西江區(qū)塊古近系地層井壁失穩(wěn)機(jī)理分析及鉆井液體系優(yōu)化*

狄明利 趙遠(yuǎn)遠(yuǎn) 由福昌 吳 宇 侯珊珊

（1.中海油田服務(wù)股份有限公司深圳作業(yè)公司 廣東深圳 518067； 2.荊州嘉華科技有限公司 湖北荊州 434000）

西江區(qū)塊古近系地層已經(jīng)證明有巨大的勘探潛力，該地層含大段泥巖、砂泥巖，夾雜薄煤層，微裂隙發(fā)育，鉆進(jìn)過(guò)程中裸眼井段長(zhǎng)時(shí)間浸泡在鉆井液中，井壁發(fā)生垮塌引起卡電測(cè)工具復(fù)雜情況，通過(guò)提高鉆井液密度在一定程度上可以解決井壁失穩(wěn)的問(wèn)題[1-2]，但同時(shí)也帶來(lái)了儲(chǔ)層傷害、電測(cè)解釋的難題，嚴(yán)重影響了勘探開(kāi)發(fā)效益。

針對(duì)古近系地層井壁失穩(wěn)的問(wèn)題，Palmer等[3]研究表明煤層含碳量較高，巖石強(qiáng)度會(huì)明顯減小，不利于井壁穩(wěn)定；梁大川等[4]、陳在君等[5]、石向前等[6]分析了泥煤互層中泥巖水化膨脹會(huì)對(duì)相鄰煤層產(chǎn)生推擠作用，失去了泥巖層的保護(hù)，會(huì)加速煤層的垮塌；嚴(yán)俊濤等[7]研究表明泥巖失穩(wěn)機(jī)理表現(xiàn)為力學(xué)-化學(xué)耦合失穩(wěn)，而煤巖側(cè)重表現(xiàn)為力學(xué)失穩(wěn)。要想解決古近系地層泥煤互層的井壁穩(wěn)定問(wèn)題，不僅要強(qiáng)化鉆井液抑制性[8]、適度封堵[9-10]，還要控制合適鉆井液密度。

因此，針對(duì)南海古近系地層鉆、測(cè)井過(guò)程中面臨的井壁失穩(wěn)難題，深入研究古近系地層工程地質(zhì)特征，優(yōu)選防止古近系地層垮塌的鉆井液密度及其性能關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)，主要通過(guò)力學(xué)和化學(xué)手段，再輔以物理封堵協(xié)同降低地層坍塌壓力，避免鉆井、測(cè)井過(guò)程中出現(xiàn)復(fù)雜情況，實(shí)現(xiàn)探井安全高效鉆進(jìn)。目前本文研究成果已在西江區(qū)塊2口古近系地層井中取得成功應(yīng)用，具有較好的推廣應(yīng)用價(jià)值。

1 井壁失穩(wěn)機(jī)理分析及鉆井液技術(shù)對(duì)策

1.1 現(xiàn)場(chǎng)復(fù)雜情況統(tǒng)計(jì)與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

1.1.1 現(xiàn)場(chǎng)復(fù)雜情況統(tǒng)計(jì)

以XJ33-1-1井為例，統(tǒng)計(jì)了井下主要復(fù)雜情況，結(jié)果見(jiàn)表1。由表1可知，XJ33-1-1井井下復(fù)雜情況主要發(fā)生在儲(chǔ)層段（古近系文昌組），主要為電測(cè)遇阻，而且井壁有明顯滯后失穩(wěn)現(xiàn)象（鉆開(kāi)井眼到出現(xiàn)阻卡相隔約9 d），鉆井液不能持續(xù)保持井壁穩(wěn)定。

表1 XJ33-1-1井復(fù)雜情況統(tǒng)計(jì)Table1 Complex statistics of Well XJ33-1-1

1.1.2 井徑擴(kuò)大率與鉆井液密度關(guān)系分析

根據(jù)XJ33-1-1井古近系地層測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)和鉆井液密度數(shù)據(jù)（圖1），分析了鉆井液密度、伽馬和井徑擴(kuò)大率之間的關(guān)系：①圖1中A段位于恩平組，鉆井液密度為1.3 g／cm3，相對(duì)較低，井徑擴(kuò)徑率在15%～35%；②圖1中B、C兩段鉆井液密度1.32～1.33 g／cm3，伽馬變化劇烈，泥質(zhì)含量較高，井徑擴(kuò)徑率在30%～80%，擴(kuò)徑嚴(yán)重；③圖1中B、C段均發(fā)生滯后井壁失穩(wěn)（電測(cè)遇阻），主要原因?yàn)殂@井液的長(zhǎng)期浸泡導(dǎo)致巖石力學(xué)強(qiáng)度逐漸弱化，致使井壁失穩(wěn)；④圖1中C段單純提高鉆井液密度并不能有效控制井壁失穩(wěn)。

由此可以看出，對(duì)于古近系地層井壁失穩(wěn)問(wèn)題，若依靠單純提高鉆井液密度并不能有效解決井壁失穩(wěn)問(wèn)題（圖1中C段），甚至可能加劇井壁失穩(wěn)。這是由于地層微裂縫發(fā)育，當(dāng)單純提高鉆井液密度時(shí)，雖然可以提高鉆井液對(duì)井壁的支撐能力，但同時(shí)在高密度下鉆井液更易在壓差作用下侵入地層微孔縫，導(dǎo)致微裂縫擴(kuò)展，而微裂縫擴(kuò)展會(huì)顯著降低巖石力學(xué)特性和有效應(yīng)力，從而加劇井壁失穩(wěn)。

圖1 XJ33-1-1井井徑擴(kuò)大率、鉆井液密度、伽馬隨井深變化曲線Fig.1 Curve of well diameter expansion rate，density and gamma value as a function of well depth

1.1.3 易失穩(wěn)井段巖屑理化性能分析

1）巖屑形態(tài)分析。

XJ33-1-1井文昌組返出巖屑如圖2所示，主要呈片狀和粉末狀，呈現(xiàn)以弱面和裂縫面控制的剪切剝落特點(diǎn)。

2）礦物組分分析。

通過(guò)X射線衍射（XRD）對(duì)文昌組巖屑進(jìn)行了全巖及黏土礦物組分分析，其中黏土礦物含量較高，約占19%～59%；黏土中伊蒙混層含量較高，最高達(dá)92%，混層比約為16%～29%，表明該井段巖石水敏性較強(qiáng)，易水化分散造成剝落掉塊。

3）巖屑微觀結(jié)構(gòu)分析。

通過(guò)掃描電鏡（SEM）觀察了文昌組巖屑微觀形態(tài)，如圖3所示，可以看出：巖屑表面微裂隙廣泛發(fā)育，縫間充填伊利石、石英等，有剝落的趨勢(shì)；微孔縫間填充較多有機(jī)質(zhì)，局部孔洞發(fā)育-鉆井液易沿孔縫侵入地層。鉆井液作用后（圖4），部分地方出現(xiàn)明顯的溶蝕孔和裂縫的擴(kuò)張，是導(dǎo)致力學(xué)強(qiáng)度弱化的主要原因。

圖2 XJ33-1-1井現(xiàn)場(chǎng)巖屑形態(tài)Fig.2 Field cuttings form of Well XJ33-1-1

圖3 XJ33-1-1井現(xiàn)場(chǎng)巖屑微觀結(jié)構(gòu)圖（5 000倍）Fig.3 Field cuttings microstructure of Well XJ33-1-1 diagram（5 000x）

圖4 XJ33-1-1井現(xiàn)場(chǎng)巖屑經(jīng)鉆井液浸泡前后微觀結(jié)構(gòu)圖（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）巖樣水化性能分析。

室內(nèi)按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY／T5613—2000《泥頁(yè)巖理化性能試驗(yàn)方法》評(píng)價(jià)了XJ33-1-1井古近系地層現(xiàn)場(chǎng)巖屑在清水中的回收率及線性膨脹情況，結(jié)果見(jiàn)表2。巖屑在熱滾實(shí)驗(yàn)后，外形變細(xì)、黏土脫落，清水中滾動(dòng)回收率＜30%，線性膨脹率＞20%，表現(xiàn)出強(qiáng)水化分散性能和較強(qiáng)的水化膨脹性能。

表2 XJ33-1-1井恩平組和文昌組巖屑水化性能評(píng)價(jià)Table2 Evaluation of cuttings hydration performance of Enping Formation and Wenchang Formation

1.1.4 復(fù)雜地層巖石力學(xué)及地應(yīng)力分析

經(jīng)過(guò)分析XJ33-1-1井巖石力學(xué)、地應(yīng)力、坍塌壓力剖面得出：①文昌組巖石強(qiáng)度較低（約136 MPa），內(nèi)聚力約10.3～12.8 MPa；②地層水平最小應(yīng)力梯度1.56～1.64 MPa／100 m，水平應(yīng)力差（1.07～1.10 MPa）和三向應(yīng)力差（1.43～1.70 MPa）小，各向異性較??；③不考慮鉆井液影響時(shí)，巖性復(fù)雜井段原始坍塌壓力為文昌組約1.18～1.22 g／cm3。

1.2 西江區(qū)塊古近系地層井壁失穩(wěn)機(jī)理分析

通過(guò)分析XJ33-1-1井古近系地層鉆井工況、井下復(fù)雜情況，結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究巖石礦物組分、微觀結(jié)構(gòu)及理化性能特征及鉆井液特性，得出古近系地層井壁失穩(wěn)特征及主要原因：①古近系地層井下復(fù)雜情況主要為電測(cè)遇阻。井壁擴(kuò)徑較嚴(yán)重（15%～80%），電測(cè)阻卡2次，平均阻卡損時(shí)8.5 d，井壁失穩(wěn)均表現(xiàn)為滯后失穩(wěn)；②易失穩(wěn)井段巖石主要為泥巖、砂泥巖，夾雜薄的煤層，黏土礦物含量較高（19%～59%），巖石微孔隙發(fā)育，并充填較多有機(jī)質(zhì)；③巖石理化性能實(shí)驗(yàn)顯示，易失穩(wěn)井段巖屑在清水中滾動(dòng)回收率較低（＜30%），膨脹性較強(qiáng)（1 000 min：21.6%～24.2%），水化膨脹性、分散性強(qiáng)；④巖石強(qiáng)度較低（136 MPa），內(nèi)聚力10.3～12.8 MPa，水平應(yīng)力差?。?.07～1.10 MPa），各向異性較小。

綜合分析說(shuō)明，古近系地層井壁失穩(wěn)主要機(jī)理為微裂隙弱面發(fā)育和高含量黏土礦物的水化作用。微裂隙（弱面）本身會(huì)降低巖石強(qiáng)度，且提供了鉆井液侵入地層的通道，水化作用產(chǎn)生的水化應(yīng)力會(huì)改變井周?chē)鷰r應(yīng)力分布，導(dǎo)致裂縫擴(kuò)展，弱化巖石強(qiáng)度。

1.3 鉆井液技術(shù)對(duì)策

傳統(tǒng)鉆井液優(yōu)化方法[11-15]，主要是先通過(guò)評(píng)價(jià)易失穩(wěn)地層礦物組分、微觀結(jié)構(gòu)，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)鉆井復(fù)雜情況，地層孔隙壓力、地應(yīng)力特點(diǎn)、鉆井液對(duì)巖石理化性能影響等因素，確定井壁失穩(wěn)機(jī)理。再根據(jù)現(xiàn)用鉆井液性能不足之處和地層特點(diǎn)，引入恰當(dāng)?shù)你@井液處理劑，根據(jù)實(shí)驗(yàn)確定合理的處理劑加量，實(shí)現(xiàn)對(duì)鉆井液性能和配方進(jìn)行優(yōu)化，最終得到優(yōu)化鉆井液配方。但該方法僅能評(píng)價(jià)鉆井液性能優(yōu)劣，未建立關(guān)鍵性能參數(shù)與井壁穩(wěn)定性的內(nèi)在聯(lián)系，不能反映鉆井液應(yīng)用效果。

與傳統(tǒng)方法不同，基于巖石力學(xué)的鉆井液優(yōu)化方法，主要通過(guò)建立適應(yīng)地層的井壁穩(wěn)定力學(xué)模型，再根據(jù)需求的井眼穩(wěn)定（井徑擴(kuò)大率、坍塌周期）要求，計(jì)算出實(shí)效現(xiàn)場(chǎng)要求的鉆井液關(guān)鍵性能參數(shù)。由于巖石內(nèi)聚力是反映巖石力學(xué)強(qiáng)度的重要參數(shù)。巖石內(nèi)聚力越高，其力學(xué)強(qiáng)度越高，相同條件下井壁越不易失穩(wěn)。因此，采用鉆井液作用巖心后巖石內(nèi)聚力弱化程度來(lái)表征鉆井液的抑制能力。地層巖石在鉆井液作用下，當(dāng)鉆井液抑制性能越強(qiáng)，其對(duì)巖石粘聚力的弱化程度越低，井壁越穩(wěn)定。通過(guò)此法優(yōu)選合適鉆井液處理劑，調(diào)整處理劑加量，當(dāng)鉆井液性能滿足現(xiàn)場(chǎng)要求的鉆井液關(guān)鍵性能參數(shù)時(shí)，此時(shí)的鉆井液配方即為優(yōu)化鉆井液配方。該方法充分結(jié)合了井壁穩(wěn)定力學(xué)和化學(xué)因素，可以更好地實(shí)現(xiàn)井壁穩(wěn)定要求。

2 鉆井液參數(shù)設(shè)計(jì)及體系優(yōu)化

2.1 鉆井液參數(shù)設(shè)計(jì)

圖5 坍塌壓力當(dāng)量密度與巖石內(nèi)聚力關(guān)系曲線圖Fig.5 Relationship between collapse equivalent density and rock cohesion

表3 鉆井液及井壁圍巖強(qiáng)度參數(shù)Table3 Drilling fluid and strength parameters of surrounding wall rock

內(nèi)聚力是井壁力學(xué)穩(wěn)定的重要參數(shù)，室內(nèi)建立了內(nèi)聚力與坍塌壓力當(dāng)量密度關(guān)系，結(jié)果如圖5、表3所示。由圖5、表3可知，對(duì)于井壁擴(kuò)徑要求不同時(shí)，所需求的砂泥巖段鉆井液關(guān)鍵性能也不同。對(duì)井壁擴(kuò)徑率要求越高，即可容許的井壁擴(kuò)徑越大，需要保持巖石的內(nèi)聚力可以相對(duì)較低。當(dāng)現(xiàn)場(chǎng)要求井徑擴(kuò)大率較小時(shí)，就需要調(diào)整鉆井液配方，使鉆井液的抑制性能和密度要求更高。此外，在一定范圍內(nèi)，當(dāng)鉆井液的抑制性能越好（即巖心在鉆井液中浸泡一定時(shí)間后，內(nèi)聚力下降程度越低），所需的鉆井液密度相對(duì)越小。根據(jù)巖石內(nèi)聚力與鉆井液密度關(guān)系圖版，得到適于西江古近系地層防塌鉆井液的關(guān)鍵性能：①若要求平均井徑擴(kuò)徑率≤15%，坍塌周期≥10 d，且現(xiàn)場(chǎng)使用的鉆井液密度為1.30 g／cm3時(shí)，則要求鉆井液浸泡10 d后巖石內(nèi)聚力≥7.2 MPa；②若想將鉆井液密度降低至1.25 g／cm3，則要求鉆井液浸泡10 d后巖石內(nèi)聚力≥8.7 MPa。

表6的結(jié)果顯示，只有東北地區(qū)的常數(shù)項(xiàng)不顯著，全國(guó)4個(gè)地區(qū)除了東北地區(qū)外，均呈現(xiàn)絕對(duì)值 β3i＞β2i＞β1i的特點(diǎn)， 說(shuō)明大部分地區(qū)的產(chǎn)業(yè)城鎮(zhèn)化對(duì)水資源消耗的影響最大，其次是經(jīng)濟(jì)城鎮(zhèn)化，人口城鎮(zhèn)化的影響最小。東北、東部、中部3個(gè)地區(qū)的人口城鎮(zhèn)化對(duì)于水資源消耗都有負(fù)向影響，即人口城鎮(zhèn)化進(jìn)程會(huì)減少我國(guó)大部分地區(qū)的水資源消耗［10］。3個(gè)地區(qū)中，東北地區(qū)人口城鎮(zhèn)化對(duì)水資源消耗的影響最大，其人口城鎮(zhèn)化每提高1%，水資源消耗則減少0.323%。西部地區(qū)的人口城鎮(zhèn)化對(duì)水資源消耗的影響不顯著，可能是由于該地區(qū)大部分省份的水資源較為充足，城鎮(zhèn)人口的增長(zhǎng)暫時(shí)不會(huì)對(duì)水資源消耗產(chǎn)生明顯的影響。

2.2 現(xiàn)用鉆井液體系性能評(píng)價(jià)

2.2.1 現(xiàn)用鉆井液常規(guī)性能評(píng)價(jià)

文昌組現(xiàn)用鉆井液典型配方：1%膨潤(rùn)土漿+0.167%燒堿+0.167%純堿+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（加重至密度為1.30 g／cm3），按照國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)GB／T 16783.1—2014《石油天然氣工業(yè)中鉆井液現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試（第1部分：水基鉆井液）》測(cè)試鉆井液性能。實(shí)驗(yàn)條件：130℃下滾動(dòng)老化16 h，結(jié)果見(jiàn)表4。由表4可知，老化后體系粘切力大幅度上漲，API失水量大于4 m L，HTHP失水量大于15 m L，失水較大不利于井壁穩(wěn)定。

表4 古近系地層現(xiàn)用鉆井液常規(guī)性能Table4 Conventional performance of current drilling fluid in Paleogene strata

2.2.2 現(xiàn)用鉆井液防塌性能評(píng)價(jià)

室內(nèi)按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY／T5613—2000《泥頁(yè)巖理化性能試驗(yàn)方法》評(píng)價(jià)了古近系地層現(xiàn)場(chǎng)巖屑在現(xiàn)用鉆井液及清水中的回收率及線性膨脹情況，在文昌組（4 821～4 824 m）鉆屑在清水下回收率為23.7%，在現(xiàn)用鉆井液體系中為82%，線性膨脹實(shí)驗(yàn)如圖6所示。由圖6可以看出，巖屑在現(xiàn)用鉆井液中線性膨脹率大于5%，抑制性明顯不足，泥巖井壁容易水化失穩(wěn)。

圖6 文昌組巖屑在現(xiàn)用鉆井液中膨脹情況Fig.6 Expansion of the Wenchang Formation cuttings in the current drilling fluid

2.2.3 現(xiàn)用鉆井液對(duì)巖石強(qiáng)度影響評(píng)價(jià)

室內(nèi)采用三軸巖石強(qiáng)度試驗(yàn)裝置測(cè)試了經(jīng)現(xiàn)用鉆井液浸泡前后的巖石抗壓強(qiáng)度，評(píng)價(jià)了現(xiàn)用鉆井液對(duì)現(xiàn)場(chǎng)巖樣強(qiáng)度的影響，結(jié)果見(jiàn)表5。由表5可知，巖樣經(jīng)現(xiàn)用鉆井液浸泡10 d后，內(nèi)聚力僅為6.4 MPa，小于7.2 MPa，不能滿足井壁穩(wěn)定要求，容易發(fā)生井壁坍塌。

表5 現(xiàn)用鉆井液對(duì)現(xiàn)場(chǎng)巖樣強(qiáng)度影響結(jié)果Table5 Effect of current rock samples on field cuttings strength

2.3 古近系地層鉆井液性能優(yōu)化

2.3.1 優(yōu)化對(duì)策

結(jié)合古近系地層井壁失穩(wěn)機(jī)理分析，對(duì)目前使用的鉆井液體系進(jìn)行優(yōu)化。通過(guò)引入抑制劑PF-UHIB提高鉆井液的抑制性能，控制巖石在經(jīng)密度1.30 g／cm3的鉆井液浸泡10 d后的內(nèi)聚力≥7.2 MPa；再輔以物理封堵劑PF-AquaSeal及化學(xué)封堵劑PF-SmartSeal封堵微裂縫和孔喉，協(xié)同作用達(dá)到穩(wěn)定井壁的效果。

2.3.2 抑制性優(yōu)化

室內(nèi)采用石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY／T5613—2000《泥頁(yè)巖理化性能試驗(yàn)方法》和三軸巖石強(qiáng)度測(cè)試法評(píng)價(jià)了抑制劑PF-UHIB對(duì)現(xiàn)用鉆井液抑制性能的影響，結(jié)果如圖7所示。由圖7可以看出，加入PF-UHIB后體系抑制性增強(qiáng)，鉆屑回收率明顯提升；同時(shí)隨著PF-UHIB加量的增加，巖樣經(jīng)鉆井液浸泡10 d后，內(nèi)聚力弱化程度降低，滿足巖石內(nèi)聚力≥7.2 MPa的要求，有利于井壁穩(wěn)定。綜合考慮，優(yōu)選PF-UHIB加量為3%。

圖7 現(xiàn)用鉆井液中加入不同加量PF-UHIB實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.7 Experimental results of adding different amounts of PF-UHIB to the existing drilling fluid

2.3.3 優(yōu)化后配方及性能評(píng)價(jià)

通過(guò)引入抑制劑PF-UHIB提高體系抑制性，再輔以物理封堵劑PF-AquaSeal和化學(xué)封堵劑PFSmartSeal改善泥餅，降低濾失，從而優(yōu)選出適于西江古近系地層的優(yōu)化防塌鉆井液配方：1%膨潤(rùn)土漿+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（加重至密度為1.30 g／cm3）。

1）基本性能。

按要求配制鉆井液，高溫高壓濾失量測(cè)試實(shí)驗(yàn)條件為：溫度130℃，壓差3.5 MPa，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表6。由表6可知，優(yōu)化后鉆井液體系流變性能良好，老化前后性能波動(dòng)小，API濾失量?jī)H2.2 m L，HTHP濾失量?jī)H6.6 m L，相較于現(xiàn)用鉆井液體系濾失量大幅度降低。

表6 改進(jìn)后鉆井液體系常規(guī)性能評(píng)價(jià)結(jié)果Table6 Routine performance evaluation results of improved drilling fluid system

2）抑制性能。

室內(nèi)按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY／T5613—2000《泥頁(yè)巖理化性能試驗(yàn)方法》評(píng)價(jià)了現(xiàn)場(chǎng)巖屑在優(yōu)化后鉆井液體系中1 000 min內(nèi)的線性膨脹情況，結(jié)果如圖8所示。由圖8可以看出，現(xiàn)場(chǎng)巖屑在優(yōu)化后鉆井液中的線性膨脹率均出現(xiàn)了較明顯的降低，均低于3%，表明優(yōu)化后體系的抑制性得到明顯提高。

圖8 優(yōu)化鉆井液線性膨脹率實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.8 Linear expansion test results of optimized drilling fluid

3）鉆井液對(duì)巖石強(qiáng)度影響。

室內(nèi)采用三軸巖石強(qiáng)度測(cè)試法評(píng)價(jià)了現(xiàn)場(chǎng)巖樣經(jīng)優(yōu)化前后鉆井液浸泡10 d后的抗壓強(qiáng)度、內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖9所示。由圖9可以看出，現(xiàn)場(chǎng)巖樣在優(yōu)化后鉆井液中浸泡10 d后的抗壓強(qiáng)度均高于優(yōu)化前；內(nèi)聚力為8.9 MPa大于優(yōu)化前的6.4 MPa，同時(shí)滿足1.30 g／cm3密度鉆井液浸泡10 d后的巖石內(nèi)聚力≥7.2 MPa的要求。由此說(shuō)明優(yōu)化后鉆井液更有利于井壁穩(wěn)定。

圖9 實(shí)驗(yàn)巖樣在優(yōu)化前后鉆井液中浸泡10 d后抗壓強(qiáng)度、內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角對(duì)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 西江區(qū)塊3口井古近系井段鉆井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表Table7 Drilling parameter statistics table of the Paleogene well section of the three wells in Xijiang area

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

優(yōu)化后的鉆井液體系在南海東部XJ24-6-1、XJ33-1-3井古近系地層井段鉆井作業(yè)中進(jìn)行了應(yīng)用，對(duì)比XJ33-1-1井，井壁穩(wěn)定效果有明顯提升，相關(guān)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表7。從表7數(shù)據(jù)結(jié)果可以看出，優(yōu)化后的鉆井液體系取得良好應(yīng)用效果。以XJ24-6-1井為例，該井文昌組為主要目的層位，完鉆井深4 853 m，地層壓力約46.75 MPa，溫度約為156.6℃。該層位坍塌壓力高，泥巖、砂巖、煤層互層頻繁。為此，作業(yè)過(guò)程中鉆井液密度逐步從1.22 g／cm3提升至1.33 g／cm3；在包被抑制性方面，通過(guò)補(bǔ)充KCl和PF-UHIB抑制泥巖水化，再結(jié)合PF-PLH的包被作用，抑制巖屑分散，使得循環(huán)體系鉆井液的包被抑制性良好，振動(dòng)篩返出巖屑齒痕清晰、質(zhì)硬；同時(shí)，引入封堵劑PF-SmartSeal和PF-AquaSeal，以提高泥餅質(zhì)量，降低失水，完鉆后測(cè)得API失水量?jī)H有2 m L／30 min，HTHP失水量?jī)H有6.6 m L／30 min。詳細(xì)現(xiàn)場(chǎng)鉆井液性能數(shù)據(jù)見(jiàn)表8。該井電測(cè)作業(yè)6 d，中途通井一次，相比XJ33-1-1井古近系地層作業(yè)，電測(cè)作業(yè)順利，電測(cè)期間井壁穩(wěn)定，平均機(jī)械鉆速提高60.42%，平均井徑擴(kuò)大率降低88.61%。這說(shuō)明優(yōu)化后的鉆井液體系在一定程度上提高了古近系地層井壁穩(wěn)定性，進(jìn)而提高了作業(yè)效率，為后續(xù)類(lèi)似井作業(yè)提供了參考。

4 結(jié)論

1）西江區(qū)塊古近系地層鉆井作業(yè)復(fù)雜情況統(tǒng)計(jì)與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析得到該區(qū)塊地層井壁失穩(wěn)主要機(jī)理為微裂隙弱面發(fā)育和高含黏土礦物的水化作用。

2）基于西江區(qū)塊古近系地層井壁失穩(wěn)機(jī)理，建立了鉆井液關(guān)鍵性能與井壁穩(wěn)定性的內(nèi)在聯(lián)系，并通過(guò)抑制劑PF-UHIB、物理封堵劑PF-AquaSeal及化學(xué)封堵劑PF-SmartSeal等對(duì)西江區(qū)塊鉆井液體系進(jìn)行了優(yōu)化，目前已在XJ33-1-3井、XJ24-6-1井取得成功應(yīng)用，與未優(yōu)化鉆井液性能的XJ33-1-1井相比，平均機(jī)械鉆速提高44.98%、60.42%，平均井徑擴(kuò)大率降低77.93%、88.61%，具有較好的推廣應(yīng)用價(jià)值。