔低渗、水敏性强、孔喉半径小、钻完井摩阻扭矩大[3- 4]，存在漏失与坍塌等复杂层段，导致钻井风险较高，井壁失稳、储层损害、提速、提效等问题都有待进一步提高[5- 7]。
为降低临兴区块开发成本,提高钻探效率，在分析现场地质、储层特征的基础上，明确了该区块的钻井技术难点，研发并完善了双疏型强抑制低伤害水基钻井液体系，在临兴部分区块进行现场应用并取得了显著效果，为该井区低成本下的安全高效钻井提供了可借鉴的方法和经验。
1.1 地质组成
该区地层1 500～2 160 m由上到下分别为二叠系上统石千峰组、中统上石盒子组、中统下石盒子组、下统山西组、下统太原组。岩性主要为泥岩、细—中砂岩、泥质砂岩和粉砂岩及其不等厚互层;自2 000 m左右下统地层开始出现黑色煤层,2 200 m处为石炭系上统本溪组，其顶部为厚层黑色煤；
中部为泥岩和碳质泥岩与灰岩、细砂岩及黑色煤不等厚互层；
底部为铝土质泥岩。深度2 265 m处属于奥陶系中统马家沟组，岩性为灰质白云岩和白云质灰岩。
1.2 储层基本特征
临兴区块属于鄂尔多斯盆地东缘致密气藏，储层孔隙度在0～14.2%范围内分布，平均孔隙度为6.1%左右；
储层渗透率为0.01～25 mD，平均达0.32 mD，属于典型的低孔低渗致密砂岩储层。储集空间属微孔-微吼型，孔隙渗透性和孔喉连通性差。黏土矿物成分包括伊利石、高岭石、绿泥石和伊蒙混层，体积分数在2.1%～44%范围内，平均为14.69%，分布较宽，含量相对较高，存在中等偏强水敏和应力敏感(7.0 MPa)[6]。该区域储层井底温度较低，最高为70 °C。
1.3 钻井技术难点及应对措施分析
(1)石千峰组和石盒子组泥岩地层井壁垮塌严重，水敏性、周期性、硬脆性和破碎性井塌方式同时存在，预防与处理难度大；
泥岩水敏性较强，在钻井液长期浸泡下容易因水化膨胀不均匀导致井壁垮塌，部分井段泥岩存在层理和微裂缝，钻井液滤液侵入地层造成泥岩水化膨胀，加剧了层理和微裂缝的发展，一旦在起下钻过程中滤饼被破坏，破碎岩体会失去屏障造成垮塌。需加大钻井液的抑制性和封堵性，减少黏土矿物的水化分散与运移，避免井壁坍塌掉块。
(2)区块低孔低渗储层水敏性强，孔喉半径小，喉道过细，且连通性较差；
极易发生固相颗粒堵塞、毛细管效应和水锁效应进而降低储层渗透率。因此应该增强钻井液封堵性和储层保护能力，降低储层损害。
(3)钻井摩阻扭矩大，水平段超过 900 m 以后，易出现托压、加压困难等情况，轨迹控制难度加大，安全钻井风险增加。
(4)井眼缩径与坍塌严重，砂岩井段厚滤饼、含泥质井段易井塌掉块，导致钻头泥包、沉砂卡钻，造成起下钻困难、频繁憋卡，影响井下安全，延长钻井时间。
由此可知，临兴区块主要存在井壁失稳、储层伤害和高摩阻等问题，需要加强钻井液的封堵性、抑制性和储层保护能力[8]。目前现场钻井液性能尚无法完全满足现场优快钻井难题，需要对钻井液性能参数进行优化，特别是降低钻井液滤失量、提高滤饼致密性和封堵性，避免钻井液滤液进入井壁微孔缝造成井壁失稳；
同时钻井液要有合适的黏度和切力，提高钻井液携岩能力，降低摩阻扭矩，从而稳定井壁并防止储层损害。建议满足临兴区块长裸眼段的高效能低伤害钻井液体系关键性能参数见表1。
表1 长裸眼段高效能低伤害钻井液体系核心性能设计一览表
针对现场地质情况和施工难点，以双疏材料为核心处理剂，建立了一种双疏型强封堵强抑制低伤害水基钻井液体系，以解决裸眼复杂层段的高摩阻、井壁失稳、漏失与坍塌和储层损害等问题。
2.1 双疏材料的制备与性能
以猪笼草口缘区超双疏纳米晶体的组成和结构为模本，发现低表面自由能和微纳米乳突结构是实现超双疏的关键，由此形成了双疏处理材料研发思路，使油/水接触角由小于90°反转为大于90°。双疏处理剂是在碱性条件下，通过含氟硅烷和氨丙基硅烷等对纳米二氧化硅颗粒进行表面接枝改性制备而成，是尺寸介于50～100 nm之间的纳米流体(如图1)。改性后的纳米颗粒表面有许多凹凸不平的粗糙结构，同时颗粒之间存在着互相连接的枝杈，这是由于表面接枝改性的特殊官能团将颗粒连接在了一起[9]。同时纳米颗粒分散较好，无明显团聚现象，这是由于接枝的全氟辛基使得纳米二氧化硅颗粒间位阻增大，相互之间排斥力变大，从而相对单纯的纳米二氧化硅具有更好的分散性能。
图1 双疏处理剂TEM形貌[6]
实验表明，当岩心表面经过3%的双疏处理剂处理后，岩心表面自由能(表面张力)可由62 mN/m降低到12 mN/m。岩心表面经过0.3%双疏剂处理后，其表面水相接触角由34°增大至150°；
正十六烷接触角由0°增大至93.47°，表明双疏剂能够改变岩石表面润湿性，使其表面由亲液向疏液转变。这是由于双疏剂可在岩石表面均匀铺展、形成“乳突”并适当提高其表面粗糙度，降低岩石表面自由能。双疏剂的这种低表面自由能和双疏特性可使毛细管吸力反转为毛细管阻力，阻止井眼中的液相侵入井壁岩石内部，有效抑制外来液相或固相对岩石表面的污染，降低低渗储层自吸水锁效应和水堵效应，减小低渗储层的伤害。与此同时，3%的双疏剂可以使黏土的线性膨胀高度由5.74 mm降低至1.59 mm，120 ℃页岩滚动回收率由清水的14.26%提高至78.79%，表现出了较好的抑制性能。
2.2 建立的强抑制低伤害水基钻井液
2.2.1 常规性能
基于钻井液性能设计，以双疏剂为核心处理剂，配套淀粉、白沥青等降滤失剂，优化形成的双疏体系配方如下：1.0%膨润土+0.3%PAC-LV+0.1%XC+2.5%淀粉+3.0%白沥青+2.0%碳酸钙+1.5%双疏剂+5.0%KCl+38.4 g重晶石。其基本性能如表2所示。
表2 双疏钻井液体系性能
由表2可知，该体系滤失量较低，切力足够，动塑比合适，便于携带岩屑；
页岩滚动回收率高，抑制性好；
同时高温高压滤饼薄而致密，韧性较强，黏附系数小，有利于降摩减阻。
2.2.2 储层保护性能
进一步通过岩心动态污染渗透率恢复值来评价该体系的储层保护效果。具体方法为：将低渗岩心使用现场地层水抽真空饱和24 h后，利用氮气正向驱替测得岩心初始渗透率K1后，再用钻井液体系对岩心出口端面进行动态剪切损害125 min，再次利用氮气正向驱替测得岩心损害渗透率K2，则损害前后岩心气测渗透率比值(K2/K1×100%)即为岩心渗透率恢复值(表3)。
由表3可知，对于低渗岩心，经过钻井液动态损害后在岩心端面形成了一层极薄且致密的封堵带，通过射孔完全可以解除封堵，损害前后岩心渗透率恢复值大于90%，污染小于10%，具有良好的储层保护效果。
表3 钻井液损害前后低渗岩心的渗透率恢复值
2.2.3 抗污染性能
向钻井液体系中分别加入10% NaCl和0.5%的CaCl2测试其抗污染性能，测试结果如表4、表5所示。
表4 加入10%NaCl后钻井液体系性能
表5 加入0.5% CaCl2后钻井液体系性能
体系中加入10% NaCl后，黏度切力有所上升，但高温高压滤失量仍在9.6 mL以内，中压滤失量在2.2 mL以内，且滤饼黏附系数低、薄而致密、柔韧性好。体系中加入0.5%CaCl2后，黏度切力变化不大，高温高压滤失量仍在8.8 mL以内，中压滤失量在2.6 mL以内，但滤饼黏附系数略有上升，仍薄而致密，柔韧性好。总体来看，钻井液体系抗污染能力较强，可抗盐10%、抗钙0.5%。
2021年至今，双疏水基钻井液在鄂尔多斯盆地临兴井区进行试验，效果显著。该井区的试验水平井使用双疏型钻井液后，造斜段、水平段施工均没有出现井壁失稳、垮塌、卡钻等情况，最长水平段总进尺达1 170 m。现场水平段钻井液性能为：密度为1.10～1.23 g/cm3,API失水量为1.5～2.0 mL，塑性黏度为10～15 mPa·s,固相含量为7%～13%,动切力为5～8 Pa,膨润土含量为2.5%～3.5%,摩阻系数为0.1～0.275。
如图2所示，现场返出岩屑完整性较好，无水化分散，进一步表明双疏高效能体系封堵性好、抑制性强。
图2 现场返出岩屑
(1)临兴区块泥岩砂岩互层发育，储层低孔低渗且水敏性强，孔喉半径小，水平井裸眼段摩阻大；
存在井壁失稳、储层伤害和高摩阻等问题，需要加强钻井液的封堵性、抑制性和储层保护能力。
(2)以双疏材料为核心处理剂，建立了一种双疏型强抑制低伤害水基钻井液体系。双疏剂可将低渗储层毛细管吸力反转为阻力，且具有较好的润滑性、抑制性、封堵性能。该体系滤失量较低，滤饼薄而韧，黏附系数低，页岩滚动回收率和岩心渗透率恢复值均大于90%。
(3) 在临兴区块成功应用双疏型水基钻井液，解决了现场井眼反复垮塌问题，确保了施工完钻。现场试验表明，双疏高效能体系性能优良，具有进一步推广应用的潜力。
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