顺北油气田破碎性地层井壁稳定技术难题与对策

王伟吉， 李大奇， 金军斌， 徐江， 张杜杰

(中国石化石油工程技术研究院， 北京 100101)

随着全球能源消耗的不断增大，深层、超深层油气资源日益成为国内外油气增储上产的主战场[1-2]。据统计，深层石油天然气探明可采储量高达7.29×1010t油当量，占全球总可采储量49.07%[3-6]，而中国70%的剩余石油天然气资源位于深部地层。随着国内勘探开发技术的不断进步，目前中国已形成塔里木盆地和四川盆地等深层油气资源重要区域[7-9]。作为深部油气资源的重要组成部分，中国深层碳酸盐岩油气藏分布广泛、资源量大，具有良好的勘探开发潜力。其中，顺北油气田奥陶系碳酸盐岩油气藏储层段埋深介于7 500～8 800 m，初步估算油气资源量为1.7×109t，有望建成百万吨级的原油产能，顺北油气田已经成为中石化增储上产的重点区块[10]。

深层油气藏地质情况特殊、地应力条件复杂，在长时间、多期次、强构造运动及高地应力作用下，深部地层中通常发育不同损伤程度的损伤带，即破碎性地层[11-12]。2018年以来，顺北油气田多口井因钻遇碳酸盐岩、破碎性地层出现了严重的井壁坍塌掉块情况，导致阻卡频繁，多口井回填侧钻，钻井周期大幅延长，经济效益损失巨大，严重影响了勘探开发进程，已成为顺北油气田勘探开发的重大技术难题之一。基于此，现系统介绍顺北油气田奥陶系破碎性地层复杂现状，井壁失稳机理，钻井液防塌及钻井工程技术对策，以期对破碎性地层安全钻井技术的研究及应用提供借鉴。

1 奥陶系破碎性地层复杂现状概况

顺北油气田奥陶系地层受挤压构造影响，地层破碎程度高、胶结性差，钻井过程中井壁坍塌失稳现象严重，掉块多、大、硬，如图1所示，遇阻、卡钻等井下故障频发，导致多次回填侧钻，如顺北5-3井直井段完钻后，因坍塌侧钻4次，总周期240 d，全井实钻周期457 d/7 932.74 m。据不完全统计，顺北油气田5口井钻进奥陶系碳酸盐岩破碎性地层时，因井壁坍塌掉块严重，共侧钻10余次，单井损失时间达最长达285 d，累积损失时间超过900 d，如表1所示，严重地延误了顺北油气田勘探开发进程，增加了钻井成本。

图1 顺北蓬1井奥陶系破碎性地层掉块Fig.1 The block of Ordovician broken formation in SHBP1 well

表1 顺北油气田奥陶系破碎性地层复杂概况Table 1 Complex situation survey of Ordovician broken formation in Shunbei oil and gas field

2 奥陶系破碎性地层井壁失稳机理分析

2.1 受强挤压作用，地应力集中，应力敏感性强，井壁易失稳

顺北油气田5号断裂带奥陶系属典型的走滑断裂，走滑断裂是一把双刃剑，对储层来说，走滑断裂的存在与活动有利于断溶体储层的发育，而对钻井工程来说，在走滑断裂及其破碎带钻井，井壁易坍塌失稳是工程面对的巨大难题[13-15]。受走滑断裂的影响，顺北5号断裂带尤其是北段奥陶系以挤压构造为主，中性面以下地层破碎，应力集中，如图2所示。最大水平地应力和最小水平地应力之差大，如表2所示。钻开地层后，地应力释放，加之地层破碎，极易产生严重的井壁坍塌失稳现象[16]。

图2 顺北油气田5号断裂带北段挤压构造示意图Fig.2 Diagram of compression structure in the north section of No. 5 fault zone in Shunbei oil and gas field

表2 顺北油气田部分井破碎性地层地应力统计Table 2 Geostress statistics of broken formation in some wells of Shunbei oil and gas field

2.2 破碎性地层胶结性差，结构松散

表3为顺北奥陶系碳酸盐岩破碎性地层矿物组成分析，其矿物成分主要以方解石为主，平均95.2%，黏土矿物平均含量1%，以绿泥石和伊/蒙间层矿物为主，间层比约为20%，伊利石及高岭石含量较低，岩性以硬脆性矿物为主。由图3、图4岩石水化特性分析可知，鹰山组破碎性地层岩石线性膨胀率<2.5%，清水滚动回收率>90%，水化效应较弱，水化作用对井壁失稳影响较小。图5为破碎性地层岩石薄片分析图，岩石以硅质胶结为主，方解石、白云石以块状或团块状充填裂缝，不含黏土矿物，胶结性极差、结构松散，钻井液水力尖劈作用、钻头转动、钻具扰动都会破坏这种弱胶结结构，导致持续产生掉块。

图3 线性膨胀率测试Fig.3 Linear expansion test

图4 滚动分散回收率测试Fig.4 Rolling dispersion recovery test

表3 顺北油气田奥陶系破碎性地层矿物组成Table 3 Mineral composition of Ordovician broken formation in Shunbei oil and gas field

图5 薄片分析图Fig.5 Slice analysis photographs

2.3 破碎性地层多尺度微裂缝、层理等弱面结构发育

选取顺北油田奥陶系破碎性地层岩样50余组，测试岩样的孔隙度、渗透率，并绘制了孔渗关系图，实验结果如图6～图8所示。实验结果表明，奥陶系破碎性地层气测孔隙度介于0.72%～6.75%，平均1.69%，气测渗透率介于0.07～2.98 mD，平均0.88 mD，为典型的致密储集层。孔渗关系图显示地层孔隙度与渗透率线性关系不明显，说明地层微裂缝对渗透率的贡献较大，微裂缝较发育。

图9为奥陶系破碎性地层扫描电镜图，岩石微裂缝、微孔隙较发育，裂缝宽度介于数微米至数百微米，孔隙直径主要分布在100 nm～1 μm，为流体侵入提供了天然通道。将岩样浸泡在水中，25 h后明显观察裂缝开启，如图10所示。钻井过程中，在液柱压力、毛细管力、化学势差等驱动下，钻井液滤液沿层理、微裂缝优先侵入岩石内部，导致近井壁地层孔隙压力急剧升高，削弱了液柱压力对井壁的有效力学支撑作用，加剧了井壁力学失稳。同时，微裂缝、层理为力学弱面，当地层应力不平衡时，极易沿着层理、裂缝发生剪切滑移，宏观上表现为剥落掉块式垮塌[17-19]。

图6 孔隙度分布频率图Fig.6 Porosity distribution frequency diagram

图7 渗透率分布频率图Fig.7 Permeability distribution frequency diagram

图8 孔渗关系对应图Fig.8 Corresponding diagram of porosity permeability relationship

图9 扫描电镜图片Fig.9 Photograph of SEM

图10 岩样浸泡实验Fig.10 Rock sample immersion test

2.4 破碎性地层高角度裂缝发育，易剪切破坏

顺北碳酸盐岩油气藏主要以缝洞为储集空间，通过岩心观察，统计分析了5号断裂带奥陶系破碎性地层裂缝角度分布特征，如图11所示。顺北51X井以北的奥陶系地层裂缝以高角度裂缝为主，走向复杂，倾角一般超过55°，以南的奥陶系地层裂缝以低角度裂缝为主，走向较集中，倾角为30°～40°。钻井过程中，高角度裂缝地层极易发生剪切破坏，水力尖劈作用、井下压力激动过大或钻具组合对井壁发生机械碰击时，极易诱发大规模剥落掉块、坍塌卡钻等井壁失稳事故[20-22]，如顺北5-3井、顺北5-1X井。低角度裂缝地层井壁相对稳定，如顺北5-8井、顺北5-9井。

3 奥陶系破碎性地层安全钻井技术对策

3.1 钻井液技术对策

3.1.1 强化钻井液致密封堵、固结性能，提高地层完整性

针对破碎性地层微观孔隙结构特征，依据“理想充填”及“屏蔽暂堵”理论优选与破碎性地层孔径相匹配的不同类型封堵材料，主要包括刚性架桥充填材料、弹性可变形充填材料、微细纤维材料、高软点沥青等软化材料、纳米封堵材料，通过优化其合理的粒径级配，在破碎地层近井壁形成微纳米级致密封堵层，实现对破碎性地层的全封堵，如图12所示，严控钻井液滤液侵入及压力传递作用，维护井壁稳定。另外，钻井液中可加入随钻化学固壁类处理剂，在地层内部岩石颗粒间形成具有较强黏附性和内聚力的胶结层，从而实现岩石强化，如图13所示，提高地层本身坍塌压力。

3.1.2 适当提高钻井液密度，加强力学支撑

结合破碎性地层特性，通过深入分析地应力场、裂缝形态、结构弱面特征、渗流影响、非均质性等影响，建立适合破碎带性地层井壁稳定性模型，预测其坍塌压力。钻遇破碎性地层时，在加强封固及阻缓孔隙压力传递前提下，视情况提高钻井液密度，加强钻井液对井壁的有效力学支撑作用，保持井壁力学稳定。切忌盲目提高钻井液密度，若不能实现破碎性地层的微纳米致密封堵作用，无法有效遏制钻井液滤液侵入及压力传递作用，提高钻井液密度只能短期内起到力学支撑作用，长期来看将导致井筒压差增大，加剧钻井液滤液侵入、压力传递和水力尖劈作用，使井壁失稳现象愈发严重。

图11 5号断裂带奥陶系破碎性地层裂缝角度分布Fig.11 Fracture angle distribution characteristics of Ordovician broken formation in the north section of No. 5 fault zone

图12 破碎性地层致密封堵示意图Fig.12 Diagram of dense plugging

3.1.3 提高钻井液携带能力，保持井眼清洁

适当增加钻井液黏度和切力，提高携岩能力。不定期采用密度大于井浆密度0.2 g/cm3、漏斗黏度大于200 s的纤维、重稠塞清洗井眼，采用多流态变化破坏岩屑床，保持井眼清洁，防止遇阻、卡钻等井下故障的发生。井壁出现掉块后，采取低排量、低钻压钻进，对井底掉块进行研磨破碎，使大掉块变成小掉块，然后采取大排量循环进行清除。大肚子中的掉块可以通过变排量法携岩，稠浆经过大肚子时采用低排量层流增加流体清扫面积，把大肚子中的掉块携带出来，稠浆进入上部井段或套管内后采用大排量携带。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，避免掉块堆积在环空中而导致钻具阻卡。

3.1.4 采用油基钻井液体系钻破碎性地层

油基钻井液体系具有较强的封堵、抑制及润滑性能，为破碎地层安全钻进提供新技术思路。油基钻井液可通过液相毛细管阻力、乳液封堵及微纳米材料等封堵途径发挥致密封堵作用，滤液为油相，具有全抑制防塌效果，同时连续相为油基，润滑性能好。顺北5-7井、顺北4井奥陶系桑塔木组破碎性地层采用油基钻井液后，掉块明显减少，阻卡现象明显缓解，扭矩正常。

3.2 工程技术对策

3.2.1 加强钻前预测，优化井眼轨迹

加强工程地质一体化，重视非目的层地质基础研究，提高破碎性地层预测精度，优化井位部署、井身结构，规避破碎性地层钻井风险。若不可避免钻遇破碎性地层，则尽量优化井眼轨迹，降低工程难度、提高成井率。

3.2.2 优化钻具组合及钻井参数

在不憋泵、不漏失的前提下，采用大水眼牙轮钻头，大排量(大于35 L/s)、低转速(小于50 r/min)、高钻压(10～14 kN)、高泵压，循环携带大掉块。尽量简化钻具组合，小井眼中应用菱形钻铤，降低卡钻风险。合理控制顶驱转速，减少钻具对井壁的碰撞，防止甩碰井壁发生掉块。起钻前在井底磨压3～5 min，维持正常排量，上提钻具至原悬重，降转速至30 r/min，观察扭矩1～2 min，缓慢上提钻具至破碎性地层以上的安全井段。

3.2.3 细化工程操作，降低卡钻风险

钻进至破碎性地层之前，应简化钻具组合，充分循环，短程起下钻检验上部井眼通畅情况。出现扭矩波动异常或活动异常，采取稠浆循环等措施，及时上提活动钻具，上提至正常井段，下划眼，采用小钻压磨铣井底掉块。破碎性地层采取顶驱接单根的方式钻进，“少进多退”，接单根前先检测坐卡位置是否安全，上提下放3～5 m，活动正常方可坐卡，接单根完毕后先开泵再开启顶驱。钻穿破碎性地层后10 m(刚钻穿时井壁未形成滤饼，掉块卡钻风险高)，短起至安全井段再划眼至井底检验井眼状况，井底正常后继续钻进。

图13 化学固壁剂作用示意图Fig.13 Action mechanism diagram of chemical well curing agent

4 结论与建议

(1)顺北油气田奥陶系破碎性地层井壁失稳机理主要有：地应力集中，应力敏感性强，应力释放易导致井壁失稳；地层胶结性差、结构松散，水力尖劈、机械碰撞作用，易产生持续掉块；地层微裂缝、层理等弱面结构发育，钻井液滤液易侵入导致裂缝开启、连通，发生剪切破坏；高角度裂缝发育，极易发生剪切破坏，诱发大规模井壁坍塌失稳。

(2)钻井液应强化微裂缝致密封堵、固结性能，提高地层完整性和岩石强度，严控滤液侵入和压力传递作用。在加强封固前提下，视情况提高钻井液密度，加强钻井液对井壁的有效力学支撑作用，保持井壁力学稳定。同时加强掉块携带，保持井眼清洁，防止阻卡现象发生。

(3)钻进至破碎性地层之前，工程上应尽量简化钻具组合，优化钻井参数，细化工程操作。在不憋泵、不漏失的前提下，采用大水眼牙轮钻头，大排量、低转速、高钻压、高泵压，循环携带掉块。应采取“少进多退”的策略，保证钻具安全。

(4)随着顺北油气田深层碳酸盐岩油气资源的勘探开发，不可避免遇到破碎性地层，需要加强破碎性地层地应力、井壁失稳机制等基础理论研究，进一步探索应用油基钻井液和纳微米强封堵钻井液技术，为顺北深层油气资源高效勘探开发提供必要的技术支撑。