渤海玄武岩地层防塌钻井技术

张向华

摘 要：在渤海湾及其近域钻井过程中，馆陶组和东一段均钻遇大段性硬、致密灰质玄武岩，由于其可钻性差，易于坍塌掉块，给优快钻井带来较大困难。通过分析其产生的机理、发生作用的特点，找到预防、解决的办法，提高优快钻井速度。

关键词：玄武岩 防塌 可钻性 预防措施

中图分类号：TE254 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）06（b）-0128-02

1 渤海玄武岩地层垮塌产生的机理及特点

1.1 井壁失稳力学因素分析

通过构造地质学及岩石力学研究分析，玄武岩受构造运动时产生的内部预应力未得到充分释放，地层内部受力不均衡，在被打开形成井眼后，原始平衡状态被破坏，压力向井眼释放而造成坍塌。其次是玄武岩地层存在非均质性，既有原生作用，也有次生作用，还有外来围岩的卷入，疏松多孔、硬而脆、松而软的岩石交互出现。杏仁气孔构造发育，杏仁体多由方解石、蛋白石、绿泥石构成，杏仁体的硬度与玄武岩的硬度差别较大，在鉆井过程中随地层应力的释放或激动压力过大以及机械碰撞作用，极易在杏仁体等处产生应力集中，而导致玄武岩地层的垮塌掉块。还有由于玄武岩地层存在微孔隙、微裂缝，通过压力传递和自吸水实验，由于玄武岩渗透率低，水力传导速率小，孔隙压力的变化不能迅速传递出去，导致近井壁地层岩石孔隙压力升高，直接降低钻井液支撑井壁的有效压力，而且由于孔隙流体组分的变化，进一步诱发严重的黏土矿物水化效应，产生水化应力和改变岩石力学性质，促使玄武岩井壁失稳坍塌[1]。

1.2 渤海湾玄武岩地层特点

为了探寻适用于渤海湾玄武岩地层的防塌措施，冀东油田对渤海湾M27-27井岩心的岩石结构、矿物组成、水分含量、线膨胀率、回收率和稳定指数等进行了分析。结果表明，该套岩层含有大量蛋白石等粘土矿物，且非均质性严重，成分复杂，裂隙发育。

经过调研和试验数据分析，南堡地区的玄武岩岩石特性如下[2]。

（1）岩石主要为基性火山岩。其类型主要为晶屑凝灰岩、玄武岩；结构类型主要为粗玄（问粒）结构、玻基交织结构、晶屑间隐斑状结构以及去玻化的霏细结构。

（2）岩石的主要矿物为基性斜长石、辉石类、帘石类、玻璃质及微细磁铁矿等不透明矿物；黑云母少见，可能与后生绿泥石化有关。

（3）次生变化主要表现为绿泥石化、绿帘石化、去玻化、硅化、碳酸盐化；斜长石多蚀变成竹节状，辉石多蚀变成破碎颗粒状，斑晶多为污浊破碎状。

（4）凝灰岩属于火山喷发期后火山物漂降堆积而成，后期蚀变严重。其结构与泥岩类似，在钻井过程中易造浆或掉块。

2 渤海玄武岩地层防塌的钻井技术

通过对海油渤海曹妃甸和南堡地区CFD1-1-X和NB31-3-1两口井的钻探发现，在玄武岩地层遇到井下复杂情况导致钻井非生产时间增多，CFD1-1-X下7”尾管在3 168 m因玄武岩垮塌遇阻，被迫起出尾管，损失时间高达150.75 h。渤海五号钻井平台在钻遇此段玄武岩时机械钻速很低，选用不同类型的12-1/4”PDC和牙轮钻头后，仍不甚理想，最低机械钻速仅为0.6 m/h，三开平均机械钻速比计划低60%以上。

2.1 渤海玄武岩地层的失稳与垮塌

南堡和曹妃甸地区馆陶组和东一段玄武岩地层坍塌压力较高，导致井壁失稳、玄武岩脱落。南堡1号构造的玄武岩地层较发育，据完钻井资料得知，玄武岩厚度为195～785 m，而底砾岩则不发育。勘探初期钻进馆陶组玄武岩发达地区时，经常出现井壁坍塌掉块、井径扩大、井漏、卡钻等事故，影响了钻井速度和油气层保护。

CFD1-1-X井裸眼段因存在上漏、下塌两套截然不同的压力系数，套管鞋以下井段大部分地层为砂岩，承压能力低（地层漏失压力当量密度1.33 g/cm3，地层破裂压力当量密度1.34 g/cm3）。该井钻穿玄武岩地层需要钻井液密度1.28～1.30 g/cm3，方可保证井壁稳定，玄武岩不致脱落坍塌。故在进入玄武岩地层顶部下9-5/8”技术套管，因而也增加了8-1/2”井眼长度和测井及下尾管等后续作业难度。

CFD1-1-X井13-3/8”表层套管鞋地层漏失压力当量密度低（1.33 g/cm3），而馆陶玄武岩垮塌当量密度低，需1.25～1.28 g/cm3密度的钻井液稳定地层，原设计进入东营下9-5/8”套管显然不能满足安全钻进需要，及时调整了下9-5/8”套管深度，进入馆陶玄武岩后停钻，下9-5/8”套管。既防止了上部地层漏失，又保证了馆陶组玄武岩钻进作业安全。

渤海七号平台CFD1-1-X井钻玄武岩钻井液密度1.28 g/cm3，基本无垮塌现象；渤海五号平台NB31-3-1井1.28 g/cm3揭开玄武岩，但是在后续作业过程中发现玄武岩有垮塌现象，逐步将钻井液密度提高到1.32 g/cm3，情况有所好转。现场通过提高钻井液密度来平衡此段玄武岩的地层坍塌压力，还加强了钻井液封堵防塌能力，满足力学防塌要求，同时尽可能避免在玄武岩井段的划眼。

在钻进过程中，该井段的钻井液需要有强抑制、强封堵、低失水的性能。基于这一认识，优选出多元醇防塌钻井液。现场试验结果表明，该钻井液体系有效地保证了玄武岩井段的安全顺利钻进及井眼规则性。四开在钻遇玄武岩地层前，补加1%～2%的单项压力封闭剂和1%的防塌材料，以提高钻井液的防塌性能，同时把钻井液的密度控制在1.25～1.28 g/cm3之间，并密切注意振动筛岩屑返出情况。在进入油气层前，加入1%单向压力封闭剂和油溶性暂堵剂。每次起下钻后，配20 m3新钻井液补入井浆内，以改善钻井液的造壁性能。电测前加入2%塑料小球，保证电测顺利。

下部地层可钻性差，易于坍塌掉块；玄武岩地层多且段长，井底温度高，古潜山地层易发生井漏、井喷事故。根据该井特点，全井采用防塌聚合物钻井液、聚合物正电聚醇钻井液和正电聚醇-甲酸盐钻井液体系。结果表明，该体系具有良好的抑制性和润滑防塌性能，抗盐抗高温稳定性强，维护简单，安全环保，适合于海上钻井的需要。

现场施工时主要措施如下。

（1）保持泥漿中抑制剂的加量，同时控制较低的失水（API<4 mL）。

（2）加入PF-SMP C，PF-PAC LV降低泥浆的失水；加入低荧光PF-TEX IC改善泥饼质量，以及增强体系的防塌能力；加入PF-LPF增加泥浆的封堵能力；加入PF-LUBE和PF-GRA提高泥浆润滑性。

（3）按地层实际压力，调整好钻井液密度，保证性能稳定，密切注意振动筛返砂情况。

（4）合理使用固控设备，最大限度清除泥浆中的有害固相，保持泥浆合适的般土含量MBT=35～45 g/L，保持泥浆的流态。

（5）加入1%～2%的甲酸钾调整泥浆的流态，提高泥浆的抑制性。

2.2 渤海玄武岩地层的可钻性

在南堡和曹妃甸地区馆陶组和东一段均钻遇大段性硬、致密灰质玄武岩，玄武岩极易坍塌且可钻性极差。分析玄武岩地层可钻性的目的在于提高钻井机械钻速，争取快速钻过玄武岩地层，降低玄武层裸眼段暴露在钻井液中的浸泡时间，从而减少因玄武岩地层的垮塌造成的风险。

NB31-3-1井在馆陶组和东一段2 014～2 540 m，钻遇大段性硬、致密火成岩，而且分布范围广，以玄武角砾岩为主，岩性致密坚硬，破裂压力普遍大于泥质岩，是该区的区域性优质盖层。致密坚硬的岩性导致其可钻性极差。

渤五平台在选用几种不同类型的12-1/4”PDC和牙轮钻头后，仍不甚理想，机械钻速仅为0.6～8.1 m/h不等，三开平均机械钻速比计划低60%以上。从2 014 m钻进至2 873 m历时18 d。比正常钻进速度多耗时15 d左右。而渤七CFD1-1-2井在此段选用的DBS的8-1/2”FM3553PDC钻头，钻进井段1 825～2 736 m，采用小钻压和低转数，机械钻速达20.14 m/h，岩性亦为性硬、致密灰质玄武岩和凝灰岩。

可见不同钻头选型（尺寸、类型、布齿等）和配套的钻井工艺，钻进效果差异很大。现场应优选更适合钻玄武岩的PDC钻头；研究一套防塌性能强的，适合低电阻率井段的钻井液体系。

3 渤海玄武岩地层防塌措施的认识和总结

针对渤海湾玄武岩段可能会发生垮塌等特点，结合冀东油田有益的钻探实践经验，钻井工程在此地施工中采取的措施建议如下。

（1）钻到玄武岩前提高钻井液密度到坍塌压力以上，提高钻井液的粘度在60～65 s左右。调整钻井液YP、Gel值，尽量维持YP在设计上限，提高钻井液携砂能力，确保井下干净。可以适时适量用稠钻井液清扫井眼，钻进过程中不能用稀塞。在进入馆陶组前进一步降低失水，防止水敏地层造浆，并增加钻井液防塌和防漏性能。

（2）关注振动筛返出情况，如有黑色玄武岩掉块返出，应立即分析下步措施，确定是否提高钻井液密度，并及时调整钻井液性能。

（3）钻遇性硬、致密灰质玄武岩和凝灰岩时，参考同地区钻井资料，优化钻头选型（尺寸、类型、布齿等）和配套的钻井工艺，优选更适合钻玄武岩的PDC钻头以提高钻井机械钻速，尽量减少玄武岩地层垮塌的风险。

（4）设计更为合理的井身结构，减少玄武岩的暴露时间，避免因垮塌周期造成的更多复杂情况。尽量避免在玄武岩井段的划眼。

参考文献

[1] 黄承建，王卫国，乔国文，等.吐哈油田盐膏层钻井液技术[J].石油钻探技术，2002，30（2）：49，50.

[2] 冯京海，徐同台，王富华，等.南堡油田馆陶组玄武岩井壁失稳机理和技术对策研讨[J].石油钻探技术，2008，25（5）：1-4.