钻井液封堵性对徐闻区块涠三段井壁失稳的影响

许春田， 马成云， 徐同台， 汤燕丹， 肖伟伟（. 江苏石油勘探局钻井处，江苏扬州56；. 北京石大胡杨石油科技发展有限公司，北京000）

许春田等.钻井液封堵性对徐闻区块涠三段井壁失稳的影响[J].钻井液与完井液，2016，33（1）：52-56.



钻井液封堵性对徐闻区块涠三段井壁失稳的影响

许春田1， 马成云2， 徐同台2， 汤燕丹1， 肖伟伟2
（1. 江苏石油勘探局钻井处，江苏扬州225261；2. 北京石大胡杨石油科技发展有限公司，北京102200）

许春田等.钻井液封堵性对徐闻区块涠三段井壁失稳的影响[J].钻井液与完井液，2016，33（1）：52-56.

摘要在徐闻区块钻井过程中，钻遇涠洲组时发生了井塌等井下复杂事故，但通过对测井数据和地层3个压力剖面数据分析，发现钻井使用的钻井液密度均高于地层坍塌压力当量密度，且涠三段地层层理裂隙比较发育。利用给出的坍塌压力当量钻井液密度简化计算式，计算了钻井液浸泡后岩心坍塌压力的变化，其结果表明，随着钻井液浸泡时间的增加，岩石强度下降，进而造成地层坍塌压力大幅度增加，岩心浸泡5 d坍塌压力增加了12.15%。对涠三段地层井壁失稳情况及影响因素进行了分析，认为该层位井壁失稳机理为：钻井液封堵性不足以阻止钻井液滤液侵入地层，造成地层强度下降和近井壁孔隙压力升高，进而导致地层坍塌压力升高，诱发井壁坍塌。采用有机盐、包被剂和胺基抑制剂改善了钻井液抑制性，采用ZHFD、QS-4和NFA-25作为封堵剂，形成了强封堵强抑制的有机盐胺基钻井液，延长了井壁坍塌周期，有效解决了涠三段井壁失稳的技术难题。

关键词井眼稳定；坍塌压力当量密度；强封堵强抑制钻井液；抑制性；封堵；徐闻区块；涠三段

Effect of Sealing and Plugging Capacity of Drilling Fluid on Borehole Stability of Weisan Member in Block Xuwen

XU Chuntian, MA Chengyun, XU Tongtai, TANG Yandan, XIAO Weiwei
(1. Drilling Department of Jiangsu Oilfield, Sinopec, Yangzhou Jiangsu 225261,China; 2. Beijing Shi Da Hu Yang Petroleum Technology Company Ltd., Beijing 102200,China)

Abstract Borehole instability of the Weizhou Member has been encountered during drilling in Block Xuwen, although the mud weight used exceeded the equivalent density calculated from the collapse pressure of the formation, as known from logging data and analyses of 3 pressure profiles. It was found that fractures and fissures were developed in the Weisan Member. In laboratory experiments, cores taken from the formation of interest were immersed in drilling fluid, and changes in collapse pressure were calculated using a simplified equation of calculating mud weight from collapse pressure. It was found that the rock strength decreased with immersion time, resulting in a large increase in collapse pressure of formation; in the experiments, the collapse pressure increased by 12.15% after 5 d of immersion in drilling fluid. Analyses of borehole instability in the Weisan Member indicated that lack of sealing and plugging of formation by drilling fluid resulted in filtrate invasion, which in turn reduced the strengths of formation and increased the pressure of formations near the wellbore. The collapse pressure of formation was thus increased, resulting in borehole instability. Based on these understandings, the formulation of drilling fluid was modified by adding organic salts, encapsulators and amine additives into the drilling fluid, and using ZHFD, QS-4 and NFA-25 as plugging agents. With this optimized drilling fluid, the time required for the borehole to collapse was prolonged, and borehole instability of the Weisan Member was prevented.

Key words Borehole stabilization; Equivalent density of collapse pressure; Strongly inhibitive drilling fluid with strong plugging capacity; Inhibitive capacity; Sealing and plugging; Block Xuwen; Wensan Member

徐闻地区已钻井主要位于北部湾盆地迈陈凹陷北斜坡区块，完钻层位主要是涠洲组和流沙港组。但是钻探涠洲组和流沙港组过程中，出现了井壁坍塌、井漏等井下复杂，严重影响了油气资源勘探和开发。通过对测井数据和地层3个压力剖面数据分析，发现徐闻涠三段地层层理裂隙比较发育，钻井过程中所使用的钻井液密度为1.27～1.32 g/cm3，均高于地层坍塌压力当量密度（0.8～1.26 g/cm3），但是从涠三段井径曲线图（见图1）可以看出，该井段地层井壁坍塌非常严重。这说明徐闻涠三段地层井壁失稳原因不是由于钻井液密度低于原始地层坍塌压力当量密度造成的，而是由于其它原因而引发井壁失稳。探讨了钻井液封堵性对徐闻涠三段地层坍塌压力的影响，并研究了稳定该段井壁的钻井液技术对策[1-10]。

注：1 in=25.4 mm。

1　钻井液封堵性

1.1 现场钻井液封堵性评价

在徐闻区块采用复合有机盐低渗透润滑防塌钻井液钻涠三段地层，对该钻井液的封堵性能进行实验评价，结果见表1。现场钻井液配方如下。

3%膨润土+0.2%Na2CO3+0.2%NaOH+1.5% Redul-1+2%PGCS-1+2%NFA-25+0.2%IND-10+ 0.15%XC+15%weigh2+3%QS-4（ρ=1.35 g/cm3）

实验结果表明：该钻井液封堵性较差，其中粒径为0.45～0.90 mm 的砂床滤失量高达26.9 mL，0.45～0.90 mm的砂床渗透性失水为全失。这说明该钻井液中的颗粒粒径匹配较差，缺少较大尺寸颗粒的封堵剂，且形成的滤饼质量也较差，不足以阻止钻井液滤液沿着裂缝侵入地层。

1.2 钻井液封堵性差造成岩石强度下降

正是由于现场钻井液封堵性差，当采用现场钻井液做岩心浸泡实验时，岩心块发生了破裂，无法测试岩石强度。为了能够进一步研究钻井液封堵性对地层岩石强度的影响，对现场钻井液封堵性能进行了初步优化，使其在钻井液中浸泡过程中不出现破裂，再采用此钻井液浸泡岩心，进行对岩心强度影响实验。

表1　不同粒径砂床封堵性测试结果

1.2.1 实验条件

岩心取自徐闻x7井涠三段井深3 797.4 m处。钻井液初步优化配方如下。其砂床封堵性实验结果见表2。

4%膨润土+0.2%Na2CO3+0.2%NaOH+1% Redul+2%PGCS-1+2%NFA-25+0.5%TJX-1+ 0.3%IND-10+0.2%XC+5%Weight2+3%QS-4（ρ=1.35 g/cm3）

表2　钻井液在不同粒径（mm）砂床中的封堵性 mL

从表2可以看出，粒径为0.28～0.45 mm砂床的滤失量达39.0 mL，说明该钻井液中的颗粒粒径匹配仍然不恰当，不能达到快速封堵地层稳定井壁的要求；但是岩心块不会发生破碎，可以测试强度来说明钻井液封堵性对岩石强度的影响。

1.2.2 实验方法

1）用三轴应力实验装置，在相同的条件下测定岩心经同一配方钻井液浸泡不同时间以后的岩石力学性能（主要指弹性模量和泊松比）及其强度。

2）计算对比岩心经不同时间浸泡以后的坍塌压力。

3）综合对比分析地层岩石强度下降对地层坍塌压力的影响规律。

1.2.3 坍塌压力计算

对于直井而言，不考虑水化应力对稳定性的影响，坍塌压力（当量钻井液密度）简化计算式为：

式中：ρi为地层坍塌压力当量钻井液密度，g/cm3；σH、σh为水平最大地应力、水平最小地应力，MPa；Pp地层孔隙压力，MPa；C为内凝聚力，MPa；α为有效应力系数；η为非线性修正系数，对一般泥页岩可取0.95；K=cot（45°-φ/2）；φ为内摩擦角，（°）。已知：σH=74.71 MPa；σh=61.62 MPa；Pp=38.11 MPa；K=cot（45°-φ/2）=1.56，涠三段泥岩岩心经钻井液浸泡不同时间坍塌压力计算结果见表3。计算结果表明，随着钻井液浸泡时间的增加，岩石强度下降，进而造成地层坍塌压力大幅度增加；岩心浸泡5 d，坍塌压力增加了12.15%。由于现场钻井液封堵性比该实验初步优化的钻井液更差，岩石强度将会下降更快、更大，坍塌压力增加的幅度也会更大。

表3　钻井液浸泡后的岩石力学性能测试结果

1.2.4 实验结果分析

徐闻涠三段岩心应力应变曲线见图2～图5。从图中可以看出，在单轴条件下，泥岩峰值强度对应的应变分别为0.46%、0.74%、0.74%、0.52%，均远低于3%，且岩心的破坏形式为劈裂（见图6）。上述数据表明涠三段泥岩属于硬脆性泥岩。虽然地应力作用下地层的变形比较小，但变形主要是由于地层内部微裂缝的扩展造成的。

图2　0 d岩心应力应变曲线

图3　1 d岩心应力应变曲线

图4　3 d岩心应力应变曲线

图7为按钻井液浸泡5 d后岩石强度计算出徐闻X8井涠三段中地层坍塌压力当量钻井液密度曲线。从图7可以看出，地层坍塌压力当量密度已接近钻井液密度，部分井段甚至超过钻井液密度，诱发了井塌。上述实验表明：现场钻井液封堵性不足以阻止钻井液滤液侵入地层，造成岩石强度下降、地层坍塌压力升高，诱发井壁坍塌。

图5　5 d岩心应力应变曲线

图6　岩心在钻井液浸泡前后的照片

图7　徐闻X8井涠三段坍塌压力对比曲线

1.3 钻井液封堵性差造成近井壁孔隙压力增大

在不考虑岩石强度参数变化的情况下，对于孔隙压力进行了假设，并利用式（1）计算了坍塌压力，结果见表4。实验结果表明：随着孔隙压力的升高，坍塌压力增加；当孔隙压力当量钻井液密度由1.02 g/cm3增大到1.2 g/cm3（增长了17.65%）时，坍塌压力当量钻井液密度由1.05增大到1.10 g/cm3（增长了4.64%）。由于现场钻井液密度（1.27～1.35 g/cm3） 远高于地层孔隙压力当量密度（0.5～1.10 g/cm3）， 若钻井液封堵性差， 会发生压力传递， 导致近井筒孔隙压力升高， 进而造成坍塌压力增加，当坍塌压力超过钻井液密度时， 就可能诱发井壁失稳。

表4　不同孔隙压力下的地层坍塌压力计算结果

综上所述，徐闻区块涠三段泥岩原始地层坍塌压力不算高，该地区钻进涠三段时所采用的钻井液密度高于地层坍塌压力，不易引发井壁失稳。但由于钻进该段地层所采用的钻井液封堵性远不足以有效封堵地层层理/裂缝，从而引起近井筒岩石强度下降、孔隙压力增大，进而造成坍塌压力升高，超过钻井液密度，从而诱发井壁失稳。因此提高钻井液封堵性是稳定徐闻涠三段井壁的关键技术。

2　徐闻涠三段稳定井壁钻井液技术

2.1 改善钻井液抑制性

用X6井涠三段泥岩岩心，评价现场钻井液在140 ℃、16 h的抑制性发现，原现场钻井液抑制性弱，虽然一次滚动回收率高达93.93%，但是二次滚动回收率只有60.36%，不能满足泥页岩井壁稳定的要求。因此通过采用有机盐、包被剂和胺基抑制剂协同作用来改善原现场钻井液抑制性，优化后的钻井液抑制性强，一次回收率为98.13%，二次回收率为98.10%，均大于90%。

优化后钻井液配方（1#）：2%膨润土+0.2% Na2CO3+0.2%NaOH+1%Redul+4%SPNH+2% SMP-1+3%PGCS-1+3%NFA-25+0.5%TJX-1+ 0.3%IND-10+0.1%XC+5%Weight2+3%QS-4+ 3%ZHFD（密度为1.35 g/cm3）

2.2 增强钻井液封堵性

主要从外泥饼和内泥饼2个方面来增强钻井液封堵性。一方面采用SPNH、SMP-1和Redu1来控制钻井液滤失量，促使井壁形成薄而致密、韧性好、渗透率低的外泥饼，阻止钻井液侵入地层。另一方面采用特种刚性/柔性架桥材料ZHFD、刚性填充材料超细碳酸钙和可变形填充材料仿沥青，在井壁附近建立良好的内封堵层，阻止钻井液的进一步侵入。其中，特种刚性/柔性架桥材料ZHFD粒径分布范围广，具有分级式“单板”架桥或堆砌式“架桥”作用，能够层层架桥，降低孔喉尺寸且具有相当强的承压能力；超细碳酸钙是一种刚性填充材料，可以进一步填充由架桥材料分割出来的小孔喉，使地层的孔喉和裂缝基本被钻井液中的固相颗粒填充；仿沥青进一步充填微孔隙，促使地层微裂缝被尽可能地紧密充填，达到封堵地层的目的。通过以上3个方面的协同作用，在近井壁形成了良好的内外封堵层，阻止了钻井液沿着裂缝侵入地层引发的井壁失稳。现场使用钻井液与优化后钻井液砂床封堵性实验结果见图8和图9。

图8　砂床封堵性实验结果

图9　做完钻井液封堵之后的砂床渗透性失水实验结果

从图中可以看出，有机盐胺基钻井液的封堵能力大幅度提升，其中过0.45～0.90 mm和0.28～0.45 mm砂床滤失量小于7.5 mL，渗透滤失量小于2mL，高温高压（160 ℃、16 h）滤失泥饼薄而致密、韧性好（见图10）。

图10　现场钻井液和优化后钻井液配方高温高压滤失泥饼

3　结论

1.徐闻涠三段井壁失稳不是由于钻井液密度低于原始地层坍塌压力而造成的，而是由于钻进该段地层所采用的钻井液封堵性不足以有效封堵地层层理、裂缝，从而引起近井筒泥岩水化膨胀、岩石强度下降、孔隙压力增大，进而造成坍塌压力升高，超过钻井液密度，诱发井壁失稳。

2.采用有机盐、包被剂和胺基抑制剂改善了钻井液抑制性，采用ZHFD、QS-4和NFA-25作为封堵剂，最终形成了强封堵强抑制的有机盐胺基钻井液，延长了井壁坍塌周期，有效解决涠三段井壁失稳的技术难题。

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收稿日期（2015-11-17；HGF=1601N18；编辑 王小娜）

作者简介：第一许春田，1996年毕业于中国石油大学钻井专业， 一直从事钻井液技术管理与研究工作。电话（0514）86761052。

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.01.011

中图分类号：TE258

文献标识码：A

文章编号：1001-5620（2016）01-0052-05