Impacts of Environmental Factors on LWD Curves and Calibration Techniques in Horizontal Shale Gas Wells
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摘要: 随钻测井（LWD）曲线受环境因素影响不能准确反映页岩地层的实际特征，导致地质导向钻井精度不够，降低了优质页岩地层的钻遇率。以威远页岩气产业示范区水平井随钻测井曲线为研究对象，采用定量与定性相结合的方法评价了不同环境因素影响下随钻测井曲线的变化特征，构建了校正图版，利用最优拟合和数值迭代等方法建立图版公式化的校正模型，并结合室内页岩岩心数据进行可行性分析，最终形成了适用于页岩地层随钻测井曲线环境因素影响的校正方法。利用该方法处理了威远12口页岩气水平井的随钻测井资料，结果表明，校正后的随钻测井曲线消除了地层电性各向异性、相对夹角、井眼环境、仪器偏离间隙和钻井液密度等环境因素的影响，能够较好地反映所钻遇地层的实际特征。Abstract: LWD curves can not fully represent the actual characteristics of shale formations due to environmental factors,and so to improve the accuracy of geosteering and to improve the rate of drilling in high-quality shale formations,real-time calibration is needed.Taking horizontal wells with LWD data in Weiyuan Shale Gas Industry Demonstration Zone as research objects,the characteristics of LWD curves under different environment were evaluated quantitatively and qualitatively to construct calibration charts.Optimal fitting,numerical iterative and other techniques were deployed to establish calibration models for relevant charts.Feasibilities of such operations were analyzed by using core data from laboratories.In this way,one complete package of calibration techniques for impacts of environmental factors on LWD curves of shale formationa was obtained.The newly-developed techniques were used in the LWD data processing from shale formation of 12 horizontal wells in the Weiyuan Area.Relevant results showed that such calibration can effectively eliminate the negative impacts of stratigraphic electrical anisotropy,relative angle,borehole environment,instrument deviation,drilling fluid density and other environmental factors to obtain the features of penetrated formations more accurately.
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Keywords:
- shale gas /
- horizontal well /
- logging while drilling /
- environmental impact /
- calibration method /
- geosteering
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玛东油田位于准噶尔盆地陆梁隆起三个泉凸起西部与英西凹陷结合部，距陆梁油田西约28 km、玛北油田东约30 m，其地势平坦，地面平均海拔约300 m，地表为戈壁，少见植被。该油田三叠系地层均质性差，可钻性级值为5～7，砾石层单轴抗压强度大于60 MPa；目的层乌尔禾组纵向上分布多套砾石、砂砾岩地层，严重制约了钻井提速。而且，乌尔禾组地层稳定性差，采用水基钻井液（包括钾钙基聚合物钻井液、钾钙基聚胺钻井液、钾钙基磺化钻井液、有机盐钻井液等）钻井过程中多次出现起下钻阻卡、井眼失稳等复杂情况，影响了造斜段、水平段的钻速。为此，玛东油田开展了高性能油基钻井液技术研究，形成了XZ高性能油基钻井液。加重、抗高温、提切、封堵承压、抗污染和抗冻等性能试验结果发现，该钻井液各项性能优异，稳定性好。在玛东油田4口井的应用表明，该钻井液可以很好地解决玛东油田水平井造斜段和水平段因泥岩水化、压力异常和砂砾层多而造成的起下钻阻卡、井眼失稳和机械钻速低等问题。
1. 玛东油田水平井钻井技术难点与对策
1.1 水平井钻井技术难点
准噶尔盆地玛东油田水平井自上而下依次钻穿白垩系土谷鲁群组，侏罗系头屯河组、西山窑组、三工河组、八道湾组，三叠系白碱滩组、克拉玛依组、百口泉组，着陆于二叠系乌尔禾组。直井段（一般钻遇白垩系、侏罗系）采用常规钻井液钻进，基本不会出现问题；但钻进造斜段和水平段时，频繁出现起下钻阻卡、井眼失稳和机械钻速慢等问题，采用常规钻井液技术难以解决。分析认为，主要有以下原因：
1）克拉玛依组和百口泉组顶部为造斜段，地层泥质含量高，部分井段坍塌压力高于孔隙压力，层位交界处结构疏松，弱泥岩的岩石强度低，且遇水易膨胀，易发生阻卡，从而发生井眼失稳问题[1-2]。
2）主探层乌尔禾组以泥质细砂岩为主，地层坍塌压力高，大部分地层坍塌压力高于地层孔隙压力，以孔隙压力系数为依据设计钻井液密度，则相对于坍塌压力而言形成了“欠平衡”，不利于井眼稳定；储层非均质性强，下乌尔禾组P2W4和P2W3砂体广泛发育，具有纵向上多期砂体叠置、横向上砂体连片的特征。这些都造成该地层易漏失、易剥落掉块，井眼易失稳[3]。
3）玛东2井区纵向上分布多套砾石、砂砾岩地层，严重制约了钻井提速[4]。造斜段和水平段形成的岩屑床会沿着井壁下滑形成严重的堆积，从而堵塞井眼，影响钻井速度[5]。
1.2 钻井液技术措施
针对上述水平井钻井技术难点，从钻井液方面进行了深入分析和研究，制订了以下技术措施：
1）针对克拉玛依组和百口泉组泥岩水化引起的井眼失稳问题，强化钻井液的抑制性，争取从根本上消除泥岩水化隐患，防止因泥岩水化膨胀导致的起下钻阻卡。
2）针对乌尔禾组地层坍塌压力异常引起的井眼失稳问题，一方面，采用合适密度的钻井液钻进该地层时，以平衡地层坍塌压力；另一方面，提高钻井液的封堵承压能力，加固井壁，同时减少进入地层的钻井液滤液，以稳定井壁[6]。
3）针对造斜段和水平段岩屑堆积容易产生岩屑床的问题，要求钻井液具有良好的悬浮携岩性能，从而将井底岩屑携带至地面，保持井眼清洁，防止形成岩屑床；同时，钻井液要具有较低的黏度和良好的流变稳定性，以保持合适的循环当量密度[7]。
2. XZ高性能油基钻井液及其性能评价
2.1 XZ高性能油基钻井液配方
根据玛东油田水平井钻井技术难点和钻井液技术措施，决定利用高性能油基钻井液的抑制性、润滑性、封堵性和流变稳定性好的优点[8-11]，来解决玛东油田水平井钻井中出现的系列问题。
通过室内评价试验优选了乳化剂、润湿剂、提切剂、有机土、降滤失剂和封堵剂等主要处理剂，研究形成了XZ高性能油基钻井液，配方为：3#白油+1.5%～2.5%主乳化剂+1.5%～2.5%辅助乳化剂+0.5%～1.5%提切剂+0.8%～1.5%润湿剂+2.0%～3.0%碱度调节剂+1.0%～3.0%有机土+2.0%～4.0%降滤失剂+2.0%～4.0%封堵剂+25.0%CaCl2 水溶液（油水比为80∶20）+加重材料。
XZ高性能油基钻井液的配浆步骤：量取320 mL 3#白油置于高速搅拌杯中，再量取80 mL质量分数25.0%的CaCl2溶液备用，基液体积按照400 mL计算。在盛有白油的高速搅拌杯中依次按配方加入主乳化剂、辅助乳化剂、提切剂、润湿剂，将高速搅拌器的转速调节为10 000 r/min，搅拌20 min；然后加入碱度调节剂，继续搅拌5 min；再加入CaCl2溶液，搅拌30 min；再依次加入有机土、降滤失剂和封堵剂，继续搅拌20 min；最后加入重晶石粉，继续搅拌30 min，得到设计密度的XZ高性能油基钻井液。
2.2 性能评价
2.2.1 加重性能
通过调节重晶石加量，配制了不同密度的XZ高性能油基钻井液，经室内试验评价了其性能，结果见表1。
表 1 XZ高性能油基钻井液的加重性能评价结果Table 1. Evaluation of the weighting performance of XZ high- performance oil-based drilling fluid密度/
（kg·L–1）试验条件 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/Pa 静切力/Pa 高温高压
滤失量/mL破乳电压/
V初切 终切 1.35 老化前 30.0 24.0 6.0 3.0 7.0 1 022 老化后 31.0 25.0 6.0 3.5 6.6 2.2 1 132 1.55 老化前 37.0 30.0 7.0 2.0 5.0 1 103 老化后 38.0 30.0 8.0 3.0 5.0 2.4 1 308 1.80 老化前 50.0 42.0 8.0 3.0 5.0 1 054 老化后 51.0 42.0 9.0 3.0 7.0 2.4 1 277 2.01 老化前 60.5 51.0 9.5 4.0 7.0 874 老化后 63.0 54.0 9.0 4.5 7.0 2.8 1 067 注：老化条件为120 ℃×16 h，流变性测试温度为50 ℃，高温高压滤失量的测试温度为老化温度。 由表1可知，不同密度的XZ高性能油基钻井液老化前后性能保持稳定，破乳电压维持在600～1 500 V；随着密度升高，钻井液的切力和黏度相应上升，悬浮能力同样有所提高；由于采用了多级粒径匹配的封堵材料，使钻井液在不同密度下均具有较好的滤失性能，高温高压滤失量可控制在3.0 mL以下。
2.2.2 抗高温性能
选择密度为1.55 kg/L的XZ高性能油基钻井液，评价其在不同高温下老化后的流变性、滤失性和电稳定性，结果见表2。
表 2 XZ高性能油基钻井液的抗高温性能评价结果Table 2. Evaluation of temperature resistance performance of XZ high-performance oil-based drilling fluid老化温度/
℃表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/Pa 高温高压
滤失量/mL破乳电压/
V初切 终切 120 38.0 30.0 8.0 3.0 6.0 2.4 1 350 150 39.0 30.0 9.0 3.0 7.0 2.8 1 312 180 41.0 32.0 9.0 3.0 8.0 3.4 1 098 注：老化时间为16 h，流变性能的测试温度为50 ℃，高温高压滤失量的测试温度为老化温度。 由表2可知，XZ高性能油基钻井液在不同高温下老化后黏度变化不大，破乳电压均高于1 000 V，高温高压滤失量随温度升高有所增大，但仍然小于5.0 mL。所用处理剂全部进行了抗高温老化评价试验和配伍性试验优选，形成的钻井液具有良好的高温稳定性。
2.2.3 提切性能
低密度XZ高性能油基钻井液中加入有机土，是提高其动切力、静切力的有效途径；但加入有机土过多，会给后续循环利用钻井液增大工作量、增加成本。基于以上考虑，采取在油基钻井液中加入适量提切剂来满足长水平段对钻井液携岩能力的要求，并评价了其提切性能，结果见表3。
表 3 XZ高性能油基钻井液的提切性能评价结果Table 3. Evaluation of shear strength improving performance of XZ high-performance oil-based drilling fluid配方 试验条件 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/Pa 静切力/Pa 高温高压滤失量/
mL破乳电压/V 初切 终切 基浆 老化前 28.5 25.0 3.5 1.0 4.5 1 455 老化16 h 30.5 29.0 1.5 2.0 6.5 2.6 1 530 老化72 h 29.5 27.0 2.5 2.0 4.5 2.8 1 490 基浆+0.5%
提切剂老化前 33.5 28.0 5.5 3.0 6.0 1 611 老化16 h 32.0 26.0 6.0 3.5 8.0 2.4 1 900 老化72 h 34.0 28.0 6.0 4.0 8.0 2.6 1 950 注：基浆为没有加提切剂的XZ高性能油基钻井液；老化温度为120 ℃，流变性能的测试温度为50 ℃，高温高压滤失量的测试温度为老化温度。 由表3可知，XZ高性能油基钻井液中加入0.5%提切剂后，钻井液的黏度变化不大，动切力、静切力提高2倍以上，在低剪切速率下触变性明显增强，具备了良好的悬浮携岩能力。
2.2.4 抗污染性能
2.2.4.1 抗岩屑污染
根据玛东油田水平井使用的钻井液密度，配制了密度1.55 kg/L的XZ高性能油基钻井液，进行钻井液抗岩屑污染评价试验。在该钻井液中加入不同加量的过200目筛的现场岩屑，搅拌均匀后测试流变性，老化后再测试基本性能，结果如图1所示。
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图 1 XZ高性能油基钻井液抗岩屑污染评价结果Figure 1. Evaluation of cuttings pollution resistant of XZ high-performance oil-based drilling fluid由图1可知，随着XZ高性能油基钻井液中岩屑含量增大，钻井液黏度和切力呈上升趋势，岩屑在10%以内时黏度和切力变化较小，岩屑达到10%以上后，劣质固相含量相对较高，造成钻井液黏度升高；过多的亲水性岩屑侵入，会造成油包水乳状液的稳定性下降，进而导致破乳电压呈下降趋势，但在20%岩屑污染下，破乳电压仍然大于400 V，满足指标要求；高温高压滤失量变化不大，甚至略有下降。以上试验现象说明，XZ高性能油基钻井液抗岩屑污染能力较强。
2.2.4.2 抗地层水污染
玛东油田地层水的矿化度为1 000～1 300 mg/L，而XZ高性能油基钻井液的矿化度在15 000 mg/L以上。由于低矿化度一侧的水会向高矿化度一侧渗透，这就要求钻井液具有很好的抗地层水污染性能。为分析XZ高性能油基钻井液的抗地层水污染性能，将其老化后加入不同体积分数的模拟地层水对其进行污染，然后评价其流变性、滤失性和电稳定性，结果如图2所示。
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图 2 XZ高性能油基钻井液抗地层水污染性能评价结果Figure 2. Evaluation of formation water pollution resistance of XZ high-performance oil-based drilling fluid由图2可知，侵入地层水的体积分数不大于10%时，随着水侵程度加重，钻井液的流变性能变化不大；当侵入地层水的体积分数大于10%时，钻井液的黏度和切力上升幅度增大，但仍然在可控范围内。另外，破乳电压随着水侵程度增加而逐渐下降，但侵入地层水的体积分数为20%时破乳电压仍然大于400 V；同时，高温高压滤失量随着水侵程度增加而逐渐增大，但侵入地层水的体积分数为20%时高温高压滤失量仍然小于5.0 mL。以上试验结果表明，XZ高性能油基钻井液抗地层水侵污的性能较好。
2.2.4.3 抗水泥污染
取现场固井水泥，模拟钻水泥塞和固井时水泥侵入XZ高性能油基钻井液，评价该钻井液抗水泥侵污的能力，结果如图3所示。
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图 3 XZ高性能油基钻井液抗水泥污染性能评价结果Figure 3. Evaluation of cement pollution resistance of XZ high-performance oil-based drilling fluid由图3可知，XZ高性能油基钻井液可抗10%以上水泥污染。在侵入水泥量不高于10%时，钻井液的破乳电压几乎不受影响，性能依然稳定。
2.2.5 封堵承压性能
为满足玛东油田井眼稳定和防漏的要求，需要强化XZ高性能油基钻井液的封堵承压性能。为此，在该钻井液基础配方中添加了3%仿生承压骨架剂、2%胶结剂和2%仿生刚柔封堵剂，并采用自制的不同孔径砂盘测试了添加封堵剂前后的钻井液封堵承压性能，结果分别见表4、表5。
表 4 未加防漏承压材料XZ高性能油基钻井液的封堵承压性能评价结果Table 4. Evaluation of the sealing and pressure bearing performance of XZ high-performance oil-based drilling fluid free of anti-leakage/pressure-bearing additives时间/min 不同孔径砂盘的高温高压滤失量/mL 不同孔径砂盘的承压能力/MPa 20 μm 40 μm 55 μm 120 μm 150 μm 20 μm 40 μm 55 μm 120 μm 150 μm 1.0 0.2 0.2 0.2 39.2 全滤失 15.0 15.0 15.0 3.0 0 2.5 0.2 0.2 0.2 72.8 15.0 15.0 15.0 3.8 5.0 0.2 0.2 0.3 75.4 15.0 15.0 15.0 4.5 7.5 0.2 0.3 0.3 86.2 15.0 15.0 15.0 5.0 15.0 0.3 0.3 0.3 110.6 15.0 15.0 15.0 6.8 25.0 0.3 0.3 0.3 131.0 15.0 15.0 15.0 5.5 30.0 0.3 0.3 0.3 166.4 15.0 15.0 15.0 8.0 40.0 0.3 0.3 0.3 178.0 15.0 15.0 15.0 7.8 50.0 0.3 0.3 0.3 201.2 15.0 15.0 15.0 8.8 60.0 0.3 0.3 0.3 231.0 15.0 15.0 15.0 9.0 注：老化条件为120 ℃×16 h，流变性测试温度为50 ℃，高温高压滤失量测试温度为老化温度。 表 5 加入防漏承压材料后XZ高性能油基钻井液的封堵承压性能评价结果Table 5. Evaluation of sealing and pressure bearing performance of XZ high-performance oil-based drilling fluid after adding anti-leakage/pressure-bearing additives时间/min 不同孔径砂盘的高温高压滤失量/mL 不同孔径砂盘的承压能力/MPa 20 μm 40 μm 55 μm 120 μm 150 μm 20 μm 40 μm 55 μm 120 μm 150 μm 1.0 0.1 0.1 0.1 2.4 1.6 15.0 15.0 15.0 13.5 8.0 2.5 0.1 0.1 0.1 3.0 4.4 15.0 15.0 15.0 15.0 13.5 5.0 0.1 0.1 0.1 3.4 10.2 15.0 15.0 15.0 15.0 13.5 7.5 0.1 0.1 0.1 3.4 18.8 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 0.1 0.1 0.1 3.4 20.2 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 25.0 0.1 0.1 0.1 3.4 20.8 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 30.0 0.1 0.1 0.1 3.4 21.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 40.0 0.1 0.1 0.1 3.4 23.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 50.0 0.1 0.1 0.1 3.4 25.8 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 60.0 0.1 0.2 0.2 3.4 26.8 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 注：老化条件为120 ℃×16 h，流变性测试温度为50 ℃，高温高压滤失量测试温度为老化温度。 由表4、表5可知，未添加仿生承压骨架剂、胶结剂和仿生刚柔封堵剂等防漏承压材料的XZ高性能油基钻井液，在砂盘孔径小于120 μm时能起到很好的封堵效果；但砂盘孔径增大至150 μm时全滤失，基本丧失了封堵效果。该钻井液中加入不同粒径复配的上述防漏承压材料后，其高温高压滤失量大大减小，承压能力大幅提高。
2.2.6 低温抗冻性能
玛东油田冬季施工时间较长，油基钻井液必须满足低温下流态稳定的要求。为评价XZ高性能油基钻井液的低温抗冻性能，模拟现场低温静置后评价其性能，结果见表6。
表 6 XZ高性能油基钻井液抗低温性能评价结果Table 6. Evaluation of low temperature resistance performance of XZ high-performance oil-based drilling fluid温度/℃ 试验条件 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/Pa 静切力/Pa 高温高压
滤失量/mL破乳电压/
V初切 终切 120 老化前 37.0 30.0 7.0 3.0 6.0 1 018 老化16 h后 39.5 32.0 7.5 3.5 6.0 2.2 985 –24 冷冻72 h，0 ℃测 125.0 120.0 5.0 5.0 7.5 1.8 869 冷冻72 h，50 ℃测 45.0 36.0 9.0 4.0 7.0 1.8 1 243 注：高温高压滤失量测试温度为120 ℃。 将120 ℃下老化后的XZ高性能油基钻井液放入–24 ℃环境中冷冻72 h，然后拿出置于室内，不进行高速搅拌，仅用玻璃棒轻微搅动，待温度升至0 ℃时测试流变性，得到的黏度在可接受范围内。高速搅拌加热至50 ℃后再测其流变性，发现黏度略有升高，属正常现象。这表明，XZ高效油基钻井液具有良好的抗冻性能，只需经过长时间循环，流变性能就会恢复至静置前的水平。
3. 现场应用
XZ高性能油基钻井液已在准噶尔盆地玛东油田MDHW2107井、MDHW2114井、MDHW2108井和MDHW2109井等4口井的三开井段进行了应用，所用钻井液的基本性能见表7。
表 7 4口应用井XZ高性能油基钻井液基本性能Table 7. Performance statistics of XZ high-performance oil-based drilling fluids in 4 wells of 2 platforms井号 密度/（kg·L–1） 漏斗黏度/s 塑性黏度/
(mPa·s)动切力/Pa 静切力/Pa 高温高压
滤失量/mL破乳电压/V ϕ6读数 初切 终切 MDHW2107 1.50～1.55 52.0～68.0 25.0～30.0 4.0～9.0 1.0～4.0 4.0～10.0 1.2～1.8 1120～2047 4～7 MDHW2114 1.50～1.55 58.0～70.0 25.0～29.0 6.0～10.0 1.0～3.0 4.0～11.0 1.6～2.0 1350～2047 5～7 MDHW2108 1.50～1.55 58.0～64.0 26.0～34.0 8.0～12.0 2.0～3.5 7.0～12.0 1.4～2.0 610～2047 3～7 MDHW2109 1.50～1.55 68.0～76.0 26.0～32.0 7.0～11.0 2.0～3.0 8.0～12.0 0.5～1.2 936～2047 3～7 注：高温高压滤失量测试温度为120 ℃。 应用结果表明：XZ高性能油基钻井液电稳定性好，完钻时破乳电压均在1 000 V以上；流变性优良，塑性黏度不超过35 mPa·s；滤失性能好，高温高压滤失量不超过2.0 mL；井眼规则，百口泉组造斜段井径扩大率不超过10%；4口井三开井段钻进全程无阻卡，井眼稳定。应用XZ高性能油基钻井液大幅提高了钻井效率，4口井造斜段、水平段实钻平均机械钻速分别为3.30和7.02 m/h，较同层位应用水基钻井液钻进分别提高71%和87%；平均完井周期38 d，较采用常规水基钻井液缩短了42%（见表8）。
表 8 XZ高性能油基钻井液与常规水基钻井液现场应用效果对比Table 8. Comparison on the application effects of XZ high-performance oil-based drilling fluid and the conventional water-based drilling fluids钻井液 机械钻速/(m·h–1) 钻井周期/d 造斜段 水平段 常规水基钻井液 1.93 3.75 65.5 XZ高性能油基钻井液 3.30 7.02 38.0 4. 结论与建议
1）准噶尔盆地玛东油田水平井造斜段和水平段采用水基钻井液钻进时，因泥岩水化、压力异常和砂砾层多，频繁出现起下钻阻卡、井眼失稳和机械钻速低等问题。因此，亟需研究能够解决该问题的高性能油基钻井液。
2）根据玛东油田的储层特征和中长水平段的钻进要求，研制了XZ高性能油基钻井液，该钻井液具有优异的加重、抗高温、提切、抗污染等性能，且封堵性能好、电稳定性高。
3）XZ高性能油基钻井液现场应用效果良好，应用井段井径扩大率可控制在10%以内。多粒径堵漏材料复配可形成有效封堵，降低漏失量。利用油基钻井液天然强抑制性优势，解决了造斜段百口泉组泥岩失稳问题。同时，较水基钻井液，机械钻速大幅提高，钻井完井周期大幅缩短，施工井段无复杂情况，确保了水平段钻井施工安全。
4）建议进一步开展玛东油田乌尔禾组窄密度窗口地层油基钻井液配套堵漏技术研究，以更好地解决该地层多发性漏失问题。
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