涠西南地区岩石特性及钻井液技术研究

吴 江，黄 熠，王 荐，刘和兴，向兴金，王 巍，郑浩鹏，蒋 卓

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524000；2.长江大学，湖北荆州 434000；3.湖北油田化学产业技术研究院有限公司，湖北荆州 434000）

0 引言

北部湾盆地涠西南油田群是南海西部重要的原油产区，是支撑南海西部2025年上产2000万方重要的贡献区。该区块钻井地质条件复杂，其中涠洲组含有杂色泥岩（含有微裂缝、易水化），流沙港组发育硬脆性、层理发育的泥页岩（宋刚练等，2012；何海军等，2016），水敏性强，钻井过程井壁失稳风险高，现场主要使用聚胺类高性能水基钻井液和油基钻井液进行钻井作业。其中，聚胺类高性能水基钻井液虽然具备良好的抑制防塌性能（张琰和陈铸，2000），但在应用过程中依然存在较多的阻卡、垮塌等井壁稳定问题，不能很好地解决该区块复杂地层的钻探问题。目前，该区块通常采用强封堵型的油基钻井液来应对井壁失稳难题（王铁林等，2011；卜继勇等，2013）。油基钻井液由基础油、有机土、乳化剂以及封堵剂等组成，其润滑性、抑制性和封堵性好，可以有效解决复杂地层的井壁稳定等问题。但是，油基钻井液以及钻后废弃物含油，会对环境产生严重污染（王先兵等，2019；蒋梅荣等，2020）。北部湾海域属于国家一级海域，海洋生态环境保护要求高。目前，油基钻井液在该区块的应用存在漏失污染风险和含油钻屑回收处理的问题，并且随着近年钻井作业量增多，含油钻屑处理已经严重影响该区块的勘探开发进程和经济效益。因此，亟需开发新型的环保防塌钻井液来代替油基钻井液，解决该区块复杂地层的井壁稳定问题、环保问题和钻屑排放问题，为该区块的安全、环保以及经济有效的勘探开发提供技术支撑。

1 涠西南地区复杂地层岩性特征

1.1 涠西南地区地质分层

涠西南地区地质构造复杂，断层多、地层破碎（程玉生等，2009；张磊等，2019），从上而下分为下洋组、涠洲组、流沙港组，具体分层及岩心见表1 所示。其中涠二段杂色、灰色、褐灰色泥岩和流二段褐灰色泥页岩，在钻井过程中极易发生井壁失稳，导致卡钻遇阻、坍塌掉块等复杂情况，严重影响油田的钻井时效，其地层返出物见图1、图2所示。

图1 涠洲组掉块Fig.1 Falling blocks from the Weizhou Formation

图2 流沙港组掉块Fig.2 Falling blocks from the Liushagang Formation

表1 涠西南地区地质分层和岩性Table 1 Geological stratification and lithology in the Weixinan area

1.2 岩屑粘土矿物成分分析

室内按照石油天然气行业标准SY/T5163-2010《沉积岩中粘土矿物和常见非粘土矿物X 射线衍射分析方法》对涠西南地区易坍塌地层的泥页岩进行了分析测试，具体分析数据见表2所示。

表2 涠洲组和流沙港组地层粘土矿物分析Table 2 Clay mineral analysis of the Weizhou Formation and Liushagang Formation

从实验数据可看出（表2），涠西南地区易坍塌区块涠洲组和流沙港组地层粘土矿物含量较高，含量为15.7%～51.8%，主要以伊利石和伊蒙混层为主，蒙脱石含量较低，地层整体胶结性能较差，容易造成井壁剥落掉块和井壁坍塌（李湃，2010；冯永存等，2012）。

1.3 地层岩石水化特性研究

室内通过热滚回收和线性膨胀评价方法，评价了涠西南地区涠洲组和流沙港组地层岩石的水化特性。实验使用6～10目地层岩屑，在120℃下，清水作用环境中，滚动16 h，然后过40 目筛回收岩屑，评价岩石的水化分散特性；实验使用过200 目筛的岩屑粉，压制成岩心片，在清水中浸泡16 h，测试岩心膨胀率，评价岩石的水化膨胀特性（陈斌，2009）。实验结果见表3所示。

表3 涠洲组和流沙港组岩屑分散性和膨胀性评价Table 3 Evaluation of cuttings dispersity and expansibility in the Weizhou Formation and Liushagang Formation

从岩屑水化情况来看，涠洲组岩屑清水回收率为16.55%～33.76%，膨胀率为7.69%～8.97%，地层岩石表现为中等分散弱膨胀的水化特性。流沙港组岩屑清水回收率为22.63%～52.89%，膨胀率在6.31%～7.92%，地层岩石表现为中等至弱分散弱膨胀的水化特性。

1.4 地层岩石微观结构特点

1.4.1 扫描电镜分析

室内通过电镜扫描分析实验（韩辉等，2013；王坤阳等，2014；周尚文等，2017；焦淑静等，2018；戚明辉等，2019），测定了涠洲组和流沙港组灰色泥岩和硬脆性泥页岩的微观结构，见表4、图3、图4所示。

图3 灰色泥岩扫描电镜分析Fig.3 SEM analysis of gray mudstone

图4 硬脆性泥页岩扫描电镜分析Fig.4 SEM analysis of hard brittle shale

表4 扫描电镜分析Table 4 SEM analysis

从以上实验数据来看，灰色泥岩微孔隙较发育，层理不发育，滤液侵入后发生水化分散，降低地层岩石强度，降低井壁的稳定能力；褐灰色硬脆性泥岩微孔、裂隙、层理发育，为滤液侵入和微裂缝形成提供了通道和开启条件，易引起地层剥落坍塌。

1.4.2 泥岩的孔喉分布

室内通过高压压汞法研究了涠西南地区涠洲组和流沙港组地层泥岩的孔喉分布情况，测试结果见表5所示。

表5 泥岩孔喉特征Table 5 Characteristics of mudstone pore throat

从评价结果来看，岩心的渗透率为0.032×10-3μm2，最大孔喉半径285 nm，平均孔喉半径为32.7 nm。测试分析结果表明，涠西南地区涠洲组和流沙港组地层的泥岩孔喉较小，多为纳米级为孔喉。

1.5 地层岩石的水化分散特征

钻井液侵入泥页岩方式主要表现为液相侵入，液相侵入导致泥页岩内部作用发生变化，是导致泥页岩井壁稳定的客观因素。室内通过岩屑浸泡实验进一步评价了易失稳地层岩屑的水化情况，具体情况见图5、图6所示。

图5 涠洲组岩屑浸泡实验Fig.5 Soaking experiment of the Weizhou Formation cuttings

图6 流沙港组岩屑浸泡实验Fig.6 Soaking experiment of the Liushagang Formation cuttings

从以上实验现象来看：涠洲组岩屑在水中浸泡60 min 后完全分散，说明涠洲组灰色泥岩和砂泥岩在水中容易分散，整体胶结能力差。流沙港组岩屑在水中浸泡60 min 后形成片状剥落，说明流沙港组硬脆性泥页岩层理、微裂缝更容易被水侵入，易造成坍塌掉块和井壁失稳。

2 涠西南地区地层井壁失稳机理

通过对涠西南地区岩石的黏土矿物组成、结构特征和水化特性进行研究（罗勇等，2018，2019），涠西南地区地层井壁失稳机理表现为以下几个方面：

（1）涠洲组地层岩石粘土矿物以伊蒙混层和伊利石为主，分散性中等，膨胀性弱，既存在易水化分散的灰色泥岩，也部分存在层理、微裂缝发育的不易水化的杂色及褐灰色硬脆性泥岩，岩性的差异性是井壁失稳的内在因素。灰色泥岩胶结性能差，易表面水化分散，导致岩石强度和胶结能力降低容易引发井壁失稳；杂色、褐灰色泥岩水化分散性能力差，脆性大，硬度大，泡水后沿层理剥落掉块，易在灰色泥岩分散或外力作用下失去力学支撑，导致井壁失稳，造成卡钻等事故。

（2）涠洲组和流沙港组硬脆性泥页岩，以伊利石和伊蒙混层矿物为主，弱分散，弱膨胀。泥页岩的纳-微米微孔、微裂缝和层理发育以及不同岩性岩石交界面为液相侵入和通道开启提供了必要条件，加剧井壁失稳的发生。在液柱压力、毛细管力、化学势等驱动下，滤液先通过微裂缝、裂隙侵入到地层内部，在压力传递条件下，地层孔隙压力升高，降低液柱压力对井壁的有效力学支撑，导致井壁失稳；同时，层理裂隙更容易受压力传递影响，带来微裂缝的扩展延伸，造成更深井壁强度降低，造成井壁失稳、垮塌。

（3）硬脆性泥页岩脆性岩性特征，增大了上述薄弱地层的应力敏感特性，在井下激动压力大的情况下，容易导致薄弱地层破裂。

3 复合基环保防塌钻井液体系的作用机理

根据涠西南地区地层井壁失稳机理，借鉴油基钻井液强抑制及强封堵的井壁稳定机理（李劲松等，2019；王晓军等，2020；柏晓超等，2022；李茂森等，2022；赵晗等，2022），以类油基水溶性的复合基基液代替油，结合配套纳-微米封堵技术，研发一套具备油基钻井液工程性能和水基钻井液环保特征的复合基环保防塌钻井液体系。复合钻井液体系作用机理包括：

（1）类油基的强抑制作用

复合基钻井液以复合基基液做连续相，其是一种多胺基聚糖液体，分子结构中含有羟基、醚键、胺基等活性基团。基液通过多点吸附、润湿反转以及低活度作用，来钝化地层中的粘土矿物，达到类似于油基基液强抑制作用效果。通过强抑制能力，抑制地层泥岩水化，提高井壁稳定能力。

（2）类油基的纳-微米强封堵作用

复合基钻井液通过引入纳-微米封堵材料，达到类似油基钻井液油包水乳状液滴的强封堵效果（张婷等，2014；马成云等，2017；蒋卓等，2018）。纳-微米封堵材料是由颗粒尺寸在130～200 nm之间的纳米级乳液和颗粒尺寸在820 nm～3.92 μm 之间的亚微米乳液组成。配合常规的微米级封堵材料，可以对地层中从纳米到微米级的孔喉和微裂隙进行有效封堵，形成较高膜效率的封堵层，从而阻止滤液侵入，降低压力传递，防止微裂缝开启，防止杂色、褐灰色硬脆性泥岩坍塌掉块。

（3）水溶性环保作用

研究复合基基液为糖苷类小分子组成，可以完全分散溶于水中，并具备良好的环境适应性，可以解决环保要求高的海域环保问题以及岩屑后处理难题。

4 复合基环保防塌钻井液体系的评价

室内针对涠西南地区地层特点以及钻井工程设计，以复合基基液为基础连续相，经过大量的优化实验研究最终形成了适合涠西南油田的复合基环保防塌钻井液体系及配方，钻井液基本性能见表6所示。

表6 复合基环保防塌钻井液基本性能Table 6 Basic properties of composite base environmental protection anti-collapsing drilling fluid

复合基钻井液体系配方：基液+0.2%NaOH+2%增粘剂HDVF+0.5%包被剂HDMP+5%降滤失剂HDFL+1%降滤失剂HDFLO+5%微米封堵剂FT-M+5%亚微米封堵剂FT-S+2%纳米封堵剂FT-N+2%复合润滑剂HDHLB重晶石加重。

从以上实验数据来看，复合基环保防塌钻井液体系具备良好的钻井工程性能，120℃高温高压滤失量＜5 mL，说明复合基环保防塌钻井液体系封堵性能基本达到油基钻井液封堵水平，能够很好地满足涠西南地区的防塌封堵性要求。

4.1 钻井液体系抑制性评价

钻井液液相侵入地层是不可避免的。通过提高钻井液体系的抑制性能，进一步降低侵入液相对地层岩石性能的影响，是钻井液关键性能指标之一。室内研究通过热滚回收实验和线性膨胀实验评价了复合基环保防塌钻井液的抑制能力。

（1）钻井液分散抑制性评价

实验通过压制不同钻井液滤液，然后分别将涠洲W-2井涠洲组过6～10目筛的50 g岩屑，加入到400 mL清水和钻井液滤液中，在120℃下老化16 h后过40目筛网，筛余的岩屑在105℃下烘至恒重，然后称重。计算热滚后岩屑滚动回收率，结果见表7所示。

表7 钻屑滚动回收率评价Table 7 Evaluation of cuttings rolling recovery evaluation

从实验结果可以看出，涠洲W-2 井涠洲组岩屑清水回收率为12.6%，岩屑较易分散。水基聚合物钻井液体系滤液回收率为87.2%，复合基环保防塌钻井液体系滤液回收率为93.8%，说明复合基环保防塌钻井液体滤液可以更好地抑制地层岩石的水化分散。

（2）钻井液膨胀抑制性评价

实验通过压制不同钻井液滤液，然后将钠膨润土压制的黏土片分别加入清水和钻井液滤液，在120℃、0.7 MPa条件下测试黏土片的膨胀情况，不同液相的膨胀率见图7所示。

图7 膨胀率评价Fig.7 Evaluation of expansion rate

从以上实验结果中可以看出，膨润土具有较高的膨胀率，在清水中24 h 线性膨胀率达到80%以上，而在复合基环保防塌钻井液滤液中其线性膨胀率仅为5%左右，基本接近油基钻井液水平。

以上两组实验表明，复合基环保防塌钻井液体系具有良好的抑制性能，能够有效抑制地层粘土矿物的水化膨胀和水化分散，有利于降低水化应力，提高井壁稳定性。

4.2 钻井液体系抗污染能力评价

根据钻遇地层的复杂成分，室内评价了钻井液体系的抗污染能力。评价内容主要包括岩屑污染和盐污染。实验用岩屑为W-2 井涠洲组岩屑烘干后粉碎，过200目筛网，实验结果见表8所示。

表8 抗污染性能评价Table 8 Evaluation of anti-pollution performance

从以上实验结果来看，加入各种污染物后，钻井液体系各项工程性能变化不大，说明复合基环保防塌钻井液体系具有良好的抗污染能力；同时，也体现了盐及岩屑等各种污染物在复合基基液中不会产生离子作用和水化作用，表现出类油基的抑制作用效果。

4.3 钻井液体系润滑性评价

室内通过润滑系数和粘滞系数评价了复合基环保防塌钻井液体系的润滑性能。评价内容主要包括润滑性测试以及大量岩屑污染后的润滑性变化，实验结果见表9所示。

表9 润滑性能评价Table 9 Lubrication performance evaluation

实验结果表明，复合基环保防塌钻井液润滑系数为0.094，泥饼粘滞系数为0.0611，明显优于水基聚合物钻井液体系；并且污染后润滑性变化不大，说明复合基环保防塌钻井液体系具备优良的润滑性，整体性能接近油基钻井液。

4.4 钻井液体系封堵防塌性能评价

根据目标区块井壁稳定机理研究，目标区块泥页岩受外来液相的侵入导致内部孔隙压力大幅上升是造成井壁失稳的主要因素，封堵是解决井壁稳定的关键技术之一（王荐等，2012；刘培锴等，2018；刘仕和焦冬有，2021）。

传统的钻井液滤失量评价所采用的滤纸其孔径为1～20 μm，主要模拟钻井液对微米级的砂岩孔隙以及微裂缝的封堵作用效果。本文通过纳米滤膜封堵实验和压力传递实验评价了复合基环保防塌钻井液对纳米级孔隙的封堵及防塌作用效果。

（1）纳米滤膜封堵评价

针对纳米级孔隙，室内引入了一种新型混合纤维素滤膜作为过滤介质，通过滤失实验来评价钻井液对纳米级孔隙的封堵情况。室内使用GGS71 型高温高压失水仪，在120℃、3.5 MPa 条件下，通过评价不同过滤介质、不同时间的滤失量，来研究钻井液体系的封堵作用效果，实验结果如图8所示。

图8 钻井液对不同封堵介质的封堵效果Fig.8 Sealing effect of drilling fluid on different media

从以上数据可以看出，针对常规孔缝封堵，复合基环保防塌钻井液形成的滤饼滤失量更低，封堵效果更好。针对纳米级孔缝封堵，复合基环保防塌钻井液作用效果更明显，封堵作用效果较水基钻井液提高70%。复合基环保防塌钻井液的纳-微米封堵技术，可以实现对地层井壁的全面封堵，降低钻井液向地层的侵入，提高井壁稳定能力。

（2）泥页岩岩心封堵评价

针对泥页岩的纳米级孔隙，由于液体在孔隙中流动缓慢，流量测试繁琐复杂，室内选择水力压差来表征流体传导效果。通过压力传递实验装置，监测钻井液体系对泥页岩作用后两端的压力变化情况，来评价钻井液对泥页岩的封堵能力。

室内选择渗透率为0.052×10-3μm2的泥页岩岩心模拟井壁，上端为钻井液与岩心，下端为岩心与地层水。模拟3.5 MPa 压差下钻井液向泥岩井壁的压力传递情况（上端初始压力3.5 MPa，下端初始压力0 MPa），具体压力变化情况见图9所示。

图9 压力传递情况Fig.9 Pressure transmission

从以上实验结果中可以看出，上端压力下降量大于下端压力上升量，说明复合基环保防塌钻井液体系对泥页岩纳米级孔缝封堵性良好，可以形成具有一定膜效率的封堵层来降低钻井液对地层的压力传递，维持孔隙压力的稳定，提高井壁稳定能力。

4.5 钻井液体系环保性能评价

根据目标区块海域环保要求，室内研究了钻井液毒性检测和评价方法（李秀珍等，2004；张晓飞等，2009；刘卫丽等，2020）。参照中石油集团标准《Q/SY 111-2007 油田化学剂、钻井液生物毒性分级及检测方法发光细菌法》和《GB/T 18420.2-2009 海洋石油勘探开发污染生物毒性检测方法》，使用南京土壤研究所的发光细菌和河北省渤海丰年虫卵有限公司的卤虫进行了评价（刘丽萍等，2010；朱红卫等，2015）。通过发光细菌法测定钻井液的半有效浓度EC50值为51675 mg/L，达到无生物毒性标准。通过卤虫法测定钻井液对卤虫无节幼体96 h半数致死浓度＞64000 mg/L，达到一级海域排放要求。

复合基环保防塌钻井液体系综合性能评价结果表明，该体系具有优良的抑制性能、封堵防塌性能及环保性能，能够满足涠西南地区海上油气田开发的的钻井工程及环保需求。

5 现场应用

复合基环保防塌钻井液体系在涠西南地区W-11-2H井进行了应用，具体性能参数见表10所示。

表10 现场性能参数Table 10 Field performance parameters

从现场性能参数来看，钻井液体系各项性能指标达到设计要求，表现出良好的抑制封堵能力和环保性能。在应用过程中，全井段钻井液性能稳定，起下钻过程中，无阻卡；钻遇易坍塌泥岩时，钻屑成型，钻进过程中无拖压，蹩泵现象发生。在涠洲组和流沙港组两个易失稳层段的施工过程中，由于台风原因，钻井液在井筒内浸泡128 h 后，没有出现垮塌现象，下钻过程顺利。完钻后，测井4 趟，井况良好，测井过程顺利。与邻井相比，本井钻井过程中井壁稳定，起下钻顺利，阻卡及划眼时间减少，节约工期116 h。通过井径曲线来看，复杂井段涠洲组平均扩大率为7.39%，流沙港组平均扩大率为3.31%，没有出现井壁垮塌现象，井壁稳定作用效果明显。

6 结论

（1）涠西南地区易失稳地层泥页岩粘土矿物以伊蒙混层和伊利石为主，分散性中等，膨胀性弱。易水化分散的灰色泥岩夹杂不易水化的硬脆性泥岩的差异性，导致岩石水化后强度和胶结能力降低，是井壁失稳的主要因素。

（2）研究具有强抑制性能的复合基基液，以其为核心构建复合基钻井液体系，结合纳-微米封堵技术，达到油基钻井液的抑制封堵能力，解决涠西南地区泥页岩井壁稳定问题。

（3）复合基环保防塌钻井液体系在涠西南地区进行了应用，表现出良好的防塌和环保性能，可以替代该区块的油基钻井液，解决使用油基钻井液存在含油钻屑处理及环境影响等技术难题。

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