渝西区块龙马溪组强封堵油基钻井液技术研究.pdf

1958西南石油大学学报（自然科学版）2024 年 4 月 第 46 卷 第 2 期Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition）Vol.46 No.2 Apr.2024DOI：10.11885/j.issn.1674 5086.2022.06.07.02文章编号：1674 5086（2024）02 0103 11中图分类号：TE254.6文献标志码：A渝西区块龙马溪组强封堵油基钻井液技术研究钟成旭1*，李道雄2，李郑涛1，谢 刚2，张 震11.中国石油西南油气田公司页岩气研究院，四川 成都 6100412.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500摘要：渝西区块龙马溪组在水平段钻进过程中因井壁失稳而导致的卡钻、憋顶驱、测井困难等复杂情况频发，研究发现，造成此现象的主要原因是该区块龙马溪组地层微纳米孔、缝发育和钻井液封堵性能不足。因此，在强化现场钻井液封堵性能的基础上优选了钻井液主要处理剂，构建了适用于该区块龙马溪组强封堵油基钻井液体系，室内测试结果表明，经过 220 nm 和 450 nm 微孔滤膜时未发生滤失，且综合性能均优于普通钻井液。现场应用表明，龙马溪组水平段钻进过程中未出现井壁失稳问题，与同平台采用常规封堵技术的已钻井相比，平均机械钻速提高 8.81 m/h，水平段钻井周期缩短 2.79 d，铂金靶体钻遇率 100%，创渝西区块深层页岩气井 5 项钻井指标纪录，强封堵油基钻井液技术能满足该区块钻井工程需要。关键词：井壁稳定；油基钻井液；强封堵；水平井；页岩气Research on Oil-based Drilling Fluid Technology for Strong Plugging ofLongmaxi Formation in West Chongqing BlockZHONG Chengxu1*,LI Daoxiong2,LI Zhengtao1,XIE Gang2,ZHANG Zhen11.Shale Gas Research Institute,Southwest Oil and Gas Field Branch,CNPC,Chengdu,Sichuan 610041,China2.Petroleum Engineering School,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,ChinaAbstract:In the process of drilling in the horizontal section of Longmaxi Formation in west Chongqing Block,complicatedsituations such as sticking,roof flooding and logging difficulties occurred frequently due to the instability of borehole wall.Through research,we found that the main reasons for this phenomenon are the development of micro-nano pores and fracturesand the insufficient plugging performance of drilling fluid in the Longmaxi Formation in this block.Therefore,on the basisof strengthening the plugging performance of the field drilling fluid,the main treatment agent of drilling fluid was selected,and the strong plugging oil-based drilling fluid system suitable for the Longmaxi Formation in this block was constructed.Thelaboratory test results showed that no filtration occurred when the 220 nm and 450 nm microporous filtration membranes werepassed,and the comprehensive performance was better than that of ordinary well pulp.After field application,no boreholeinstability occurred in the drilling process of the horizontal section of Longmaxi Formation.Compared with those drilled onthe same platform using conventional plugging technology,the average mechanical drilling rate increased by 8.81 m/h,thegesteerable drilling period of horizontal section borehole was shortened by 2.79 d,and the platinum target drilling rate was100%,setting five drilling indexes records for deep shale gas wells in the west Chongqing Block.It shows that strong pluggingoil base drilling fluid technology can meet the needs of drilling engineering in this block.Keywords:wellbore stability;oil-based drilling fluid;strong plugging;horizontal well;shale gas网络出版地址：http：/ 113.ZHONG Chengxu,LI Daoxiong,LI Zhengtao,et al.Research on Oil-based Drilling Fluid Technology for Strong Plugging of Longmaxi Formation inWest Chongqing BlockJ.Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition),2024,46(2):103113.*收稿日期：2022 06 07网络出版时间：2024 03 26通信作者：钟成旭，E-mail：基金项目：国家重点研发计划（2019YFA0708303）；四川省科技计划（2020JDJQ0057）；四川青年科技创新研究团队（2020JDTD0018）；中国石油 西南石油大学创新联合体科技合作项目（2020CX040102，2020CX040201）104西南石油大学学报（自然科学版）2024 年引言随着非常规油气资源开发规模的增大，页岩气钻进过程中硬脆性泥页岩的井壁失稳问题，已经成为亟待解决的关键难题1 2。通过对储层中硬脆性泥页岩研究发现，地层岩样以伊/蒙混层和伊利石为主，不含蒙脱石，无水化造浆能力，但是很容易水化分散，地层微孔、缝发育，易导致井下掉块、垮塌等复杂情况3 5。单纯地添加常规封柔性封堵剂，例如磺化沥青类等处理剂，不能有效解决硬脆性泥页岩井壁失稳等井下复杂情况。理论研究表明，硬脆性泥页岩中导致井壁失稳的主要因素是地层中发育大量微米级甚至纳米级微裂缝，钻井液滤液首先侵入地层微裂缝，由于水化分散作用导致微裂缝快速开启并延伸、扩展和连通，最终导致泥页岩宏观的破坏6 10。因此，对地层微裂缝进行全面有效封堵，有利于降低井下掉块、垮塌等复杂情况发生的风险11 14。国内外专家学者开展了很多有关封堵微纳米孔、缝的研究，形成了多种针对性的新型处理剂：Contreras 等15 16为封堵页岩微纳米孔、缝，将铁基纳米粒子和钙基纳米粒子应用到油基钻井液中，减少了滤失量。Moroni 等17将粒径为200 nm 的新型聚合物钻井液添加剂纳米级 FSP 应用到油基钻井液中，可有效封堵地层微裂缝，阻止滤液侵入地层。王佩平和徐恒等研发了一种聚磺纳米乳液体系，并在胜利油田街 206 井和街 207 井中成功应用18 19。这些研究说明，纳米材料因其特殊效应表现出异于常规材料的性质，能够解决页岩气开发中井壁失稳问题。本文通过对渝西区块龙马溪组页岩矿物组成及微观结构进行分析，揭示该区块井壁失稳机理，并在此研究基础上构建渝西区块龙马溪组强封堵油基钻井液技术，并进行现场试验。1 地层特征及井壁失稳机理1.1 地层特征区块内发育 4 类断层，主要呈北东向，西山构造地面断层较少，但二叠系、奥陶系底界断层极为发育。该构造带断层走向与构造轴向平行，该构造带内断裂较发育，其中，断层最长延伸可达 52.3 km，落差70690 m，向上断开龙潭组，消失在飞仙关组中；向下断开奥陶系龙马溪组，消失在奥陶系内20 21。1.1.1 岩石矿物组成采用 XPert Pro X 射线衍射仪，对渝西区块龙马溪组五峰组水平段岩芯进行全岩分析及黏土矿物分析，其分析结果如表 1、表 2 所示。表 1全岩矿物分析结果Tab.1Whole rock mineral analysis results岩样序号矿物含量/%黏土总量菱铁矿石英钾长石斜长石方解石白云石117.952.9051.260.612.9110.8913.48219.033.6442.221.223.4712.6817.74315.883.0251.7004.1210.0415.24421.822.6549.060.663.6610.9611.19516.483.4651.4102.9010.2015.55619.461.9641.1802.1116.2519.04717.273.9743.5203.4114.2117.62811.603.5753.4003.2910.0318.11917.672.6751.3002.8010.8014.761014.621.9450.1302.419.3821.52平均值17.182.9848.520.253.1111.5416.43表 2黏土矿物分析结果Tab.2Analysis results of clay minerals序号黏土矿物相对含量/%间层比伊利石（I）蒙脱石（S）伊/蒙混层（I/S）高岭石（K）绿泥石（C）155.23014.563.4826.7315259.67018.883.0118.4415361.32019.072.9816.6315457.29020.042.7419.9315558.55013.693.1424.6215661.71018.283.1116.9015764.27015.852.8617.0215860.02020.202.7517.0315958.21018.663.7819.35151056.98019.323.3320.3715平均值59.33017.863.1219.70第 2 期钟成旭，等：渝西区块龙马溪组强封堵油基钻井液技术研究105测试矿物组成并分析其脆性指数为BI=Vqua+VdolVqua+Vcal+Vdol+Vcla+Voth 100%(1)式中：BI脆性指数，%；Vqua石英和长石含量，%；Vdol白云石含量，%；Vcal方解石含量，%；Vcla黏土总含量，%；Voth其他矿物成分含量，%。由表 1 和表 2 可见，龙马溪组以石英为主，平均含量约 48.52%。其黏土矿物主要为伊利石、绿泥石和伊/蒙混层，无蒙脱石，平均脆性指数约为68.30%（图 1），表明该类岩石具有硬度、机械强度高，水化膨胀能力弱的特点22 23。1234567891055606570758068.2764.6471.0564.5769.8662.3364.5674.8068.8774.06!#$!%&()/*+,图 1岩石脆性指数Fig.1Rock brittleness index1.1.2 微观结构采用 Quanta 450 环境扫描电镜，观察渝西区块龙马溪组水平段岩芯微观构造特征，其环境扫描电镜照片如图 2 所示。a1 1200!#,b1 10000!#,c2 1200!#,d2 5000!#,图 2地层岩样扫描电镜照片Fig.2Scanning electron microscope photo of formation rock sample从图 2 可以看出，龙马溪组页岩多尺寸小孔洞极其发育，细微裂缝宽度不一（裂缝宽度在0.12.4 m），表现为层状构造明显，矿物颗粒排列紧密，微观排列方式为片羽状，由不连续页岩堆积、胶结而成；且岩样中发育大量层理结果，层状结构明显，裂缝中见盐晶体，岩样易沿层理裂缝滑动使岩石力学强度减弱，局部发育溶蚀孔和微裂缝，体现出龙马溪组页岩脆性强、强度低的特点。1.2 井壁失稳机理根据以上分析结果，可知渝西区块龙马溪组五峰组的井壁失稳机理为：黏土含量高，以伊利石、绿泥石和伊/蒙混层为主，无蒙脱石；黏土矿物颗粒与石英颗粒之间随机无序分布，致使页岩整体呈现各向异性，地层微裂缝发育，使钻井液极易进入裂缝。各层理之间的微晶石英颗粒成为地层页岩之间的主要受力骨架，当超过页岩地层微裂缝的断裂强106西南石油大学学报（自然科学版）2024 年度后，致使地层微裂缝在高应力和外力作用下快速开启并延伸、扩展，进而引发诱导缝致使井壁坍塌失稳24 25。2 强封堵钻井液体系研制及性能评价对龙马溪组页岩地层岩性、裂缝发育、水敏性及储层裂缝发育等特征进行系统分析表明，龙马溪组页岩为弱水敏、硬脆性页岩。该地区微裂缝发育，在钻井液侵入微裂缝时，井壁易出现掉块、垮塌等现象。油基钻井液在滤失、润滑性及抗高温等性能方面优于水基钻井液，且性能相对于水基钻井液较稳定。因此，构建了一套针对龙马溪组页岩井壁失稳的强封堵油基钻井液体系，为稳定井壁提供有力保障26 28。2.1 强封堵钻井液体系研制2.1.1 有机土优选在强封堵油基钻井液体系的配制过程中，有机土应具有很好的造浆能力。实验室通过在 300 mL的 5#白油中加入 3%有机土，在 150C 老化 16 h后，测试不同有机土的流变性能、中压失水，来优选出综合性能较好的有机土，有机土优选实验结果见表 3。表 3有机土优选结果Tab.3Optimal results of organic soil有机土代号实验条件表观黏度/（mPas）塑性黏度/（mPas）屈服值/Pa63API 失水量/mLMOGEL老化前7.06.01.000.5老化后11.06.05.00.51.542.0BP 192F老化前5.54.01.500.5老化后9.05.04.001.056.0WSG 120F老化前5.04.01.00.50.5老化后8.06.02.00.50.568.0注：6旋转黏度计 6 转时的读数；3旋转黏度计 3 转时的读数，下同。实验结果表明，有机土 MOGEL 比另外两种有机土有更好的造浆能力。WSG 120F 虽然能够增加白油的黏度，但是它并没有增加白油的切力，即没有在白油中形成空间的网架结构；MOGEL、BP 192F 都有一定增黏提切的能力，但显然有机土MOGEL 有更好的增黏提切的性质。2.1.2 乳化剂优选乳化剂的优选是配制油基钻井液体系中最核心的一步，乳化剂的性能好坏直接决定了油基钻井液体系的性能。实验室以“基浆 2+4%乳化剂（3%主乳化剂+1%辅乳化剂）”为实验浆，在 150C 老化16 h 后，测试不同实验浆的流变性能、中压失水和破乳电压，优选出综合性能较好的乳化剂。乳化剂优选实验结果见表 4。基浆 2：300 mL 5#白油+20%CaCl2溶液（质量分数 25%）+3%有机土组成。从表 4 可以看出，各实验浆在 130C、16 h 条件下老化后的破乳电压值均大于 400 V，体系均较稳定；乳化效果越好，油包水乳状液分散越均匀，钻井液的表观黏度相对提高，乳化剂 ONEMUL 实验浆的表观黏度较高，并且滤失量最小，优选其为构建配方的乳化剂。表 4乳化剂优选结果Tab.4Optimal results of emulsifier实验浆实验条件表观黏度/（mPas）塑性黏度/（mPas）屈服值/Pa63API 失水量/mL破乳电压/V基浆 2老化前9.08.01.01.02.048.02 048老化后8.06.02.01.02.030.0基浆 2+ONEMUL老化前16.513.03.51.53.015.0862老化后19.014.05.01.53.011.2963基浆 2+HIEMUL+HICOAT老化前15.014.01.01.01.521.5634老化后16.515.01.51.52.017.3756基浆 2+TO 5老化前13.515.01.51.01.521.0702老化后15.513.02.51.51.515.88042.1.3 降滤失剂优选以“基浆 3+4%降滤失剂”为实验浆，130C 老化 16 h 后，测试不同降滤失剂的流变性能、API 失水量和 HTHP 失水量，优选出综合性能较好的降滤失剂。降滤失剂优选实验结果见表 5。基浆3：300mL5#白油+4%乳化剂+20%CaCl2第 2 期钟成旭，等：渝西区块龙马溪组强封堵油基钻井液技术研究107溶液（质量分数 25%）+3%有机土组成。由表 5 可见，与降滤失剂 OFCYJ 2、KJR 相比，降滤失剂 JHFLO 具有更明显的降滤失量效果，可有效降低钻井液高温高压滤失量，形成致密坚韧的内外泥饼，遏制井壁剥落掉块，因此，优选 JHFLO 作为强封堵油基钻井液核心降滤失剂。表 5降滤失剂优选结果Tab.5Optimal results of fluid loss control agent实验浆实验条件表观黏度/（mPas）塑性黏度/（mPas）屈服值/Pa63API 失水量/mL破乳电压/V基浆 3老化前17.014.03.01.01.5老化后18.513.04.51.01.58.628.5基浆 3+JHFLO老化前20.016.04.01.02.0老化后24.018.06.01.52.53.28.4基浆 3+OFCYJ 2老化前20.016.04.02.02.5老化后23.519.04.52.02.54.513.2基浆 3+KJR老化前21.518.03.51.01.5老化后23.521.02.51.52.05.416.42.1.4 纳米封堵剂优选根据龙马溪组地层岩样微裂缝与微观孔隙的特征，研选了纳米封堵剂：聚合醇 JH 1、纳米 TiO2、纳米 SMXFT、纳米 LAT 和纳米 Fe3O4。采用 API 滤纸、220 nm 和 450 nm 孔径的微孔滤膜来评测封堵剂的封堵能力。以基浆 4+0.75%纳米封堵剂为实验浆，测试各实验浆在 130C、16 h 条件下老化前后的封堵性能，以 220 nm 孔径滤膜的滤失量为主要指标。基浆 4：5#白油+3.0%有机土+0.5%氧化钙+4.0%乳化剂+20.0%CaCl2溶液（25.0%）+4.0%降滤失剂+2.0%润湿剂+4.5%微米封堵剂（1.5%XNZD 1+1.5%XNZD 2+1.5%XNZD 3）。通过对纳米封堵剂的优选（图 3），纳米封堵剂SMXFT 与其他封堵剂相比滤失量最小，API 滤纸、220 nm 和 450 nm 孔径的微孔滤膜滤失量分别为12.8，8.6 和 8.4 mL，证明其微观封堵良好。02468101214!#/mL450nm220nm$%&(-JH 1)*SMXFT)*LAT)*Fe?O34)*TiO2+,-图 3纳米封堵剂优选结果Fig.3Optimal results of nano plugging agent纳 米 封 堵 剂 SMXFT 为 固 含 量 为 10%的改 性 石 墨 烯，平 均 粒 径 为 264.6 nm，分 布 在122.4458.7 nm，其粒径分析和扫描电镜照片见图4、图 5。05101520D10=153.0nm%&(/%100101102103104#$/nm05101520100101102103104a)*+,-b).+,-#$/nm%&(/%!#$278.9nmD50=212.0nmD90=291.0nmD10=167.0nm!#$250.2nmD50=228.0nmD90=316.0nm图 4纳米封堵剂 SMXFT 粒径分析结果Fig.4Particle size analysis results of nano plugging agent SMXFT在此基础上，优选出润湿剂、提切剂配方：5#白油+20.0%CaCl2溶液（质量分数 25.0%）+3.0%有 机 土 MOGEL+0.5%氧 化 钙+3.0%乳 化 剂ONEMUL+4.0%降 滤 失 剂 JHFLO+2.0%润 湿 剂MOWET+1.0%提切剂 ML CSON+4.5%微米封堵剂（1.5%XNZD 1+1.5%XNZD 2+1.5%XNZD 3）+0.75%纳米封堵剂 SMXFT+重晶石（钻井液密度1.8 g/cm3），油水比为 80：20，将配方命名为 YX 1。108西南石油大学学报（自然科学版）2024 年c 20000!b 10000!a 5000!图 5纳米封堵剂 SMXFT 扫描电镜照片Fig.5Scanning electron microscope photo of nano blocking agent SMXFT2.2 强封堵钻井液体系性能评价2.2.1 封堵性能评价1）渗透性封堵评价在国内外文献实验方法的基础上，本文采用可视中压（0.69 MPa）砂床滤失仪测试法，测试钻井液的渗透性封堵能力，实验结果如表 6 所示。表 6渗透性封堵评价结果Tab.6Evaluation results of permeability plugging类型漏失量/mL砂床侵入深度/cm压力/MPa基浆04.60.69封堵浆02.10.69实验数据表明（表 6），钻井液基浆在砂床中的侵入深度为 4.6 cm，漏失量为 0，钻井液基浆中的有机土、重晶石等对石英砂孔隙进行了一定程度的封堵，但是由于颗粒较大，封堵效果差，钻井液侵入深，在基浆中加入优选以后的微纳米级封堵剂，侵入深度为 2.1 cm，封堵效果显著提升，微纳米级封堵剂填充了由重晶石等大颗粒在石英砂孔隙通过架桥形成的次级小孔隙，石墨烯由于其分布范围广的优势能对形成的上级孔隙进行有效的封堵。2）微纳米孔和缝的封堵评价根据对龙马溪组岩芯微观孔隙特征分析，采用220 nm 和 450 nm 微孔滤膜模拟漏失介质孔径，对钻井液 YX 1 进行微纳米孔/缝封堵性能评价。实验发现，在 130C、3.5 MPa 压差下，钻井液 YX 1经过 220 nm 和 450 nm 微孔滤膜时瞬时滤失量和30 min 后滤失量均为 0，表明该钻井液体系对地层微观孔隙具有较强的封堵能力。3）裂缝性封堵评价为准确、精准地评价封堵材料对于地层微裂缝的封堵效果，应用微裂缝封堵模拟装置，评价钻井液 YX 1 对缝宽 220 m 和 450 m 微裂缝的封堵承压能力。实验结果表明（图 6），钻井液在承压 20 min 后无钻井液漏失，证明配方YX 1对220m和450m裂缝均具有一定的封堵承压能力。101520253000.20.40.60.81.0220m450m!#/mL$%&/min图 6裂缝性封堵评价结果Fig.6Evaluation results of fractured plugging2.2.2 抗污染性能现场应用中，油水比定为 85：15 时，为考查水相活度对钻井液性能影响，改变水相中的 NaCl 和CaCl2含量来考查强封堵油基钻井液体系的抗盐污染能力，向钻井液 YX 1 中加入 Zu203H3 5 井岩屑（井深 6 0006 500 m 处龙马溪组、过 100 目筛网）来考查强封堵油基钻井液体系的抗岩屑污染能力。测试其在 130C、16 h 条件下老化前后的性能变化来评价各体系的抗污染能力，结果见表 7。从表 7 可以看出，CaCl2和 NaCl 对油基钻井液的流变性能和乳状液稳定性影响不大，滤失量也在合理的范围内变化，加入 8.0%劣土后，黏度略有上升，但黏度增加不明显，具有一定的抗劣土能力。综上所述，所配制的强封堵油基钻井液体系具有很好的抗污染性能，同时也说明可以根据地层情况随时调控油基钻井液的水相活度。第 2 期钟成旭，等：渝西区块龙马溪组强封堵油基钻井液技术研究109表 7钻井液抗污染性能评价结果Tab.7Evaluation results of anti pollution performance of drilling fluid实验浆实验条件表观黏度/（mPas）塑性黏度/（mPas）屈服值/Pa63API 失水量/mL破乳电压/V强封堵钻井液体系+10%NaCl老化前56.049.07.04.010.51.8875老化后63.548.015.53.012.03.4866强封堵钻井液体系+1%CaCl2老化前61.051.010.04.59.01.4917老化后64.548.016.56.011.02.2923强封堵钻井液体系+8%岩屑老化前57.049.08.04.09.51.61 071老化后67.045.022.06.512.01.89892.2.3 沉降稳定性能沉降稳定性是反映钻井液中各种固相颗粒在钻井液中分布状态的技术指标，采用 TurbiscanMA2000 浓缩体系分散稳定性分散仪对钻井液进行沉降稳定性分析，测试结果如图 7 所示。由图 7 可知，强封堵钻井液 24 次测量的透射光曲线和背射光曲线基本重合，证明强封堵钻井液体系具有良好的沉降稳定性。!/mm706050403020100#$/h%&(/%40503020100.2360.1770.1180.05900.2360.1770.1180.0590405030201060706050403020100a%&)*b+&)*#$/h!/mm+&(/%图 7沉降稳定性能评价结果Fig.7Evaluation results of settlement stability performance3 现场应用Zu203H3 5 井为渝西区块 Zu203 平台部署的 6 口评价井之一，该井与邻井 Zu203H3 2 井巷 间 距 为 350 m，水 平 段 箱 体 设 计 位 于 五 峰组底界以上 9.312.8 m，龙一11小层井段（垂深4 092.14 095.6 m），箱体靶高 3.5 m，靶宽 20 m。3.1 现场钻井液性能在龙马溪组井壁易失稳层位，钻井液的动塑比为 0.220.25，动塑比持续处于优异状态，在水平段内钻井液的携岩能力和井眼清洁效率良好（图 8a）；在水平段钻进时，试验井段钻井液失水造壁性良好，初始水为 0，这说明钻井液在井壁上形成了泥饼，且无滤液进入地层。最终 30 min 高温高压失水低于 2.0 mL，减弱了滤液在裂缝中的压力传递，有力地保障了水平段钻进时井壁的稳定性（图 8b）。0.100.120.140.160.184500500055006000650000.51.01.52.02.53.0!/m7000HTHPmL#$/%&/()*45005000550060006500!/m7000a+,+-#$.b%&图 8现场钻井液维护结果Fig.8On site drilling fluid maintenance results110西南石油大学学报（自然科学版）2024 年3.2 井壁稳定分析3.2.1 井径扩大率分析Zu203H3 5 井在龙马溪组水平长裸眼段钻进过程中：加入微纳米封堵剂前井径扩大率为 4.13%，加入微纳米封堵剂后井径扩大率为 2.09%；井径扩大率减小 2.04%个百分点。从井径图（图 9，其中1 in.=2.54 cm）中可知，Zu203H3 5 井井径规则，无突然扩径等现象发生，证明在页岩气长水平段钻进过程中，该技术在稳定和强化井壁方面具有显著的效果，可以实现对龙马溪组所有各级微裂缝的有效封堵，有效解决了渝西区块龙马溪组页岩地层长水平段钻进中的井壁失稳问题。40004500 4796 50005500600065008.48.68.89.09.2!#$%：2.09%!/in.!+/m()(*!#$%：4.13%700035008.2图 9Zu203H3 5 井井径变化图Fig.9Well diameter variation of Well Zu203H3 53.2.2 钻时分析如图 10 所示，与同平台邻井相比较，在水平段钻进过程中，Zu203H3 5 井钻时波动相对于Zu203H3 2 井每米平均钻时降低 1.75 min，钻时一直保持在稳定的范围，无井下复杂事故发生，有效地节约了水平段钻进时间。-20-100102030Zu203H3 2-!Zu203H3 5-!40(/min-3040004500 4796 5000550060006500!*/m35007000#$%&(：4.89min#$%&(：3.14min图 10Zu203H3 5 井与邻井钻时对比图Fig.10Comparison of drilling time between Well Zu203H3 5 and offset wells3.2.3 应用效果Zu203H3 5 井采用强化井壁封堵防塌技术后，在稳定和强化井壁方面效果显著，未出现憋泵、憋顶驱和卡钻等复杂事故；地层承压能力大幅提高，无漏失情况发生，与此同时对改善钻井液体系失水造壁性、降摩减阻效果显著，应用效果如表 8 所示。表 8Zu203H3 5 与邻井钻井指标对比Tab.8Comparison of drilling indexes between Zu203H3 5 and offset wells井号井深/m水平段长度/m水平段钻井周期/d平均机械钻速/（mh1）井径扩大率/%备注Zu203H3 56 9362 30014.0019.102.09Zu203H3 26 4812 00016.7910.29测井的受阻失败Zu203H3 5 井的顺利完钻，标志着渝西区块首次实现深层页岩气钻井周期降低至 70.0 d 的目第 2 期钟成旭，等：渝西区块龙马溪组强封堵油基钻井液技术研究111标，相较于设计周期提前完钻 39.5 d，水平段提前完钻 31.0 d。其中，水平段钻井周期 14.0 d、单趟钻最高进尺 2 118 m、单日最高进尺 454 m、平均机速钻速 19.1 m/h，各项参数相较于同一平台邻井Zu203H3 2 井有稳步提升。4 结论1）渝西区块龙马溪组以石英为主，其黏土矿物以伊利石、绿泥石和伊/蒙混层为主，无蒙脱石，地层微裂缝十分发育，钻井液侵入微裂缝时，井壁易出现掉块、垮塌等现象。2）根据渝西区块龙马溪组水平段井壁失稳特性，建立了针对解决渝西区块龙马溪组页岩井壁失稳的微纳米封堵方案：4.5%微米封堵剂（1.5%XNZD 1+1.5%XNZD 2+1.5%XNZD 3）+0.75%纳米封堵剂（SMXFT），现场应用表明，该微纳米封堵方案有良好的封堵效果。3）现场应用结果表明，所研发的强封堵钻井液体系对渝西区块龙马溪组页岩钻井适用性良好，与同平台采用常规封堵技术的已钻井相比，平均机械钻速增加 8.82 m/h，水平段钻井周期缩短2.79 d，首次实现渝西区块深层页岩气钻井周期降低至 70.0 d 的目标。参考文献1邹才能，赵群，丛连铸，等.中国页岩气开发进展、潜力及前景J.天然气工业，2021，41（1）：1 14.doi：10.-3787/j.issn.1000-0976.2021.01.001ZOU Caineng,ZHAO Qun,CONG Lianzhu,et al.De-velopment progress,potential and prospect of shale gasin ChinaJ.Natural Gas Industry,2021,41(1):114.doi:10.3787/j.issn.1000-0976.2021.01.0012张金川，史淼，王东升，等.中国页岩气勘探领域和发展方向J.天然气工业，2021，41（8）：69 80.doi：10.3787/j.issn.1000-0976.2021.08.007ZHANG Jinchuan,SHI Miao,WANG Dongsheng,et al.Fields and directions for shale gas exploration in ChinaJ.Natural Gas Industry,2021,41(8):6980.doi:10.3787/j.-issn.1000-0976.2021.08.0073FENG Ziqi,HAO Fang,TIAN Jinqiang,et al.Shalegas geochemistry in the Sichuan Basin,ChinaJ.Earth-Science Reviews,2022,232:104141.doi:10.1016/j.-earscirev.2022.1041414ZHANG Jinchuan,Shi Miao,WANG Dongsheng,et al.Fields and directions for shale gas exploration in ChinaJ.NaturalGasIndustryB,2022,9(1):2032.doi:10.1016/j.-ngib.2021.08.0145THONG M L,TUNG H D,NGUYEN T T,et al.Whatprospects for shale gas in Asia?Case of shale gas inChinaJ.Journal of World Energy 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