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【摘要】在钻进8 1/2"水平段储层时，储层变薄，所钻遇泥岩、炭质泥岩夹层多，造成井壁垮塌、计划外的侧钻和较高非生产时间。甲酸钠钻井液体系不用靠侧钻来避开泥页岩和碳质泥岩，可以直接打穿不稳定地层。现场应用结果表明该体系具有流变性能稳定、抑制性强、低伤害、固相含量低、低腐蚀等优点，从而起到稳定井壁，保护储层，井眼净化和降低摩阻的作用。
【关键词】长北项目 泥岩 甲酸钠
长北项目是一个边缘致密气藏，是壳牌公司和中石油合作开发的陆上迄今为止最大、最成功的对外国际合作项目。为了提高产量和充分开发储层，设计了双分支水平井（2x2，000米）开发模式，该开发模式有更高的性价比。
1 技术难点和解决思路
1.1 技术难点
在钻进8 1/2"水平段储层时，储层变薄，所钻遇泥岩、炭质泥岩夹层多，造成井壁垮塌、计划外的侧钻和较高非生产时间。水平井段处于含有大段泥岩、碳质泥岩和煤层的山2气层、水平段长、储层长时间浸泡等因素，导致水平井段泥岩防塌问题显得非常突出；水平井产层裸露面积大，浸泡时间长，钻井液对产层的伤害严重；水平段波浪形井眼轨迹带来井眼净化困难，岩屑携带困难，润滑减阻、防卡难度加大。
1.2 解决思路
通过提高钻井液体系密度，尽可能平衡地层应力，减少井壁的应力释放。针对泥页岩水化膨胀，造成垮塌，提高钻井液体系的抑制性，从整体上提高钻井液体系防塌能力。使用好三级固控设备，尽可能降低体系固相含量，减少摩阻系数，保证较低扭矩完成长水平段的钻进，必要时加入高效润滑剂。提高钻井液体系流变性，提升体系携岩能力，净化井眼，防止卡钻。
2 甲酸钠泥浆体系相关实验研究
2.1 甲酸钠对基浆抗温性测试
在甲酸钠浓度小于20%时，粘切变化不是很大，但其后粘切都较大幅度下降。分析其原因主要是甲酸钠浓度过高时，高分子聚合物发生盐析现象，使聚合物部分脱水，水化程度降低，引起分子链蜷缩，从而导致粘度降低。说明浓度在20%时是聚合物处理剂粘度变化点。常温和热滚后变化趋势基本一致，且热滚后（120℃×16h）粘切下降不大。说明甲酸钠和基浆配伍性好，对流变性能影响不大，且抗温性较好。
2.2 甲酸钠对岩心的伤害实验
采用甲酸钠含量为20%的钻井液体系对其进行岩心伤害评价，本实验采用江汉制造的“动态伤害评价系统”，选取山西组S2岩心，模拟地层条件进行伤害实验。地层伤害有很多机理，其中包括来自泥浆的液相和固相与来自地层的液相和固相发生反应。通过使用甲酸钠体系，最常见的两个伤害机理可以减少或者避免的。第一个伤害固相侵入引起的地层损害，在其他很多文献资料中表明，如果用不正确的方法除去地层表明的泥饼，会引起非常明显的地层伤害。以高密度盐液为基液而设计的钻井液，不需要使用固相物作加重材料，完全可以避免固相损害。但为形成所需的泥饼而必须在体系中加人合适的固相时，加人少量的碳酸钙，就能形成很薄、结实和容易溶解的泥饼若选用经粒度优选的碳酸钙会形成更优的体系，也能避免固相损害。
2.3 甲酸盐的抑制性实验
用现场取回来的碳质泥岩和泥岩掉块来进行岩屑回收试验，在室内根据现场泥浆配方来评价抑制性效果最佳的甲酸钠加量。一定浓度的甲酸盐钻井液可作钻进泥页岩地层的钻井液。甲酸盐稳定页岩有两种机理： 甲酸盐钻井液的滤液粘度高， 使水不易进入泥页岩； 没有裂缝的低渗透的泥页岩地层稳定页岩的作用机理是： 泥页岩相当于半透膜， 在较高浓度的盐水体系中， 自由水较少， 水的活度低， 其渗透压可使泥页岩孔隙中水反向流动。这种反渗透作用使钻井液中的水流向泥页岩的静流量减小， 泥页岩脱水作用和降低近井地帶的空隙压力。这些都将提高地层承压能力和近井地带的有效压力， 这有利于井壁稳定。
3 甲酸钠泥浆体系现场施工效果分析
3.1 钻井液维护工艺
三开水平段泥浆用一半老泥浆和一半清水配制，先将pH调节到9-10，然后加入降滤失剂和提粘剂，遇到泥岩后加入甲酸盐。在钻进过程中，调整好钻井液性能，物理防塌和化学防塌并重，做到低失水、适当密度和粘度，按循环周慢慢补充，同时不断消耗储存的老泥浆。为确保含泥岩段安全快速钻进，具体处理措施如下；钻井液密度控制和抑制性：如果是纯砂岩钻进，密度控制的越低越好。井段钻遇泥岩，最初用甲酸盐提高密度至1.13 g/cm3，观察下一趟起下钻的情况，如果需要提至1.15～1.19 g/cm3，一方面是通过力学平衡稳定地层，另一方面甲酸盐具有一定的抑制性，特别是当密度较高时，甲酸盐浓度可达20%，能有效抑制泥岩水化分散。钻井液流变性和失水的控制：根据地层和岩性，及时调整钻井液流变性能，在含砂岩段保持中度的流变性能，6转读数为8～10，保证钻井液携砂能力，以净化井眼来降低摩阻。利用改性淀粉，聚合物和少量的石灰石失水控制在3.5-6.0ml即可。控制滤液侵入地层，一方面防止地层水化膨胀和分散，另一方面降低储层的伤害。同时甲酸盐能提高滤液粘度，有助于控制滤失量，提高井壁渗透压力，保持井壁稳定性。钻井液中固相含量控制：泥岩段容易造浆，粘土含量随之增加，导致固相增加和流变性不易控制，所以尽可能降低粘土含量，MBT值控制在10kg/ m3以下，其他低固相含量控制在5%以下。
3.2 CB8-3井应用分析
第一分支水平段长不到六百米时候多次钻遇泥岩和碳质泥岩，由于井下情况复杂，遇阻、憋压情况时有发生。第二分支从3510米开始侧钻后两百多米又遇上泥岩，用甲酸钠加重该体系，密度从1.04g/cm3提高到1.15g/ cm3，情况有所好转但是仍有垮塌的迹象，当水平段达到720米时，期间起下钻过程中多次遇阻、憋泵，仍无法保证安全钻进，循环发现较多的泥岩掉快。决定加入20%的甲酸钠，将密度先提高到1.19g/cm3，然后用100目和325目的石灰石复配加重到1.25g/cm3，这个密度是长北有史以来三开最高密度，调整六转从10提高到16，此后掉快逐渐减少，井下情况慢慢恢复正常，第二条腿成功打到5154米，期间无明显的遇阻现象，第二分支长达1644米。成功完井和洗井后，CB8-3无阻流量超过230万方每天，成为利用甲酸钠体系成功钻穿储层长段泥岩的成功实例。
4 结论及建议
从流变性的影响和储层保护出发，甲酸钠含量不可超过20%，如果还需提更高的密度，可以用100目和325目的石灰石补充加重。甲酸盐低伤害钻井液体系具有良好的流变性和抑制性，性能易于调节和控制，结合工程措施，以及固控设备的良好运行，基本解决了井壁稳定、井眼净化和润滑减阻等水平段突出问题。
参考文献
[1] 陈宗淇，王光信，徐桂英.胶体及表面化学[M].北京：高等教育出版社，2001
【关键词】长北项目 泥岩 甲酸钠
长北项目是一个边缘致密气藏，是壳牌公司和中石油合作开发的陆上迄今为止最大、最成功的对外国际合作项目。为了提高产量和充分开发储层，设计了双分支水平井（2x2，000米）开发模式，该开发模式有更高的性价比。
1 技术难点和解决思路
1.1 技术难点
在钻进8 1/2"水平段储层时，储层变薄，所钻遇泥岩、炭质泥岩夹层多，造成井壁垮塌、计划外的侧钻和较高非生产时间。水平井段处于含有大段泥岩、碳质泥岩和煤层的山2气层、水平段长、储层长时间浸泡等因素，导致水平井段泥岩防塌问题显得非常突出；水平井产层裸露面积大，浸泡时间长，钻井液对产层的伤害严重；水平段波浪形井眼轨迹带来井眼净化困难，岩屑携带困难，润滑减阻、防卡难度加大。
1.2 解决思路
通过提高钻井液体系密度，尽可能平衡地层应力，减少井壁的应力释放。针对泥页岩水化膨胀，造成垮塌，提高钻井液体系的抑制性，从整体上提高钻井液体系防塌能力。使用好三级固控设备，尽可能降低体系固相含量，减少摩阻系数，保证较低扭矩完成长水平段的钻进，必要时加入高效润滑剂。提高钻井液体系流变性，提升体系携岩能力，净化井眼，防止卡钻。
2 甲酸钠泥浆体系相关实验研究
2.1 甲酸钠对基浆抗温性测试
在甲酸钠浓度小于20%时，粘切变化不是很大，但其后粘切都较大幅度下降。分析其原因主要是甲酸钠浓度过高时，高分子聚合物发生盐析现象，使聚合物部分脱水，水化程度降低，引起分子链蜷缩，从而导致粘度降低。说明浓度在20%时是聚合物处理剂粘度变化点。常温和热滚后变化趋势基本一致，且热滚后（120℃×16h）粘切下降不大。说明甲酸钠和基浆配伍性好，对流变性能影响不大，且抗温性较好。
2.2 甲酸钠对岩心的伤害实验
采用甲酸钠含量为20%的钻井液体系对其进行岩心伤害评价，本实验采用江汉制造的“动态伤害评价系统”，选取山西组S2岩心，模拟地层条件进行伤害实验。地层伤害有很多机理，其中包括来自泥浆的液相和固相与来自地层的液相和固相发生反应。通过使用甲酸钠体系，最常见的两个伤害机理可以减少或者避免的。第一个伤害固相侵入引起的地层损害，在其他很多文献资料中表明，如果用不正确的方法除去地层表明的泥饼，会引起非常明显的地层伤害。以高密度盐液为基液而设计的钻井液，不需要使用固相物作加重材料，完全可以避免固相损害。但为形成所需的泥饼而必须在体系中加人合适的固相时，加人少量的碳酸钙，就能形成很薄、结实和容易溶解的泥饼若选用经粒度优选的碳酸钙会形成更优的体系，也能避免固相损害。
2.3 甲酸盐的抑制性实验
用现场取回来的碳质泥岩和泥岩掉块来进行岩屑回收试验，在室内根据现场泥浆配方来评价抑制性效果最佳的甲酸钠加量。一定浓度的甲酸盐钻井液可作钻进泥页岩地层的钻井液。甲酸盐稳定页岩有两种机理： 甲酸盐钻井液的滤液粘度高， 使水不易进入泥页岩； 没有裂缝的低渗透的泥页岩地层稳定页岩的作用机理是： 泥页岩相当于半透膜， 在较高浓度的盐水体系中， 自由水较少， 水的活度低， 其渗透压可使泥页岩孔隙中水反向流动。这种反渗透作用使钻井液中的水流向泥页岩的静流量减小， 泥页岩脱水作用和降低近井地帶的空隙压力。这些都将提高地层承压能力和近井地带的有效压力， 这有利于井壁稳定。
3 甲酸钠泥浆体系现场施工效果分析
3.1 钻井液维护工艺
三开水平段泥浆用一半老泥浆和一半清水配制，先将pH调节到9-10，然后加入降滤失剂和提粘剂，遇到泥岩后加入甲酸盐。在钻进过程中，调整好钻井液性能，物理防塌和化学防塌并重，做到低失水、适当密度和粘度，按循环周慢慢补充，同时不断消耗储存的老泥浆。为确保含泥岩段安全快速钻进，具体处理措施如下；钻井液密度控制和抑制性：如果是纯砂岩钻进，密度控制的越低越好。井段钻遇泥岩，最初用甲酸盐提高密度至1.13 g/cm3，观察下一趟起下钻的情况，如果需要提至1.15～1.19 g/cm3，一方面是通过力学平衡稳定地层，另一方面甲酸盐具有一定的抑制性，特别是当密度较高时，甲酸盐浓度可达20%，能有效抑制泥岩水化分散。钻井液流变性和失水的控制：根据地层和岩性，及时调整钻井液流变性能，在含砂岩段保持中度的流变性能，6转读数为8～10，保证钻井液携砂能力，以净化井眼来降低摩阻。利用改性淀粉，聚合物和少量的石灰石失水控制在3.5-6.0ml即可。控制滤液侵入地层，一方面防止地层水化膨胀和分散，另一方面降低储层的伤害。同时甲酸盐能提高滤液粘度，有助于控制滤失量，提高井壁渗透压力，保持井壁稳定性。钻井液中固相含量控制：泥岩段容易造浆，粘土含量随之增加，导致固相增加和流变性不易控制，所以尽可能降低粘土含量，MBT值控制在10kg/ m3以下，其他低固相含量控制在5%以下。
3.2 CB8-3井应用分析
第一分支水平段长不到六百米时候多次钻遇泥岩和碳质泥岩，由于井下情况复杂，遇阻、憋压情况时有发生。第二分支从3510米开始侧钻后两百多米又遇上泥岩，用甲酸钠加重该体系，密度从1.04g/cm3提高到1.15g/ cm3，情况有所好转但是仍有垮塌的迹象，当水平段达到720米时，期间起下钻过程中多次遇阻、憋泵，仍无法保证安全钻进，循环发现较多的泥岩掉快。决定加入20%的甲酸钠，将密度先提高到1.19g/cm3，然后用100目和325目的石灰石复配加重到1.25g/cm3，这个密度是长北有史以来三开最高密度，调整六转从10提高到16，此后掉快逐渐减少，井下情况慢慢恢复正常，第二条腿成功打到5154米，期间无明显的遇阻现象，第二分支长达1644米。成功完井和洗井后，CB8-3无阻流量超过230万方每天，成为利用甲酸钠体系成功钻穿储层长段泥岩的成功实例。
4 结论及建议
从流变性的影响和储层保护出发，甲酸钠含量不可超过20%，如果还需提更高的密度，可以用100目和325目的石灰石补充加重。甲酸盐低伤害钻井液体系具有良好的流变性和抑制性，性能易于调节和控制，结合工程措施，以及固控设备的良好运行，基本解决了井壁稳定、井眼净化和润滑减阻等水平段突出问题。
参考文献
[1] 陈宗淇，王光信，徐桂英.胶体及表面化学[M].北京：高等教育出版社，2001