西江區塊古近系地層井壁失穩機理分析及鉆井液體系優化*

狄明利 趙遠遠 由福昌 吳 宇 侯珊珊

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

西江區塊古近系地層已經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，微裂隙發育，鉆進過程中裸眼井段長時間浸泡在鉆井液中，井壁發生垮塌引起卡電測工具復雜情況，通過提高鉆井液密度在一定程度上可以解決井壁失穩的問題[1-2]，但同時也帶來了儲層傷害、電測解釋的難題，嚴重影響了勘探開發效益。

針對古近系地層井壁失穩的問題，Palmer等[3]研究表明煤層含碳量較高，巖石強度會明顯減小，不利于井壁穩定；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對相鄰煤層產生推擠作用，失去了泥巖層的保護，會加速煤層的垮塌；嚴俊濤等[7]研究表明泥巖失穩機理表現為力學-化學耦合失穩，而煤巖側重表現為力學失穩。要想解決古近系地層泥煤互層的井壁穩定問題，不僅要強化鉆井液抑制性[8]、適度封堵[9-10]，還要控制合適鉆井液密度。

因此，針對南海古近系地層鉆、測井過程中面臨的井壁失穩難題，深入研究古近系地層工程地質特征，優選防止古近系地層垮塌的鉆井液密度及其性能關鍵技術指標，主要通過力學和化學手段，再輔以物理封堵協同降低地層坍塌壓力，避免鉆井、測井過程中出現復雜情況，實現探井安全高效鉆進。目前本文研究成果已在西江區塊2口古近系地層井中取得成功應用，具有較好的推廣應用價值。

1 井壁失穩機理分析及鉆井液技術對策

1.1 現場復雜情況統計與實驗數據分析

1.1.1 現場復雜情況統計

以XJ33-1-1井為例，統計了井下主要復雜情況，結果見表1。由表1可知，XJ33-1-1井井下復雜情況主要發生在儲層段（古近系文昌組），主要為電測遇阻，而且井壁有明顯滯后失穩現象（鉆開井眼到出現阻卡相隔約9 d），鉆井液不能持續保持井壁穩定。

表1 XJ33-1-1井復雜情況統計Table1 Complex statistics of Well XJ33-1-1

1.1.2 井徑擴大率與鉆井液密度關系分析

根據XJ33-1-1井古近系地層測井數據和鉆井液密度數據（圖1），分析了鉆井液密度、伽馬和井徑擴大率之間的關系：①圖1中A段位于恩平組，鉆井液密度為1.3 g／cm3，相對較低，井徑擴徑率在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，泥質含量較高，井徑擴徑率在30%～80%，擴徑嚴重；③圖1中B、C段均發生滯后井壁失穩（電測遇阻），主要原因為鉆井液的長期浸泡導致巖石力學強度逐漸弱化，致使井壁失穩；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。

由此可以看出，對于古近系地層井壁失穩問題，若依靠單純提高鉆井液密度并不能有效解決井壁失穩問題（圖1中C段），甚至可能加劇井壁失穩。這是由于地層微裂縫發育，當單純提高鉆井液密度時，雖然可以提高鉆井液對井壁的支撐能力，但同時在高密度下鉆井液更易在壓差作用下侵入地層微孔縫，導致微裂縫擴展，而微裂縫擴展會顯著降低巖石力學特性和有效應力，從而加劇井壁失穩。

圖1 XJ33-1-1井井徑擴大率、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 易失穩井段巖屑理化性能分析

1）巖屑形態分析。

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，呈現以弱面和裂縫面控制的剪切剝落特點。

2）礦物組分分析。

通過X射線衍射（XRD）對文昌組巖屑進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92%，混層比約為16%～29%，表明該井段巖石水敏性較強，易水化分散造成剝落掉塊。

3）巖屑微觀結構分析。

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

圖2 XJ33-1-1井現場巖屑形態Fig.2 Field cuttings form of Well XJ33-1-1

圖3 XJ33-1-1井現場巖屑微觀結構圖（5 000倍）Fig.3 Field cuttings microstructure of Well XJ33-1-1 diagram（5 000x）

圖4 XJ33-1-1井現場巖屑經鉆井液浸泡前后微觀結構圖（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。

室內按照石油天然氣行業標準SY／T5613—2000《泥頁巖理化性能試驗方法》評價了XJ33-1-1井古近系地層現場巖屑在清水中的回收率及線性膨脹情況，結果見表2。巖屑在熱滾實驗后，外形變細、黏土脫落，清水中滾動回收率＜30%，線性膨脹率＞20%，表現出強水化分散性能和較強的水化膨脹性能。

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

1.1.4 復雜地層巖石力學及地應力分析

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

1.2 西江區塊古近系地層井壁失穩機理分析

通過分析XJ33-1-1井古近系地層鉆井工況、井下復雜情況，結合室內實驗研究巖石礦物組分、微觀結構及理化性能特征及鉆井液特性，得出古近系地層井壁失穩特征及主要原因：①古近系地層井下復雜情況主要為電測遇阻。井壁擴徑較嚴重（15%～80%），電測阻卡2次，平均阻卡損時8.5 d，井壁失穩均表現為滯后失穩；②易失穩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%），巖石微孔隙發育，并充填較多有機質；③巖石理化性能實驗顯示，易失穩井段巖屑在清水中滾動回收率較低（＜30%），膨脹性較強（1 000 min：21.6%～24.2%），水化膨脹性、分散性強；④巖石強度較低（136 MPa），內聚力10.3～12.8 MPa，水平應力差小（1.07～1.10 MPa），各向異性較小。

綜合分析說明，古近系地層井壁失穩主要機理為微裂隙弱面發育和高含量黏土礦物的水化作用。微裂隙（弱面）本身會降低巖石強度，且提供了鉆井液侵入地層的通道，水化作用產生的水化應力會改變井周圍巖應力分布，導致裂縫擴展，弱化巖石強度。

1.3 鉆井液技術對策

傳統鉆井液優化方法[11-15]，主要是先通過評價易失穩地層礦物組分、微觀結構，結合現場鉆井復雜情況，地層孔隙壓力、地應力特點、鉆井液對巖石理化性能影響等因素，確定井壁失穩機理。再根據現用鉆井液性能不足之處和地層特點，引入恰當的鉆井液處理劑，根據實驗確定合理的處理劑加量，實現對鉆井液性能和配方進行優化，最終得到優化鉆井液配方。但該方法僅能評價鉆井液性能優劣，未建立關鍵性能參數與井壁穩定性的內在聯系，不能反映鉆井液應用效果。

與傳統方法不同，基于巖石力學的鉆井液優化方法，主要通過建立適應地層的井壁穩定力學模型，再根據需求的井眼穩定（井徑擴大率、坍塌周期）要求，計算出實效現場要求的鉆井液關鍵性能參數。由于巖石內聚力是反映巖石力學強度的重要參數。巖石內聚力越高，其力學強度越高，相同條件下井壁越不易失穩。因此，采用鉆井液作用巖心后巖石內聚力弱化程度來表征鉆井液的抑制能力。地層巖石在鉆井液作用下，當鉆井液抑制性能越強，其對巖石粘聚力的弱化程度越低，井壁越穩定。通過此法優選合適鉆井液處理劑，調整處理劑加量，當鉆井液性能滿足現場要求的鉆井液關鍵性能參數時，此時的鉆井液配方即為優化鉆井液配方。該方法充分結合了井壁穩定力學和化學因素，可以更好地實現井壁穩定要求。

2 鉆井液參數設計及體系優化

2.1 鉆井液參數設計

圖5 坍塌壓力當量密度與巖石內聚力關系曲線圖Fig.5 Relationship between collapse equivalent density and rock cohesion

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

內聚力是井壁力學穩定的重要參數，室內建立了內聚力與坍塌壓力當量密度關系，結果如圖5、表3所示。由圖5、表3可知，對于井壁擴徑要求不同時，所需求的砂泥巖段鉆井液關鍵性能也不同。對井壁擴徑率要求越高，即可容許的井壁擴徑越大，需要保持巖石的內聚力可以相對較低。當現場要求井徑擴大率較小時，就需要調整鉆井液配方，使鉆井液的抑制性能和密度要求更高。此外，在一定范圍內，當鉆井液的抑制性能越好（即巖心在鉆井液中浸泡一定時間后，內聚力下降程度越低），所需的鉆井液密度相對越小。根據巖石內聚力與鉆井液密度關系圖版，得到適于西江古近系地層防塌鉆井液的關鍵性能：①若要求平均井徑擴徑率≤15%，坍塌周期≥10 d，且現場使用的鉆井液密度為1.30 g／cm3時，則要求鉆井液浸泡10 d后巖石內聚力≥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后巖石內聚力≥8.7 MPa。

表6的結果顯示，只有東北地區的常數項不顯著，全國4個地區除了東北地區外，均呈現絕對值 β3i＞β2i＞β1i的特點， 說明大部分地區的產業城鎮化對水資源消耗的影響最大，其次是經濟城鎮化，人口城鎮化的影響最小。東北、東部、中部3個地區的人口城鎮化對于水資源消耗都有負向影響，即人口城鎮化進程會減少我國大部分地區的水資源消耗［10］。3個地區中，東北地區人口城鎮化對水資源消耗的影響最大，其人口城鎮化每提高1%，水資源消耗則減少0.323%。西部地區的人口城鎮化對水資源消耗的影響不顯著，可能是由于該地區大部分省份的水資源較為充足，城鎮人口的增長暫時不會對水資源消耗產生明顯的影響。

2.2 現用鉆井液體系性能評價

2.2.1 現用鉆井液常規性能評價

文昌組現用鉆井液典型配方：1%膨潤土漿+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），按照國家標準GB／T 16783.1—2014《石油天然氣工業中鉆井液現場測試（第1部分：水基鉆井液）》測試鉆井液性能。實驗條件：130℃下滾動老化16 h，結果見表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定。

表4 古近系地層現用鉆井液常規性能Table4 Conventional performance of current drilling fluid in Paleogene strata

2.2.2 現用鉆井液防塌性能評價

室內按照石油天然氣行業標準SY／T5613—2000《泥頁巖理化性能試驗方法》評價了古近系地層現場巖屑在現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%，在現用鉆井液體系中為82%，線性膨脹實驗如圖6所示。由圖6可以看出，巖屑在現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。

圖6 文昌組巖屑在現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 現用鉆井液對巖石強度影響評價

室內采用三軸巖石強度試驗裝置測試了經現用鉆井液浸泡前后的巖石抗壓強度，評價了現用鉆井液對現場巖樣強度的影響，結果見表5。由表5可知，巖樣經現用鉆井液浸泡10 d后，內聚力僅為6.4 MPa，小于7.2 MPa，不能滿足井壁穩定要求，容易發生井壁坍塌。

表5 現用鉆井液對現場巖樣強度影響結果Table5 Effect of current rock samples on field cuttings strength

2.3 古近系地層鉆井液性能優化

2.3.1 優化對策

結合古近系地層井壁失穩機理分析，對目前使用的鉆井液體系進行優化。通過引入抑制劑PF-UHIB提高鉆井液的抑制性能，控制巖石在經密度1.30 g／cm3的鉆井液浸泡10 d后的內聚力≥7.2 MPa；再輔以物理封堵劑PF-AquaSeal及化學封堵劑PF-SmartSeal封堵微裂縫和孔喉，協同作用達到穩定井壁的效果。

2.3.2 抑制性優化

室內采用石油天然氣行業標準SY／T5613—2000《泥頁巖理化性能試驗方法》和三軸巖石強度測試法評價了抑制劑PF-UHIB對現用鉆井液抑制性能的影響，結果如圖7所示。由圖7可以看出，加入PF-UHIB后體系抑制性增強，鉆屑回收率明顯提升；同時隨著PF-UHIB加量的增加，巖樣經鉆井液浸泡10 d后，內聚力弱化程度降低，滿足巖石內聚力≥7.2 MPa的要求，有利于井壁穩定。綜合考慮，優選PF-UHIB加量為3%。

圖7 現用鉆井液中加入不同加量PF-UHIB實驗結果Fig.7 Experimental results of adding different amounts of PF-UHIB to the existing drilling fluid

2.3.3 優化后配方及性能評價

通過引入抑制劑PF-UHIB提高體系抑制性，再輔以物理封堵劑PF-AquaSeal和化學封堵劑PFSmartSeal改善泥餅，降低濾失，從而優選出適于西江古近系地層的優化防塌鉆井液配方：1%膨潤土漿+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，高溫高壓濾失量測試實驗條件為：溫度130℃，壓差3.5 MPa，實驗結果見表6。由表6可知，優化后鉆井液體系流變性能良好，老化前后性能波動小，API濾失量僅2.2 m L，HTHP濾失量僅6.6 m L，相較于現用鉆井液體系濾失量大幅度降低。

表6 改進后鉆井液體系常規性能評價結果Table6 Routine performance evaluation results of improved drilling fluid system

2）抑制性能。

室內按照石油天然氣行業標準SY／T5613—2000《泥頁巖理化性能試驗方法》評價了現場巖屑在優化后鉆井液體系中1 000 min內的線性膨脹情況，結果如圖8所示。由圖8可以看出，現場巖屑在優化后鉆井液中的線性膨脹率均出現了較明顯的降低，均低于3%，表明優化后體系的抑制性得到明顯提高。

圖8 優化鉆井液線性膨脹率實驗結果Fig.8 Linear expansion test results of optimized drilling fluid

3）鉆井液對巖石強度影響。

室內采用三軸巖石強度測試法評價了現場巖樣經優化前后鉆井液浸泡10 d后的抗壓強度、內聚力和內摩擦角情況，實驗結果如圖9所示。由圖9可以看出，現場巖樣在優化后鉆井液中浸泡10 d后的抗壓強度均高于優化前；內聚力為8.9 MPa大于優化前的6.4 MPa，同時滿足1.30 g／cm3密度鉆井液浸泡10 d后的巖石內聚力≥7.2 MPa的要求。由此說明優化后鉆井液更有利于井壁穩定。

圖9 實驗巖樣在優化前后鉆井液中浸泡10 d后抗壓強度、內聚力和內摩擦角對比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 西江區塊3口井古近系井段鉆井數據統計表Table7 Drilling parameter statistics table of the Paleogene well section of the three wells in Xijiang area

3 現場應用

優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中進行了應用，對比XJ33-1-1井，井壁穩定效果有明顯提升，相關數據統計見表7。從表7數據結果可以看出，優化后的鉆井液體系取得良好應用效果。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，作業過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，通過補充KCl和PF-UHIB抑制泥巖水化，再結合PF-PLH的包被作用，抑制巖屑分散，使得循環體系鉆井液的包被抑制性良好，振動篩返出巖屑齒痕清晰、質硬；同時，引入封堵劑PF-SmartSeal和PF-AquaSeal，以提高泥餅質量，降低失水，完鉆后測得API失水量僅有2 m L／30 min，HTHP失水量僅有6.6 m L／30 min。詳細現場鉆井液性能數據見表8。該井電測作業6 d，中途通井一次，相比XJ33-1-1井古近系地層作業，電測作業順利，電測期間井壁穩定，平均機械鉆速提高60.42%，平均井徑擴大率降低88.61%。這說明優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定性，進而提高了作業效率，為后續類似井作業提供了參考。

4 結論

1）西江區塊古近系地層鉆井作業復雜情況統計與實驗數據分析得到該區塊地層井壁失穩主要機理為微裂隙弱面發育和高含黏土礦物的水化作用。

2）基于西江區塊古近系地層井壁失穩機理，建立了鉆井液關鍵性能與井壁穩定性的內在聯系，并通過抑制劑PF-UHIB、物理封堵劑PF-AquaSeal及化學封堵劑PF-SmartSeal等對西江區塊鉆井液體系進行了優化，目前已在XJ33-1-3井、XJ24-6-1井取得成功應用，與未優化鉆井液性能的XJ33-1-1井相比，平均機械鉆速提高44.98%、60.42%，平均井徑擴大率降低77.93%、88.61%，具有較好的推廣應用價值。