張偉國， 狄明利， 盧運(yùn)虎， 張 健， 杜 宣

（1. 中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518067；2. 中海油田服務(wù)股份有限公司，河北三河 065201；3. 油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（中國石油大學(xué)（北京）），北京 102249；4. 中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249）

西江油田位于我國南海珠江口盆地[1]，地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜[2-3]，油井鉆井過程中，古近系泥頁巖地層易發(fā)生掉塊、阻卡和井徑擴(kuò)大嚴(yán)重等井下故障，已成為制約該油田安全鉆井的關(guān)鍵技術(shù)難題之一?，F(xiàn)用防塌鉆井液（KCl-聚合物鉆井液）濾失量較大，濾液大量進(jìn)入地層后易造成井眼失穩(wěn)。因此，需要從提高鉆井液抑制性和封堵性入手，開展防塌鉆井液技術(shù)研究。

針對泥頁巖地層井眼失穩(wěn)問題，國內(nèi)外學(xué)者在井眼穩(wěn)定性機(jī)理、鉆井液性能優(yōu)化和現(xiàn)場實(shí)例處理等方面開展了大量的工作[4-12]。其中，在防塌鉆井液方面，目前常見的方法是采用新型處理劑提高鉆井液的封堵性和抑制性，阻止近井筒孔隙壓力局部升高與泥頁巖地層水化膨脹[13-17]，如：張建斌等人[18]針對碳質(zhì)泥巖段井眼失穩(wěn)難題，綜合采用納米乳液、軟硬結(jié)合的封堵技術(shù)，形成了強(qiáng)封堵、強(qiáng)抑制的高性能鉆井液配方；邱正松等人[19]研發(fā)了新型鋁基防塌鉆井液，確定了防塌作用機(jī)理及適用地層；張金龍[20]通過室內(nèi)評價(jià)試驗(yàn)優(yōu)選出強(qiáng)封堵劑和強(qiáng)抑制劑，現(xiàn)場應(yīng)用表明有助于解決勝利油田淺海深部地層鉆井過程中井眼失穩(wěn)的技術(shù)難題。

KCl-聚合物鉆井液設(shè)計(jì)多從提高鉆井液性能入手，對地層的物性特征和力學(xué)性質(zhì)考慮不足，并且不同區(qū)塊地層的物性參數(shù)差別很大，因此需要結(jié)合目標(biāo)區(qū)域的具體特征來設(shè)計(jì)鉆井液體系。為此，筆者基于巖石力學(xué)理論和巖石物性特征分析井眼失穩(wěn)機(jī)理，基于物理、化學(xué)理論改善鉆井液性能，將力學(xué)與化學(xué)結(jié)合設(shè)計(jì)了新防塌鉆井液體系，并結(jié)合實(shí)例，對該鉆井液的抑制性和承壓能力進(jìn)行了綜合評價(jià)。

1 井眼失穩(wěn)機(jī)理分析

1.1 泥頁巖礦物組分

選取南海西江油田古近系泥頁巖巖樣，利用MiniFlex II型臺式X射線衍射儀，按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《沉積巖中黏土礦物和常見非黏土礦物X射線衍射分析方法》（SY/T 5163—2010）進(jìn)行礦物組分分析試驗(yàn)，結(jié)果見表1。

表 1 南海西江油田古近系泥頁巖礦物種類與含量Table 1 Mineral types and contents of Paleogene shale in the Xijiang Oilfield of the South China Sea

由表1可知，南海西江油田古近系泥頁巖黏土礦物含量較高，為21.0%～37.4%，并且黏土礦物中強(qiáng)膨脹性的伊/蒙混層和高嶺石的平均含量分別達(dá)到59%和16%，因此該泥頁巖易水化膨脹。

1.2 泥頁巖微觀結(jié)構(gòu)

對取自南海西江油田XJ24-6-1井古近系泥頁巖地層的巖樣（取心深度為4 405.00～4 570.00 m），用Quanta 200F型場發(fā)射環(huán)境掃描電鏡觀察其微觀結(jié)構(gòu)，結(jié)果見圖 1（a）—圖 1（d）；與此同時(shí)，將部分巖樣置于蒸餾水中浸泡7 d并取出烘干后，用該掃描電鏡觀察了巖樣浸泡前后的特征部位，結(jié)果分別見圖 1（e）和圖 1（f）。

圖1（a）和圖1（b）分別顯示出泥頁巖中夾雜有塊狀方解石和石英等顆粒；圖1（c）和圖1（d）表明巖樣中含有縫寬100～500 nm、縫長5.0～30.0 μm的原生微裂縫，以及直徑0.5～2.0 μm的原生孔洞，此外在100 μm2的面積上含有2～3條天然裂縫以及多達(dá)10余處易辨認(rèn)的孔洞。由此可知，巖樣中存在很多納米級、微米級的微裂隙和孔洞。

從圖 1（e）和圖 1（f）可以看出，在蒸餾水中浸泡后，巖樣表面的孔洞面積增大，裂縫寬度也明顯增大（從27.4 nm增大到183.2 nm）；巖樣表面出現(xiàn)了新裂縫和孔洞，裂縫寬度在26.5～377.8 nm，巖樣中有明顯的黏土析出并沉積在巖樣表面。由此可知，泥頁巖經(jīng)水浸泡后，巖樣中的黏土礦物被溶解，這不僅會造成原有裂縫和孔洞尺寸明顯增大，還會有新裂縫和孔洞出現(xiàn)。

微裂縫和孔洞為鉆井液濾液侵入提供了通道，并且該層段泥頁巖膨脹性礦物含量較高，鉆井液濾液進(jìn)入巖石內(nèi)部后會造成黏土分散，裂縫和孔洞的體積增大、數(shù)量增多，進(jìn)而造成巖石微觀結(jié)構(gòu)發(fā)生很大的改變，并最終導(dǎo)致井眼失穩(wěn)。

圖1 南海西江油田古近系泥頁巖巖樣掃描電鏡圖Fig. 1 Scanning electron micrograph of rock sample of Paleogene shale in the Xijiang Oilfield of the South China Sea

1.3 泥頁巖膨脹性和滾動(dòng)回收率

南海西江油田古近系泥頁巖在清水和KCl-聚合物鉆井液中的膨脹率和滾動(dòng)回收率測試結(jié)果如圖2所示。KCl-聚合物鉆井液配方為0.167% NaOH+0.167% Na2CO3+1.670% PF-SPNH+5.000%PF-LSF+5.000% PF-LPF+5.000% KCl+11.433% NaCl+0.250% PF-PLH+0.125% PF-XC+3.000%膨潤土。由圖2可知，泥頁巖在清水中的線性膨脹率為22.4%，在KCl-聚合物鉆井液中的膨脹率為10.7%，水化膨脹風(fēng)險(xiǎn)高；泥頁巖在清水和KCl-聚合物鉆井液中的平均滾動(dòng)回收率分別為24.0%和50.6%，水化分散嚴(yán)重?？梢?，KCl-聚合物鉆井液抑制泥頁巖膨脹和分散的效果不理想。

1.4 坍塌壓力當(dāng)量密度與巖石黏聚力的關(guān)系

圖2 線性膨脹率與滾動(dòng)回收率試驗(yàn)結(jié)果Fig. 2 The test results of linear expansion and rolling recovery

以南海西江油田XJ24-6-1井為例，該井從鉆開地層到完井的時(shí)間約為10 d，因此只要保證該時(shí)間段內(nèi)井壁的穩(wěn)定性，就能保證鉆井正常進(jìn)行。為了獲得井壁垮塌程度與坍塌壓力當(dāng)量密度、巖石黏聚力的關(guān)系，通過力學(xué)-化學(xué)耦合井壁穩(wěn)定模型確立了坍塌壓力當(dāng)量密度與巖石黏聚力關(guān)系圖版，如圖3所示。圖3中，3條曲線表示的井徑擴(kuò)大率分別為20%、15%和10%；現(xiàn)場施工中，鉆開某一井段時(shí)的鉆井液密度往往是固定的，因此所能允許的井徑擴(kuò)大率越大，需要的井壁巖石黏聚力越小。

圖3 坍塌壓力當(dāng)量密度與巖石黏聚力關(guān)系圖版Fig. 3 Relationship between collapse pressure equivalent density and rock cohesion

由圖3可知，當(dāng)坍塌壓力當(dāng)量密度為1.25 kg/L時(shí)，為使井徑擴(kuò)大率小于20%、15%和10%，所需要的黏聚力分別應(yīng)為7.4，8.7和10.0 MPa，現(xiàn)場要求的井徑擴(kuò)大率小于15%，所以只要保持黏聚力大于8.7 MPa即可。

1.5 巖石抗壓強(qiáng)度和黏聚力

利用高溫高壓巖石力學(xué)試驗(yàn)機(jī)和南海西江油田古近系泥頁巖巖樣，進(jìn)行了KCl-聚合物鉆井液與巖石耦合力學(xué)評價(jià)試驗(yàn)，得到了巖樣在鉆井液中浸泡前后的抗壓強(qiáng)度與黏聚力變化情況，如圖4所示。

圖4 巖樣在鉆井液中浸泡后抗壓強(qiáng)度與黏聚力的變化Fig. 4 The change of compressive strength and cohesion of rock samples after immersion in drilling fluid

由圖4可知，巖石抗壓強(qiáng)度隨著鉆井液浸泡時(shí)間增長而降低，但降低幅度越來越小，逐漸趨于穩(wěn)定；浸泡7 d后，巖石黏聚力變?yōu)?.4 MPa，相比原始巖樣黏聚力降低約54.3%，不能滿足維持井壁穩(wěn)定所需要的巖石黏聚力。

通過以上試驗(yàn)可知，南海西江油田古近系泥頁巖地層微裂縫和孔洞廣泛發(fā)育，井眼失穩(wěn)可歸結(jié)為微裂隙發(fā)育和高含量黏土礦物的水化作用。微裂隙不但會降低巖石的強(qiáng)度，且提供了鉆井液侵入地層的通道；水化作用產(chǎn)生的水化應(yīng)力會改變井周圍巖應(yīng)力分布，導(dǎo)致裂縫擴(kuò)展，加劇弱化巖石力學(xué)強(qiáng)度，進(jìn)而導(dǎo)致井眼失穩(wěn)。此外，在KCl-聚合物鉆井液作用下，泥頁巖水化膨脹嚴(yán)重，巖屑滾動(dòng)回收率很低且易分散，巖樣的力學(xué)強(qiáng)度降低幅度大，不能滿足維持井壁穩(wěn)定所需要的巖石黏聚力，井壁存在很大的坍塌風(fēng)險(xiǎn)，必須對目前常用的KCl-聚合物鉆井液體系進(jìn)行優(yōu)化。

2 抑制劑和封堵劑優(yōu)選

針對現(xiàn)用防塌鉆井液（KCl-聚合物鉆井液）的不足，在原有配方的基礎(chǔ)上，通過優(yōu)選、加入抑制劑提高鉆井液的抑制性，解決黏土礦物水化膨脹分散問題；通過優(yōu)選、加入封堵劑，封堵裂縫和孔洞，減小鉆井液的侵入量，并在其基礎(chǔ)上，形成新防塌鉆井液配方。

2.1 抑制劑優(yōu)選

通過綜合比對，選擇在原KCl-聚合物鉆井液配方的基礎(chǔ)上加入聚銨鹽來提高鉆井液的抑制性能。隨著聚銨鹽加量的增大，鉆井液的濾失量和表觀黏度的變化曲線如圖5所示。

圖5 不同聚銨鹽加量下鉆井液的濾失量和表觀黏度Fig. 5 Filtration and apparent viscosity of drilling fluid under different polyammonium dosages

由圖5可知，隨著聚銨鹽加量增大，鉆井液的抑制性能增強(qiáng)，API濾失量和高溫高壓濾失量均有所降低，但其表觀黏度升高。當(dāng)聚銨鹽加量達(dá)到一定程度后，鉆井液抑制性能的提高程度減小。綜合考慮性能和現(xiàn)場施工成本，聚銨鹽加量確定為2.0%。

2.2 封堵劑優(yōu)選

KCl-聚合物鉆井液加入聚銨鹽后的其抑制性能有所提高，但高溫高壓濾失量依然較高（＞14 mL）。為了滿足保持井壁穩(wěn)定的要求，還需要加入適當(dāng)?shù)姆舛聞﹣硖岣咩@井液的封堵性能，以減少侵入地層的鉆井液濾液，從而有利于抑制黏土礦物的水化膨脹分散。

2.2.1 微米級裂縫封堵

測試了KCl-聚合物鉆井液加重前后的粒度分布，結(jié)果如圖6所示。

圖6 鉆井液粒度分布測試結(jié)果Fig. 6 Test results of drilling fluid particle size distribution

由圖6可知，KCl-聚合物鉆井液加重前后粒度均主要分布在10～100 μm。根據(jù)D90封堵理論，以該粒度分布測試結(jié)果作為設(shè)計(jì)復(fù)配不同粒度超細(xì)碳酸鈣比例的依據(jù)，可得到最優(yōu)封堵的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

在KCl-聚合物鉆井液中加入復(fù)配超細(xì)碳酸鈣，測試其濾失性能隨復(fù)配超細(xì)碳酸鈣加量增大的變化情況，結(jié)果如圖7所示。

從圖7可以看出，加入復(fù)配超細(xì)碳酸鈣后，KCl-聚合物鉆井液的濾失量有所降低，但降低幅度不大。綜合考慮物性參數(shù)和成本，最終確定超細(xì)碳酸鈣的加量為3.0%，且其2 000目和1 000目的復(fù)配比例為 7∶3。

圖7 鉆井液濾失性能與復(fù)配超細(xì)碳酸鈣加量的關(guān)系曲線Fig. 7 Relationship between filtration performance of drilling fluid and addition of composite superfine CaCO3

2.2.2 納米級微裂縫封堵

對于南海西江油田古近系泥頁巖地層，納米級微裂縫也是鉆井液侵入地層的重要通道。目前所用封堵劑無法有效封堵納米級微裂縫。為此，引入納米二氧化硅，利用納米二氧化硅的擴(kuò)散與對流作用，在巖石表面形成致密的封堵層。隨著二氧化硅加量的變化，鉆井液濾失性能的變化情況如圖8所示。

圖8 鉆井液濾失性能與納米二氧化硅加量的關(guān)系曲線Fig. 8 Relationship between the filtration performance of drilling fluid and the addition of nano SiO2

從圖8可以看出，加入納米二氧化硅后，鉆井液的API濾失量和高溫高壓濾失量均有所降低。

由上述封堵試驗(yàn)結(jié)果可知，不管是微米級裂縫還是納米級微裂縫，加入封堵劑后，鉆井液的API濾失量和高溫高壓濾失量均有所降低，但是加量增大到一定值后，濾失量趨于穩(wěn)定。綜合分析效果并考慮成本，納米二氧化硅加量確定為0.5%。

綜合分析抑制性與封堵性試驗(yàn)結(jié)果，得到了新防塌鉆井液的配方：0.167%NaOH+0.167%Na2CO3+1.667%PF-SPNH+5.000%PF-LSF+5.000%PF-LPF+5.000%KCl+11.433%NaCl+0.250%PF-PLH+0.125%PF-XC+2.000%聚銨鹽+0.500%納米二氧化硅+3.000%復(fù)配超細(xì)鈣（2 000目和1 000目的復(fù)配比為7∶3）+3.000% 膨潤土。

3 新防塌鉆井液性能評價(jià)

3.1 常規(guī)性能

通過室內(nèi)試驗(yàn)，對比了新防塌鉆井液與目前常用的KCl-聚合物鉆井液的常規(guī)性能，結(jié)果見表2。

表 2 新防塌鉆井液與KCl-聚合物鉆井液常規(guī)性能對比情況Table 2 Comparison of the conventional performances between new anti-sloughing drilling fluid and KCl-polymer drilling fluid

由表2可知，新防塌鉆井液和KCl-聚合物鉆井液均具有良好的流變特性。在密度為1.25 kg/L時(shí)，新防塌鉆井液的高溫高壓濾失量和API濾失量分別為11.5和2.8 mL，比KCl-聚合物鉆井液分別低37.8% 和 34.9%；塑性黏度 41.0 mPa·s，比 KCl-聚合物鉆井液高83.9%。可見，相較于KCl-聚合物鉆井液，新防塌鉆井液各方面性能均有所提高。

3.2 抑制性

通過線性膨脹試驗(yàn)和滾動(dòng)回收試驗(yàn)評價(jià)了新防塌鉆井液的抑制性，結(jié)果如圖9和圖10所示。泥頁巖在新防塌鉆井液中浸泡后10 d的力學(xué)性能測試結(jié)果如圖11所示。

圖9 線性膨脹率試驗(yàn)結(jié)果Fig. 9 Results of a linear expansion rate test

圖10 滾動(dòng)回收率試驗(yàn)結(jié)果Fig. 10 Results of a rolling recovery test

圖11 巖石黏聚力與內(nèi)摩擦角試驗(yàn)結(jié)果Fig. 11 Experimental results of rock cohesion and internal friction angle

由圖9和圖10可知：泥頁巖在新防塌鉆井液中的線性膨脹率為2.9%，表明其抑制泥頁巖膨脹的能力強(qiáng)；新防塌鉆井液具有很好的抑制性，泥頁巖巖屑在其中的平均滾動(dòng)回收率為90%，較優(yōu)化前增加了23%～28%。從圖11可以看出，泥頁巖在新防鉆井液中浸泡10 d后的黏聚力為8.8 MPa，大于8.7 MPa，因此新防塌鉆井液可以滿足井徑擴(kuò)大率小于15%時(shí)，井壁穩(wěn)定對巖石黏聚力的要求。

3.3 承壓能力

參考石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《鉆井液用橋接堵漏材料室內(nèi)試驗(yàn)方法》（SY/T 5840—2007），用粒徑40～60目砂床模擬地層，進(jìn)行了承壓能力評價(jià)試驗(yàn)，結(jié)果如圖12所示。試驗(yàn)儀器為高溫高壓濾失儀（試驗(yàn)前對其進(jìn)行了改裝，使其能夠測試高溫高壓條件下的承壓能力）。試驗(yàn)時(shí)，向高溫高壓濾失儀中的鉆井液持續(xù)加壓，直至壓穿為止，記錄最大的施加壓力（即鉆井液在該砂床中的承壓能力）。

圖12 承壓能力試驗(yàn)結(jié)果Fig. 12 Results of pressure-bearing capacity test

由圖12可知，KCl-聚合物鉆井液的平均承壓能力為18.3 MPa，而新防塌鉆井液的平均承壓能力為21.5 MPa，承壓能力有較大幅度提高，可以有效封堵不同滲透性地層，具有廣譜防漏和保護(hù)儲層效果，能滿足現(xiàn)場要求。

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果預(yù)測

井徑擴(kuò)大率可以直觀展示井眼坍塌狀況，并且可在測井過程中直接測出，因此可以用其評價(jià)鉆井液的作用效果。因此，選取南海西江區(qū)塊XJ24-6-1井古近系泥頁巖地層3 478.00～4 700.00 m井段，進(jìn)行了新防塌鉆井液（密度為1.25～1.27 kg/L）應(yīng)用效果預(yù)測分析。

圖13 新防塌鉆井液和現(xiàn)用鉆井液條件下的井徑擴(kuò)大率Fig. 13 Comparison of the hole enlargement rates between new anti-sloughing drilling fluid and KCl-polymer drilling fluid

首先根據(jù)坍塌壓力當(dāng)量密度與巖石黏聚力關(guān)系圖版，確定保持井徑擴(kuò)大率小于15%時(shí)的臨界黏聚力為8.7 MPa。然后，進(jìn)行了巖心浸泡試驗(yàn)，試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)：使用KCl-聚合物鉆井液時(shí)，有多處井段的黏聚力小于8.7 MPa，不能滿足保持井徑擴(kuò)大率小于15%的要求；采用新防塌鉆井液，地層巖石在鉆井液浸泡后的黏聚力明顯較大，在3 478.00～4 700.00 m井段黏聚力始終大于8.7 MPa，滿足要求。由此可知，采用新防塌鉆井液之后，可以有效提高鉆井液浸泡后地層的黏聚力值。

在此基礎(chǔ)上，進(jìn)行了井徑擴(kuò)大率的計(jì)算分析，結(jié)果如圖13所示。XJ24-6-1井3 478.00～4 700.00 m井段實(shí)鉆中采用了KCl-聚合物鉆井液，得到了井徑擴(kuò)大率曲線（圖13中藍(lán)線）；根據(jù)井況和相關(guān)參數(shù)，計(jì)算得到了新防塌鉆井液對應(yīng)的井徑擴(kuò)大率（圖13中紅線）。分析發(fā)現(xiàn)：KCl-聚合物鉆井液對應(yīng)的井徑擴(kuò)大率為-6%～28%，井眼縮徑、坍塌狀況嚴(yán)重；如果使用新防塌鉆井液（密度1.25～1.27 kg/L）鉆進(jìn)該井段，井徑擴(kuò)大率為-2%～11%，井徑擴(kuò)大率及其變化幅度大大減小。由此可見，新防塌鉆井液能夠有效控制井徑擴(kuò)大率，且效果顯著。

5 結(jié)論及認(rèn)識

1）分析了南海西江油田古近系泥頁巖地層井壁失穩(wěn)機(jī)理，確定了鉆井液密度、巖石黏聚力和井壁垮塌程度的關(guān)系圖版，提出從強(qiáng)化鉆井液抑制性和封堵性2方面入手解決井壁失穩(wěn)問題。

2）在現(xiàn)用防塌鉆井液（KCl-聚合物鉆井液）的基礎(chǔ)上，通過優(yōu)選抑制劑和封堵劑及確定其加量，形成了新防塌鉆井液配方。室內(nèi)評價(jià)試驗(yàn)表明，新防塌鉆井液能夠滿足預(yù)計(jì)工期內(nèi)維持巖石黏聚力大于8.7 MPa的要求。

3）新防塌鉆井液目前僅僅進(jìn)行了效果預(yù)測，還需要通過現(xiàn)場試驗(yàn)來驗(yàn)證其真實(shí)效果。同時(shí)，鉆井液密度、巖石黏聚力和井壁垮塌程度的關(guān)系圖版，受地層地質(zhì)特征、微觀結(jié)構(gòu)和施工參數(shù)等因素的影響較大，還需要結(jié)合具體的施工數(shù)據(jù)和巖心試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)一步完善，以期其在解決井壁失穩(wěn)及支撐防塌鉆井液方案設(shè)計(jì)方面起更大作用。