西江区块古近系地层井壁失稳机理分析及钻井液体系优化*

狄明利 赵远远 由福昌 吴 宇 侯珊珊

（1.中海油田服务股份有限公司深圳作业公司 广东深圳 518067； 2.荆州嘉华科技有限公司 湖北荆州 434000）

西江区块古近系地层已经证明有巨大的勘探潜力，该地层含大段泥岩、砂泥岩，夹杂薄煤层，微裂隙发育，钻进过程中裸眼井段长时间浸泡在钻井液中，井壁发生垮塌引起卡电测工具复杂情况，通过提高钻井液密度在一定程度上可以解决井壁失稳的问题[1-2]，但同时也带来了储层伤害、电测解释的难题，严重影响了勘探开发效益。

针对古近系地层井壁失稳的问题，Palmer等[3]研究表明煤层含碳量较高，岩石强度会明显减小，不利于井壁稳定；梁大川等[4]、陈在君等[5]、石向前等[6]分析了泥煤互层中泥岩水化膨胀会对相邻煤层产生推挤作用，失去了泥岩层的保护，会加速煤层的垮塌；严俊涛等[7]研究表明泥岩失稳机理表现为力学-化学耦合失稳，而煤岩侧重表现为力学失稳。要想解决古近系地层泥煤互层的井壁稳定问题，不仅要强化钻井液抑制性[8]、适度封堵[9-10]，还要控制合适钻井液密度。

因此，针对南海古近系地层钻、测井过程中面临的井壁失稳难题，深入研究古近系地层工程地质特征，优选防止古近系地层垮塌的钻井液密度及其性能关键技术指标，主要通过力学和化学手段，再辅以物理封堵协同降低地层坍塌压力，避免钻井、测井过程中出现复杂情况，实现探井安全高效钻进。目前本文研究成果已在西江区块2口古近系地层井中取得成功应用，具有较好的推广应用价值。

1 井壁失稳机理分析及钻井液技术对策

1.1 现场复杂情况统计与实验数据分析

1.1.1 现场复杂情况统计

以XJ33-1-1井为例，统计了井下主要复杂情况，结果见表1。由表1可知，XJ33-1-1井井下复杂情况主要发生在储层段（古近系文昌组），主要为电测遇阻，而且井壁有明显滞后失稳现象（钻开井眼到出现阻卡相隔约9 d），钻井液不能持续保持井壁稳定。

表1 XJ33-1-1井复杂情况统计Table1 Complex statistics of Well XJ33-1-1

1.1.2 井径扩大率与钻井液密度关系分析

根据XJ33-1-1井古近系地层测井数据和钻井液密度数据（图1），分析了钻井液密度、伽马和井径扩大率之间的关系：①图1中A段位于恩平组，钻井液密度为1.3 g／cm3，相对较低，井径扩径率在15%～35%；②图1中B、C两段钻井液密度1.32～1.33 g／cm3，伽马变化剧烈，泥质含量较高，井径扩径率在30%～80%，扩径严重；③图1中B、C段均发生滞后井壁失稳（电测遇阻），主要原因为钻井液的长期浸泡导致岩石力学强度逐渐弱化，致使井壁失稳；④图1中C段单纯提高钻井液密度并不能有效控制井壁失稳。

由此可以看出，对于古近系地层井壁失稳问题，若依靠单纯提高钻井液密度并不能有效解决井壁失稳问题（图1中C段），甚至可能加剧井壁失稳。这是由于地层微裂缝发育，当单纯提高钻井液密度时，虽然可以提高钻井液对井壁的支撑能力，但同时在高密度下钻井液更易在压差作用下侵入地层微孔缝，导致微裂缝扩展，而微裂缝扩展会显著降低岩石力学特性和有效应力，从而加剧井壁失稳。

图1 XJ33-1-1井井径扩大率、钻井液密度、伽马随井深变化曲线Fig.1 Curve of well diameter expansion rate，density and gamma value as a function of well depth

1.1.3 易失稳井段岩屑理化性能分析

1）岩屑形态分析。

XJ33-1-1井文昌组返出岩屑如图2所示，主要呈片状和粉末状，呈现以弱面和裂缝面控制的剪切剥落特点。

2）矿物组分分析。

通过X射线衍射（XRD）对文昌组岩屑进行了全岩及黏土矿物组分分析，其中黏土矿物含量较高，约占19%～59%；黏土中伊蒙混层含量较高，最高达92%，混层比约为16%～29%，表明该井段岩石水敏性较强，易水化分散造成剥落掉块。

3）岩屑微观结构分析。

通过扫描电镜（SEM）观察了文昌组岩屑微观形态，如图3所示，可以看出：岩屑表面微裂隙广泛发育，缝间充填伊利石、石英等，有剥落的趋势；微孔缝间填充较多有机质，局部孔洞发育-钻井液易沿孔缝侵入地层。钻井液作用后（图4），部分地方出现明显的溶蚀孔和裂缝的扩张，是导致力学强度弱化的主要原因。

图2 XJ33-1-1井现场岩屑形态Fig.2 Field cuttings form of Well XJ33-1-1

图3 XJ33-1-1井现场岩屑微观结构图（5 000倍）Fig.3 Field cuttings microstructure of Well XJ33-1-1 diagram（5 000x）

图4 XJ33-1-1井现场岩屑经钻井液浸泡前后微观结构图（5 000倍）Fig.4 Microstructure diagram of field cuttings before and after immersion in drilling fluid of Well XJ33-1-1（5 000x）

4）岩样水化性能分析。

室内按照石油天然气行业标准SY／T5613—2000《泥页岩理化性能试验方法》评价了XJ33-1-1井古近系地层现场岩屑在清水中的回收率及线性膨胀情况，结果见表2。岩屑在热滚实验后，外形变细、黏土脱落，清水中滚动回收率＜30%，线性膨胀率＞20%，表现出强水化分散性能和较强的水化膨胀性能。

表2 XJ33-1-1井恩平组和文昌组岩屑水化性能评价Table2 Evaluation of cuttings hydration performance of Enping Formation and Wenchang Formation

1.1.4 复杂地层岩石力学及地应力分析

经过分析XJ33-1-1井岩石力学、地应力、坍塌压力剖面得出：①文昌组岩石强度较低（约136 MPa），内聚力约10.3～12.8 MPa；②地层水平最小应力梯度1.56～1.64 MPa／100 m，水平应力差（1.07～1.10 MPa）和三向应力差（1.43～1.70 MPa）小，各向异性较小；③不考虑钻井液影响时，岩性复杂井段原始坍塌压力为文昌组约1.18～1.22 g／cm3。

1.2 西江区块古近系地层井壁失稳机理分析

通过分析XJ33-1-1井古近系地层钻井工况、井下复杂情况，结合室内实验研究岩石矿物组分、微观结构及理化性能特征及钻井液特性，得出古近系地层井壁失稳特征及主要原因：①古近系地层井下复杂情况主要为电测遇阻。井壁扩径较严重（15%～80%），电测阻卡2次，平均阻卡损时8.5 d，井壁失稳均表现为滞后失稳；②易失稳井段岩石主要为泥岩、砂泥岩，夹杂薄的煤层，黏土矿物含量较高（19%～59%），岩石微孔隙发育，并充填较多有机质；③岩石理化性能实验显示，易失稳井段岩屑在清水中滚动回收率较低（＜30%），膨胀性较强（1 000 min：21.6%～24.2%），水化膨胀性、分散性强；④岩石强度较低（136 MPa），内聚力10.3～12.8 MPa，水平应力差小（1.07～1.10 MPa），各向异性较小。

综合分析说明，古近系地层井壁失稳主要机理为微裂隙弱面发育和高含量黏土矿物的水化作用。微裂隙（弱面）本身会降低岩石强度，且提供了钻井液侵入地层的通道，水化作用产生的水化应力会改变井周围岩应力分布，导致裂缝扩展，弱化岩石强度。

1.3 钻井液技术对策

传统钻井液优化方法[11-15]，主要是先通过评价易失稳地层矿物组分、微观结构，结合现场钻井复杂情况，地层孔隙压力、地应力特点、钻井液对岩石理化性能影响等因素，确定井壁失稳机理。再根据现用钻井液性能不足之处和地层特点，引入恰当的钻井液处理剂，根据实验确定合理的处理剂加量，实现对钻井液性能和配方进行优化，最终得到优化钻井液配方。但该方法仅能评价钻井液性能优劣，未建立关键性能参数与井壁稳定性的内在联系，不能反映钻井液应用效果。

与传统方法不同，基于岩石力学的钻井液优化方法，主要通过建立适应地层的井壁稳定力学模型，再根据需求的井眼稳定（井径扩大率、坍塌周期）要求，计算出实效现场要求的钻井液关键性能参数。由于岩石内聚力是反映岩石力学强度的重要参数。岩石内聚力越高，其力学强度越高，相同条件下井壁越不易失稳。因此，采用钻井液作用岩心后岩石内聚力弱化程度来表征钻井液的抑制能力。地层岩石在钻井液作用下，当钻井液抑制性能越强，其对岩石粘聚力的弱化程度越低，井壁越稳定。通过此法优选合适钻井液处理剂，调整处理剂加量，当钻井液性能满足现场要求的钻井液关键性能参数时，此时的钻井液配方即为优化钻井液配方。该方法充分结合了井壁稳定力学和化学因素，可以更好地实现井壁稳定要求。

2 钻井液参数设计及体系优化

2.1 钻井液参数设计

图5 坍塌压力当量密度与岩石内聚力关系曲线图Fig.5 Relationship between collapse equivalent density and rock cohesion

表3 钻井液及井壁围岩强度参数Table3 Drilling fluid and strength parameters of surrounding wall rock

内聚力是井壁力学稳定的重要参数，室内建立了内聚力与坍塌压力当量密度关系，结果如图5、表3所示。由图5、表3可知，对于井壁扩径要求不同时，所需求的砂泥岩段钻井液关键性能也不同。对井壁扩径率要求越高，即可容许的井壁扩径越大，需要保持岩石的内聚力可以相对较低。当现场要求井径扩大率较小时，就需要调整钻井液配方，使钻井液的抑制性能和密度要求更高。此外，在一定范围内，当钻井液的抑制性能越好（即岩心在钻井液中浸泡一定时间后，内聚力下降程度越低），所需的钻井液密度相对越小。根据岩石内聚力与钻井液密度关系图版，得到适于西江古近系地层防塌钻井液的关键性能：①若要求平均井径扩径率≤15%，坍塌周期≥10 d，且现场使用的钻井液密度为1.30 g／cm3时，则要求钻井液浸泡10 d后岩石内聚力≥7.2 MPa；②若想将钻井液密度降低至1.25 g／cm3，则要求钻井液浸泡10 d后岩石内聚力≥8.7 MPa。

表6的结果显示，只有东北地区的常数项不显著，全国4个地区除了东北地区外，均呈现绝对值 β3i＞β2i＞β1i的特点， 说明大部分地区的产业城镇化对水资源消耗的影响最大，其次是经济城镇化，人口城镇化的影响最小。东北、东部、中部3个地区的人口城镇化对于水资源消耗都有负向影响，即人口城镇化进程会减少我国大部分地区的水资源消耗［10］。3个地区中，东北地区人口城镇化对水资源消耗的影响最大，其人口城镇化每提高1%，水资源消耗则减少0.323%。西部地区的人口城镇化对水资源消耗的影响不显著，可能是由于该地区大部分省份的水资源较为充足，城镇人口的增长暂时不会对水资源消耗产生明显的影响。

2.2 现用钻井液体系性能评价

2.2.1 现用钻井液常规性能评价

文昌组现用钻井液典型配方：1%膨润土浆+0.167%烧碱+0.167%纯碱+0.125%PF-XC+1.667%PF-SPNH+5%PF-LSF+5%PF-LPF+11.433%NaCl+5%KCl+0.25%PF-PLH+重晶石（加重至密度为1.30 g／cm3），按照国家标准GB／T 16783.1—2014《石油天然气工业中钻井液现场测试（第1部分：水基钻井液）》测试钻井液性能。实验条件：130℃下滚动老化16 h，结果见表4。由表4可知，老化后体系粘切力大幅度上涨，API失水量大于4 m L，HTHP失水量大于15 m L，失水较大不利于井壁稳定。

表4 古近系地层现用钻井液常规性能Table4 Conventional performance of current drilling fluid in Paleogene strata

2.2.2 现用钻井液防塌性能评价

室内按照石油天然气行业标准SY／T5613—2000《泥页岩理化性能试验方法》评价了古近系地层现场岩屑在现用钻井液及清水中的回收率及线性膨胀情况，在文昌组（4 821～4 824 m）钻屑在清水下回收率为23.7%，在现用钻井液体系中为82%，线性膨胀实验如图6所示。由图6可以看出，岩屑在现用钻井液中线性膨胀率大于5%，抑制性明显不足，泥岩井壁容易水化失稳。

图6 文昌组岩屑在现用钻井液中膨胀情况Fig.6 Expansion of the Wenchang Formation cuttings in the current drilling fluid

2.2.3 现用钻井液对岩石强度影响评价

室内采用三轴岩石强度试验装置测试了经现用钻井液浸泡前后的岩石抗压强度，评价了现用钻井液对现场岩样强度的影响，结果见表5。由表5可知，岩样经现用钻井液浸泡10 d后，内聚力仅为6.4 MPa，小于7.2 MPa，不能满足井壁稳定要求，容易发生井壁坍塌。

表5 现用钻井液对现场岩样强度影响结果Table5 Effect of current rock samples on field cuttings strength

2.3 古近系地层钻井液性能优化

2.3.1 优化对策

结合古近系地层井壁失稳机理分析，对目前使用的钻井液体系进行优化。通过引入抑制剂PF-UHIB提高钻井液的抑制性能，控制岩石在经密度1.30 g／cm3的钻井液浸泡10 d后的内聚力≥7.2 MPa；再辅以物理封堵剂PF-AquaSeal及化学封堵剂PF-SmartSeal封堵微裂缝和孔喉，协同作用达到稳定井壁的效果。

2.3.2 抑制性优化

室内采用石油天然气行业标准SY／T5613—2000《泥页岩理化性能试验方法》和三轴岩石强度测试法评价了抑制剂PF-UHIB对现用钻井液抑制性能的影响，结果如图7所示。由图7可以看出，加入PF-UHIB后体系抑制性增强，钻屑回收率明显提升；同时随着PF-UHIB加量的增加，岩样经钻井液浸泡10 d后，内聚力弱化程度降低，满足岩石内聚力≥7.2 MPa的要求，有利于井壁稳定。综合考虑，优选PF-UHIB加量为3%。

图7 现用钻井液中加入不同加量PF-UHIB实验结果Fig.7 Experimental results of adding different amounts of PF-UHIB to the existing drilling fluid

2.3.3 优化后配方及性能评价

通过引入抑制剂PF-UHIB提高体系抑制性，再辅以物理封堵剂PF-AquaSeal和化学封堵剂PFSmartSeal改善泥饼，降低滤失，从而优选出适于西江古近系地层的优化防塌钻井液配方：1%膨润土浆+0.2%～0.3%PAC-LV+1%～1.5%FLOTROL+0.15%～0.2%XC+3%～5%KCl+10%～15%NaCl+2%～3%AquaSeal+1%～3%SmartSeal+1%～2%LPF+1%～1.5%SMP+1.5%～2%SPNH+0.2%～0.3%PLH+3%PF-UHIB+重晶石（加重至密度为1.30 g／cm3）。

1）基本性能。

按要求配制钻井液，高温高压滤失量测试实验条件为：温度130℃，压差3.5 MPa，实验结果见表6。由表6可知，优化后钻井液体系流变性能良好，老化前后性能波动小，API滤失量仅2.2 m L，HTHP滤失量仅6.6 m L，相较于现用钻井液体系滤失量大幅度降低。

表6 改进后钻井液体系常规性能评价结果Table6 Routine performance evaluation results of improved drilling fluid system

2）抑制性能。

室内按照石油天然气行业标准SY／T5613—2000《泥页岩理化性能试验方法》评价了现场岩屑在优化后钻井液体系中1 000 min内的线性膨胀情况，结果如图8所示。由图8可以看出，现场岩屑在优化后钻井液中的线性膨胀率均出现了较明显的降低，均低于3%，表明优化后体系的抑制性得到明显提高。

图8 优化钻井液线性膨胀率实验结果Fig.8 Linear expansion test results of optimized drilling fluid

3）钻井液对岩石强度影响。

室内采用三轴岩石强度测试法评价了现场岩样经优化前后钻井液浸泡10 d后的抗压强度、内聚力和内摩擦角情况，实验结果如图9所示。由图9可以看出，现场岩样在优化后钻井液中浸泡10 d后的抗压强度均高于优化前；内聚力为8.9 MPa大于优化前的6.4 MPa，同时满足1.30 g／cm3密度钻井液浸泡10 d后的岩石内聚力≥7.2 MPa的要求。由此说明优化后钻井液更有利于井壁稳定。

图9 实验岩样在优化前后钻井液中浸泡10 d后抗压强度、内聚力和内摩擦角对比Fig.9 Compressive strength，cohesion and internal friction angle comparisons of experimental rock samples after immersion in drilling fluid for 10 days before and after optimization

表7 西江区块3口井古近系井段钻井数据统计表Table7 Drilling parameter statistics table of the Paleogene well section of the three wells in Xijiang area

3 现场应用

优化后的钻井液体系在南海东部XJ24-6-1、XJ33-1-3井古近系地层井段钻井作业中进行了应用，对比XJ33-1-1井，井壁稳定效果有明显提升，相关数据统计见表7。从表7数据结果可以看出，优化后的钻井液体系取得良好应用效果。以XJ24-6-1井为例，该井文昌组为主要目的层位，完钻井深4 853 m，地层压力约46.75 MPa，温度约为156.6℃。该层位坍塌压力高，泥岩、砂岩、煤层互层频繁。为此，作业过程中钻井液密度逐步从1.22 g／cm3提升至1.33 g／cm3；在包被抑制性方面，通过补充KCl和PF-UHIB抑制泥岩水化，再结合PF-PLH的包被作用，抑制岩屑分散，使得循环体系钻井液的包被抑制性良好，振动筛返出岩屑齿痕清晰、质硬；同时，引入封堵剂PF-SmartSeal和PF-AquaSeal，以提高泥饼质量，降低失水，完钻后测得API失水量仅有2 m L／30 min，HTHP失水量仅有6.6 m L／30 min。详细现场钻井液性能数据见表8。该井电测作业6 d，中途通井一次，相比XJ33-1-1井古近系地层作业，电测作业顺利，电测期间井壁稳定，平均机械钻速提高60.42%，平均井径扩大率降低88.61%。这说明优化后的钻井液体系在一定程度上提高了古近系地层井壁稳定性，进而提高了作业效率，为后续类似井作业提供了参考。

4 结论

1）西江区块古近系地层钻井作业复杂情况统计与实验数据分析得到该区块地层井壁失稳主要机理为微裂隙弱面发育和高含黏土矿物的水化作用。

2）基于西江区块古近系地层井壁失稳机理，建立了钻井液关键性能与井壁稳定性的内在联系，并通过抑制剂PF-UHIB、物理封堵剂PF-AquaSeal及化学封堵剂PF-SmartSeal等对西江区块钻井液体系进行了优化，目前已在XJ33-1-3井、XJ24-6-1井取得成功应用，与未优化钻井液性能的XJ33-1-1井相比，平均机械钻速提高44.98%、60.42%，平均井径扩大率降低77.93%、88.61%，具有较好的推广应用价值。