復合鹽層井壁失穩機理及防塌鉆井液技術

趙欣，邱正松，張永君，周國偉，黃維安

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復合鹽層井壁失穩機理及防塌鉆井液技術

趙欣，邱正松，張永君，周國偉，黃維安

(中國石油大學(華東) 石油工程學院，山東青島，266580)

針對兩伊(伊朗、伊拉克)邊境A&M油田復合鹽層鉆井過程中存在的穩定井壁技術難題，采用X線衍射、掃描電鏡、滾動分散及膨脹實驗測試復合鹽層的礦物組構和理化性能，分析井壁失穩機理。制定“強化封固井壁作用—抑制復合鹽層溶解及水化—化學位活度平衡—合理密度支撐井壁”多元協同防塌鉆井液對策，優選出適合復合鹽層鉆井的封堵劑和無機、有機復合鹽等關鍵處理劑，構建密度為2.3 g/cm3的多元復合鹽水鉆井液。研究結果表明：該鉆井液黏度低，切力適中，有效地控制當量循環密度；高溫高壓(120℃，3.5 MPa)下濾失量為7.0 mL，濾失造壁性優良；不同礦物組成的復合鹽層巖樣在鉆井液中的回收率均在90%左右，有效抑制復合鹽層的溶解、分散；對寬度為200 μm的裂縫的封堵承壓能力達到5.5 MPa以上，具有優良的隨鉆封堵性能，可滿足復合鹽層鉆井技術需求。

復合鹽層；井壁失穩；溶解；多元復合鹽；鉆井液；裂縫

鹽膏層鉆井液面臨著許多技術難題[1?2]，尤其是鉆遇復合鹽層時，由于地層巖性復雜多變，鉆井液技術難度更大。鹽膏層在中東地區油氣鉆探中極為常 見[3?7]，其中，伊朗與伊拉克交界地帶存在大段復合鹽層，厚度超過800 m，鹽巖、石膏與泥巖互層多，巖性復雜，地層壓力高達2.2 g/cm3以上，鉆井液安全密度窗口極窄。在鉆井過程中，復合鹽層井壁失穩問題突出，頻繁發生縮徑、擴徑、坍塌、卡鉆、漏失及溢流等復雜情況。此外，高密度鉆井液流變性控制與維護問題突出。以兩伊(伊朗、伊拉克)邊境AZ和MS油田(統稱為A&M油田)為研究目標，分析復合鹽層井壁失穩機理，制定了復合鹽層多元協同穩定井壁對策，構建高密度多元復合鹽水鉆井液，以滿足復合鹽層鉆井技術需求。

1 復合鹽層井壁失穩機理分析

1.1 地層組構分析

1.1.1 礦物組成分析

表1所示為AZ-2井復合鹽層礦物組成，表2所示為MS-5井復合鹽層礦物組成。利用D/max-IIIA X線衍射儀分析A&M油田復合鹽層的礦物組成。由表1和表2可知：復合鹽層以石膏和石鹽為主，質量分數最高可分別達到90%和76%，含少量黏土礦物，以伊利石和伊蒙混層為主；隨深度增加，巖性交替變化。地層中同時含有少量白云石、方解石和石英。

表1 AZ-2井復合鹽層礦物組成

表2 MS-5井復合鹽層礦物組成

1.1.2 微觀構造分析

利用掃描電子顯微鏡分析了復合鹽層微觀構造，圖1所示為復合鹽層掃描電鏡照片。由圖1可見：該地層同時發育有溶蝕孔隙和微裂縫，孔縫寬度大多在2~90 μm之間；膠結物主要是石膏和石鹽。因此，鹽巖的蠕變[8]和溶解會造成井徑不規則，而作為膠結物的石膏和石鹽的力學或物理狀態的改變可直接影響井壁周圍巖石的穩定性。

(a) MS-5井2 587 m；(b) MS-5井2 723 m；(c) MS-5井2 631 m；(d) AZ-2井2 661 m

1.2 理化性能分析

1.2.1 復合鹽層溶解、分散特性

AZ-2井2 227 m(硬石膏為主)、2 775 m(石鹽為主)和MS-5井2 565 m(鹽、膏、泥混層)巖樣的滾動分散實驗結果表明：3種巖樣在清水中滾動16 h后回收率分別為7.6%，3.5%和6.5%，表明復合鹽層巖石遇水極易溶解或水化分散，在鉆井液設計中需重點考慮鉆井液抑制鹽膏溶解及泥巖水化分散能力。

1.2.2 膏泥巖膨脹性能

石膏遇水膨脹被認為是鹽膏層井壁失穩的原因之一。選取AZ油田2 227 m地層巖屑，與硬石膏及下部泥巖按照不同比例混合，用NP-1頁巖膨脹儀測常溫常壓膨脹率，用HTHP高溫高壓膨脹儀在95℃和8 MPa下測高溫高壓膨脹率。圖2所示為混合巖樣膨脹量隨石膏質量分數的變化。由圖2可見：隨著石膏質量分數的增加，膏泥混合巖樣的膨脹量明顯降低。因此，膏泥巖中石膏吸水膨脹效應低于泥巖的膨脹效應，抑制復合鹽層中的泥巖水化膨脹更為重要。結合石膏分散實驗結果可知，膏泥巖地層井壁失穩的根本原因不只是石膏膨脹，而是石膏遇水膨脹、溶解，以及泥巖水化膨脹、分散的綜合作用。

1—常溫常壓；2—95℃，8 MPa

綜合上述分析結果，A&M油田復合鹽層井壁失穩機理總結如下：鹽巖和石膏遇水后極易溶解或分散，而復合鹽層發育有微裂縫，鉆井液濾液極易沿裂縫侵入井壁巖石內部，引起鹽巖溶解和膏泥巖水化，造成井壁坍塌、擴徑等。鹽巖的蠕變可引起卡鉆等問題，需使用高密度鉆井液控制鹽巖蠕變縮徑，由于A&M油田復合鹽層鉆井液安全密度窗口極窄，鉆井液密度過高以及鉆井液流變性差引起當量循環密度(ECD)過高，都很容易引起井漏。此外，地層微裂縫發育，為鉆井液提供了漏失通道，也是復合鹽層鉆井中漏失問題頻發的重要原因。由于井漏導致井筒內鉆井液液柱壓力降低，鹽巖蠕變縮徑問題加劇，又會引發卡鉆等問題。鹽巖溶解在鉆井液中導致鉆井液從井底上返至地面過程中，鹽水過飽和后鹽在井壁重結晶可能造成鹽析卡鉆。

鉆井液安全密度窗口窄是復合鹽層發生溢流的主要原因。另外，對該地區已鉆井所使用的飽和鹽水鉆井液的沉降穩定性進行了評價。結果表明：該鉆井液靜置24 h后上下層密度差為0.08 g/cm3，受CaCl2污染后，密度差為0.13 g/cm3，表明鉆井液受鈣侵后沉降穩定性變差，重晶石沉降導致上部鉆井液密度降低，也可能發生溢流。

2 鉆井液體系研制

2.1 鉆井液體系設計

針對A&M油田復合鹽層巖性復雜多變導致的井壁失穩問題，根據鹽、膏、泥等礦物的物理化學特 性[9?12]，從“強化鉆井液封固井壁作用—抑制復合鹽層溶解及水化—化學位活度平衡—合理密度支撐井壁”多元協同角度制定防塌鉆井液對策，鉆井液設計思路如下。

1) 根據地層裂縫開度范圍，優選封堵劑，在井壁附近形成有效封堵帶，阻緩壓力傳遞與濾液傳遞，為提高鉆井液密度支撐井壁提供必要條件，這同時也是解決微裂縫地層漏失問題的主要對策。

2) 鉆井液鹽水類型的選擇取決于鹽膏層的礦物成分，可選擇合適的無機鹽抑制鹽膏溶解以及膏泥巖水化。

3) 針對致密的鹽、膏、泥混層或泥頁巖夾層，由于地層滲透率極低，存在半透膜效應，使用無機鹽和有機鹽復合鹽水，可有效調節鉆井液水活度，使化學滲透壓部分抵消水力壓差引起的濾液侵入[13]，甚至使地層水流向井眼內部，避免濾液侵入地層引起巖石溶解及水化問題。

4) 由于A&M油田復合鹽層安全密度窗口很窄(孔隙壓力約為2.2 g/cm3，地層破裂壓力最低為2.35 g/cm3)，需根據地層壓力剖面，確定足夠的鉆井液密度支撐井壁，防止鹽巖蠕變縮徑；同時需優化鉆井液流變性能，降低鉆井液ECD，防止壓漏地層。

5) 針對高密度鉆井液流變性及鹽鈣污染問題，在優選抗鹽抗鈣處理劑基礎上，通過使用復合鹽提高液相密度，減少固相加重劑用量[14]；同時對固相加重劑的粒度配比進行優化，減小加重劑對鉆井液流變性的負面影響，并提高鉆井液沉降穩定性。

2.2 復合鹽層防塌對策

2.2.1 物化封固井壁—封堵劑優化

A&M油田復合鹽層地層壓力高，且存在高壓鹽水層，鉆井液密度通常維持在2.25~2.30 g/cm3之間，以保持井壁穩定。加強鉆井液封固井壁能力，阻緩孔隙壓力傳遞，是提高井下液柱壓力對井壁有效力學支撐作用的前提。針對復合鹽層孔隙和微裂縫特征，選用彈性封堵材料和剛性封堵材料復配，提高鉆井液封固井壁以及微裂縫防漏堵漏作用。瀝青類封堵劑在高溫下軟化，容易被擠入地層裂縫和孔隙，在井壁附近形成封堵帶。根據復合鹽層溫度范圍以及不同瀝青封堵劑封堵巖心效果，選用低軟化點(≤90℃)瀝青防塌劑HWF作為彈性封堵材料。根據地層孔縫尺寸，利用多級孔隙最優充填方法[15]，選用粒徑為6.5，13和18 μm的碳酸鈣為剛性封堵材料，在裂縫內形成有效封堵。在鉆穿鹽巖底部，進入鹽下裂縫性儲層時，鉆井液中不同粒徑的碳酸鈣可作為暫堵劑保護儲層，在鹽巖基底與儲層界面深度和壓力不確定條件下，減少高密度鉆井液對儲層的傷害。

2.2.2 抑制鹽膏泥巖溶解、水化，平衡活度—復合鹽的優化

鹽的溶解是造成鹽膏層鉆井過程中各種井下復雜情況的主要原因[1]。鹽的溶解引起井壁失穩，并使鉆井液黏度、切力上升，濾失量增大，鉆井液性能維護困難。復合鹽層鉆井中，石膏和膏泥巖的溶解及水化同樣是引起井下復雜情況的重要原因。A&M油田復合鹽層以石鹽(NaCl)和硬石膏(CaSO4)為主，不含鎂離子，根據同離子效應，可使用NaCl和CaCl2抑制鹽膏溶解。而KCl作黏土水化抑制劑，可有效抑制膏泥巖及泥頁巖夾層水化。根據活度平衡理論，合理降低鉆井液水活度是防止井壁失穩的重要手段[16]。加入有機鹽和無機鹽可直接降低鉆井液水活度，并提高液相密度，減少固相加重劑用量，有利于高密度鉆井液流變性調控。

使用李氏密度瓶和瑞士Novasina水活度測量儀，測量了鉆井液常用無機鹽和有機鹽飽和鹽水的密度及水活度。圖3所示為各類飽和鹽水溶液的密度和水活度。由圖3可見：有機鹽和無機鹽均可提高液相密度，降低水活度，甲酸鹽具有很高的溶解度，其飽和溶液密度高，水活度低，有利于提高鉆井液抑制性及液相密度。綜合考慮鉆井液性能及成本，復合鹽層鉆井液選用甲酸鈉、甲酸鉀和少量甲酸銫控制水活度，提高液相密度；使用高濃度或飽和的NaCl鹽水，加入KCl和極少量CaCl2(質量分數＜1%)抑制復合鹽層溶解及水化。通過使用上述多元復合鹽水體系，提高復合鹽層的井壁穩定性。

圖3 各類飽和鹽水溶液的密度和水活度

2.3 加重劑粒度級配優化

高密度鹽水鉆井液流變性調控是鹽膏層鉆井液面臨的關鍵技術難題之一。鉆井液中加重劑以及巖屑等固相的含量及分散程度高，導致鉆井液黏度、切力大，流變性難以控制[17?20]。由于使用鐵礦粉可能引起鉆柱磁化和磨損等問題[21]，高密度鹽水鉆井液選擇最常用的重晶石為加重劑。重晶石的粒度級配直接影響著鉆井液的流變性和沉降穩定性。將重晶石篩分成38~ 75 μm和＜38 μm 2種粒徑，考察用不同粒度級配的重晶石加重的鉆井液(密度為2.3 g/cm3)熱滾后的沉降穩定性、流變性和濾失性，優化高密度鹽水鉆井液重晶石粒度級配。表3所示為粒度級配對鉆井液性能影響結果。由表3可見：使用單一粒徑重晶石加重的鉆井液黏度和切力極高，2種粒徑的重晶石配合使用可改善鉆井液流變性。當2種粒徑的重晶石加量配比為(30%~50%):(70%~50%)時，鉆井液黏度、切力最低，且鉆井液靜止24 h后，上下層密度差小于0.04 g/cm3，表現出了優良的沉降穩定性。

在確定了復合鹽層鉆井液穩定井壁關鍵處理劑和加重劑的基礎上，通過其他抗鹽抗鈣處理劑優選，確定了高密度多元復合鹽水鉆井液配方：2%(質量分數，下同)膨潤土漿+3% CMS(降濾失劑)+4% SMPC(降濾失劑)+0.1% PAC(增黏降濾失劑)+0.2%緩蝕劑+42.5% 多元復合鹽+0.5% NTA(鹽結晶抑制劑)+1.5% HWF+8%碳酸鈣+8%混合潤滑劑+1.2% SF-26(降黏劑)(重晶石加重至2.3 g/cm3)。

表3 粒度級配對鉆井液性能影響結果

注：熱滾條件為120℃，16 h，下同；鉆井液基漿為4%土 漿+0.5% PAC+5% SMPC+2% HWF+25% NaCl+3%KCl+

0.3% SF-26

3 鉆井液性能評價

3.1 基本性能

多元復合鹽水鉆井液的基本性能評價結果如表4所示。由表4可以看出：密度達到2.3 g/cm3的鉆井液熱滾前后塑性黏度均小于60 mPa·s，動切力控制在9~14 Pa，流變性優良；使用Drillbench軟件，分別按照冪率和H-B 2種流變模式，算得該鉆井液ECD分別為2.338 g/cm3和2.316 g/cm3，低于復合鹽層最低破裂壓力(2.35 g/cm3)，表明多元復合鹽水鉆井液流變性優良，可有效控制當量循環密度。該鉆井液API濾失量和高溫高壓濾失量(120℃, 3.5 MPa)很低，體現了其優良的濾失造壁性。使用固體、液體混合潤滑劑，保證了鉆井液具有良好的潤滑性能。鉆井液熱滾后靜置24 h，上下層密度差為0.06 g/cm3，受1% CaCl2污染后上下層密度差為0.07 g/cm3，表明該鉆井液受鈣侵后仍可保持良好的沉降穩定性，可防止因重晶石沉降引起溢流等問題。

表4 多元復合鹽水鉆井液基本性能評價結果

3.2 抑制性

對AZ-2井2 227 m，2 775 m和MS-5井2 565 m地層巖樣進行的滾動分散實驗，圖4所示為復合鹽層巖樣分散實驗結果。由圖4可見：針對復合鹽層巖性特征設計的多元復合鹽水鉆井液大幅提高了復合鹽層巖樣的回收率，回收率達到90%左右，可有效抑制不同礦物組成的復合鹽層溶解及水化分散。

圖4 復合鹽層巖樣分散實驗結果

3.3 抗污染性能

表5所示為受10% NaCl，1% CaCl2和5%評價土污染的多元復合鹽水鉆井液熱滾后的基本性能。由表5可以看出：污染后的鉆井液黏度、切力適中，濾失量較低，表明該鉆井液具有良好的抗鹽、抗鈣和抗劣土污染能力。

表5 鉆井液抗污染性能評價

3.4 封堵承壓能力

針對A&M油田復合鹽層微裂縫發育，以及高密度鉆井液可能導致裂縫擴張的情況，根據復合鹽層以及鹽下裂縫性地層的裂縫寬度范圍(大部分在200 μm以下)，利用多功能堵漏儀，評價了多元復合鹽水鉆井液對200 μm裂縫模塊的封堵作用。結果表明：該鉆井液在壓力達到5.5 MPa時，累計漏失體積僅為0.5 mL，表現出了優良的封堵承壓能力，可有效封堵寬度達200 μm的裂縫。

4 結論

1) A&M油田復合鹽層孔隙及微裂縫發育，鉆井液濾液易侵入地層，引起復合鹽溶解或水化分散，導致井壁失穩，而作為膠結物的鹽巖和石膏溶解，使地層失去膠結支撐而發生垮塌。地層鉆井液安全密度窗口極窄是發生井漏和溢流的主要原因。

2) 從“強化鉆井液封固井壁作用—抑制復合鹽層溶解及水化—化學位活度平衡—合理密度支撐井壁”多元協同角度提出了復合鹽層防塌鉆井液對策，構建了密度為2.3 g/cm3的多元復合鹽水鉆井液。鉆井液流變性和濾失性優良，可有效控制鉆井液當量循環密度；不同礦物組成的復合鹽層巖樣回收率均為90%左右，有效抑制了復合鹽層溶解和分散；寬度為200 μm的裂縫的封堵承壓能力達到5.5 MPa以上，具有優良的隨鉆封堵性能。

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(編輯 陳愛華)

Wellbore instability mechanism and wellbore stabilizing drilling fluid technique for drilling compound salt formation

ZHAO Xin, QIU Zhengsong, ZHANG Yongjun, ZHOU Guowei, HUANG Weian

(School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China)

In order to solve the wellbore instability problem when drilling compound salts formation in A&M Oilfield in the border of Iran and Iraq, the fabric and physical-chemical properties of compound salts were tested by X-ray diffraction, scanning electron microscope, hot rolling dispersion test and linear swelling test, and wellbore instability mechanism was analyzed. A multivariate cooperation principle for stabilizing the wellbore in compound salts drilling was designed, which includes enhancing the performance of sealing and consolidating borehole, enhancing the inhibition on dissolution and hydration of compound salts, balancing chemical potential and activity, and maintaining reasonable density of drilling fluid to support the wellbore. According to the principle, the sealing additives and salts mixture consisting of organic and inorganic salts were optimized, and the high density (2.3 g/cm3) multi-component salts drilling fluid for drilling compound salts was formed. The results show that the rheological property of the drilling fluid is good. As a result, the equivalent circulating density can be well controlled. The low fluid loss volume (7.0 mL) at 120℃and 3.5 MPa indicate the excellent filtration property of the drilling fluid. The recovery rates of different kinds of compound salts rocks are up to approximately 90% in the drilling fluid, indicating the excellent inhibition property of the drilling fluid on dissolution and dispersion of compound salts. The drilling fluid can seal fractures of 200 μm in width, and the bearing capacity is up to at least 5.5 MPa, which indicates that the drilling fluid has excellent sealing property while drilling, and can meet the requirement of compound salts drilling.

compound salts formation; wellbore instability; dissolution; multi-component salts; drilling fluid; fractures

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.11.029

TE254

A

1672?7207(2016)11?3832?07

2016?02?20；

2016?04?29

國家科技重大專項(2011ZX05030-005-07)；國家自然科學基金資助項目(51374233) (Project(2011ZX05030-005-07) supported by the National Science and Technology Special Grant; Project(51374233) supported by the National Natural Science Foundation of China)

邱正松，博士，教授，從事井壁穩定理論以及鉆井液完井液技術研究；E-mail: qiuzs63@sina.com