华北古近系及潜山内幕地层井壁稳定性研究

王东明， 陈 勉， 罗玉财， 于建涛， 徐明磊， 虞海法， 杨 恺

（1.中国石油华北油田分公司，河北任丘 062552；2.中国石油大学（北京）石油天然气工程学院， 北京102249；3.渤海钻探工程技术研究院，天津 300451）

华北古近系及潜山内幕地层井壁稳定性研究

王东明1， 陈 勉2， 罗玉财1， 于建涛1， 徐明磊3， 虞海法1， 杨 恺3

（1.中国石油华北油田分公司，河北任丘 062552；2.中国石油大学（北京）石油天然气工程学院， 北京102249；3.渤海钻探工程技术研究院，天津 300451）

王东明等.华北古近系及潜山内幕地层井壁稳定性研究[J].钻井液与完井液，2016，33（6）：33-39.

华北油田古近系地层以砂泥岩为主体，间或有玄武岩、煤层等，存在不同压力系统，复杂情况以垮塌、漏失、遇阻、划眼为主，潜山带灰岩地层裂缝发育，卡钻和井漏事故多发，钻井复杂事故占全井的73.62%。从矿物组分分析、岩石力学特征、地应力测试、钻井液浸泡的影响入手，探索出古近系地层井壁失稳机理。古近系地层黏土矿物含量高，岩石水化膨胀严重，地层岩石黏聚力和内摩擦角变化幅度大（6～25 MPa、26°～45°），长时间浸泡后易形成缝网，当钻井液液柱压力高于坍塌压力达到某种程度时，裂隙宽度呈几何倍数增加，导致井壁掉块；奥陶系和蓟县系灰岩地层地应力差相对较大，岩石微裂缝发育，高地应力作用下易产生微裂缝，且多沿弱面破坏，而引起坍塌和漏失。为解决以上问题，在KCl-聚磺钻井液中引入了聚胺抑制剂和纳米防塌封堵剂BZ-PNP，提高抑制性和封堵能力，并增大润湿角，降低岩石亲水能力。该技术在阳探1、文安101x、安探1x等深井古近系地层进行了应用，取得了井壁稳定、钻井复杂事故为零的效果，其中阳探1井顺利钻穿邻井垮塌严重的大段泥页岩地层，平均井径扩大率1.8%，最大井径扩大率14.82%；安探1x风险探井钻井液密度最大为1.50 g/cm3，低于邻井的1.69 g/cm3。得出，在华北古近系地层使用密度过高的钻井液钻井，会增大微裂隙开启程度，并增加地层的吸水量，建议在井控安全前提下以高过坍塌压力当量密度15%为宜。

井壁稳定；潜山地层；力学稳定；强抑制强封堵钻井液；钻井液性能；润滑性

通过对位于华北廊固凹陷、霸县凹陷和束鹿凹陷潜山带的42口已钻井资料进行分析发现，华北古近系和潜山带地层钻井时复杂事故占全井复杂时间的73.62%。古近系地层以砂泥岩为主体，间或有玄武岩、煤层等，复杂情况以垮塌、漏失、遇阻、划眼为主，奥陶系和蓟县系的潜山带灰岩地层裂缝发育，垮漏并存，卡钻和井漏事故多发。在以上复杂事故的处理过程中，一般采取了提高钻井液密度的措施，但即使保持较大的井底正压差，仍未能有效控制地层垮塌，致使生产时效大幅降低，钻探成本骤增[1-4]。为此，开展了地层矿物组分及微观结构、岩石力学、地应力研究，从岩石水化膨胀、构造应力、钻井液性能等角度分析复杂层段的井壁失稳机理。通过引入聚胺抑制剂和纳米防塌封堵剂，对现用的KCl-聚磺钻井液体系进行了优化，并在阳探1、文安101x、安探1x等井进行了现场应用，取得井壁稳定、钻井复杂事故为零的好效果[5-6]。

1 地质结构特征分析

1.1 岩石力学特征

使用RTR1500高温高压岩石三轴仪，在室内进行了岩石力学参数实验，结果见表1。

表1 华北地区古近系及潜山地层岩心破坏实验

由表1可知，绝大部分岩心均发生剪切破坏，因为在非均匀水平地应力差时，岩体易发生剪切破坏；砂泥岩在高围压下，塑性增强，岩石破坏形式发生变化。

根据岩石力学参数实验与测井数据解释结果，绘制了研究区带的岩石力学参数剖面，并得出以下结果。①地层岩石抗压强度分布规律如下：沙河街组为42～80 MPa，孔店组为60～96 MPa，石炭二叠系为91～103 MPa，奥陶系为87～120 MPa，蓟县系为95～130 MPa，束探泥灰岩层为78～100 MPa。②廊固凹陷深井地层黏聚力（6～25 MPa）和内摩擦角（26°～45°）在孔店组地层变化幅度大，地层存在砂泥岩夹层，易发生井壁失稳事故。③霸县凹陷孔店组弹性模量和泊松比波动较大，存在岩性过渡带，同时处在2套压力系统间层，地层不稳定，多发生漏失和卡钻事故；蓟县系黏聚力和内摩擦角达到35 MPa和44°，白灰岩硬脆性高，强度大，易发生剪切破坏，高地应力作用下产生微裂缝多沿弱面破坏引起漏失。④束鹿凹陷深井砂泥岩地层（4 000 m以上）岩石强度增长幅度平缓，沙三段下层（4 000 m以下）为泥灰岩和角砾岩混合层，泥灰岩地层岩石强度增加明显，最大单轴抗压强度达到145 MPa，岩石硬脆性特征显著，角砾岩胶结较弱，断层附近应力场复杂，泥质胶结物水化分散，使强度弱化，引起复杂情况[7]。下面以牛东 1 井为例给出岩石力学参数剖面图，如图 1所示。

1.2 地应力测试

通过进行Kaiser效应地应力实验测试，研究了苏50井4 306～4 310 m井段岩心不同角度的受力情况，根据弹性力学理论，确定地应力的3个主应力的大小，结果见表2。由此可知，石炭-二叠系岩石的地应力梯度大，水平地应力差较高，是复杂应力特征的临界地层。

图1 牛东1井岩石力学参数剖面

表2 苏50井岩心不同角度Kaiser效应地应力实验结果

根据地应力测井解释模型，绘制了研究区带的地应力对比剖面，得出以下结果：①廊固凹陷水水平应力差较小（0.23～0.31 MPa/100 m），石炭-二叠系水平应力差较大（0.30～0.43 MPa/100 m），奥陶系水平应力差较大（0.45～0.60 MPa/100 m）。②霸县凹陷沙河街组地层水平应力差随着深度的增加而变大，在0.21～0.37 MPa/100 m之间，孔店组地层水平应力差较大，在0.45 MPa/100 m左右，蓟县系地层水平应力差较大，在0.4～0.5 MPa/100 m之间。③束探凹陷区块沙一组地应力差较小，在0.15～0.25 MPa/100 m之间；沙二段地应力差较小，在0.2～0.3 MPa/100 m之间；沙三段地应力差随着井深增加而变大，最大值在0.55 MPa/100 m。可以看出，束探凹陷沙三段水平地应力差普遍高于霸县凹陷和廊固凹陷[8-9]。

1.3 地层黏土矿物分析

地层岩石矿物成分分析结果如表3所示。可以看出，古近系地层黏土矿物含量高，潜山深层奥陶系和蓟县系地层黏土矿物含量低。

表3 地层岩石黏土矿物组分分析结果

2 钻井液浸泡对井壁失稳的影响

2.1 钻井液浸泡对砂泥岩岩心强度的影响

用KCl-聚磺钻井液体系对务古2井沙河街组2 413 m处砂泥岩岩心做浸泡实验，测定在现用钻井液作用下岩石强度的变化规律，结果见图2。由图2可知，在钻井液浸泡下，岩石强度降低显著。

图2 用KCl-聚磺钻井液对务古2井沙河街组2 413 m处砂泥岩岩心做浸泡实验

2.2 钻井液浸泡岩心的扫描电镜实验

用KCl-聚磺钻井液浸泡取自不同地层的岩心，然后进行微观扫描电镜分析，结果见图3。由图3（a）可知，廊固凹陷和霸县凹陷沙河街组砂泥岩岩心黏土矿物含量较多，易发生水化膨胀，长时间浸泡，易形成缝网，钻井液滤液侵入后微裂隙扩展，相互贯通，导致井壁掉块。由图3（b）可知，廊固凹陷和霸县凹陷奥陶系灰岩岩心微裂隙较发育，且呈缝网形式，钻井液滤液侵入后微裂隙扩展，相互贯通，导致井壁掉块。由图3（c）可以看出，束探凹陷沙三段下层泥灰岩岩心弱化区域范围增大。由此可见，地层微裂缝发育是井壁失稳的内在因素。

图3 砂泥岩、灰岩和泥灰岩岩心扫描电镜图

从岩石特性、地应力、钻井液影响等方面总结了复杂事故地层的相同点和不同点，见表4。下面有针对性地分析不同地层的井壁坍塌机理。

表4 华北潜山井复杂事故地层的相同点和不同点

3 井壁垮塌机理研究

3.1 钻井液对坍塌压力及周期的影响

在用库伦摩尔准则计算坍塌压力的基础上，研究岩石用KCl-聚磺钻井液浸泡后坍塌压力的变化，并给出了华北部分地层的坍塌压力周期图版，如图4所示。由图4可知，随着浸泡天数的增加，保持井壁稳定的钻井液当量密度随之增加，当液柱压力不能支撑井壁时，井壁发生坍塌掉块；廊固凹陷石炭-二叠系地层坍塌周期较短，受岩石水化膨胀影响较大，霸县凹陷沙河街组是油气活跃层段，部分层段坍塌严重，坍塌周期较短。由图4还可以看出，扩径较大井段使用的钻井液密度，通常都在坍塌压力周期曲线之下，说明使用密度没有达到稳定井壁的钻井液当量密度。

分析认为，现用的KCl-聚磺钻井液抑制性较弱，造成坍塌压力当量密度计算值与理论值的差值越来越大，应提高钻井液的抑制性。

图4 廊固凹陷与霸县凹陷地层坍塌压力周期图版

3.2 2套压力系统并存使坍塌更易发生

石炭-二叠系是2套压力系统的夹层，上部压力系数为1.1～1.28，下部为0.9～1.01，变化较大，事故复杂多，必须密封石炭-二叠系。而且石炭-二叠系含煤层和紫红色泥岩，岩石强度低，易发生吸水膨胀和掉块，加剧了钻井复杂情况。务古4井在此处井径扩大率达65.3%，说明井塌十分严重。

为稳定井壁，三开应在进潜山地层后3～5 m用技术套管封隔，四开实现专层专打，以有效分割2套压力系统；同时提高石炭-二叠系钻井液的抑制水化膨胀性能，以减少事故的发生。

3.3 地应力非均匀性对井壁稳定的影响大

石炭-二叠系以下地层最大地应力与最小地应力比值大，平均在1.22左右，地应力不均匀性更加明显，使地层微裂缝增多；同时钻井液安全密度窗口窄，易发生井壁垮塌。在模拟岩石力学参数弹性模量和泊松比后，用改变最大水平主应力的大小的离散元模拟分析方法进行模拟，结果如图5所示。图5模拟地层为奥陶系，岩性为灰岩，模拟深度为5 040 m,粒径为6～8 mm，钻井液当量密度为1.45 g/cm3，最大水平主应力为123 MPa，最小水平主应力为95 MPa，井眼尺寸为311 mm。由图5可知，水平应力差越大，产生的裂缝越多，并以拉伸裂缝为主。离散元模拟结果显示，在井壁截面的垂直方向会产生裂缝，形成掉块，造成遇阻划眼；上部井壁失稳明显，在钻井液作用下井壁处最先掉块，同时井周径向应力不断降低，裂缝逐渐向远处扩展。

图5 离散元模拟分析结果（从左至右X方向的应力分别为95、100、105、110 MPa，Y方向应力均为95 MPa）

由于地层应力各向异性强，微裂缝发育，钻井液会降低缝壁间黏结强度、有效应力，使裂缝扩展沟通。其解决措施是强化钻井液封堵性能，在井壁附近形成一个超低渗封隔层，减少钻井液进入微裂缝。图6给出了钻井液封堵能力与坍塌压力图版，可以看出，钻井液形成封堵层的渗透率赿低，坍塌压力当量密度越小。根据图6的数据，综合成本和现场实际考虑，如果控制灰岩井段井径扩大率不大于15%，钻井液密度为1.05 g/cm3，要求钻井液形成封堵层的渗透率不大于0.25 mD。

3.4 钻井液性能对井壁稳定的影响

1）钻井液抑制性的影响。在钻砂泥岩地层时，由于地层高含黏土矿物，在黏土矿物的水化作用下，产生水化应力，改变井周围岩应力分布，降低岩石强度，改变岩石力学性能，见表5。从表5可以看出，砂泥岩在KCl-聚磺钻井液中浸泡后，岩石抗压强度、黏聚力降低，而有机盐钻井液能有效降低岩石受到的影响，有利于维持井壁稳定；在20 MPa围压下浸泡24 h后，KCl-聚磺钻井液使岩石强度降低26.1%，而有机盐钻井液仅使岩石强度降低9.6%，说明有机盐钻井液的抑制性好，能有效降低岩石水化膨胀。

图6 钻井液封堵能力与坍塌压力图版

表5 在不同钻井液体系浸泡下的砂泥岩强度对比

2）钻井液密度的影响。使用务古4井沙四段下层岩心，逐步增大岩心围压（相当于提高密度），在浸泡不同时间后，借助岩心CT设备进行观察发现，围压在超过坍塌压力后，施加的围压越大，微裂缝张开的尺寸越大，当达到漏失压力时岩心破裂，使60.7%的钻井液漏进岩心。图7是2组典型实验图片。由图7可知，采用1.42 g/cm3的钻井液浸泡24 h后，缝宽变为浸泡前的1.82倍；用1.68 g/cm3的钻井液浸泡48 h后，缝宽变为浸泡前的13.49倍，说明高于坍塌压力时钻井液液柱压力使岩心裂缝宽度成几何倍数增加。

图7 务古4井岩心浸泡实验

3）钻井液润湿性的影响。测定了钻井液界面张力和润湿角对井壁围岩的影响，实验结果见图8。

图8 液柱压力与界面张力、润湿角关系图

由图8可以看出，当裂缝几何性质及润湿角一定时，钻井液界面张力与应力强度因子呈线性关系；当润湿角为0°～90°时可润湿，润湿角越小，越易亲水，润湿角大于90°时亲油，增大润湿角有利于保持井壁稳定。因此在钻井液中引入了经疏水改性的纳米防塌封堵剂。其可以在岩石表面形成纳米疏水表面膜，增大润湿角，同时纳米膜本身对岩石有隔水防膨作用。测定结果表明，优化钻井液与岩石润湿角为51.9°，大于现用钻井液（33.7°)，优化配方抑制裂缝扩展能力更优。而且，随浸泡时间延长，虽然优化前后的钻井液均逐渐使岩心强度降低，但优化配方降低岩石强度量（浸泡6 d降低40 MPa，无明显裂纹出现），小于现用配方(浸泡6 d降低76 MPa，出现明显裂纹)。另一实验表明，用优化前后钻井液浸泡岩心，随浸泡时间延长，虽然岩心弹性模量逐渐降低，泊松比逐渐增大，但优化配方降低弹性模量和升高泊松比的幅度均小于现用配方，说明岩石力学性能在现用钻井液中更敏感。

在相同作用时间内，现用配方导致坍塌压力增量大于优化配方。如：作用10 d，现用配方增量约0.15 g/cm3，优化配方为0.07 g/cm3。

当钻井液密度相同时，优化配方保持井壁稳定的时间要大于现用配方。如：当钻井液密度为1.15 g/cm3时，优化配方可保持井壁稳定约10 d，现用配方约6.5 d。

上述实验结果表明，华北古近系地层井壁失稳原因如下：地层岩石纳米级微裂缝的宽度随钻井液浸泡时间的增加呈几何倍数增大；过高的钻井液密度使液柱压力增大，其一加速钻井液滤液进入地层的纳米级微裂缝，使裂缝扩张加剧，其二滤液进入井壁岩石后，降低岩石强度，黏土矿物水化膨胀加剧了岩石强度降低，其三现用钻井液滤液与地层的润湿角小，地层的吸水能力强，最终导致井壁失稳。

4 稳定井壁钻井液优化配方的应用

为提高古近系地层钻井液的抑制性和封堵性，在KCl-聚磺钻井液体系中引入了聚胺抑制剂和纳米防塌封堵剂BZ-PNP。聚胺抑制剂主要成分是分子量在200～500的醚胺类分子，能够嵌入黏土层间，通过醚键与黏土氢键吸附和胺基的独特束缚作用，高效抑制黏土渗透水化。纳米防塌封堵剂通过纳米级颗粒对纳米微裂隙的快速填充，强化了钻井液对纳米微裂隙的封堵性，加量为1%的BZ-PNP钻井液的页岩膨胀率降低率达71.4%。

肃宁区块第三系地层存在大段泥岩，深井钻探过程中，井壁垮塌严重，井径扩大率高，起下钻困难。宁古10井在三开4 300～4 500 m井段发生井壁垮塌，虽然将钻井液密度提高至1.85 g/cm3，但未能很好地保持井壁稳定，进行了多次划眼，平均井径扩大率为37.84%。继续钻进后在5 483.0～ 5 484.19 m井段（断层、近风化壳）发生了井漏，共漏失钻井液679.34 m3。宁古8x井三开平均井径扩大率达23.51%，最大井径扩大率为100.98%，进行多次划眼，井身质量很难保证，并在钻至井深4 135.0 m（断层）处发生漏失，共漏失7 37.31 m3钻井液。后续钻探的阳探1井，在该井段使用聚胺-KCl钻井液，最高钻井液密度维持在1.53～1.55 g/cm3，顺利钻穿邻井垮塌严重的大段泥页岩地层，平均井径扩大率仅为1.8%，最大井径扩大率也只有14.82%，起下钻顺利，无挂卡现象，无井下复杂。文安101x井通过在钻井液中加入纳米防塌封堵剂BZ-PNP，改善了钻井液的封堵防塌性能，顺利钻穿了3 640～3 725 m和3 828～3 844 m两套玄武岩及古近系大套泥岩井段，未发生井壁失稳复杂。宁古10和阳探1井钻井液密度对比见表6。新钻成的风险探井安探1x井钻井液密度最大为1.50 g/cm3，低于邻井的1.69 g/cm3，通过在KCl-聚磺体系中加入BZ-PNP、单封等封堵剂，钻井复杂事故为零，顺利完井，由此证明了防塌方案的正确性。

表6 宁古10和阳探1井钻井液密度使用情况对比

5 结论

1.古近系地层存在无方向性的交错纳米微裂隙，随着钻井液液柱压力增加，微裂隙呈几何倍数增大，形成较大缝网，钻井液滤液大量侵入地层，黏土矿物发生水化膨胀，导致井壁呈周期性垮塌。

2.在华北古近系地层使用密度过高的钻井液钻井，会增大微裂隙开启程度，并增加地层的吸水量，建议在井控安全前提下以高过坍塌压力当量密度15%为宜。

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Borehole Stability in Drilling the Paleogene System and Inner Buried Hill in Huabei Oilfield

WANG Dongming1, CHEN Mian2, LUO Yucai1, YU Jiantao1, XU Minglei3, YU Haifa1, YANG Kai3
(1.PetroChina Huabei Oilfield Company, Renqiu,Hebei062552; 2.Engineering Technology Research Lnstitute,BHDC,
Beijing102249; 3.Research Institute of Drilling and Exploration Engineering of Bohai,PetroChina,Tianjin300451)

The lithology of the Paleogene system in the Huabei oilfield is mainly sandstone and mudstone, intercalated occasionally with basalt and coal bed. Different formation pressure systems have been found in this oilfield. Time required for coping with troubles during drilling accounted for 73.62% of the total time required for coping with troubles encountered in the whole process of drilling operation. The destabilization mechanism of the micro-fractured Paleogene system has been studied from mineral analysis, rock mechanics, formation stress measuring to mechanism of borehole wall destabilization. Large variations of cohesion (6-25 MPa) and angle of internal friction (26°-45°) of formation rocks and high formation stress cause micro fractures along the weak planes in rocks, resulting in borehole collapse and lost circulation. Abundant clays cause the formation to hydrate and swell, and after long time of soaking in water, network of fractures result. When pressure of mud column is greater than the collapse pressure of formation, the widths of the fractures increase exponentially, resulting in borehole wall sloughing. To stabilize borehole wall, Polyetheramine and a nano plugging agent were introduced into KCl drilling fluid. Polyetheramine inhibit osmotic hydration of clay through ether bonds and hydrogen bonds, and the unique action of amino group. This technology has been used in several wells such as Yangtan-1, Wen’an-101x and Antan-1x which penetrated the Paleogene system, no downhole troubles have occurred. The well Yangtan-1 successfully penetrated the long section shale formation which experienced severe borehole wall collapse in adjacent wells. The average hole enlargement of the well Yangtan-1 was only 1.8%, and the maximum hole enlargement, 14.82%. The well Antan-1x had maximum mud density of1.50 g/cm3, 0.19 g/cm3less than the mud density used in adjacent wells. Furthermore, excessive mud density is disadvantageous to borehole wall stabilization. It is suggested that the mud density should only be 15% higher than the equivalent density of collapse pressure, provided that there is no well control risk.

Destabilization of borehole wall; Borehole wall collapse; Mechanism of borehole wall destabilization; Oil and gas exploration

TE283

A

1001-5620（2016）06-0033-07

2016-10-20；HGF=1606C1；编辑 王超）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.006

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“华北油田上产稳产800吨关键技术研究与应用”（2014E-35）。

王东明，高级工程师，现在主要从事钻井技术研究工作。电话 13582679396；E-mail：ktb_wdm@ petrochina.com.cn。