川西海相破碎地层防塌钻井液技术研究及应用

2021-09-25王方博

钻探工程 2021年9期

王方博

（中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳618000）

0 引言

川西海相气田主体区块在彭州市境内，地理上处于四川省成都市彭州、都江堰市境内，东南距成都市约45 km，主要涉及乡镇包括丽春镇、隆丰镇、葛仙山镇等。构造位置处于龙门山中段前缘由关口断裂与彭县断裂夹持的“石羊-金马-鸭子河”构造带上，属于龙门山大型构造带中段的山前隐伏构造带，西面紧邻龙门山前缘，东部、南部紧邻“元通-安德”凹陷，北部为绵竹凹陷。此构造带共发育6个局部构造：白鹿场、鸭子河、金马、聚源、石羊场、石板滩、大邑等。其中“金马-鸭子河”构造南缓北陡，总体上呈北东走向。川西气田雷口坡组重点潜力区含气面积为152 km2，估算储量1056亿m3，其中雷四上亚段上储层地质储量282亿m3，下储层地质储量774亿m3。

川西海相深井主要以雷四油气为主要目的层，兼探马鞍塘组油气；雷四上亚段预测发育三套储层，其中第一、二套储层最为发育。雷四段储层岩性虽然为灰岩或白云岩，但地层破碎，极易垮塌掉块，造成卡钻事故，前期6口直井因地层破碎卡钻12次，严重制约了开发的进程。根据目前川西海相开发方案，共部署6个平台29口井，每个平台4～6口井，井身结构由前期的四开制直井变更为三开制大斜度定向井/水平井。二开进入雷口坡组顶5 m完钻，三开用Ø165.1 mm钻头专打雷口坡组目的层，井斜从50余度增斜到80余度，段长600余米到700余米。29口井平均井深6964 m，平均井斜83.3°，其中大于86°的井5口。三开直井坍塌压力梯度在1.00～1.25 MPa/100 m，大斜度定向井/水平井坍塌压力梯度1.23～1.38 MPa/100 m。在三开小井眼破碎地层增斜钻进，同比直井卡钻风险更高，一旦发生复杂情况，处理难度大，而且针对海相地层破碎性垮塌没有相关论述或针对性的研究，故研究应对海相破碎地层垮塌的防塌钻井液体系就相当必要。

1 川西海相雷口坡组破碎地层井壁失稳机理研究

1.1 岩性基本特征

雷口坡组以白云岩及灰岩为主，地层破碎、节理发育。对测井资料分析及对实钻地层岩心测试，该地层岩心裂缝比较发育，部分井取心率较低，以水平缝为主，少量网状缝。对PZ1井、YS1井和YAS1井等多口井雷口坡组地层岩样进行了矿物组分分析，结果表明雷口坡组地层均为灰岩或白云岩，且岩性较纯。其中白云岩中白云石含量大都在90%以上，部分含30%～40%方解石，微含硬石膏和天青石。灰岩中方解石含量大都在85%以上，部分含10%左右白云石，微含石英、长石。岩心矿物组分以白云岩和方解石为主，几乎不含粘土矿物。岩心经蒸馏水浸泡，岩石裂缝及孔隙胶结物有可溶性矿物硬石膏等溶蚀，岩屑滚动回收率达98.6%。

1.2 岩心物性特征

PZ1井测井解释储层发育段平均孔隙度4%，累厚85 m，井段5810～5828 m（产层段上部），全直径实验孔隙度1.22%～14.38%，平均4.22%，渗透率均值0.22 mD，地层渗透性强，钻井液滤液易进入孔缝，如果钻井液封堵性不好，在压力传递的作用下，则会加剧滤液进入地层，进而地层失去力学平衡，造成掉块甚至卡钻等井壁失稳技术难题。

雷口坡组以Ⅱ～Ⅲ类储层为主，储层类型主要为孔隙型。

第一储层段：测井孔隙度一般均大于4%。XS1井产层段实验平均孔隙度可达6.76%，平均渗透率达10.1 mD。

第二储层段：测井孔隙度均大于2%。其中XS1井最高达7.06%，PZ1井为4.22%。镜下统计72%的样品有孔隙发育，其中面孔率≥3%的样品占33%。

1.3 岩心扫描电镜分析

通过本区已钻井岩片资料分析，川西雷口坡组四段储层储集空间类型有晶间溶孔、溶缝、溶蚀扩大孔、晶间孔、裂缝和粒间溶孔等，溶孔大小0.05～2 mm，溶缝0.01～1.5 mm。由于裂缝发育，钻开雷口坡组地层时，由于钻井液液柱和地层压力的差值（ΔP）作用会使得钻井液及其滤液更多的渗入到地层内部，导致孔缝扩张，破坏地层稳定性，造成掉块甚至卡钻等复杂情况。

在平面上从XSH1井往XS1井储层次生溶孔增加、原生孔隙减少。在XS1井5712～5723 m的24个储层样品中有45.8%的样品面孔率达5%～15%，溶蚀孔、洞、缝较发育，溶蚀孔、洞多呈蜂窝状分布，部分溶洞大小达2 mm以上。

雷四上亚段3个储层段储集空间类型如下：

第一储层段以晶溶孔、溶缝和不规则溶孔为主，晶间孔次之，为裂缝－孔隙型储层；第二储层段以晶间溶孔为主，不规则溶孔和溶缝次之，为孔隙型储层；第三储层段以晶间溶孔为主，不规则溶孔和溶缝次之，为孔隙型储层。

通过PZ1井薄片资料分析，产层段上部5808～5827 m，累厚22 m储层较发育，面孔率≥3%的样品主要集中在此段。

1.4 断层发育情况

该区断层主要表现为北北东向及近东西向，在隆起带的两侧断裂段断层相对集中，受边界逆断层控制，断层走向以北东向为主，其次为北西向，其中彭县断裂、关口断裂、白鹿场断裂对本区油气成藏有重要影响。隆起带轴部及两翼，发育次一级的小断层，均为逆断层，以北东东、北北东、北北西、北西西走向为主，特别是金马构造、鸭子河的①号、④号高点附近小断层较发育。该区断层呈逆断层，地层受挤压应力影响，在破岩时应力释放引起井壁坍塌，在大斜度井可能会增加该地层失稳的几率。

雷口坡组地层破碎除受地壳运动的影响外，四川汶川地震对川西地质构造的作用加剧了这一影响。这次地震引起了大区域的地表变形。通过震前及震后GPS观测图表明，龙门山和四川盆地除了在水平方向上发生大幅度的相向运动外，龙门山大幅度上升，四川盆地相对下降，下降幅度在沿龙门山前的安县、都江堰一带最大，如图1所示。

图1 汶川地震对四川盆地的影响Fig.1 ImpactoftheWenchuan earthquakeon Sichuan Basin

通过在雷口坡组井段取心，其岩心除裂缝发育外，岩心破碎严重。部分井岩心情况如图2所示。由图2可知，取出的岩心破碎严重，这更进一步加剧了井壁失稳的机率。

图2 雷口坡组岩心情况Fig.2 Core condition of the Leikoupo formation

2 川西海相破碎地层抗高温防塌钻井液体系研究

2.1 破碎地层抗温防塌体系材料的研选

通过对川西海相雷口坡组地层失稳机理的分析可知，钻井液的防塌重点在以加强固壁为主的封堵防塌，故在原有配方的基础上，对常用的石蜡类封堵剂、沥青类封堵剂进行了优选，研发了成膜剂，利用成膜剂与乳化石蜡形成膜材料与石蜡乳液双封堵［1-2］的超强成膜防塌钻井液体系。

2.1.1 成膜剂CHSM-1的合成及评价

2.1.1.1 成膜剂的合成

填充无机粒子以提高高分子材料的物理力学性能一直都是重要的研究方向，无机粒子纳米化为这一研究领域提供了更大的空间。近年来，CaCO3填充改性高分子材料受到广泛关注，CaCO3/APAM［3］，PS/SBS/纳米CaCO3［4］，PVC/纳米Ca-CO3［5］，PMMA/CaCO3［6］，聚甲基丙烯酸丁酯/Ca-CO3［7］等复合材料的制备、力学性能、结晶性能、流变性能及热性能都有了较广泛的研究。

苯乙烯-马来酸酐共聚物（SMA）是一种两亲聚合物，主要有润湿、分散、乳化、增溶、起泡、消泡、保湿、润滑、洗涤、渗透、杀菌、防腐、絮凝、乳化、稳泡、增稠、成膜和粘附等功能。当苯乙烯和马来酸酐两种单体等摩尔发生聚合时，形成的是交替SMA共聚物。其中弱极性的苯乙烯和强极性的马来酸酐使其具有明显的两亲性质，不仅和疏水材料相容，而且和亲水材料相容［8-12］，因而能够和很多有机的、无机的功能材料共混、杂化、包覆形成复合功能材料。两亲聚合物的亲水链段和疏水链段在表面或界面间具有一定的取向性，在各种表面或界面有很好的吸附作用，所以具有降低表面张力和界面张力的能力［13］。

利用SMA功能强大的特性，填充纳米CaCO3，进行杂化、包覆，形成功能强大的纳米材料成膜剂CHSM-1。即使用原位固相接枝法对纳米级CaCO3表面进行改性［14-16］，纳米CaCO3与苯乙烯-马来酸酐共聚物通过硅烷偶联剂接枝共聚形成有机/无机杂化共聚物CHSM-1，这既可以降低两者的缺陷，又可发挥两者的优点［17］，同时，碳酸钙粉体表面接枝多条分子链，使其有类似树枝状聚合物的特性，可以阻缓或者消除压力传递，随钻井眼强化［18］，可自组装，成网成膜。通过接枝化学改性将高分子链连接到纳米粒子的表面，充分发挥了纳米粒子和聚合物各自的优点，实现了无机粒子与聚合物复合粒子结构的设计优化［19］。纳米CaCO3可为聚合物增强增韧，杂化材料中的亲水酸酐基团吸附在粘土颗粒表面，疏水性苯乙烯链段由于其疏水缔合作用自动组装成胶束，同时杂化材料中纳米级分散的碳酸钙粒子的刚性、尺寸稳定性使得材料能在粘土表面或是井壁上形成较为致密的有一定强度的膜结构，这种致密高分子膜具有非渗透、疏水性、可变形的特性，在地层孔隙中形成致密的封堵层，阻止钻井液滤液侵入地层，防止泥页岩孔隙或裂隙水化，同时通过强吸附，改善泥饼质量，减少钻井液滤失，有效稳定井壁。成膜剂CHSM-1的扫描电镜图如图3所示［1］。

图3 CHSM-1电镜扫描图Fig.3 Image by CHSM-1

2.1.1.2 成膜剂的成膜性评价

评价方法：在2份500 mL清水中分别加入20.0 g样品作平行试验，低速搅拌（3000 r/min）1 min，直接测定API滤失量。然后倒入老化罐，在160℃下热滚16 h，冷却后，低速搅拌（3000 r/min）1 min，测定API滤失量。测完滤失量后，将滤膜静置于通风处，自然风干，观察滤膜成膜效果（参见图4），即成膜剂在滤纸上成膜后，滤纸如同刷上了一层保护胶，有一定韧性。清水中加入膜剂后，有很好的降失水作用，在清水中的降失水效果见表1。

图4 老化前后成膜滤饼Fig.4 Film forming filter cakes before and after aging

表1 成膜评价情况Table 1 Film forming evaluation

2.1.1.3 粒度分布评价

4%CHSM-1试样溶液在不同温度下老化前后的粒径分布评价结果见表2。

表2 粒度分布评价情况Table 2 Evaluation of particle size distribution

2.1.2 微米级石蜡类封堵剂的优选

2.1.2.1 试验方法及数据

1 g试样加入到100 mL蒸馏水中，高速搅拌（10000 r/min）10 min后，测得其粒径分布结果见表3。

表3 石蜡类材料评价数据Table 3 Evaluation data of paraffin materials

2.1.2.2评价结果

综合表3数据分析可知，FMNA-1的粒径分布较好，故微米级石蜡封堵剂选用FMNA-1。

2.1.3 沥青类防塌剂优选

2.1.3.1 试验方法及数据

在相同配方中加入相同浓度的沥青，评测其高温（160℃）高压滤失性能及泥饼性能，评测结果见表4及图5。

基浆：2%NV-1+0.5%NaOH+5%JNJS-220+5%DR-8+0.2%DR-10+2%FMNA-1+2%CHSM-1（加重到1.5 g/cm3）。

配方①：基浆+2%GLFT-1。

配方②：基浆+2%乳化沥青（胶体）。

配方③：基浆+2%乳化沥青（干粉）。

配方④：基浆+2%阳离子沥青。

2.1.3.2 评价结果

由表4及图5可知，配方④中，加入阳离子沥青，其高温高压滤失量、泥饼厚度及质量均优于加入其它沥青评价样，故选择阳离子沥青作为沥青类封堵防塌剂。

图5 各配方高温高压泥饼Fig.5 High temperature and high pressure mud cakes for formula evaluation

表4 配方性能评价Table 4 Performanceevaluation of various formula

2.2 防塌体系形成及性能

由上述筛选出的各处理剂，并考虑到封堵剂中微米级刚性粒子的填充，在形成配方的基础上加入3%的微米级超细碳酸钙。优化的配方为：2%NV-1+0.5%NaOH+0.2%DR-10+5%DR-8+5%JNJS-220+2%阳离子沥青+2%FMNA-1+2%CHSM-1+3%超细碳酸钙（加重到1.5 g/cm3）；其基本性能及高温高压泥饼如表5及图6所示。由表5及图6可知，优化配方的常规性能及高温高压泥饼质量良好。

图6 优化后配方高温高压泥饼Fig.6 High temperature and high pressure mud cake of optimized formula

表5 优化后配方性能Table 5 Performance of optimized formula

2.3 防塌体系的性能评价

2.3.1 高温沉降稳定性评价

优化配方在老化72 h后，用M8500型沉降稳定性测试仪测试其沉降稳定性，其能够实时显示测试过程中样品的温度、浴温、压力、剪切力、剪切速率、转速和粘度；能够模拟高温高压水平井（井斜角0°～80°）条件，测定结果如表6所示。

表6 倾角60°的沉降稳定性Table 6 Settlement stability under 60° angle

通过M8500型仪器进行高温高压沉降稳定测定，配方在160℃，倾角60°条件下330 min内测定密度差均小于0.013 g/cm3，说明优选出的优化配方具有良好的沉降稳定性。

2.3.2 高温高压流变性稳定性评价

本研究采用M7500型进口高温高压流变测试仪对钻井液体系进行高温高压流变性能评价，评价结果如图7所示。

图7 高温高压下的流变性能Fig.7 Rheological properties at high temperature and pressure

由图7可知：160℃、6000 psi（41 MPa）高温高压条件，随着温度的升高，φ600读数变化不大，2.5 h后略有降低。测试样品表现出了良好的高温高压流变性能。

2.3.3 抗钙性能评价

基浆配方：2%NV-1+0.5%NaOH+5%JNJS-220+5%DR-8+0.2%DR-10+2%阳离子沥青+2%FMNA-1+2%CHSM-1+3%超细碳酸钙（加重到1.5 g/cm3）。

评价配方：

配方①为基浆+1%石膏粉。

配方②为基浆+2%石膏粉。

配方③为基浆+3%石膏粉。

配方④为基浆+4%石膏粉。

配方⑤为基浆+5%石膏粉。

由表7可知，基浆可抗3%的石膏侵，但石膏量达到4%时钻井液明显增稠，到5%则丧失了流动性。

表7 抗钙污染情况Table 7 Anti-calcium pollution results

2.3.4 抗盐性能评价

基浆配方：3%NV-1+0.5%NaOH+5%JNJS-220+5%DR-8+0.5%DR-10+2%阳离子沥青+2%FMNA-1+2%CHSM-1+3%超细碳酸钙（加重到1.5 g/cm3）。

评价配方：

配方①为基浆+3%NaCl。

配方②为基浆+5%NaCl。

配方③为基浆+7%NaCl。

由表8数据可知，配方抗盐可达5%，达到7%，滤失量明显增大。

表8 抗盐污染情况Table 8 Salt pollution resistance results

2.3.5 配方的砂床封堵性评价

2.3.5.1 中压砂床评价

基浆配方：3%NV-1+0.5%NaOH+5%JNJS-220+5%DR-8+0.2%DR-10+2%阳离子沥青+2%FMNA-1+2%CHSM-1+3%超细碳酸钙（加重到1.5 g/cm3）。

配好的基浆，在160℃的情况下老化42 h，进行中压砂床试验，浸入度为2～5 mm，如图8所示。

图8 中压砂床情况Fig.8 Medium pressure sand bed

2.3.5.2 高温高压砂床评价在160℃、4.2 MPa条件下，在泥浆和砂床之间形成了3 mm的隔离带，隔离带取出，成形，有一定强度，类似高温高压泥饼，如图9所示。

由图9可知，该配方钻井液在高温高压下，对40目的松散的石英砂胶结成形。而配方中不加成膜剂，在测试高温高压砂床的封堵性能时，石英砂松散、不能胶结成形。说明该配方中的成膜剂杂化物因引入极性基团马来酸酐增加了和各种基材的粘接性能［20］，能使松散的石英砂很好地粘结在一起，从而使钻井液具有良好的胶结护壁性能。

图9 高温高压砂床情况Fig.9 High temperature and high pressure sand bed test results

2.3.6 优化配方与现场钻井液对比评价

2.3.6.1 常规性能对比

①号样：抗高温防塌钻井液配方（优化配方）：3%NV-1+0.5%NaOH+5%JNJS-220+5%DR-8+0.5%DR-10+2%阳离子沥青+2%FMNA-1+2%CHSM-1+3%超细碳酸钙（加重到1.5 g/cm3）。

②号样：PZ113井钻井液（取样井深：5825 m，取样时间：2018-07-08）。

③号样：PZ115井钻井液（取样井深：5960 m，取样时间：2018-07-10）。

④号样：YS1井钻井液（取样井深：6746 m，取样时间：2018-08-21）。

对比情况见表9。

表9 常规性能对比Table 9 General performance comparison

2.3.6.2 抑制性对比

①号样：抗高温防塌钻井液配方。

②号样：PZ113井钻井液（钾石灰聚磺体系）。

③号样：PZ115井钻井液（钾石灰聚磺体系）。

在图10中，绿色曲线为①号样膨胀率曲线，红色曲线为③号样膨胀率曲线，白色曲线为②号样膨胀率曲线。由图10可知，①号样的膨胀率明显小于现场2口井②号样及③号样的膨胀率，这说明该配方钻井液抑制性比现场的钻井液好。

图10 膨胀率对比Fig.10 Comparison of expansion rates

2.3.6.3 封堵性对比

（1）评价样品。

①号样：优化配方钻井液（抗高温防塌钻井液体系）。

②号样：PZ113井钻井液（钾石灰聚磺体系）。③号样：PZ115井钻井液（钾石灰聚磺体系）。

（2）中压砂床对比情况。

①号样浸入度2～5 mm。

②号样浸入度9～62 mm。

③号样浸入度8～61 mm。

这说明①号样配方在中压下钻井液封堵性比现场的钻井液好。如图11所示。

图11 中压砂床对比Fig.11 Comparison of medium pressure sand bed test results

（3）高温高压砂床对比。

高温高压砂床试验温度160℃，试验压力4.2 MPa。

①号样：高温高压砂床形成类似3 mm泥饼的过渡带，成形性好，石英砂胶结在一起（参见图9）。

②号样（PZ113井）：高温高压砂床未形成泥饼，石英砂未胶结在一起，不成形，倒出后松散，无胶结现象。

③号样（PZ115井）：高温高压砂床未形成泥饼，石英砂未胶结在一起，不成形，倒出后松散，无胶结现象。

这说明①号样配方在高温高压下对松散的石英砂有一定的胶结作用，其封堵固壁性优于现场的钻井液。

3 现场应用

该体系在BZ4-2D井三开施工中应用成功。2019年9月7日4：30用Ø165.1 mm钻头、采用超强成膜防塌钻井液体系三开钻进，9月27日5：09钻至井深6573.77 m甲方通知完钻。2019年9月28日8：00钻头出井，全井完钻，10月18日4：00电测完，10月28日打暂封水泥塞、下钻洗回接筒、回接二开套管固井、全井筒试压合格，全井完井。

该体系在BZ4-2D井三开雷口坡组大斜度井段进行了应用。施工中，使用成膜剂与乳液相配伍，形成超强成膜防塌体系。三开钻井周期21.15 d，设计钻井周期34 d。钻进中，井斜由57.5°增加至79.9°，再降至70.5°，钻进井段为5883～6573.77 m，钻进段长690.77 m，整个钻井施工过程顺利，井下稳定无掉块，保证了旋转导向仪器及井下的安全。完钻前通井电测顺利，裸眼完井。该体系经室内检测，封堵率达99%，现场事故复杂率为0。三开实际钻井周期与设计相比，提速率达37.8%。破碎性地层井径扩大率与前期施工井相比，由17.8%降至7.61%。超强成膜防塌体系现场应用取得了良好的效果。