天长深层泥页岩井壁失稳机理及防塌对策

何竹梅，贾万根，宋碧涛，杨雪山，曹 敏

(1.中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏 扬州 225009；2.中国石化江苏油田概预算中心，江苏 扬州 225009；3.中国石化华东石油工程公司江苏钻井处，江苏 扬州 225261)

天长深层泥页岩井壁失稳机理及防塌对策

何竹梅1，贾万根2，宋碧涛1，杨雪山1，曹 敏3

(1.中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏 扬州 225009；2.中国石化江苏油田概预算中心，江苏 扬州 225009；3.中国石化华东石油工程公司江苏钻井处，江苏 扬州 225261)

天长地区深层泥页岩钻井中发生井壁失稳，造成起下钻遇阻、长时间划眼、电测阻卡、填井侧钻等复杂事故，大幅增加钻探成本，影响钻井速度和电测资料的获取，延误该区深层油气藏勘探开发进程。为此，通过对已钻井资料及坍塌层组构特性分析，探讨了阜宁组泥页岩井壁失稳机理，研究提出整体抑制、分级封堵、协同增效的钻井液防塌对策。在室内研究基础上，采用聚胺、聚醚多元醇及纳米封堵剂与江苏油田常用复合金属离子聚合物钻井液体系复配，建立了强抑制强封堵聚醚醇胺钻井液体系配方。室内研究与现场应用表明，该体系能有效抑制天长地区深层阜宁组硬脆性泥页岩井壁失稳，为深层硬脆性泥页岩地层钻井施工提供了钻井液技术借鉴。

天长地区 泥页岩 垮塌机理 强抑制封堵钻井液 聚醚多元醇

2012年以来，江苏油田在位于天长的汊涧、铜城等地区的金湖凹陷东阳次凹、铜城断裂带、杨村断裂带、西斜坡沈庄等断块上共钻井50口，垂深1 534.8～3 212.41 m(平均垂深2 587.5 m)，井深1 800～3 530 m(平均井深2 760 m)。井深3 000 m以上的较深井3口，其中有2口井在阜宁组地层钻井中发生了泥页岩井壁垮塌，造成起下钻阻卡、划眼、憋泵、井垮、井漏、再划眼的恶性循环。2013年钻探的成X2井完钻井深3 279 m，因井下垮塌，被迫填井侧钻两次，报废进尺3 128 m，损失时间约115 d；2015年钻探的天X100井完钻井深3 230 m，也因钻遇阜宁组泥页岩垮塌，造成填井侧钻2次，报废进尺1 897 m，损失时间约36.6 d，复杂时效高达42.79%。为了降低天长地区深层钻井复杂故障，提高钻井速度，必须解决阜宁组泥页岩井壁失稳技术问题。

1 天长区块阜宁组泥页岩特性分析

针对天长区块泥页岩层段易坍塌掉块等复杂情况，选取阜四段、阜三段和阜二段地层岩心进行测试分析。通过泥页岩矿物组份分析、理化性能测试、电镜扫描及岩石力学分析，综合探讨天长阜宁组泥页岩井壁失稳原因。分析结果见表1～2。

表1 天长E1f地层岩石X衍射定量分析

表2 天长地区各层段泥岩理化性能实验数据

1.1 泥岩矿物组分

由表1可以看出，天长E1f地层粘土矿物含量30%～50%，E1f4粘土含量偏高，达50%，粘土含量随层位的下降逐渐降低(51%↓29%)，非粘土矿物石英、长石、方解石与白云石含量较高，为裂缝发育的硬脆性泥页岩。阜宁组岩石粘土矿物成分中伊蒙混层含量平均为73.6%，伊利石次之，平均含量18.8%；此外还含少量高岭石与绿泥石。阜宁组二段和四段层间较高，为60%，说明阜宁组泥页岩易水化膨胀。

图1 天长区块地层岩石电镜扫描

(a)为TX100井E1f4岩心放大3 500倍电镜照片；(b)为TX33-1井E1f3岩心放大4 000倍电镜照片；(c)为T96-1井E1f2岩心放大4 000倍电镜照片。

1.2 泥岩理化性能

由表2可以看出，天长区块地层泥页岩稳定性阜二段较高，阜三段稳定性一般，阜四段稳定性较差。由电镜扫描(图1)可知，天长区块地层岩石裂隙发育，多为1～3 μm，少量为几十微米。由比吸水量实验可得，TX100比吸水量为68.72 g/cm2，T33-3比吸水量为20.8 g/cm2，泥页岩岩石吸水后强度降低，产生膨胀压，引起力学性质改变，不利于井壁稳定。由于天长区块地层泥页岩粘土矿物较高，伊/蒙混层含量相对较高，又因地层裂隙发育，水分子可以沿毛细缝进入该地层，导致泥岩井壁失稳严重。

1.3 岩石力学特性

由表3可知，TX33-1阜三段地层岩心内聚力为17.24 MPa，内摩擦角为37.71°，岩样内聚力不大，内摩擦角过大，且随着围压增加，抗压强度提高岩石抗剪切强度较强；结合应力-应变图可知岩石在三轴压力下变形较大，岩石具有一定延展性，易垮塌。对于T33-3阜二段地层岩样，内摩擦角为20.65°，内聚力为37.21 MPa，岩样内摩擦角、内聚力均较大，说明岩石抗剪切强度较好，岩石自身力学性能相对较好。

表3 天长区块地层岩石力学性能测试

2 天长区块阜宁组井壁失稳机理

由天长区块阜宁组泥岩矿物组分与理化性能分析可知，泥页岩中的粘土矿物以有序伊蒙混层为主，含量最高可达65%～90%，混层比60%；其次为伊利石，一般含量为9%～26%；此外还含少量高岭石与绿泥石。非粘土矿物以石英为主，占10%～33%；其次为长石和碳酸盐(方解石与白云石)。可见，泥页岩的粘土含量和伊蒙混层数值均较高，表现出强水敏特性，尤其是天长Ef4地层水敏性极强，遇水极易造成水化膨胀、剥蚀掉块；从电镜照片可以看出，泥页岩纳微米级的溶孔和裂缝发育，遇水易产生毛细管力作用，滤液易进入岩石内部，导致岩石强度下降，加剧水化作用；从岩石的力学性质看出，岩石抗压强度相对较好，因此水化膨胀性强是天长区块泥页岩井壁失稳的主要内在因素。

江苏油田98%的井为定向斜井，施工时间长，滤液浸泡、钻具搅动等原因是泥页岩井壁失稳的主要外在因素。

随井深增加，泥页岩水敏性逐渐减弱，脆性渐进增强，但从CEC、膨胀率、回收率、比吸水量的测量结果看，相对江苏油田其他地区泥页岩，天长地区的泥页岩水敏性更强，微孔隙分布也多，岩石的抗压强度增高，更易发生脆性剥蚀掉块。

根据上述分析，钻探天长地区阜宁组泥页岩采用钻井液必须从以下几方面着手，以防止井壁失稳：(1)确定合理的钻井液密度，保证力学平衡；(2)采用纳微米封堵剂，形成良好滤饼，控制较低钻井液滤失量(HTHP滤失量<10 mL)；(3)增强钻井液的抑制性，减缓泥页岩水化膨胀；(4)良好的流变性，降低ECD和减少压力激动。

3 强抑制封堵聚醚醇胺钻井液

根据天长地区地层特点及3 000多米深探井实际情况,采用整体抑制、分级封堵、协同增效的体系研究思路，在室内进行了体系配方的调整研究，在上部井段的复合金属离子聚合物润滑防塌钻井液基础上，加入聚醚醇多功能处理剂、聚胺抑制剂、一定级配的暂堵剂以及纳米封堵剂，使体系具有良好的流变性能和更强的抑制性及封堵降滤失性。试验得出了强抑制封堵聚醚醇胺钻井液的最佳配方：上部井浆+0.5%PA-2+2%Gseal+1%LYD+2%KD-20+1%RHJ-3+2%QS-4+0.1%NH-1+0.2%XPJ-2+2%JMC-40,并对强抑制封堵聚醚醇胺钻井液进行了性能评价。

3.1 常规性能评价

强抑制封堵聚醚醇胺钻井液流变性能和抗温性能见表4。

表4 强抑制封堵聚醚醇钻井液流变性能和抗温性能

注：1#为成X3井上部井浆；2#为强抑制封堵聚醚醇胺钻井液。

由表4数据可见：在上部井浆中加入聚醚醇、泥页岩抑制剂、各种级别的封堵剂等材料后，体系粘度有所提升，但流动性良好，同时，老化后体系的动切力和初终切、动塑比有了提高，高温高压滤失量显著降低，表明体系的悬浮携岩能力和封堵降滤失性明显提高。总之，转化后的体系综合基础性能更加理想。

3.2 强抑制封堵聚醚醇胺钻井液抑制性评价

(1)页岩滚动回收率实验。称取天长地区TX100井E1f4(井深2 000～2 383 m)6～10目的岩屑50 g，分别加入清水、上部井浆、强抑制封堵聚醚醇钻井液中，在120 ℃下热滚16 h后测定回收率，结果见表5。可见，转化后的体系比上部井浆的抑制泥岩分散能力明显提高。

表5 体系抑制性(滚动回收率)评价结果

注：0#为清水；1#为上部井浆；2#为强抑制封堵聚醚醇胺钻井液。

(2)膨胀率实验。取天长地区TX100井E1f4(井深2 000～2 383 m)过100目的岩屑10 g，在4 MPa压力下压制5 min，压制成岩心柱，然后在80 ℃条件下，分别测试其在清水、上部井浆和强抑制封堵聚醚醇钻井液中的膨胀率，实验结果见表6。强抑制封堵聚醚醇胺钻井液膨胀率为2.48%，远小于清水和上部井浆的膨胀率(分别为18.00%和6.10%)，说明强抑制封堵聚醚醇胺钻井液具有较好的抑制性。

表6 体系抑制膨胀率评价结果

注：0#为清水；1#为上部井浆；2#为强抑制封堵聚醚醇胺钻井液

3.3 封堵降滤失性能

采用OFI渗透封堵仪开展PPT封堵性评价实验，结果见表7。实验结果表明：上部井浆加入聚醚醇和各级封堵剂后，体系的滤失量和滤失速率均明显降低，达到强封堵效果。

表7 PPT封堵性测试结果

注：1#为上部井浆；2#为强抑制封堵聚醚醇胺钻井液。

3.4 生物毒性

按上述配方室内配制强抑制封堵聚醚醇胺钻井液，采用发光细菌法(GB/T 15441-1995)对样品进行了生物毒性测试，其生物毒性检测结果为：EC50=27 040 mg/L，评价为无毒，符合环境保护要求。

3.5 实验结果分析及结论

由以上实验结果得知,强抑制封堵聚醚醇胺钻井液具有以下特点:(1)性能指标良好;(2)抗温达120 ℃;(3)抑制粘土分散能力强；(4)滤液防膨能力强；(5)封堵降滤失效果好。

4 现场应用

4.1 工程地质简况

成X3井是位于天长市铜城镇的金湖凹陷东阳次凹成3断块上一口勘探评价井，实际垂深3 190.31 m，完钻井深3 290 m，完钻层位E1f1，3个靶点，最大井斜24.7°，水平位移569.95 m，主探成3块E2d、E1f含油气情况。该井一开使用φ444.5 mm钻头钻至井深83 m，下入φ339.7 mm表层套管至井深81.88 m；二开使用φ311.1 mm钻头钻至井深704 m，下入φ244.5 mm技术套管至井深702.07 m；三开使用φ216 mm钻头钻至井深3 290 m，裸眼完钻。

4.2 钻井液施工情况

一开主要钻遇表层粘土及浅灰色砂砾层，采用5%的膨润土浆；二开井段主要钻遇松散且易造浆的砂泥岩地层，采用聚合物抑制性钻井液；三开井段主要钻遇砂泥岩互层，上部是易缩径的棕色泥岩层，下部为易垮塌的灰黑色泥岩层，因此该井段在上部井段仍采用聚合物抑制性钻井液，下部转化为强抑制封堵聚醚醇胺钻井液。

(1)704～1 600 m井段。该井段施工重点是降低膨润土含量,为转化体系做准备。由于该地层极易造浆,钻进中以“细水长流”方式补充足量包被剂Coater和主聚物PMHA-Ⅱ混合胶液，配加降滤失剂NH4-HPAN，大、中、小分子聚合物合理搭配，提高钻井液的包被抑制性和携带能力，同时加强四级固控设备的使用，结合人工清砂，及时清除被携至地面的钻屑，有效降低固相含量，控制膨润土含量40～45 g/L,为下步体系转化奠定了基础。

(2)1 600～3 290 m井段。重点是将聚合物抑制性钻井液顺利转成强抑制封堵聚醚醇胺钻井液，根据边转化边处理的原则，具体措施：先向循环浆中加入200 kgXPJ-2，然后一次补充2 t JMC-40，随后再补充200 kg XPJ-2，转换前后性能未发生明显变化，每100 m补充JMC-40 200 kg，补充50 kg NH-1，保证使其含量分别达到2%和0.1%～0.2%。钻到E2d1底部时，一次加入低荧光防塌KD-20 1 t，正常钻进前两个班按500 kg/班补充，使含量达到2%，之后每班补充200 kg(或根据进尺)，保证钻井液具有良好的润滑、防塌抑制性能。钻至E2d1中下部及时将密度调整至1.18 g/cm3，以平衡地层压力。同时定期配加防塌降滤失剂PA-2、QS-4等，增强钻井液的封堵性能，协同防塌。

进入易垮塌的E1f地层，钻进中继续补充主聚物和降滤失剂，保持钻井液具有良好的抑制性、降滤失性和流变性能。根据井下摩阻情况，定期补充JMC-40，配加适量极压减摩剂JM-2，保持钻井液具有良好的润滑防卡性能。每班补充防塌剂KD-20，确保含量不低于2%，配合使用1%LYD、2%QS-4和2%纳米封堵剂Greenseal，协同提高泥饼的致密性，本井段API滤失量控制在3.4 mL左右，HTHP滤失量控制在8.0 mL左右。同时，钻进E1f4密度也随之提高至设计上限1.23 g/cm3，钻进时仍有少量掉块返出。钻达E1f2后，更换取心钻具时，井下出现垮塌现象。根据该区坍塌机理分析，E1f强水敏泥页岩吸水膨胀，导致膨胀压升高，需要提高钻井液密度来平衡，先上调密度至1.26 g/cm3，再次上调至1.35 g/cm3，同时协同使用多种防塌剂(改性沥青FH-96，乳化沥青RHJ-3、OSAM-K等)与封堵剂(QS-4、Greenseal、LYD等)，井下渐渐恢复正常。钻到井深2 800 m后及时加入SMP-2、SPNH等抗温处理剂，提高钻井液抗温性能，保持体系良好的流变性。转化后体系性能保持在:粘度45～60 s，API滤失量为3.5 mL左右，塑性粘度20 mPa·s左右，动切力6～12 Pa，静切力为1～3/5～11 Pa/Pa,HTHP滤失量7～8 mL，确保钻达设计井深，取全所有电测资料，实现地质目标。

5 结论与认识

(1)天长地区深层泥页岩地层粘土含量较高，裂隙发育，易水化膨胀，且石英等非粘土矿物含量较高，地层岩性为硬脆性；地层岩石力学性能较好，岩石抗剪强度较强。钻井过程中由于泥页岩水化膨胀导致的井壁坍塌掉块是该区泥页岩井壁失稳的主要因素。

(2)采用Coater、PMHA-Ⅱ和有机胺作为抑制剂，NH4-HPAN/SMP-2、SPAN以及PA-2作为降滤失剂，KD-20、QS-4、OSAM-K、LYD和Greenseal作为封堵防塌剂，结合聚醚醇多功能处理剂，形成了强抑制封堵聚醚醇胺钻井液。室内实验与现场应用表明，该钻井液流变性好，携岩能力高，封堵降滤失效果好，滤失量低，特别是HTHP滤失量较低，延长了井壁坍塌周期，可有效解决天长深层E1f泥页岩井壁失稳的技术难题。

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(编辑 谢 葵)

Instability mechanism of wellbore wall for deep shale in Tianchang area and anti-collapsing measures

He Zhumei1,Jia Wangen2,Song Bitao1,Yang Xueshan1,Cao Min3

(1.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225009,China; 2.TheBudgetCenterofJiangsuOilfield,SINOPEC,Yangzhou225009,China； 3.JiangsuDrillingDepartmentofEastChinaPetroleumEngineeringCompany,SINOPEC,Yangzhou225009,China)

The instability of wellbore wall during drilling of deep shale in Tianchang area can cause complex accidents such as stacking off,long time redressing,plugging during electronic logging,filling well and sidetracking,and so on.This not only increases the drilling cost,but also affects the drilling rate and the acquisition of logging data and delays the process of exploration and development for oil and gas reservoirs in this area.According to the data of drilled wells and the characteristic analysis of rock fabric in collapsed layers,the mechanism of wellbore wall instability was discussed in Funing Formation shale.And then the specific drilling fluid was proposed as anti-collapsing measures.The drilling fluid system with strong inhibition and sealing property was developed,in which the normal compound metallic ions drilling fluid was compounded with polyamine,polyalcohol polyol,and nano-blogging agent.The results of lab and field indicated that the new drilling fluid can effectively inhibit the instability of borehole wall in Tianchang area and provide a technical reference of drilling fluid technology for drilling in the deep and hard brittle shale.

Tianchang area;shale;collapsing mechanism;strong inhibition sealing drilling fluid;polyether polyol

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.01.013

2016-10-19；改回日期：2017-01-03。

何竹梅(1966—)，高级工程师，主要从事钻井液技术研究与设计。电话：0514-87761367，E-mail:hezm.jsyt@sinopec.com。

中国石油化工股份有限公司科研项目“泥页岩油气井聚醚醇纳米水基钻井液研究”( P14093) 。

TE254.6

A