長慶氣田碳質泥巖防塌鉆井液技術

張建斌 ， 賈俊 ， 劉兆利

（1.川慶鉆探工程有限公司工程技術研究院，西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，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、太原組的碳質泥巖地層穩定性差，極易發生井壁垮塌造成井下事故甚至填井側鉆，嚴重影響正常鉆井生產。如靖平XX井在斜井段發生井塌復雜，3次填井側鉆，蘇XXH井在水平段發生井塌復雜，最后懸空側鉆。碳質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難題之一。筆者通過研究確定了碳質泥巖的坍塌機理，形成一套強封堵強抑制高性能防塌鉆井液技術，現場試驗表明，該鉆井液技術滿足碳質泥巖井段安全鉆進的需要。

1 長慶氣田碳質泥巖坍塌機理

所謂碳質泥巖是指含有碳質成分的泥巖，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 宏觀結構分析

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[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 微觀結構分析

微觀結構分析主要揭示黏土礦物晶體的定向排列、膠結結構及微裂隙的發育及分布狀況。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境電鏡掃描測試，部分巖樣環境掃描照片見圖2。由圖2可知，所測試的巖樣微裂縫、微孔洞較為發育。

圖2 部分巖樣環境掃描電鏡照片

微裂縫的發育將破壞巖石的完整性，弱化原巖的力學性能，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、有機質作用的機率及程度，導致地層巖石力學強度降低，加劇井壁失穩。

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，結果如表1和表2所示。 通過表1、表2數據可知，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，故碳質泥巖依然具有一定水敏性[7]。

表1 全巖測試結果 %

表2 黏土含量測試結果 %

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特性的影響

采用三軸力學實驗對鉆井液作用不同時間下的頁巖力學特性進行研究，結果見表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（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，因此說明碳質泥巖彈性參數受鉆井液影響較小；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，造成長慶氣田碳質泥巖段井壁坍塌的主要原因是地層微裂縫發育，在鉆井壓差、毛管力以及化學勢的作用下，水相沿裂縫或微裂紋侵入地層，一方面降低弱結構面間的摩擦力，削弱泥頁巖的力學強度而導致井壁垮塌；另一方面，侵入的液相產生水力尖劈作用，導致地層破碎、誘發井壁失穩，坍塌壓力大幅上升；此外，鉆井液與巖石的相互作用，導致碳質泥巖地層強度降低，坍塌壓力增大，加劇井壁失穩。

2 鉆井液體系配方及其性能評價

根據對碳質泥巖坍塌機理研究可知，微裂縫發育的碳質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的抑制性，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鍵，選擇合適的封堵劑、抑制劑是鉆井液體系配方研發的重點。

2.1 封堵劑優選

由于碳質泥巖層理發育，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多級復配。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據

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配，其封堵微裂縫能力得到增強。

2.2 抑制劑優選

從碳質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，但優于NaCOOH；抑制劑復配后，CAP-1與NaCOOH復配效果最好，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，有利于碳質泥巖穩定。

表5 抑制劑評價數據

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據如表7所示。由表7可知，在壓力4.5 MPa（相當于鉆井液密度1.15 g/cm3）時，作用2 h未出濾液，表明其封堵率為100%。繼續將壓力提高到8.5 MPa（相當于鉆井液密度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，穩定井壁。

表7 石盒子組巖心封堵率實驗結果

3 現場應用

3.1 技術難點

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

2）處于同一裸眼段的劉家溝組井漏風險高。目前長慶氣井水平井主要采取三開結構，在大斜度井段施工過程中，劉家溝組易漏井段和碳質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漏失。

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

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對裂縫、微裂縫的多級封堵。改善泥餅質量，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。鉆遇碳質泥巖時，采用CAP-1、NaCOOH復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在長慶氣田現場試驗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，鉆遇碳質泥巖的側鉆率從80%以上降低到16.7%，側鉆率大大降低，滿足碳質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生井漏。

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

4 認識及建議

1.長慶氣田碳質泥巖屬于質地堅硬的硬脆性泥巖，微裂縫發育明顯，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，使得碳質泥巖力學強度降低，坍塌壓力增大，水力尖劈效應明顯，最終導致井壁坍塌，發生井下復雜。

2.研發的強封堵強抑制高性能鉆井液技術采用納米乳液、軟硬結合的封堵技術，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%。現場試驗18口井，鉆遇碳質泥巖后側鉆率為16.7%，平均鉆井周期縮短30 d，滿足長慶氣田碳質泥巖井段安全鉆進的需要。

3.建議擴大現場應用規模，規范現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泥巖地層配套鉆井液技術規范。