渤海南部BZ34-3区块井壁稳定性分析与钻井液应用

马 超，袁则名，孙晓飞，和鹏飞，陈振华，马志忠

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459；3.中海油服油田化学事业部塘沽作业公司，天津 300459）

1 地质特点及作业难点

BZ34-3区块钻遇的地层从上到下依次为：明化镇上段、明化镇下段、馆陶组、东营组、沙河街组，含油层段位于新近系明化镇组、东营组和沙河街三段。

该区块东营组的总体构造面貌是一个被断层复杂化的背斜构造，呈北东走向。受郯庐断裂强烈的右旋张扭活动影响，油田范围内断层非常发育，在剖面上断层主要为“Y型”断层，平面上呈雁行式排列。因此，φ215.9 mm井段容易发生失返性漏失，且循环堵漏效果甚微，必须采用桥塞堵漏。在当前深度堵漏作业完成后，随着新的地层被钻开，又会发生漏失（两个断层的三角区域）（见图1）。

图1 地质剖面图

该区块沙河街组油藏埋藏较深，沙河街地层易坍塌。区块前期钻井表明：使用传统的强抑制KCl体系不能克服井壁坍塌问题，倒划眼憋压、憋扭矩，严重影响时效，甚至发生卡钻埋钻具案例。但是，发生井壁坍塌时，由于上部存在漏失封堵点，为避免再次漏失，无法大幅提高钻井液密度。对该区块已钻井作业进行复杂情况统计与分析（见表1），发现复杂情况多数发生于起下钻，且振动筛处明显可观察到有片状岩屑，井壁坍塌问题突出。

2 井壁稳定性分析

2.1 地层性质及强度

BZ34-3区块的东营组与沙河街组以泥页岩居多，岩性分析是由富含黏土矿物的微细颗粒所构成的沉积岩。由于地层的孔喉窄小（典型的孔径范围为3 nm～100 nm，且多数的孔径为10 nm左右）导致低渗透率。通常利用破坏模型来预测井壁稳定[1，2]，莫尔-库伦准则曲线（见图 2）。

图2 页岩破坏的莫尔-库伦曲线

假定在裸眼井眼内页岩地层起初是稳定的，那么钻井液所施加的应力、孔隙压力、水化应力与胶结力应该处在平衡状态，并且不超过其强度。因此需要确定合适的钻井液密度来支撑井壁。由图2可知，有效应力随时间减小时，应力状态将不断地朝破碎方向移动，当达到莫尔圆与破坏包络线相交时，即发生破裂。保持稳定的方法是增加钻井液密度。但是，钻井液密度的增加会使安全密度窗口不断减少，最终超过破裂压力，导致地层被压裂而发生井漏[3，4]（见图3、图4）。

图3 渤中34-3区块沙河街组坍塌压力

表1 BZ34-3区块复杂情况统计

图4 渤中34-3区块沙河街组破裂压力

根据图3与图4沙河街组坍塌压力与破裂压力研究可知：（1）坍塌压力变化范围 1.33 g/cm3～1.45 g/cm3；（2）破裂压力变化范围 1.60 g/cm3～2.05 g/cm3。但由于上部存在漏失封堵点，为避免再次漏失，无法大幅提高钻井液密度。

2.2 页岩内部传递过程

由于水与水合溶质的流动性在低渗透性并富含黏土的页岩基体内具有差异，页岩可能表现出半透膜的特征（见图 5、图6）。

图5 页岩井筒不同介质侵入深度的示意图

图6 页岩内压力传递与离子扩散速度

如图5，从井筒中心到地层内部，压力侵入深度超过溶质/离子侵入深度，溶质/离子侵入深度又超过滤液侵入深度。当使用过平衡水基钻井液钻进时，井壁附近地层的孔隙将被不断“充压”，在低渗透性页岩内，孔隙压力传递的速度比离子扩散的速度快一到两个数量级。扩散到页岩内的离子将会与黏土发生离子交换反应并改变页岩的膨胀压力，而传递到页岩内的压力将会增加孔隙压力。这些变化都将影响页岩的强度及其应力状态，从而导致井壁失稳[5，6]。

2.3 井壁稳定策略

结合目前研究成果，能实现页岩井壁稳定的物理化学方法是：（1）利用合适的钻井液密度，提供径向支承应力，以实现井壁的力学稳定；（2）防止钻井液滤液的侵入与孔隙压力的升高，及时维持径向支承应力；（3）封堵页岩孔喉，降低页岩的渗透性；（4）提高钻井液滤液黏度，降低滤液侵入页岩的速度；（5）激发页岩水向钻井液的逆向渗透，降低井壁周围页岩孔隙压力，从而增加页岩的强度与有效应力；（6）在钻井液中加入可扩散进入页岩的溶质与黏土产生离子交换，减少页岩的膨胀压力[7]。

3 钻井液体系机理

针对该区块特点，采取本文上述井壁稳定策略，选用HIBDRILL体系钻井液。该体系配方为（0.3%烧碱+0.3%纯碱+1.5%FT-1+1%LPF+1%SMPC+1%FLOTROL+0.6%PAC-LV+5%COK+8%KCl+0.5%PLH），该体系利用了页岩的“漏失半透膜”特征，采用低流动性的溶质提高膜的效率，甲酸钾降低水的活度。从而可产生页岩孔隙水流向钻井液方向的渗透压梯度。由此而产生的有效渗透压力足以完全抵消钻井液的平衡压力并导致页岩的脱水。该体系可同时降低膨胀压力与孔隙压力，从而使井眼更加稳定。

氯化钾是在业内最著名的抑制剂。但它仍然存在缺点，难以防止滤液侵入以及钻井液压力在页岩内的传递。即使是在饱和浓度下，氯化钾溶液的黏度仍很低，接近水的黏度，因此不能有效地封堵孔喉或改变页岩的渗透性。

表2 常用饱和盐水活度

甲酸钾体系的滤液黏度大，并可产生非常高的渗透压。甲酸钾还具有诸多优势，可以减少页岩膨胀压力、降低页岩含水量与页岩孔隙压力，特别适用于泥页岩地层的钻进作业（见表2）。

浊化或热敏乳化型的聚二醇具有额外的稳定页岩机理（见图7）。

图7 热敏乳化型聚合醇的作用机理

聚二醇在水中表现出反向溶解性与浊点行为[8]。这说明，在低于某浊点温度（CPT）时，它们是水溶性的；但当高于该温度时，它们将发生相分离而形成乳状液。这种效应可被用于稳定页岩。一旦水溶的聚二醇进入页岩后，较高的井底静态温度将其升温并导致相分离而乳化。乳化后的聚二醇将阻碍钻井液滤液与压力的进一步侵入。从而，达到了稳定页岩的效果。

利用聚合醇与盐复配形成的钻井液体系稳定页岩的能力远比它们的单独使用时更为有效。聚合醇与盐的协同效应可以大大地提高页岩-流体的膜效率[9]，通过增加盐度降低水相活度（低于地层流体活度），并提高页岩膜效率来实现逆向渗透压。由于低渗泥页岩孔隙压力增长较快（见图8），利用聚合醇与盐复配对泥页岩井壁稳定最有效，通过产生逆向渗透压（ΔP）延缓孔隙压力增长的速度，进而延长井壁垮塌周期，稳定井壁。

图8 高渗砂岩与低渗页岩孔隙压力变化规律

4 HIBDRILL体系现场应用

4.1 工程简述

某井为BZ34-3区块一口常规定向井，φ244.5 mm套管下深3 515 m，φ215.9 mm井段钻进至4 128 m完钻，完钻层位属东营组。该井φ215.9 mm井段采用HIBDRILL钻井液体系开钻，钻进至3 840 m发生漏失，从3 840 m钻进至4 128 m完钻，期间持续漏失，经历4次堵漏作业，历时6 d。下φ177.8 mm尾管无阻卡，顺利到位。

4.2 开钻

按照HIBDRILL体系配方配制HIBDRILL钻井液250 m3，配制完后，开启剪切泵对钻井液充分剪切循环，钻井液替入井筒后，经钻头剪切循环一个周期，振动筛取样，测试性能（见表3）。

表3 开钻前钻井液性能

该体系盐度较高，利用生物聚合物XC与提切剂VIF按照1:3的比例复配，黏度、切力均满足φ215.9 mm井段携岩要求，钻井过程中各项参数平稳，泥浆性能稳定，维护简单。利用甲酸钾与氯化钾复配，降低钻井液活度、降低滤液的有效黏度、提高钻井液抑制性。利用聚二醇浊点效应封堵微裂缝（见图9）。

图9 振动筛返出岩屑

4.3 防漏与堵漏

该井的φ215.9 mm井段位于两个断层之间，漏失风险大，开钻前，体系中加入0.5%SZDL防漏，钻进至3 840 m，录井监测返出液面降低，排除地面管线原因，判断井下发生漏失，从3 840 m至完钻（4 128 m），期间5次堵漏作业（见表4）。

独特的地质构造使该井基本不能保证一次堵漏成功，随着继续钻进，新的断层又被揭开，本井陷入漏失-堵漏-钻进-漏失-堵漏的循环中。持续堵漏作业导致：（1）多次加入堵漏材料并维持钻井液中堵漏材料含量以及多次桥塞堵漏作业；（2）作业期间，泥浆泵排量低，岩屑不可避免分散进入钻井液。完钻前钻井液性能（见表 5）。

表4 堵漏情况汇总表

表5 完钻前钻井液性能

虽然堵漏材料与岩屑颗粒分散进入钻井液体系，从表5中不难看出，该体系稳定性较强，性能基本不受影响，具有很好的抗污染能力。

4.4 起下钻与下尾管作业

由于井漏，加长了该井作业周期，加剧了该井井壁失稳风险。该井的短起下作业以及换钻具长起作业，基本顺畅，部分井段能直拔。起钻下尾管，尾管顺利到位，期间无任何阻卡，从进入新地层到下尾管顺利到位，历时9 d，说明利用该体系钻井液，保证了泥页岩地层的井壁的长期稳定性。

5 结论

（1）针对BZ34-3区块的地质特点与作业难点，分析该区块井壁失稳的原因，总结出实现页岩井壁稳定的物理化学方法。

（2）根据HIBDRILL体系钻井液不同组分的作业机理，得出该体系适用于BZ34-3区块的φ215.9 mm井段。

（3）现场应用于某井取得了良好的效果。全井段未发生剥落掉块、憋压憋扭矩等复杂情况。堵漏液多次污染钻井液的情况下，该体系依然保持稳定的性能。这表明在该区块的批钻作业中，可回收使用，有效降低作业成本，可推广使用。