顺北油气田碳酸盐岩破碎性地层防塌钻井液技术

2020-06-17陈修平李双贵

石油钻探技术 2020年2期

陈修平，李双贵，于洋，周丹

（1. 中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011；2. 中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室，新疆乌鲁木齐 830011；3. 中国石油新疆油田分公司百口泉采油厂，新疆克拉玛依 834000）

碳酸盐岩破碎性地层天然裂缝、层理面和弱面发育，胶结性差，钻井过程中易发生井壁坍塌掉块，严重时会造成卡钻，导致钻井周期增长、钻井成本增加[1-3]。顺北油气田5号断裂带深层油气勘探开发时，遇到了超深碳酸盐岩破碎性地层井壁坍塌问题[4-5]。2018年以来，多口井因钻遇碳酸盐岩破碎性地层，出现了井壁坍塌掉块（掉块呈多边形，长度和宽度约2.0 cm，棱角磨圆）严重的情况，阻卡频繁，导致多次回填侧钻，情况最严重的5口井钻井周期共延长913 d，钻井成本增加1.3亿元，严重影响了顺北油气田的勘探开发速度。因此，分析顺北油气田超深碳酸盐岩破碎性地层井壁坍塌原因，并提出技术对策，对提高钻井速度、降低钻井成本具有重要现实意义。目前，国内外超深碳酸盐岩破碎性地层钻井防塌的案例较少，可借鉴的技术措施不多[6-8]。为此，笔者针对顺北油气田奥陶系碳酸盐岩破碎性地层井壁坍塌的问题，从地质构造特征、地层裂缝发育情况（破碎程度）和井壁岩块受力等方面分析了井壁坍塌的原因，根据井壁坍塌原因，借鉴国内外钻井液封堵防塌技术，优选并级配微米与亚微米级刚性、塑性封堵材料，使钻井液中的固相能封堵地层中所有尺度的裂缝，阻止压力传递，同时钻井液保持较高的密度，以支撑井壁，现场试验取得了良好的封堵防塌效果。

1 碳酸盐岩破碎性地层井壁坍塌原因

1.1 地质构造特征

顺北油气田5号断裂带北段以挤压构造为主，挤压构造地层存在一个“中性面”，“中性面”以浅地层处于拉张状态，“中性面”以深地层处于挤压状态，如图1所示（图中，蓝色线条为井眼轨迹）。

图 1 顺北油气田5号断裂带北段挤压构造示意Fig.1 Compressional structure in the north section of No. 5 fault zone of Shunbei Oil and Gas Field

由图1可知，“中性面”以深地层存在应力集中（最大水平主应力和最小水平主应力之差大），钻开井眼后应力释放，井内钻井液液柱压力取代原地层对井壁的支撑，破坏了地层原有的应力平衡，引起井眼周围应力重新分布，造成井壁坍塌掉块。

利用同区块某井取自压隆构造的全尺寸岩心，在其水平方向上每间隔45°钻取3个岩样，进行了基于岩石kaiser效应的地应力测试。结果发现：最大水平主应力为 175 MPa，最小水平主应力为 140 MPa，其差值高达35 MPa。这说明断裂破碎带地层应力集中，钻开井眼后应力释放，易导致井壁坍塌。

1.2 地层裂缝发育及裂缝充填情况

受强构造运动影响，断裂破碎带地层发育大量微裂缝，其岩心薄片照片见图2。

图 2 破碎性地层岩心薄片Fig.2 Core slice of broken formation

由图2可知，虽然岩心整体上完整，但发育大量的微裂缝，裂缝尺寸为微米—纳米级别，形成了一种“破而不碎”的结构。如果钻井液封堵能力不强，钻井液滤液进入微裂缝，一方面会使黏土发生水化（如果胶结物中存在黏土），产生膨胀压力；另一方面会增大微裂缝中的孔隙压力，导致井壁坍塌掉块。

另外，裂缝被硅质胶结物、方解石等充填，胶结强度低，钻井过程中钻头转动、钻具撞击和压力波动均会破坏岩石的胶结作用，使岩石的整体强度降低，导致井壁坍塌掉块。

1.3 井壁岩块受力情况

破碎性地层井周岩体是非连续碎块，可以假设为由离散单元块体和割理组成的模型，如图3所示。图3中：①，②，…，⑤为岩块编号；a，b为破碎性岩块的尺寸，mm；σ1和σ2为岩块受到的压应力，MPa；σ31为岩块③和①接触面的压应力，MPa；σ41为岩块④和①接触面的压应力，MPa；σ51为岩块⑤和①接触面的压应力，MPa；τ31为岩块③和①接触面的剪应力，MPa；τ41为岩块④和①接触面的剪应力，MPa；τ51为岩块⑤和①接触面的剪应力，MPa；pi为井筒内的液柱压力，MPa。

对于井壁岩块来说，岩块①夹在2个裂缝面之间，最容易发生掉块，因此以岩块①为例分析其受力情况：对于直井，其受到 σ31，τ31，σ41，τ41，σ51，τ51和pi的共同作用；而对于定向井和水平井，岩块①还受到重力分量的作用，其对井壁坍塌掉块是不利因素。因此，对于相同条件下的破碎性地层，定向井和水平井更容易发生井壁坍塌掉块，分析结果如图4所示。

图 3 直井眼周围破碎性岩块受力示意Fig. 3 Stress diagram of broken block around straight hole

图 4 定向井眼周围破碎性岩块受力示意Fig.4 Stress diagram of broken block around oriented hole

2 防塌钻井液关键技术

由上述分析可知，导致顺北油气田碳酸盐岩破碎性地层井壁坍塌的主要原因是地层破碎、应力集中和微裂缝发育。其中，地层破碎、应力集中是内因，无法改变；只有微裂缝可以利用钻井液充填、封堵，阻止压力传递，使破碎性地层不“破碎”，同时保持较高的钻井液密度以支撑井壁，从而解决井壁坍塌问题。

2.1 防塌钻井液基本配方

以取自顺北A井、顺北B井和顺北C井奥陶系碳酸盐岩破碎性地层的岩心为研究对象，利用X射线衍射仪分析其矿物组成，结果见表1。

由表1可知，其地层岩石矿物组成主要为方解石和白云石，不含黏土。对于不含黏土矿物的地层，不考虑水化作用对井壁稳定性的影响，主要是利用固相颗粒对微裂缝进行全面封堵。相对于油基钻井液，微纳米固相颗粒在水基钻井液中的分散性更好，同时考虑成本、环保要求和储层录井效果等因素，选用水基防塌钻井液，其基本配方为：2.0%～3.0%膨润土+0.2%～0.3%烧碱+0.1%～0.2%纯碱+3.0%～4.0%SMP-Ⅲ+3.0%～4.0%SPNH+1.0%～2.0%抗高温降滤失剂+1.0%～3.0%高软化点沥青+0.5%～1.5%高温高压屏蔽剂+石灰石。

表 1 顺北油气田3口井所取岩心的矿物组成Table 1 Mineral composition of cores from 3 wells in Shunbei Oil and Gas Field

2.2 钻井液性能的强化

2.2.1 封堵性能

在钻进碳酸盐岩破碎性地层时，对其所有尺度的裂缝进行全面有效封堵是保持井壁稳定的必要条件[9]。根据水基钻井液中黏土粒径1～3 μm、加重材料粒径30～100 μm的实际情况，要全面封堵裂缝需要在钻井液中补充粒径3～30 μm的固相颗粒。为此，设计加入2种刚性颗粒材料（GWQH Ⅰ和GWQH Ⅱ）、2种塑性可变形颗粒材料（SWQHⅠ、SWQH Ⅱ）和1种微纳米乳液（NFT）。刚性颗粒材料的主要作用是利用架桥原理形成致密封堵层；塑性可变形颗粒材料的主要作用是变形填充刚性颗粒间的微空隙，使封堵层更加致密；微纳米乳液的主要作用是填充更小的空隙，使封堵层更加致密。其粒径分布如图5所示。

由图5可知，5种材料的粒径分布：d50为3～14 μm，d80为 7～32 μm。

2.2.2 其他性能

防塌钻井液其他性能的强化，主要包括：控制高温高压滤失量，使其在井底温度下不大于10 mL，初始滤失量不大于1 mL，且滤失量越低越好；动塑比控制在0.50左右，以保证钻井液具有良好的携岩能力。

2.3 钻井液密度的选择

对于碳酸盐岩破碎性地层，提高钻井液密度进行应力支撑，只会在初期有一定的防塌效果[10-11]。当钻井液或滤液进入裂缝，裂缝张开后，会出现以下2方面的问题：1）缝面间的摩擦力大大降低，使坍塌压力大幅度上升；2）如果地层中含有黏土，因其具有水化膨胀特性，将会促进和激化井壁坍塌掉块。因此，应该根据工程经验或理论计算确定合理的钻井液密度。

图 5 5种封堵材料的粒径分布Fig. 5 Particle size distribution of five plugging materials

3 现场试验

顺北X井是位于顺北油气田5号断裂带北部的大斜度井，设计井深 8 012.99 m，垂深 7 710.00 m，最大井斜角70.3°。与其水平距离698.00 m的邻井共进行了4次侧钻，侧钻过程中垮塌严重，阻卡频繁；预测该井在 7 830.00～7 920.00 m 井段钻遇断裂面，可能发生地层破碎和应力集中，存在垮塌掉块风险。因此，该井在钻进碳酸盐岩破碎性地层时试验应用了防塌钻井液技术。

基于“合适的钻井液密度”+“强化封堵防塌”的思路，将钻井液密度确定为1.29 kg/L，并在钻井液基本配方的基础上添加以下封堵材料：1.5%井壁强化剂GWQH Ⅰ+1.5%井壁强化剂GWQH Ⅱ+1.0%～3.0%磺化沥青SWQH Ⅰ+1.0%～3.0%磺化沥青SWQH Ⅱ+2.0%～3.0% NFT-Ⅱ。钻井液的粒径分布如图6所示。

图 6 顺北X井钻井液粒度分布Fig.6 Grain size distribution of drilling fluid in Well Shunbei X

由图6可知，封堵颗粒的粒径分布为0.2～200.0 μm，85%以上的颗粒粒径在100 μm以内（粒径100 nm～46 μm 的颗粒占 70.0%）。

同时，采取了处理掉块、防掉块卡钻和防蹩跳钻的配套技术措施。钻进中扭矩正常，泵压正常，钻速较快，短起下钻正常，各趟钻起下钻无阻卡，下钻一次到底。该井破碎带地层钻进过程中的钻时与扭矩情况如图7所示。

由图7可知，钻时主要集中在10～20 min/m，说明机械钻速较高；扭矩平稳，在10～12 kN·m。

另外，顺北X井奥陶系碳酸盐岩层段的井径曲线如图8所示。

由图8可知，顺北X井奥陶系碳酸盐岩层段井径整体比较规则，平均井径扩大率仅7.4%。

顺北X井使用防塌钻井液钻进碳酸盐岩破碎性地层的过程中，扭矩平稳，钻速较高，未发生坍塌掉块，说明采用防塌钻井液可以解决碳酸盐岩破碎性地层坍塌掉块的问题。

4 结论与建议

1）强挤压构造地层应力集中、地层破碎并存在微裂缝和定向井中非连续岩块受重力作用，是造成顺北油气田碳酸盐岩破碎性地层井壁坍塌掉块的主要原因。

2）顺北油气田碳酸盐岩破碎性地层井壁防塌的关键是强化钻井液的封堵性能，阻止或减缓压力传递。

3）根据微裂缝尺寸，优选了相应粒径的刚性颗粒材料、塑性可变形颗粒材料和微纳米乳液，形成了致密封堵层；同时选择了合适的钻井液密度，并控制滤失量、将动塑比控制在0.50左右，形成了顺北油气田碳酸盐岩破碎性地层防塌钻井液技术。现场试验结果表明，该防塌钻井液技术防塌效果良好，钻进中扭矩平稳、钻速较高，完钻后井径规则。