長慶氣田碳質(zhì)泥巖防塌鉆井液技術(shù)

張建斌 ， 賈俊 ， 劉兆利

（1.川慶鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院，西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安710018；3.川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，西安710018）

長慶氣田鉆井過程中，位于山西組、太原組的碳質(zhì)泥巖地層穩(wěn)定性差，極易發(fā)生井壁垮塌造成井下事故甚至填井側(cè)鉆，嚴重影響正常鉆井生產(chǎn)。如靖平XX井在斜井段發(fā)生井塌復(fù)雜，3次填井側(cè)鉆，蘇XXH井在水平段發(fā)生井塌復(fù)雜，最后懸空側(cè)鉆。碳質(zhì)泥巖段井壁垮塌問題已成為長慶氣田安全鉆井亟待解決的技術(shù)難題之一。筆者通過研究確定了碳質(zhì)泥巖的坍塌機理，形成一套強封堵強抑制高性能防塌鉆井液技術(shù)，現(xiàn)場試驗表明，該鉆井液技術(shù)滿足碳質(zhì)泥巖井段安全鉆進的需要。

1 長慶氣田碳質(zhì)泥巖坍塌機理

所謂碳質(zhì)泥巖是指含有碳質(zhì)成分的泥巖，有機碳含量一般在10%～30%左右，煤系地層中介于一般泥巖和煤巖之間的巖性[1]，在長慶氣田主要分布地層是上古生界石盒子組、山西組。

1.1 宏觀結(jié)構(gòu)分析

如圖1所示，樣品為陜XX井3 307～3 313 m井段山西組取心巖樣，為典型碳質(zhì)泥巖，目視取樣完整性較好，鮮見宏觀裂縫，多見黑色泥巖、灰黑色泥巖互層發(fā)育，考慮在鉆井液作用下2者的差異性水化會加劇井壁垮塌失穩(wěn)[2-3]。

圖1 陜XX井3 307～3 313 m井段山西組取心巖樣照片

1.2 微觀結(jié)構(gòu)分析

微觀結(jié)構(gòu)分析主要揭示黏土礦物晶體的定向排列、膠結(jié)結(jié)構(gòu)及微裂隙的發(fā)育及分布狀況。測試巖樣為陜XX井3 307～3 313 m井段山西組取心巖樣，切割選取具有代表性的9個樣加工成直徑為2.5 cm的圓柱形測試樣，對表面噴金打磨后進行環(huán)境電鏡掃描測試，部分巖樣環(huán)境掃描照片見圖2。由圖2可知，所測試的巖樣微裂縫、微孔洞較為發(fā)育。

圖2 部分巖樣環(huán)境掃描電鏡照片

微裂縫的發(fā)育將破壞巖石的完整性，弱化原巖的力學(xué)性能，為鉆井液進入地層提供了通道[4]。在鉆井液液柱壓力及毛管力的作用下，濾液會沿裂縫或微裂縫侵入地層，一方面會誘發(fā)水力劈裂作用，加劇井壁地層巖石破碎[5-6]，另一方面也提高了鉆井液與地層中黏土礦物、有機質(zhì)作用的機率及程度，導(dǎo)致地層巖石力學(xué)強度降低，加劇井壁失穩(wěn)。

1.3 礦物組成

基于X射線衍射儀，得到全巖和黏土礦物組成，結(jié)果如表1和表2所示。 通過表1、表2數(shù)據(jù)可知，樣品黏土礦物含量占主要成分，平均含量為71.3%，含有一定程度石英，分布為5.76%～36.85% ；黏土中不含蒙脫石，主要以高嶺石為主，平均含量為43.39%；發(fā)育一定程度水敏性伊蒙混層，平均含量約為19.02%；黏土含量高，無膨脹性較強的蒙脫石。但因含有伊蒙混層，故碳質(zhì)泥巖依然具有一定水敏性[7]。

表1 全巖測試結(jié)果 %

表2 黏土含量測試結(jié)果 %

1.4 陽離子交換容量

陽離子交換容量隨黏土分散度的增大而增大[8]。依照行業(yè)標準SY/T 5613—2000[9]，測得巖樣處理后陽離子交換容量為 50、 55、 55、 55、 40、45、 60和50 mmol/kg。由此可知，樣品陽離子交換容量為40～60 mmol/kg， 平均為51.25 mmol/kg。從陽離子交換容量分析，具有一定水化能力，但膨脹性不強。

1.5 鉆井液作用對巖石力學(xué)特性的影響

采用三軸力學(xué)實驗對鉆井液作用不同時間下的頁巖力學(xué)特性進行研究，結(jié)果見表3。巖樣處理方式為：原巖5塊；5塊巖樣采用不同鉆井液在100 ℃、3 MPa圍壓下浸泡3 d后測試；5塊巖樣采用不同鉆井液在100 ℃、3 MPa圍壓下浸泡5d后測試，共計15塊頁巖試樣。

表3 鉆井液作用不同時間對巖樣性能的影響

由表3可知，在鉆井液作用下，單軸抗壓強度出現(xiàn)下降趨勢，原巖條件下，單軸抗壓強度約為26.48 MPa，鉆井液作用3 d的單軸抗壓強度下降不明顯，依然與原巖狀態(tài)下的強度相近，但鉆井液作用5 d的抗壓強度有明顯下降，平均值為16.97 MPa；巖石的彈性參數(shù)（彈性模量和泊松比）在原巖條件下約為45 200 MPa和0.26，在鉆井液作用下沒有明顯變化，因此說明碳質(zhì)泥巖彈性參數(shù)受鉆井液影響較小；原狀地層條件下，坍塌壓力分布在0.95～1.02 g/cm3；3 d后當(dāng)量鉆井液密度上升至1.08～1.14 g/cm3；5 d后坍塌壓力達到1.16～1.24 g/cm3。隨著鉆井液作用時間增加，坍塌壓力呈明顯上升趨勢。

綜上所述，造成長慶氣田碳質(zhì)泥巖段井壁坍塌的主要原因是地層微裂縫發(fā)育，在鉆井壓差、毛管力以及化學(xué)勢的作用下，水相沿裂縫或微裂紋侵入地層，一方面降低弱結(jié)構(gòu)面間的摩擦力，削弱泥頁巖的力學(xué)強度而導(dǎo)致井壁垮塌；另一方面，侵入的液相產(chǎn)生水力尖劈作用，導(dǎo)致地層破碎、誘發(fā)井壁失穩(wěn)，坍塌壓力大幅上升；此外，鉆井液與巖石的相互作用，導(dǎo)致碳質(zhì)泥巖地層強度降低，坍塌壓力增大，加劇井壁失穩(wěn)。

2 鉆井液體系配方及其性能評價

根據(jù)對碳質(zhì)泥巖坍塌機理研究可知，微裂縫發(fā)育的碳質(zhì)泥巖在實際鉆井過程中，若不能解決微裂縫的封堵問題，單純通過提高鉆井液密度維持井壁穩(wěn)定性的措施可能適得其反。因此保持鉆井液具有較強的封堵性能、失水控制能力以及適當(dāng)?shù)囊种菩?，盡量避免水或其它液相沿裂縫侵入，是該類地層鉆井液防塌的關(guān)鍵，選擇合適的封堵劑、抑制劑是鉆井液體系配方研發(fā)的重點。

2.1 封堵劑優(yōu)選

由于碳質(zhì)泥巖層理發(fā)育，微裂縫在1～3 μm之間，因此封堵材料的尺寸是微裂縫封堵的關(guān)鍵，既要保證不滲濾，又要能形成薄而韌的泥餅。鉆井液用納米處理劑納米聚酯CNP-1分子鏈上帶有多種吸附基團，其在水中粒度分布D50為0.63 μm，D90為1.14 μm（見圖3），恰好與碳質(zhì)泥巖微裂縫尺寸相匹配，能吸附在泥頁巖表面，通過鉆井液中的顆粒填充修補形成濾餅，其粒徑尺寸和可變形特性使得其可以進入泥頁巖地層孔隙和層理，阻止水分及鉆井液進入地層，起到封堵微裂縫的作用。

為了進一步提高鉆井液對碳質(zhì)泥巖的封堵能力，配合使用瀝青類處理劑、膨潤土、超細鈣等處理劑實現(xiàn)多級復(fù)配。采用透水降低率評價各封堵劑的封堵效果，具體實驗過程為：分別用基漿、試樣制作API濾失形成的濾餅，然后用自來水測試的API濾失量為透水量，試樣透水量與基漿透水量相比即為透水降低率，測試結(jié)果如表4所示。

圖3 納米聚酯CNP-1粒徑分布曲線

表4 封堵劑透水降低率數(shù)據(jù)

通過表4可知，單劑中透水降低率最高的為納米聚酯CNP-1；改性瀝青類處理劑透水降低率最好的為高酸溶磺化瀝青FF-I；CNP-1、FF-I、ASP1250復(fù)配后透水降低效果最好。說明通過納米聚酯CNP-1，與磺化瀝青、超細鈣、膨潤土處理劑的合理復(fù)配，其封堵微裂縫能力得到增強。

2.2 抑制劑優(yōu)選

從碳質(zhì)泥巖礦物組成分析可知，黏土含量高，無膨脹性較強的蒙脫石，但有一定含量伊蒙混層，有水敏性，因此要求鉆井液濾液具有一定抑制性。如表5所示，有機胺類抑制劑CAP-1抑制性最好，KCl次之，但優(yōu)于NaCOOH；抑制劑復(fù)配后，CAP-1與NaCOOH復(fù)配效果最好，此外，考慮體系中加入無機鹽NaCl，既可以提高體系的液相密度，又可降低濾液活度，降低泥巖水化程度，有利于碳質(zhì)泥巖穩(wěn)定。

表5 抑制劑評價數(shù)據(jù)

2.3 體系配方

通過實驗確定強封堵強抑制高性能鉆井液配方如下，其性能見表6。通過表6可以看出，120 ℃熱滾后體系的API濾失量控制在2 mL以下，高溫高壓濾失量控制在6 mL以下，滿足長慶氣田氣井水平井鉆井液設(shè)計指標要求。

0.1 %燒堿+（0.2%～0.3%）PAC-HV+3.0% 膨潤土+（0.3%～1.0%）PAC-LV+（0.1%～0.5%）XCD+1.0%FF-1+2.0%CNP-1+（1.0%～3.0%）SMP-Ⅱ+ 0.3%CAP-1+（12.0%～20.0%）NaCl+5.0%NaCOOH+3.0%ASP1250+適量加重材料

表6 強封堵強抑制高性能鉆井液基本性能

2.4 體系封堵性能評價

采用石盒子巖心評價體系封堵率，強封堵強抑制高性能鉆井液體系封堵性能評價數(shù)據(jù)如表7所示。由表7可知，在壓力4.5 MPa（相當(dāng)于鉆井液密度1.15 g/cm3）時，作用2 h未出濾液，表明其封堵率為100%。繼續(xù)將壓力提高到8.5 MPa（相當(dāng)于鉆井液密度1.29 g/cm3）時，其封堵率在85%以上。這表明，該鉆井液體系在模擬工況壓力作用下，起到了良好的封堵作用，形成了致密的封堵層，能阻止濾液進一步進入地層，有利于降低坍塌壓力，穩(wěn)定井壁。

表7 石盒子組巖心封堵率實驗結(jié)果

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 技術(shù)難點

1）碳質(zhì)泥巖地層井壁坍塌問題嚴重。位于井斜70°以上的山西組、太原組的碳質(zhì)泥巖的穩(wěn)定性差，微裂縫發(fā)育，脆而堅硬，極易發(fā)生井壁垮塌造成井下事故，甚至填井側(cè)鉆，嚴重影響正常鉆井生產(chǎn)。

2）處于同一裸眼段的劉家溝組井漏風(fēng)險高。目前長慶氣井水平井主要采取三開結(jié)構(gòu)，在大斜度井段施工過程中，劉家溝組易漏井段和碳質(zhì)泥巖易塌井段處同一裸眼段，劉家溝組地層的破裂壓力小于碳質(zhì)泥巖段的坍塌壓力，提高鉆井液密度時往往會壓漏上部地層引發(fā)漏失。

3）碳質(zhì)泥頁巖掉塊引起的鉆具憋卡。碳質(zhì)泥頁巖質(zhì)地堅硬，體積較大，破碎困難，加之井眼環(huán)空相對較小，攜帶困難，易引起鉆具阻卡，造成憋泵憋轉(zhuǎn)盤。

3.2 鉆井液維護處理措施

1）鉆井液封堵性能控制。以納米聚酯CNP-1為主，配合使用瀝青類處理劑、膨潤土、超細鈣等處理劑實現(xiàn)對裂縫、微裂縫的多級封堵。改善泥餅質(zhì)量，有效地降低泥餅滲透率，保持良好的造壁性和封堵性，泥巖段失水控制在2.0 mL左右，減少濾液侵入地層。

2）鉆井液抑制性控制。鉆遇碳質(zhì)泥巖時，采用CAP-1、NaCOOH復(fù)配提高鉆井液防塌抑制性，用無機鹽將液相密度提至1.23～1.25 g/cm3，降低固相含量，降低液相活度，多管齊下，保證井壁穩(wěn)定。

3）鉆井液流變性控制。在泥巖段保持較高的流變性能，控制鉆井液塑性黏度為32～38 mPa·s，φ6讀數(shù)為6～8，動切力為12～18 Pa，動塑比為（0.4～0.6）Pa/（mPa·s），避免對井壁沖刷，提高鉆井液攜砂能力，凈化井眼，降低摩阻。

3.3 試驗效果

強封堵強抑制高性能鉆井液技術(shù)在長慶氣田現(xiàn)場試驗18口井（見表8），試驗效果顯著。

表8 試驗井基本情況表

1）強封堵強抑制高性能鉆井液封堵性好、抑制性強，鉆遇碳質(zhì)泥巖的側(cè)鉆率從80%以上降低到16.7%，側(cè)鉆率大大降低，滿足碳質(zhì)泥巖井段安全鉆進的需要。

2）強封堵強抑制高性能鉆井液有利于碳質(zhì)泥巖微裂縫的封堵，可有效降低坍塌壓力，降低鉆井液密度，緩解了塌漏矛盾，所有試驗井均沒有發(fā)生井漏。

3）強封堵強抑制高性能鉆井液綜合性能優(yōu)良，試驗井平均鉆井周期較同地區(qū)可比井型縮短30 d。

4 認識及建議

1.長慶氣田碳質(zhì)泥巖屬于質(zhì)地堅硬的硬脆性泥巖，微裂縫發(fā)育明顯，黏土礦物以伊利石、伊/蒙混層為主，黑色泥巖、灰黑色泥巖互層發(fā)育。鉆井過程中鉆井液濾液沿裂縫或微裂紋侵入地層并與之相互作用，使得碳質(zhì)泥巖力學(xué)強度降低，坍塌壓力增大，水力尖劈效應(yīng)明顯，最終導(dǎo)致井壁坍塌，發(fā)生井下復(fù)雜。

2.研發(fā)的強封堵強抑制高性能鉆井液技術(shù)采用納米乳液、軟硬結(jié)合的封堵技術(shù)，具有封堵微裂縫效果好、抑制性強的特點，體系HTHP濾失量≤6 mL，API濾失量≤2 mL，石盒子砂巖封堵率≥85%，人造巖心線膨脹降低率≥60%?，F(xiàn)場試驗18口井，鉆遇碳質(zhì)泥巖后側(cè)鉆率為16.7%，平均鉆井周期縮短30 d，滿足長慶氣田碳質(zhì)泥巖井段安全鉆進的需要。

3.建議擴大現(xiàn)場應(yīng)用規(guī)模，規(guī)范現(xiàn)場鉆井液性能特別是密度及濾失量的控制工藝，最終形成長慶氣田鉆遇碳質(zhì)泥巖地層配套鉆井液技術(shù)規(guī)范。