鄂尔多斯盆地西部页岩油水平井井壁稳定技术

2019年7月 PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第33卷 第4期

文章编号：1673–8217（2019）04–0088–04

鄂尔多斯盆地西部页岩油水平井井壁稳定技术

王 翔

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450006）

摘要：页岩油水平井储层段的井壁稳定至关重要，应用电镜扫描、X衍射、膨胀分散性实验及岩石力学测试等方法，对储层段泥岩矿物组构和理化性能进行了研究。结果表明，研究样品发育微裂隙，黏土含量高达62.24%，以伊利石为主，不含蒙脱石；呈现弱膨胀、弱分散、强亲油弱亲水的特征，在水基钻井液浸泡36 h后，抗压强度下降24.8%。 基于以上研究，优化水基硅酸盐钻井液性能及配套措施，形成了页岩油水平井井壁稳定技术。东平1井水平段长625 m，一趟钻顺利完钻。

关键词：鄂尔多斯盆地：页岩油；水基钻井液；水平井井壁稳定 中图分类号：TE254 文献标识码：A

Wellbore stability technique in horizontal wells for shale oil reservoirs in western Ordos basin

WANG Xiang

(Petroleum Engineering Technology Research Institute of North China Oil and Gas Company,

SINOPEC, Zhengzhou, Henan 450006)

Abstract: Wellbore stability in horizontal wells for shale oil reservoirs is very important. The mineral fabric and physical and chemical properties of mudstone in reservoirs were studied by means of electron microscopy scanning, X diffraction, expansion dispersibility testing and rock mechanics testing. The results showed that microcracks were developed in the samples, with clay content as high as 62.24%, mainly of illite and without montmorillonite, and it has the characteristics of weak expansion, weak dispersion, strong oil-wet and weak water-wet. After soaking in water-based drilling fluid for 36 hours, the compressive strength decreased by 24.8%. Based on the above research, the performance and supporting measures of water-based silicate drilling fluid were optimized to form the wellbore stability technique in horizontal wells for shale oil reservoirs. The horizontal section of Dongping-1 well is 625 m long, and the first drilling was completed successfully. Key words: Ordos Basin; shale oil; horizontal well; water-based drilling fluid; wellbore stability in horizontal wells

中国页岩油可采资源量位居世界第三位岩油的赋存机理和资源评价方面

[3–4]

[1–2]

，由

1.1 岩心分析

1.1.1 岩心表观及微观特征

鄂尔多斯盆地西部延长组长7段泥页岩岩心显示，泥页岩岩心含有微裂缝（图1）。岩心切片电镜扫描影像显示，实验样品发育微米级的微裂隙（图2）。

收稿日期：2018–09–03

作者简介：王翔，高级工程师，1981年生，2009年毕业于中国石油大学（华东）油气井工程专业，现从事钻完井方面科研和生产工作。

基金项目：国家科技重大专项“中国典型盆地陆相页岩油勘探开发选区与目标评价”（2017ZX05049）。

于国内对页岩油的研究起步较晚，文献多集中于页

，钻井技术鲜见

[1][5]

报道，且钻井液以油基为主，存在环境污染。钻井液的选择和设计是解决页岩井壁稳定的关键，本文针对鄂尔多斯盆地西部麻黄山西区块延长组长7段页岩开展了井壁失稳机理研究，进行了水基硅酸盐钻井液性能及快速钻进措施优化，保障了东平1井水平段的安全钻进。

1 岩心分析及井壁失稳机理

王 翔．鄂尔多斯盆地西部页岩油水平井井壁稳定技术 ·89·

图1 泥页岩岩心 图2 泥页岩电镜扫描影像1.1.2 矿物组分

鄂尔多斯盆地西部延长组长7段炭质泥页岩的X射线全岩分析结果表明，黏土矿物的体积分数较高，达62.24%，非黏土矿物石英、斜长石和黄铁矿的体

积分数分别为30.80%、3.54%、3.42%（图3）。黏土矿物的X衍射分析表明，伊利石占比53.60%，高岭石占比15.60%，绿泥石占比10.90%，伊/蒙混层占比19.90%，混层比为15.00%，不含蒙脱石（图4）。

图3 矿物成分 图4 黏土矿物1.1.3 膨胀、分散性及润湿性

对长7段泥页岩进行了膨胀性实验、滚动回收率测试及阳离子交换容量测定，结果表明，实验样品线性膨胀率5.50%、泥页岩回收率98.84%，阳离子交换容量（CEC）为2.5 mmol/kg，属于弱膨胀、弱分散性泥页岩。

测定泥页岩标准盐水及白油的润湿性显示，页岩与标准盐水的润湿角为64.6°，对白油的润湿性为2.1°，表明实验样品具有强亲油弱亲水的特性。

样品编号 A B C 浸泡环境 空气 水基钻井液 油基钻井液 围压/MPa 40.0 40.0 40.0 温度/℃ 25 25 25 1.1.4 不同环境下的力学特征

在同一块全直径岩心上，钻取3块等直径、等长且外观完好无裂隙的小岩心柱，烘干后，取其中2块分别采用常规水基钻井液体系和油基钻井液体系浸泡36 h。在同等温度压力下进行三轴力学测试，测试结果显示，与干岩样相比，水基钻井液浸泡后岩石强度下降24.80%，油基钻井液上升30%，表明水侵入后，仍可与岩石发生水化反应，降低岩石强度（表1）。

泊松比 0.196 0.225 0.187 弹性模量/MPa 13 164.7 16 839.9 17 658.1 抗压强度（差应力值）/MPa 68.9 51.8 89.7 表1 钻井液浸泡实验结果 1.2 失稳机理

鄂尔多斯盆地西部延长组长7段泥页岩的矿物组构及理化性能分析结果显示，泥页岩为裂缝性、弱膨胀分散、强亲油、遇水强度易降低的硬脆性泥岩。失稳定机理为：①高钻井液液柱压力：如果钻井液的液柱压力高于泥页岩的孔隙压力，钻井液滤液会在正压差作用下进入地层，增大地层的孔隙压力，进而引起地层层面水化，强度降低，裂缝裂解加剧。滤液进入越深，裂缝的裂解越严重，泥页岩的剥

[6]

落、坍塌越厉害；②伊/蒙混层水化的非均匀膨胀：蒙脱石的水化能力强于伊利石，导致非均匀性膨胀，减弱泥页岩的结构强度；③毛细管作用：泥页岩中有许多层面和纹理，且含有微裂隙，形成了良好的毛细管通道，毛细管水进入泥页岩像润滑剂那样削弱岩石颗粒之间的泥页岩层面的联结力，水化膨胀作用较弱的泥页岩也可因毛细管水的大量侵入发生物理崩解；④时间作用：只要有水的存在，就有泥页岩水化膨胀的问题，而泥页岩的水化膨胀压力是时

·90· 石 油 地 质 与 工 程 2019年 第4期

间的函数，泥页岩吸水经过一段时间后，膨胀压力会显著上升，膨胀压力达到一定程度后就会形成一次坍塌，坍塌后又有新的泥页岩表面暴露出来。

减少水与地层中黏土矿物反应。pH值维持在11以上、加量为3.0%~4.0%（小于5.0%）时抑制封堵效果最好。基于以上研究及室内实验研制了多硅基强抑制封堵钻井液体系，配方为：4.0%~6.0%硅抑制剂+2.5%硅基降黏剂+1.5%硅基稳定剂+0.5%低黏度羧甲基纤维素钠盐+0.3%~0.5%胺基聚醇强抑制剂-1.0%+1.5%聚合物降滤失剂+2.0%钻井液用磺化酚醛树脂+0.1%氢氧化钾+3.0%纳米封堵剂+4.0%无荧光润滑剂+2.0%理想充填剂+1.5%凝胶降滤失剂+2.0%乳化沥青封堵剂。

2.2 钻井液合理密度的确定

在长7储层段的全直径岩心上取9个标准小岩心柱，分3组模拟地层情况施加不同围压，进行三轴岩石力学实验。利用凯塞尔效应测定了地应力大小并开展了相应的物性测定，在测试结果的基础上，根计算了据水平井安全钻井液密度窗口的确定方法，长7泥页岩在井眼尺寸为215.9 mm，井筒沿最小水平主应力方向延伸条件下的坍塌压力及破裂压力（表2）。由计算结果换算可得长7储层泥页岩的安全钻井液密度窗口为1.200~2.010 g/cm。

抗压强度/ MPa 51.0

孔隙度/ % 0.39

坍塌压力/ MPa 32.0

破裂压力/ MPa 54.0

3

[10]

[9]

2 井壁稳定技术

泥页岩具有弱亲水特性，为了降低成本、减少环境污染，可使用水基钻井液体系。根据井壁失稳机理，为稳定井壁须确定合理的钻井液密度，控制高钻井液液柱压力导致的孔隙压力传递；提高抑制性缓解泥页岩的非均匀性膨胀，提高封堵性削弱毛细管作用；快速钻进，弱化泥页岩水化的时间效应。 2.1 水基钻井液体系的研制

研究表明

[7–8]

，硅酸盐钻井液体系具有无毒、无

荧光、成本低、环境友好、抑制性强、封堵性强等特点，是一种能代替油基钻井液的水基钻井液体系。稳定井壁的机理是硅酸盐钻井液渗入泥页岩地层后与地层矿物反应生成沉淀封，对泥页岩的裂缝和裂纹起到封堵作用；改善和提高泥页岩的半透膜效率，降低孔隙压力传递速度；抑制黏土矿物膨胀和分散，

垂深/ m 2 683

上覆压力/ MPa 75.6

最大水平 主应力/MPa

71.3

最小水平 主应力/MPa

49.9

表2 泥页岩岩石力学参数

地层压力/ 弹性模量/ MPa 33.3

GPa 15.32

泊松比 0.205

2.3 钻井液封堵抑制性评价

在配方及密度确定的条件下，对多硅基钻井液进行封堵抑制性评价。 2.3.1 封堵性评价

长7 段泥页岩的微米级孔隙相对发育，孔隙半径为10.00~30.00 μm

[11–12]

图5 孔隙压力传递曲线

。对研发的多硅基强抑制

封堵润滑钻井液体系进行了粒度测定，累积粒度中值为10.80 μm，累积90%的粒径为126.76 μm，可满足封堵天然孔隙、微裂缝及裂缝扩张的封堵需求。

利用孔隙压力传递装置测试了钻井液对25.4 mm×10.0 mm岩心柱的压力封隔效果，在岩心柱上游对钻井液施加稳定的6.0 MPa压力，下游压力在10 h后达到5.7 MPa左右，在之后的10 d内压力保持稳定（图5），证明钻井液具有较好的封堵能力。 2.3.2 抑制性评价

鉴于研究样品的膨胀性较差，采用浸泡实验验证其抑制性。分别取3块外观完好的标准岩心柱，同等条件下分别放至蒸馏水、油基钻井液及多硅基钻井液中，分别在5 d、10 d和15 d时进行观察。浸泡5 d时，蒸馏水中岩心出现多条明显裂纹、油基钻井液

和多硅基钻井液中岩心出现单条不明显裂纹；浸泡10 d时，蒸馏水中岩心裂纹增多，油基钻井中岩心可见单条明显裂纹；多硅基钻井液中岩心可见略微明显的单条裂纹；在浸泡15 d时，蒸馏水中岩心破碎，油基钻井中岩心出现单条裂缝，多硅基钻井液中岩心可见单条明显裂纹。通过对比实验可知，多硅基钻井液具有较好的抑制性。 2.4 快速钻进措施

为弱化泥页岩水化的时间效应，降低井壁失稳风险，根据邻区水平段钻遇泥岩的成功做法，采取以下快速钻进措施：①使用动力钻具配合PDC（聚晶金刚石复合片）钻头钻进，提高机械钻速；②钻井

[13]

王 翔．鄂尔多斯盆地西部页岩油水平井井壁稳定技术 ·91·

液密度采用安全密度窗口下限，降低压持效应；③每钻进100 m短起下、提高钻井液悬浮携带能力，减少岩屑重复切削；④使用四级固控设备，降低钻井液中的无用固相含量并添加润滑剂，降低钻进摩阻。

[14]

学稳定井壁的同时降低压持效应、保护储层。钻进期间利用硅抑制剂、聚胺抑制剂配合纳米封堵处理剂、理想充填剂实现对含微裂缝硬脆性泥页岩的抑制封堵；严控失水小于5.0 mL，降低水化作用；连续加入非极性防卡润滑剂，使润滑系数小于0.08；调整黏切，使动塑比大于0.36，增强体系护壁能力及悬浮携带能力；采用振动筛120~150目，加强固相控制，具体性能见表3。

钻井工艺使用1.25°7LZ172带螺旋扶正器单弯动力钻具、格瑞特GM1615TM五刀翼PDC钻头，钻压80~120 KN，排量大于30 L/s，并配合控速短起下等措施，降低摩阻，确保快速钻进。

-1

3 现场应用效果

东平1井为一口三级井身结构水平井，水平段井眼尺寸215.9 mm。水平段钻井液采用研发的多硅基强抑制封堵钻井液体系。

根据安全钻井液密度窗口并综合考虑水化因素的影响，使用钻井液密度为1.231~1.240 g/cm，在力

密度/（g·cm）

1.23

-3

3

表3 东平1井现场使用的钻井液性能参数

漏斗黏度/s

85

失水/mL 4.4

静切力/（Pa·Pa）

2.5/19.0

塑性黏度/（mPa·s）

30

屈服值/Pa

12

润滑系数 0.07

pH值 12

东平1井水平段长625 m，机械钻速4.86 m/h，一趟钻完钻。水平段钻进过程中未出现井壁失稳现象且下套管、固井顺利，充分表明了硅酸盐钻井液体系性能稳定，抑制、封堵性强的特点。

[6] 蒋希文．钻井事故与复杂问题[M]．北京：石油工业出版

社，2006，43–47．

[7] 丁彤伟，鄢捷年．硅酸盐钻井液体系的抑制性及其影响

因素的研究[J]．石油钻探技术，2005，33（6）：32–35． [8] 罗健生，徐绍成，王雪山，等．硅酸盐钻井液对泥页岩

地层井眼稳定性影响研究[J]．钻井液与完井液，2006，23（2）：17–20．

[9] 陈勉，金衍，张广清．石油工程岩石力学[M]．北京：科

学出版社，2008：108–110．

[10] 张永清，张阳，邓红琳，等．裂缝性致密砂岩油藏水平

井井筒延伸方位优化[J]．断块油气田，2014，21（3）：356–359．

[11] 张忠义，陈世加，姚泾利，等．鄂尔多斯盆地长7段致

密储层微观特征研究[J]．西南石油大学学报（自然科学版），2016，38（6）：70–80．

[12] 张文正，杨华，杨伟伟，等．鄂尔多斯盆地延长组长7

湖相页岩油地质特征评价[J]．地球化学，2015，44（5）：505–515．

[13] 汪露，邓小卫．TP267X三开制长裸眼井优快钻井钻井

液技术[J]．断块油气田，2017，21（4）：533–536． [14] 马振峰，于小龙，杨全枝，等．陆相页岩气水平井钻井

提速技术[J]．非常规油气，2017，4（4）：88–92．

编辑：赵川喜

4 结论

（1）鄂尔多斯西部长7油层组泥页岩为高含黏土矿物、微裂缝发育、弱膨胀分散、强亲油的硬脆性泥页岩，裂缝裂解及水化作用是导致井壁失稳的主要原因。

（2）多硅基强抑制封堵水基钻井液体系具有较强的抑制、封堵能力，配合快速钻进措施，可实现鄂尔多斯西部长7段页岩油水平井的安全快速钻井。

参考文献

[1] 付茜．中国页岩油勘探开发现状、挑战及前景[J]．石油

钻采工艺，2015，37（4）：58–62．

[2] 边卫红．美国页岩油的“天花板效应”及其影响[J]．国

际金融，2017，17（9）：62–68．

[3] 王学军，宁方兴，郝雪峰，等．古近系页岩油赋存特征

——以济阳坳陷为例[J]．科学技术与工程，2017，17（29）：39–48．

[4] 宋兴沛，刘洛夫，徐正建，等．鄂尔多斯盆地中西部长

7段烃源岩及致密油潜力评价[J]．新疆石油地质，2017，38（5）：553–558．

[5] 谢晓永，王怡．川西须家河组页岩气水基钻井液技术

[J]．断块油气田，2014，21（6）：802–805．