胜利油田已完成渤页平1井、渤页平2井及梁页1HF井三口页岩油水平井的钻井施工。从现场应用情况来看，除了泥页岩井壁稳定性给钻井液施工带来的挑战之外，油基钻井液本身的性能调控对现场施工也有一定的影响。因此，在对钻井液配方进行评价的基础上，对现场应用情况进行了归纳，同时，对这些现场应用中存在的一些问题进行了分析和探讨，目的是提高油基钻井液现场适应性，为页岩油藏的勘探开发提供更好的技术方案[1-5]。
油基钻井液在渤页平1井、渤页平2井及梁页1井进行了现场应用，表现出了良好的页岩抑制效果，润滑能力以及井眼清洁能力。
渤页平1井是中石化集团公司部署在济阳坳陷沾化凹陷罗家鼻状构造带的第一口深层页岩油开发水平井，也是胜利油田第一次针对非常规页岩油气藏采用长水平段开发的重点施工井。该井采用三开井身结构，完钻井深4 335.54 m，垂深2 969.75 m，水平段长1 174.05 m。
本井三开所钻井段为油泥岩、油页岩，裂缝发育，极易出现坍塌掉块。使用油基钻井液钻进期间，钻屑上返及时、均质、棱角分明，无掉块返出，电测井段井眼扩大率≤3%，后期井壁失稳后，在油气显示活跃条件下，优质的钻井液保证了划过井段井壁的稳定性，为后期工程施工奠定下基础。
渤页平2井作为胜利油田第二口页岩油水平井，该井三开采用油基钻井液施工，无任何复杂事故发生。该井井径规则，井眼扩大率为2.3%，成功地解决三开井段泥页岩井壁不稳定，长水平段井眼清洁等难题。该井水平位移1 329.75 m，水平段881.88 m，平均机械钻速达到8.22 m/h，钻井速度较渤页平1井有了大幅度的提高。
梁页1HF井位于济阳坳陷东营凹陷利津洼陷带南坡梁页1HF块较高部位。该井采用油基钻井液施工，于2012年6月20日三开，2012年8月20日完钻，完钻井深3 961.97 m，水平段长626.2 m，位移1 003.16 m。该井三开施工顺利，无任何复杂事故，成功地解决了三开井段泥页岩井壁不稳定等难题。
油基钻井液在使用过程中，必须确保乳液的稳定性。当钻遇水层引起地层水侵入，或当大量钻屑进入钻井液，乳化剂和润湿剂在钻屑表面的吸附导致其过量消耗而未能及时加以补充时，便会出现稳定性变差，钻井液破乳电压下降，钻井液性能出现极大波动等问题。此时，需要及时补充乳化剂和润湿剂，并注意调整好油水比，尽快恢复原有稳定性。
尽管油基钻井液具有很强的抑制性，但对于一些层理和微裂缝发育的硬脆性和破碎性地层，钻井液较低的滤失量仍然会带来地层的不稳定因素。硬脆性泥页岩含有很多微裂缝，在高围压下，这些裂缝被压闭合。当井眼打开后，由于二次应力分布，上述裂缝张开，钻井液首先沿这些裂缝进入，易造成近井壁带水化坍塌。因此，有必要提高钻井液的封堵性，阻止钻井液中水相对泥页岩的侵入，避免由此带来的泥页岩井壁的不稳定性。
当钻遇油层时，原油会溶于油基钻井液，对油基钻井液流变性有较大影响，导致钻井液流变性变差。渤页平1井钻进时，发生了原油侵入的情况，导致钻井液黏切上升，性能波动较大，对钻井液的井眼清洁能力产生了一定的不良影响。因此，在采用油基钻井液钻开稠油层时，必须重视原油污染的预防和处理工作。
油基钻屑及钻井液的排放会对周围环境造成严重破坏。因此，必须对钻屑和钻井液做到有效的管控。现场应建立一套完整的回收处理工艺，达到油基钻井液安全环保的要求。
油基钻井液在使用过程中，必须确保乳液的稳定性。目前，衡量乳液稳定性的主要指标是破乳电压。
从图 1可以发现，破乳电压随井深呈上升趋势。其原因是，因为水眼不断的剪切作用使得破乳电压不断升高。图 1中，梁页1HF井破乳电压的下降是因为发生漏失后大量补充新配制钻井液导致的。
导致破乳电压变化的因素除了剪切时间，钻井液中加入亲水固体也是一个重要原因，如加重等施工往往会使乳液稳定变差。其原因是，当大量亲水固体进入钻井液时，亲水固体会吸附乳化剂和润湿剂，从而导致其过量消耗，使乳液稳定性变差。为保证油基钻井液的乳化稳定性，需要及时补充乳化剂及润湿剂，并注意调整好油水比，尽快恢复原有稳定性。
接触角主要用于评价钻井液润湿性，也可间接反映乳液稳定性的好坏。可利用水滴和钻井液浸泡处理后的页岩岩心所形成的接触角来评价钻井液润湿性。钻井过程及性能调整过程中的接触角变化如图 2~图 4所示。
从图 4可看出，加入适量的乳化剂和润湿剂可以很好地改善钻井液的性能，提高乳化稳定性，在加入1%(w)乳化剂和0.5%(w)润湿剂后，钻井液接触角基本恢复到初始。可见，在现场应用中，要随时根据现场钻井液性能，及时加入乳化剂和润湿剂，保持乳液的稳定性。
尽管油基钻井液具有很强的抑制性，但对于一些层理和微裂缝发育的硬脆性和破碎性地层，较低滤失量的钻井液仍然是地层的不稳定因素。硬脆性泥页岩含很多微裂缝，在高围压下，这些裂缝被压闭合。当井眼打开后，由于二次应力分布，这些裂缝张开，钻井液首先沿这些裂缝进入，然后造成近井壁带水化坍塌。因此，有必要提高钻井液的封堵性，阻止钻井液中水相对泥页岩的侵入，避免由此带来的泥页岩井壁的不稳定性。
本实验采用新型纳微相封堵颗粒提高钻井液封堵性，最大程度地减少水相对泥页岩的侵入(表 1)。
利用激光粒度仪对添加不同封堵剂的溶液的粒度分布进行了分析(表 2)。实验表明，钻井液D50值在5 μm左右，D90值在20~30 μm，粒度分布较为合理，有利于对页岩地层的微小裂缝和孔隙进行封堵，提高钻井液的封堵效果。
渤页平1井钻井液配制过程中通过添加一系列封堵和降滤失材料，将新配制油基钻井液的API滤失量控制在1 mL以内，高温高压滤失量控制在5 mL以内。钻进期间又多次补充封堵剂和降滤失材料，将钻井液的高温高压滤失量降至3 mL以内。该井钻井液封堵性良好，保证了井壁稳定，钻井过程中起下钻顺畅。梁页1井利用纳米封堵材料将钻井液高温高压滤失量一直控制得非常低，性能稳定，阻止了水对页岩的侵入，保证了井壁稳定。该井钻进至3 526 m时，工程实施短起下作业时出现漏失，堵漏过程中井壁稳定，未出现任何掉块、坍塌等情况，表明钻井液具有强封堵性。从图 5也可以看到，钻井液高温高压滤失量一直处于2~3 mL之间，反映了油基钻井液的强封堵能力。
钻遇油层时，原油会溶于油基钻井液，导致钻井液流变性变差。因此，在采用油基钻井液钻开油层时，必须重视原油污染的预防和处理工作。渤页平1井在钻进至4 264.86 m后, 多次出现油气侵现象，地层油气不断侵入钻井液中，造成钻井液黏切上升。故油基钻井液配方必须有较好的抗原油污染的能力，在研究钻井液配方时，这是很重要的一点。从室内研究来看，研制的油基钻井液可以抗18%(w)的原油污染，抗原油污染效果比较理想(见表 3)。
另外，现场可采用基油稀释的办法调节黏切，并通过加入适当的乳化剂及润湿剂来保证钻井液流变性和乳化稳定性。渤页平1井在井深4 236.00 m至下套管期间，多次发生地层流体的侵入，对钻井液性能产生了一定的影响(图 6和图 7)。
为恢复钻井液性能，保证其具有较好的流动性和井壁稳定效果，加入质量分数为30%的CaCl2盐水调整钻井液油水比，增加钻井液体系中的乳滴含量，使其能够在泥页岩微裂缝处形成有效的封堵层，减少滤失量。同时补充基浆，溶解原油中的胶质沥青质成分，防止这些组分影响体系的整体稳定。根据需要，补充适当的乳化剂及润湿剂，保证钻井液的乳化封堵效果和润湿性，提高钻井液体系的乳液稳定性。如图 6和图 7所示，破乳电压、黏度变化比较平稳，保持在一个比较合理的范围内。说明在整个处理过程中，钻井液体系表现出了优异的抗污染性能和井壁稳定效果。
虽然现在使用的是白油基的低毒油基钻井液，但钻井液中的芳烃物质对环境仍有污染。因此，需要对油基钻屑和钻井液进行处理，保证其使用过程的安全环保。目前，在现场可以通过钻屑及钻井液全回收处理的办法解决钻井液的环境友好性问题，也可以使用油基钻屑的随钻处理装置，通过对钻屑的清洗，达到安全排放的标准，同时，对油基钻井液进行回收处理，重复利用，这样可以大大提高油基钻屑的处理速度，简化油基钻井液处理工艺和操作程序(见图 8)。
(1) 剪切作用及钻屑等亲水固体侵入会导致油基钻井液乳液稳定性变差。此时，可通过添加适量的乳化剂和润湿剂来恢复乳液稳定性。
(2) 纳微相颗粒对泥页岩有较好的封堵作用，可通过加入该种封堵剂提高钻井液的封堵能力，保证井壁的稳定性。
(3) 在油基钻井液配制时，可通过添加封堵剂和降滤失剂将滤失量降至较小，以减少钻井液在现场应用时滤液对泥页岩的侵入。
(4) 发生油气侵时，可通过加入CaCl2盐水调整钻井液油水比，采用基油稀释的办法调节黏切，并加入适当的乳化剂及润湿剂来保证钻井液流变性和乳化稳定性。
(5) 建议用更先进的方法研究泥页岩水化稳定性机理，以指导泥页岩储层的勘探开发，实现泥页岩地层的优质快速钻井。
2015, Vol. 44 Issue (3): 84-88
2015, Vol. 44 Issue (3): 84-88