硅酸盐钻井液降低易失稳地层钻井液密度可行性分析

田波，周姗姗，王堂青，田峥

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳518000；2.荆州嘉华科技有限公司，湖北荆州434000）

近年来在珠江口盆地海区古近系地层已陆续取得油气发现，部分油田也已开始动用深部油藏并取得较好的经济效益。然而，在古近系地层钻井过程中面临着诸多困难：如井眼易出现垮塌、缩径等井壁失稳现象、电测卡电缆、倒划眼困难、起下钻次数较多、因地层可钻性较差导致ROP较低等。截至目前，已开发井钻井作业中，频繁出现垮塌、缩径等井壁失稳现象。古近系地层采用较低密度钻进时，多口井出现垮塌、扩径等井壁失稳现象，而采用较高密度钻进，在钻进过程中虽没有发生井壁失稳问题，但在测井时发生卡电缆事故。现场作业经验表明，针对古近系地层井壁失稳问题单纯靠提高钻井液密度很难解决，同时提高钻井液密度会引发卡钻、钻速降低，增加作业成本等问题。密度是平衡地层压力的关键所在，密度过低就会导致井壁失稳，密度略高，又会增大测井期间压差卡钻的风险，这个突出的矛盾在古近系尤为明显，如何使用较低的钻井液密度顺利钻穿古近系地层显得尤为重要。基于提高岩石内聚力，增强岩石强度，降低地层坍塌压力，从而使平衡液柱压力所需钻井液密度降低这一理论进行研究，分析古近系地层井壁失稳机理，通过现场岩石分析，得出岩石内聚力与密度的关系。优化硅酸盐钻井液体系，解决硅酸盐钻井液流变和滤失性能难以控制问题，并通过岩石浸泡实验对优化后硅酸盐水基防塌钻井液对岩石内聚力及抗压强度效果进行评价分析。

1 古近系地层井壁垮塌机理分析

古近系地层钻探多口井中，多次出现返出掉块尺寸增大，增多，井眼扩大，垮塌及起下钻遇阻等井壁失稳问题。室内对现场返出掉块进行了黏土矿物分析及清水滚动回收率及膨胀率实验，并结合扫描电镜（SEM）从微观上观察返出掉块，确定井壁垮塌原因。由表1可以看出，掉块黏土矿物含量均在60%以上，最高达71.2%，以伊蒙混层为主。现场掉块的清水滚动回收率最高达到71.9%，最低也达到了55.7%，见表2。表明掉块的水化分散性较差，黏土矿物水化分散不是古近系地层井壁失稳的主要原因。取不同深度的现场掉块磨成粒径0.154mm的细粉末，取10 g，在13.8mPa下压10min成饼，分别用清水浸泡16 h，用膨胀量测试仪测试表明，膨胀量均在14.1%以下，见表2。实验表明掉块水化膨胀能力较弱，黏土矿物的水化膨胀也不是古近系地层井壁失稳的主要原因。

表1 现场掉块矿物含量分析

表2 现场掉块在清水中的滚动回收率及膨胀率

由图1现场掉块的SEM分析可以看出，放大5000倍后，图片左下角有很多微裂缝。部分微裂缝在地下应力作用下发生闭合，但在钻井过程中，钻井液中液体沿着微裂缝渗入，弱化岩石力学强度，同时引起井壁周围地层中的黏土矿物发生水化，从而导致井壁坍塌。由此判断，古近系地层由于微裂缝发育，导致在钻井过程中多次发生垮塌。结合提高钻井液密度导致压差卡钻、ROP低等问题，要解决古近系地层井壁失稳问题，需要封堵微裂缝，减少滤液侵入，同时增强地层岩石强度，保证较低钻井液密度条件下快速顺利钻进。

图1 现场掉块的SEM图（×5000）

2 降密度可能性分析

2.1 钻井液密度及岩石内聚力关系

降低地层坍塌压力就可以降低钻井所需的钻井液密度，对于井壁坍塌压力计算，主要是井壁应力的分析，其次是描述剪切破坏准则的选择[1-2]。目前在解析计算中应用最广泛的是Mohr-Coulomb强度破坏准则[2]。由公式（1）可知，岩石内聚力越大，剪应力越大，岩石越不容易被破坏，即增加岩石内聚力可有效增强岩石强度。

式中，τ为剪应力；φ为岩石内摩擦角，（°）；C为岩石内聚力，MPa；σ为正应力。

室内根据现场岩石力学参数单井剖面图，得出古近系地层岩石内聚力与坍塌压力当量密度的关系，见图2。在保持井径扩大率小于15%且稳定10 d的情况下，对钻井液密度及井壁围岩强度要求为，当钻井液密度为1.3g/cm3时，内聚力不小于7.2mPa；当钻井液密度降低至1.25g/cm3时，内聚力不小于8.7mPa。岩石内聚力越大，井壁坍塌压力越小，安全钻井所需钻井液密度越小，具体数据见图2。

图2 坍塌压力当量密度及岩石内聚力关系图

2.2 硅酸盐对岩石强度影响评价

针对古近系地层多裂缝的特点，硅酸盐钻井液在流入地层的过程中，pH值逐渐降低，形成凝胶，起到有效封堵裂缝，并阻止滤液进一步侵入地层的作用，同时和微小孔喉内的钙镁离子发生反应生成沉淀，进一步提高封堵，阻止滤液的侵入，在地层高温条件下，硅酸盐与地层中黏土矿物发生反应，将本来已经封堵的地层固封成一个整体，增强地层岩石强度，从而降低地层坍塌压力[3-12]。

为了评价硅酸盐对岩石内聚力及抗压强度的影响，在130℃、4mPa下采用不同抑制剂浸泡岩心72 h后，采用RTR-1000三轴岩石强度测试仪进行力学性能测定，结果见图3、图4和表3。

图3 不同单剂浸泡72 h后岩石的抗压强度

图4 不同单剂浸泡72 h后岩石的内聚力

表3 不同硅酸钾浓度对岩石承压强度及内聚力影响

由图3和图4可以看出，3%硅酸钾溶液浸泡72 h后，岩石在围压为40mPa时，抗压强度达到了176mPa，内聚力达到了16mPa，明显优于聚胺和KCl的效果，是清水的2.3倍。从表3可以看出，随着硅酸钾浓度不断增大，浸泡后岩石强度不断增大，内聚力也不断增大。

3 硅酸盐钻井液体系优化及评价

硅酸盐钻井液流变性和滤失量控制一直是制约硅酸盐钻井液发展的主要问题。钻井过程中，当硅酸盐钻井液固相含量从30%增加到45%时，其黏度迅速增加[5]。要解决硅酸盐钻井液流变性问题，在应用过程中，应始终保持pH值在11以上，但pH大于11，又会导致常用降滤失剂断链失效。室内从硅酸盐钻井液pH值控制和降滤失剂筛选入手，构建硅酸盐钻井液体系。

3.1 硅酸盐钻井液体系配方及性能

室内优选出硅酸盐钻井液体系配方：淡水+ 0.3%NaOH+0.3%PAC-LV+0.1%XC+2.5%封堵剂+ 2.5%降滤失剂1+2%降滤失剂2+3%硅酸钾+3%流变稳定剂+重晶石配方中采用淡水取代常规硅酸盐钻井液所用膨润土浆，以减少硅酸根离子在黏土颗粒上的吸附，保证钻井液中硅酸盐含量及效果。室内实验发现，同样pH值及模数条件下，硅酸钠比硅酸钾更易形成凝胶，即硅酸钠更易造成钻井液增稠，所以采用硅酸钾；目前用在硅酸盐钻井液中的降滤失剂大多存在增黏现象，室内筛选出滚后不增黏淀粉作为降滤失剂1；硅酸盐钻井液流变难以控制，主要受体系中硅酸盐随体系pH变化状态发生变化导致，研制的流变稳定剂可保持在一定固相及液相侵入后，体系pH值稳定在11至12之间，保证硅酸盐钻井液流变的稳定性，见表4。

3.2 岩心浸泡实验

为了测试硅酸盐钻井液对岩石强度的影响，室内用优选的硅酸盐钻井液体系与前期古近系地层所用PLUS-KCl体系、油基钻井液体系做岩石浸泡实验，并采用RTR-1000三轴岩石强度测试仪进行力学性质测定，见图5。

图5 不同钻井液体系浸泡后对岩石抗压强度的影响

从图5可以看出，硅酸盐钻井液体系浸泡后，在围压为40mPa时，岩石抗压强度可以达到179mPa，内聚力可达到11.7mPa，其内聚力优于PLUS-KCl体系的6.3mPa，完全可以满足古近系地层钻井需求；同等条件下油基钻井液抗压强度也仅为153mPa，内聚力为7.9mPa，略差于硅酸盐钻井液。分析认为油基钻井液因其优异的抑制性能，可以保证岩石基本不水化，但硅酸盐钻井液优异的封堵抑制性能不仅能抑制岩石水化，同时可与黏土矿物发生反应，固封岩石，增强岩石强度。

3.3 SEM实验

室内使用扫描电镜观察浸泡前后岩石的微观状态，从微观上解释硅酸盐浸泡对岩石强度影响的原因。从图6可以看出，岩石浸泡前，岩石最大孔隙为1.57 μm，而用清水在90℃下浸泡后，增大到4.74 μm，增大了3倍；而用3%硅酸钾浸泡后，岩石表面孔隙被填充，整个岩石胶结在一起。分析认为是硅酸盐的硅醇基与黏土矿物的铝醇基发生缩合反应，将黏土等矿物颗粒结合成牢固的整体，起到固化井壁的作用，从微观上解释了用硅酸盐及硅酸盐钻井液浸泡岩石后，岩石抗压强度及内聚力增大的原因。

图6 岩石的微观状态

4 结论

1.通过岩石浸泡实验及三轴压力计算，表明硅酸盐钻井液可增强岩石内聚力及岩石强度，降低地层坍塌压力，从而可降低相应钻井液密度，所以在古近系地层用硅酸盐降低钻井液密度是可行的。

2．对于古近系易发生井壁失稳的地层，仅从提高钻井液密度方面解决是不能解决的，需要和增强岩石强度结合进行，扫描电镜实验，从微观上解释了硅酸盐钻井液增强岩石内聚力及抗压强度。

3．pH值是影响硅酸盐钻井液流变的关键因素，在实际使用过程中，应始终保持体系pH值大于11。