顺北油气田鹰1井超深井段钻井液关键技术

2019-06-28林永学王伟吉金军斌

石油钻探技术 2019年3期

林永学，王伟吉，金军斌

（中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

顺北油气田位于新疆阿克苏地区和巴州交界处，属于断溶体油气藏，埋深超过7 300.00 m，最深达8 600.00 m，是目前世界上油藏埋深最深的油气田之一，具有超深、超高压、超高温的特点[1-2]。鹰1井是该油气田的一口重点风险预探井，目的是探索顺托果勒低隆北缘构造北三维区北西向、北东向断裂交汇处的储层发育特征、横向展布规律及含油气性，设计井深9 016.85 m，垂深8 603.00 m。顺北油气田超深井钻井实践表明，井深6 000.00 m以深地层极其复杂，面临一系列钻井难题：志留系柯坪塔格组和奥陶系桑塔木组等地层发育大段泥岩，水敏性强，井眼易失稳；志留系地层裂缝发育，压力敏感性强，漏失风险大；奥陶系地层破碎程度高、胶结差，易坍塌掉块，引起卡钻等井下故障。为此，笔者在分析大段硬脆性泥岩及奥陶系破碎性地层井眼失稳、志留系强压力敏感性裂缝性地层漏失原因的基础上，通过优选高性能封堵防塌剂、优化钻井液抑制性能等技术措施，构建了SMHP-1强抑制强封堵钻井液，并采取了相应的防塌、防漏及井壁稳定技术措施，保证了鹰1井超深井段钻井安全，顺利钻至井深8 588.00 m完钻，创亚洲陆上井深最深纪录。鹰1井的顺利完成，标志着中国石化8 500.00 m以上特深复杂地层钻井液关键技术取得突破，为超深油气资源的高效勘探开发提供了技术支撑。

1 超深井段钻井液技术难点及原因分析

鹰1井设计采用5开井身结构：一开为φ660.4 mm钻头×607.00 m，φ508.0 mm套管×606.80 m；二开为φ444.5 mm钻头×5 395.00 m，φ339.7 mm套管×5 393.42 m；三开为φ311.1 mm钻头×7 676.00 m，φ250.8 mm/φ244.5 mm套管×7 614.62 m；四开为φ215.9 mm钻头×8 395.00 m，φ177.8 mm套管×8 395.00 m；五开为φ149.2 mm钻头×8 588.00 m。其中，6 479.50～6 816.00 m井段的志留系柯坪塔格组与6 816.00～7561.50 m井段的奥陶系桑塔木组等硬脆性泥岩地层、5 697.50～6 816.00 m井段的志留系裂缝性地层和8 285.00～8 500.00 m井段的奥陶系破碎性地层，是该井顺利钻至设计井深的关键井段，给钻井液技术带来了很大的挑战。

1.1 深部硬脆性泥岩易坍塌失稳

顺北油气田志留系柯坪塔格组和奥陶系桑塔木组等地层发育大段泥岩，水敏性强，钻井过程中极易因水化作用而发生井壁剥落掉块甚至垮塌，导致井眼失稳。顺北油气田共有12口井在钻进该泥岩地层时发生井眼失稳，造成3口井填井侧钻，累计损失钻井时间286 d。笔者根据矿物组成、微观结构特征和理化特性等实验分析结果，进行了井眼失稳机理研究。

1.1.1 矿物组成分析

岩石矿物组成直接关系到钻井液设计及处理剂优选，对研究泥岩地层井壁稳定具有重要意义[3]。采用X射线衍射分析了鹰1井柯坪塔格组和桑塔木组泥岩的矿物组成，结果见表1。由表1可知，该井深部泥岩中的石英、方解石等硬脆性矿物平均含量高达65.47%，黏土矿物平均含量为33.73%，属典型的硬脆性泥岩。其中，黏土矿物以伊利石为主，平均含量为49.58%，其次为蒙脱石、伊/蒙混层，平均含量为31.66%。该井深部泥岩中含量较高的黏土矿物与钻井液接触后易发生水化，从而改变了岩石内部的应力状态，造成岩石强度降低，最终导致井眼失稳。

1.1.2 微观结构特征分析

井壁稳定性与地层的微观结构特征密切相关[4-6]。采用扫描电子显微镜观察了鹰1井柯坪塔格组和桑塔木组泥岩地层的微观结构特征，结果见图1。由图1可以看出，该井柯坪塔格组和桑塔木组地层泥岩基质微孔隙、微裂缝、层理等弱面极其发育，孔喉直径主要分布在100 nm～5 μm，微裂缝、层理宽度为0.5～15.0 μm。这为钻井液滤液侵入提供了天然通道，在液柱压力、毛细管力等驱动下，滤液沿微裂缝、层理优先侵入泥岩内部，发生水化作用，使岩石强度降低；而且，泥岩极易沿着微裂缝、层理等弱面发生剪切滑移，最终导致井眼失稳[7-11]。

表1 鹰1井深部泥岩的矿物组成Table 1 Mineral composition of deep mudstone in Well Ying-1

图1 鹰1井柯坪塔格组和桑塔木组泥岩扫描电镜结果Fig.1 SEM results of mudstone in Kepingtage Formation and Sangtamu Formation in Well Ying-1

1.1.3 岩石理化性能分析

分析了鹰1井柯坪塔格组和桑塔木组地层泥岩样品的理化性能，结果见表2。由表2可知，柯坪塔格组和桑塔木组泥岩岩样在清水中的滚动分散回收率大于70%，在清水中的线性膨胀率小于15%，属于弱分散、弱膨胀泥岩；比表面积为50～70 m2/g，表明其膨胀性矿物含量不高，主要为非膨胀性矿物；总吸水量较低，但比亲水量较大（9～11 mg/m2，与蒙脱石相当）。强烈的水化膜短程斥力作用将改变页岩内部的应力状态，易导致微裂缝尖端应力集中，促使微裂缝扩展贯通，最终出现井眼失稳现象[12-17]。

表2 鹰1井柯坪塔格组和桑塔木组地层泥岩理化性能Table 2 Physical and chemical properties of mudstone in Kepingtage Formation and Sangtamu Formation of Well Ying-1

1.2 志留系裂缝性地层易漏失

顺北油气田志留系地层钻进过程中漏失严重，主要漏失地层为塔塔埃尔塔格组。据统计，该油气田中部8口井在钻进志留系地层时，有7口井发生了井漏，累计漏失钻井液近10 000 m3，损失钻井时间达485 d。其中，1口井因此被迫移井位，2口井被迫改变井身结构设计。分析研究认为，地层裂缝发育、漏失压力低和裂缝启动压力低是导致志留系地层漏失严重的主要原因。

1）地层裂缝发育导致多点漏失。志留系塔塔埃尔塔格组和柯坪塔格组地层为砂泥岩地层，埋深5 300.00～6 900.00 m。由于地质构造的挤压和扭曲作用，志留系地层断裂带附近裂缝发育，存在大量张开和闭合裂缝，裂缝宽度为0.1～1.5 mm，易发生全井段随机性多点漏失。

2）地层漏失压力低。志留系地层漏失压力当量密度普遍较低（最低1.33 kg/L），其中，顺北1井区、5井区北部和中部地层漏失压力当量密度分别为1.37～1.39，1.40和1.33～1.38 kg/L。统计已钻井漏失情况发现，塔塔埃尔塔格组地层漏失概率大于柯坪塔格组地层，漏失井的漏速不等，漏速最小为2 m3/h，最大为井口失返。

3）裂缝启动压力低，易张开。裂缝对钻井液密度变化敏感，易开启、扩大，增大了堵漏难度，裂缝开启压力当量密度仅为1.35～1.40 kg/L。例如，顺北5-5H井志留系地层成像测井显示纵向裂缝发育，缝宽6.93～19.24 mm，走向为北东—南西向，为明显的诱导裂缝，如图2所示。

图2 顺北5-5H井志留系地层成像测井图Fig.2 Imaging logging map of Silurian formation in Well SHB5-5H

1.3 破碎性地层易坍塌掉块

受挤压构造影响，顺北油气田奥陶系地层破碎、胶结程度差，钻井过程中井壁坍塌掉块严重，遇阻、卡钻等井下故障频发。据不完全统计，该油气田4口井钻进奥陶系破碎性地层时，因井壁坍塌掉块严重共侧钻7次，单井损失时间达135 d，累计损失时间540 d。分析认为，地层应力集中及岩石胶结程度差是该破碎性地层易坍塌掉块的主要原因。

1）应力集中。由于地质构造运动影响，超深海相碳酸盐岩破碎性地层产生构造应力集中，且地应力具有明显的方向性，非均匀性强。最大水平主应力与最小水平主应力相差较大，地应力分布不均，地层被钻开后地应力释放，导致井眼失稳[18]。

2）岩石胶结程度差、微裂缝发育。由鹰1井鹰山组地层矿物组成的X射线衍射分析结果发现，其矿物成分主要为方解石、白云石（方解石含量最高为96.6%，白云石含量最高为99.8%），不含黏土矿物成分。由岩石薄片分析结果（见图3）发现，岩石存在微裂缝，硅质胶结以块状或团块状充填裂缝，胶结程度差。因此，在钻井过程中，水力楔劈作用、钻头转动和钻具扰动都会破坏岩石的弱胶结作用，裂缝逐渐扩展直至岩石破坏，导致井壁发生坍塌掉块。

图3 鹰山组岩样薄片分析结果Fig.3 Analysis results of rock sample slice of Yingshan formation

2 超深井段钻井液关键技术

2.1 硬脆性泥岩井壁稳定钻井液技术

2.1.1 钻井液防塌技术对策

基于顺北鹰1井深部地层泥岩井壁失稳机理分析，结合“多元协同”井壁稳定基本理论，提出了硬脆性泥岩井壁稳定钻井液技术对策。

1）强化钻井液黏土水化抑制性能。利用聚胺、氯化钾等强抑制剂的协同作用抑制黏土的水化作用，减小水化膜短程斥力，保持泥岩的原始强度。

2）提高钻井液的封堵性能。针对鹰1井深部地层泥岩微观孔隙结构特征，研制了抗高温镶嵌成膜防塌剂SMNA-1与微纳米封堵剂SMNF-1，通过合理的粒度级配，使钻井液在近井壁处形成一层致密封堵层，阻缓压力传递及钻井液滤液侵入。

3）合理控制钻井液密度。在加强封固及阻缓孔隙压力传递的前提下，适当提高钻井液密度，以提高钻井液液柱压力对井壁的力学支撑作用，保持井壁力学稳定。

2.1.2 钻井液构建及性能评价

按照硬脆性泥岩地层井壁稳定技术对策，构建了SMHP-1强抑制强封堵钻井液（简称为SMHP-1钻井液）：2.0%膨润土+0.2%Na2CO3+0.5%NaOH+0.5%～1.0%抗高温降滤失剂SMPFL-H + 1.0%～2.0%抗高温镶嵌成膜防塌剂SMNA-1+1.0%超细碳酸钙QS-2（粒度为1 500～2 000目）+ 0.5%～1.0%聚胺SMJA-1+3.0%～4.0%KCl。

2.1.2.1 黏土水化抑制性能

选取鹰1井志留系柯坪塔格组和奥陶系桑塔木组地层岩样，采用滚动分散回收试验和线性膨胀试验评价SMHP-1钻井液的抑制性能，结果见图4和图5。

图4 鹰1井深部泥岩滚动分散回收率试验结果Fig.4 Experimental results of rolling dispersion recovery rate of deep mudstone in Well Ying-1

图5 鹰1井深部泥岩线性膨胀率试验结果Fig.5 Test results of linear expansion rate of deep mudstone in Well Ying-1

由图4可以看出，该井深部地层泥岩岩样在清水中的滚动分散回收率约为70%，而在SMHP-1钻井液中的滚动回收率＞94%，与在油基钻井液中的滚动回收率（约95%）接近，说明SMHP-1钻井液具有优异的抑制泥岩水化分散的性能。由图5可以看出，泥岩岩样在清水中的线性膨胀率约为15%，但其初始膨胀率较高，而在SMHP-1钻井液和油基钻井液中的线性膨胀率仅为3%左右，表明SMHP-1钻井液具有良好的抑制泥岩水化膨胀的性能。

2.1.2.2 封堵性能

鹰1井深部地层泥岩微纳米级孔隙发育，孔喉直径主要分布在100 nm～5 μm，而常规高温高压滤纸孔径较大（30～50 μm），难以评价钻井液对该地层的封堵性能。为此，采用压力传递试验评价了SMHP-1钻井液对鹰1井深部地层泥岩的封堵性，结果见图6。

图6 鹰1井深部泥岩压力传递试验结果Fig.6 Pressure transmission test results of deep mudstone in Well Ying-1

由图6可知：4%NaCl水溶液的压力传递速率很快，2.0 h后下游压力基本与上游压力持平，压力穿透岩心；SMHP-1钻井液可显著降低泥岩的压力传递速率，压力穿透岩心时间为13.5 h；SMHP-1钻井液中加入2%纳米封堵剂SMNF-1后，其降低压力传递速率的效果更明显，24.0 h后下游压力基本趋于稳定，上下游压差1.5 MPa，基本阻隔压力传递作用，井壁稳定性能突出。

2.2 志留系裂缝性地层随钻防漏技术

根据顺北油气田志留系地层漏失原因，采取了以防为主、随钻堵漏的钻井液技术思路，即在保持合理钻井液密度的前提下，向钻井液中加入一定量的随钻堵漏材料，在近井壁附近形成致密封堵层，阻缓压力传递和钻井液滤液侵入，防止裂缝开启及延伸，从而达到防漏的目的。

2.2.1 随钻堵漏剂配方的优选

针对志留系地层裂缝尺寸，选用1 mm的裂缝盘作为裂缝评价介质，根据孔喉“理想充填”及“屏蔽暂堵”理论[19-22]优选了4种封堵材料及其合理的粒径分布，按照表3的加量配比加入到SMHP-1钻井液中，并分别测试其裂缝封堵性能，结果见图7。由图7可知，3#配方随钻堵漏剂的裂缝盘累计漏失量仅为4.2 mL，随钻堵漏效果最佳。因此，确定3#配方为随钻堵漏剂最优配方：2.0%刚性架桥及充填材料+1.5%弹性可变形封堵材料+1.0%惰性纤维材料+0.5%软化封堵材料。进入志留系地层前50.00 m，在钻井液中一次性加足随钻堵漏剂，并定期向钻井液中补充堵漏剂，维持随钻堵漏剂加量在5%以上。

表3 随钻堵漏剂中封堵材料的加量配比Table 3 Concentration ratio of plugging materials in lost circulation additive while drilling

图7 不同配方随钻堵漏剂裂缝盘滤失量试验结果Fig.7 Test results of filtration rate for lost circulation additive with fractured disk by different formulas while drilling

2.2.2 防漏堵漏钻井液维护处理措施

1）在满足防塌前提下，采用密度1.34 kg/L的钻井液揭开志留系地层，调整钻井液流变性，保持较低的黏度和切力，降低循环压耗的影响。

2）控制钻井液高温高压滤失量小于10 mL，以保持滤饼质量良好。

3）在满足录井要求的前提下，尽量不启动细目振动筛，并简化钻具组合，降低发生井下故障的概率。

4）适当控制钻速，每钻进2.00～3.00 m划眼1次，防止堵漏材料在井壁上黏附过多而造成井下故障。

5）控制起下钻速度，避免因激动压力过大而诱发井漏。长时间静止后，下钻时应采取分段循环措施，防止开泵压力过大，憋漏地层。

2.3 奥陶系破碎性地层安全钻进技术

根据奥陶系破碎性地层井壁坍塌机理，制定了钻井液防塌技术对策。

2.3.1 强化钻井液封堵性能

针对鹰1井奥陶系鹰山组破碎性地层的主要特征，利用屏蔽封堵技术，优选了弹性封堵颗粒、可填充变形封堵材料与微纳米封堵防塌剂，复配为随钻封堵剂，配方为：1.0%弹性石墨+1.0%温敏变形封堵剂SMSHIELD-2 + 0.5%纳米封堵防塌剂SMNF-1。该随钻封堵剂可以封堵岩石原生微孔缝和次生微裂缝，提高地层完整性，降低岩石渗透率，阻缓钻井液滤液侵入对胶结物的破坏。对比奥陶系鹰山组地层岩样应用该随钻封堵剂封堵前后的微观形貌发现（见图8），随钻封堵剂在破碎地层近井壁处形成一层“紧、密、实”的致密封堵层，岩心封堵端面较平整、光滑、密实，岩样完整性显著提高。另外，室内试验还发现，鹰山组地层岩样的渗透率由由封堵前的平均40.70 mD降至封堵后的0.68 mD，下降了2个数量级，岩石更加致密。

图8 鹰山组地层岩样封堵前后扫描电镜图Fig.8 SEM photos of rock samples in Yingshan Formation before and after plugging

2.3.2 保持井眼清洁

1）不定期采用密度比井浆密度高0.2 kg/L、漏斗黏度大于100 s的多纤维重稠塞清洗井眼，采用多流态变化破坏岩屑床，提高钻井液携岩能力，保持井眼清洁，防止遇阻、卡钻等井下故障的发生。

2）井壁出现掉块后，采取低排量、低钻压钻进，对井底的掉块进行研磨破碎，然后采取大排量循环进行清除。破碎不了的或者携带不出的掉块，可适当提高钻井液黏度和切力，小排量循环将其平铺在井底，避免掉块堆积于环空而阻卡钻具。

2.3.3 适当提高钻井液密度

在加强封固及阻缓孔隙压力传递的前提下，钻遇破碎性地层时，根据实际工况提高钻井液密度，提高钻井液对井壁的有效力学支撑作用，保持井壁力学稳定。鹰1井四开井段在井深8 242.20 m处钻遇奥陶系破碎带地层，出现起下钻遇阻及划眼困难情况，随后将钻井液密度由1.35 kg/L逐渐提高至1.55 kg/L，起下钻遇阻及划眼困难情况有所好转。

3 现场应用效果

鹰1井三开大段泥岩地层钻进过程中，SMHP-1钻井液性能稳定，泥岩钻屑棱角分明，完整度高。在整个三开钻进及中完作业期间，井眼始终稳定畅通，未发生井眼失稳问题，平均井径扩大率仅6%，三开钻井周期缩短36.9%，钻井效率超邻井15%以上，创φ311.1 mm钻头钻深7 616.00 m和φ250.8 mm +φ244.5 mm套管下深7 614.62 mm 2项国内石油工程新纪录。

鹰1井志留系地层钻进过程中，定期向钻井液中加入随钻堵漏剂，维持随钻堵漏剂加量在5%以上，确保在近井壁处形成致密封堵层，阻缓压力传递和滤液侵入，整个三开钻进及中完作业期间未发生漏失，而顺北5-6井、顺北5-8井和顺北5-10井等邻井在钻进志留系地层时多次发生严重漏失。

鹰1井奥陶系鹰山组破碎性地层钻进过程中，定期向钻井液中补充随钻封堵剂，在近井壁处形成了一层“紧、密、实”的致密封堵层，封堵了岩石原生微孔缝和次生微裂缝，提高了地层的完整性。同时，不定期采用密度比井浆密度高0.2 kg/L、漏斗黏度大于100 s的多纤维重稠塞清洗井眼，以保持井眼清洁。该井在钻进破碎性地层期间未出现井壁失稳现象，安全钻至井深8 588.00 m完钻，创亚洲陆上井深最深纪录。