2016, Vol. 38
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2. 四川川庆石油钻采科技有限公司, 四川 广汉 618300
2. CCDC Petroleum Drilling & Production Technology Co. Ltd., Guanghan, Sichuan 618300, China
中国石化西南油气分公司的百色盆地那读组垮 塌是钻井中遇到的最突出问题。对盆地内已钻的 122 口直井资料统计分析表明，有34.43% 的井发生 过程度不同的那读组泥页岩井壁失稳，且以恶性坍 塌居多[1-4]。如坤30 井，仅处理那读组泥页岩坍塌 的时间就达到了90 d。直井钻井的井下恶性坍塌至 今仍未完全解决，水平井钻井不可避免造成钻井周 期增加、井眼条件更为复杂等情况，给那读组地层 防塌带来前所未有的挑战，在坤8-6HF 斜导眼钻井 过程中，处理井下恶性坍塌耗时77 d，严重影响了 钻井周期。因此拟通过油基钻井液体系解决那读组 地层水平井钻井中可能出现的恶性坍塌技术难题。 为此，开展了针对性的油基钻井液体系研究，形成 了强封堵油基钻井液配方，并在坤8-6HF 三开进行 了现场试验，该井三开钻井、完井作业顺利，表明强 封堵油基钻井液很好地满足了那读组地层安全钻井 的需要。
1 那读组钻井技术难题及原因分析百色盆地那读组泥岩地层坍塌严重，经常发 生卡钻事故，导致被迫提前完钻或多次填井侧钻， 有的井甚至报废的复杂情况。分析恶性坍塌机理 如下。
（1）那读组岩芯微细裂缝十分发育，裂缝尺寸在1~10μm，大多数在5μm 左右。岩芯微孔隙发 育，面率高达7.8%，形状不规则，分布范围广，孔隙 平均尺寸1μm，当钻开E2n 时构造的原始应力就会 沿微裂缝释放，这一释放就会大大削弱泥岩间本来 就不牢固的黏聚力，导致井壁的剥落崩塌。这一点 可由实钻中取出的岩芯得到证实（图 1）：岩芯刚出 筒时比较完整，但在空气中自然存放24 h 以上时， 岩芯散成小碎块，碎块间有明显的镜面擦痕。
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| 图1 坤30 井岩芯样空气中存放后的形状 Fig. 1 Shape of core after being coring in Well Kun30 |
（2）那读组泥岩黏土矿物含量高：高岭石 39.88%、伊利石30.87%、绿泥石11.38%、伊/蒙 混层20.84%。通过对那读组岩样的阳离子 交换容量（CEC）的测定可以证实这点，测试 表明那读组泥页岩的阳离子交换容量为 4.35~15.23 mgN/（100 g）干土，亚甲基搬土含量在 6.21~16.67 mgN/（100 g）干土，由此可见那读组泥页岩具有一定的水化能力。同时，滤液作用下，伊/蒙 混层中的各晶层间所产生膨胀压力和体积不一致， 导致形成晶层间的微细裂缝，使得滤液更深地侵入 地层，促使这种水化作用不断得以继续并不断形成 裂缝，在井眼周围形成一个稳定性很差的破碎带， 钻进过程中易发生恶性坍塌[5-10]。
（3）百色盆地地层水平最大主应力方向为北 东方向，约为N45E，水平最小主应力方向约为 N1350E。而从井壁扩大方向来看，井壁掉块的方向 主要在N590E，如1 900~2 00 0 m 和2 390~2 500 m 井段，掉块方向与水平最大主应力方向基本一致， 表明百色盆地井壁坍塌主要是由于地层软弱裂隙所 致。另外在2 110~2 140 m 井段，地层坍塌方向与最 小水平应力方向一致，说明也存在由应力集中引起 的井壁崩落[8]。
在坤8 区块，水平井钻井将面临更多的井壁失 稳技术问题：
（1）位于百色盆地应力破碎加水敏垮塌严重的 坤8 区块中高部位的井如坤8-6HF 井，垂深2 150 m 处存在断距30 m 的断层，钻遇该井段时断层应力释 放增加了地层的不稳定性。
（2）定向钻井过程中，定向窗口附近因起下钻 的擦挂严重，是薄弱点，加剧那读组泥页岩的坍塌。 水平段钻进过程中，由于重力的作用，钻具与下井 壁接触面积大，易于泥饼相黏附，在压差的作用下， 更易造成起下钻遇阻和卡钻。
（3）坤8-6HF 斜导眼钻井过程中，使用正电胶 聚合醇防塌防卡钻井液体系钻达斜导眼靶点井下 出现恶性坍塌，现场施工表明，使用水基钻井液那 读组地层浸泡时间最长仅为17.5 d（坤26-2 井），超 过此时间段的水平井（坤8-6HF）钻井不能有效地 防塌
2 强封堵油基钻井液体系优选评价 2.1 那读组水平井防塌对策针对那读组易发生恶性坍塌等井下复杂问题， 拟通过油基钻井液体系解决那读组水平井钻井中可 能出现的恶性坍塌技术难题：（1）通过使用油基钻 井液，解决水基钻井液过程不可避免的黏土水化作 用而造成的井壁失稳；（2）通过强封堵油基钻井液 在井壁周围形成超低渗透封堵层，有效封堵节理裂 隙，减少滤液侵入。
2.2 油基钻井液基本配方优选通过处理剂优选，得出了主要的处理剂为主乳 MOEMUL、辅乳MOCOAT，润湿剂MOWET，提切 剂HSV-4，降滤失剂MOTEX 等。优选得出了三开 钻井液基本配方：柴油：盐水=4：1+（25%CaCl2）+ 3.0% 主乳MOEMUL + 1.0% 辅乳MOCOAT + 1.0% 润湿剂MOWET + 3% 有机土+ 2%CaO+0.5HSV-4 + 3% 降滤失剂MOTEX + 2%FLB 树脂类封堵剂。
2.3 封堵性能优化针对那读组多为微细裂缝地层特点，结合改善 钻井液泥饼质量，优选出微米级液体乳化封堵剂 MORLF、纳米封堵剂NTF、及多目数刚性封堵剂 SMF 作为封堵剂。实验采用从英国Malvern，H.K. 公司进口激光粒度分析仪MASTERSIZER3000，检 测范围0.01~3 500.00μm，3 种封堵剂激光粒度分析 如图 2~图 4 所示。
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| 图2 乳化封堵剂MORLF 粒度分布图 Fig. 2 Distribution of sizes of Emulsifying Sealing Agent MORLF |
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| 图3 纳米封堵剂MONTF 粒度分布图 Fig. 3 Distribution of sizes of nanometer sealing agent MONTF |
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| 图4 多目数刚性封堵剂SMF 粒度分布图 Fig. 4 Distribution of sizes of harsh sealing agent MONTF |
粒径累计分布图、粒径分布图可以得出，液 体乳化封堵剂MORLF d50 = 6.900μm，d90 = 103.000μm；纳米封堵剂MONTF d10 = 0.875μm， d50 = 2.860μm，d90 = 7.050μm；多目数刚性封 堵剂SMF d50 = 7.760μm，d90 = 35.500μm（d10， d50，d90-累计粒度10%，50%，90% 时对应的粒径，μm）。作为微粒子封堵剂，液体乳化封堵剂、纳米 封堵剂MONTF 的粒径较小，可以作为填充粒子填 充那读组微细孔隙，同时也可与多目数刚性封堵剂 SMF 等其他钻井液中的固相颗粒一起协同改善泥 饼质量，在地层和堵塞表层形成超低渗透泥饼，以 满足封缝即堵过程中形成超低渗透封堵层“堵死裂 缝”的要求[11]。
通过加量优选，确定了封堵剂加量5%MORLF、 2%MONTF、2%SMF，通过固液纳米微米级材料协 同封堵，控制高温高压失水≤2 mL。
2.4 油基钻井液性能评价 2.4.1 不同密度条件下性能评价针对那读组压力特点，将所优选出的油基钻井 液体系选定的实验点分别为1.30，1.45，1.60 g/cm3， 主要通过测定它们120℃/（16 h）老化前后的流变 性、失水量、切力来综合评定优选配方在不同密度 条件下的综合性能。实验结果见表 1（Φ3，Φ6 旋 转黏度计3 转、6 转时的读数；老化条件：16 h；测 试温度：60℃；油基钻井液加重密度：1.53 g/cm3； HTHP：120℃，3.5 MPa）。
| 表1 不同密度条件下的性能评价 Table 1 Properties of drilling fluid in different mud density |
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由表 1 可知，在密度1.30，1.45，1.60 g/cm3 条件 下，钻井液老化后均具有良好的流变性及切力，失 水低，封堵性好，同时破乳电压均大于450 V，表现 出良好的稳定性。
2.4.2 抗温性实验按照“油基钻井液测试程序”，对油基钻井液 体系在不同温度条件下进行流变性能、电稳定性 等综合性能测定，研究体系在各温度条件下的稳定 性[12]。不同温度条件的性能评价如表 2 所示。
| 表2 不同温度条件的性能评价 Table 2 Properties of drilling fluid in different temperatures |
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由表 2 可以得出，随着温度的增加，钻井液动 切力有一定的降低，滤失量略有增加，但破乳电压 均在600 V 以上，表明钻井液综合性能稳定，能抗 温120℃。
2.4.3 抑制性能评价采用那读组岩屑做岩屑滚动回收和膨胀性实 验，测定油基钻井液体系和几种强抑制水基钻井液 体系的抑制性能，对比其他钻井液体系，判断油基 钻井液体系抑制性能是否明显优于其他体系。实验 结果如表 3 所示（实验条件：100℃×16 h）。
| 表3 那读组岩样回收实验结果 Table 3 Recover rate test of core sample in Nadu Formation |
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由表 3 中数据可以看出，油基钻井液回收率达 到99.70%，膨胀率1.36%，故优选的油基钻井液配 方抑制性能良好，滚动回收和膨胀率的实验结果均 明显优于KCl/聚合醇正电胶钻井液体系和其他钻 井液体系。
2.4.4 抗污染性能油基钻井液在现场应用时，会受到钻屑的污染， 同时根据那读组地层特点可能会受到地层水污染， 因此通过以下实验考察油基钻井液的抗岩屑和水污 染能力。实验的3 种污染情况分别为混入10% 的 60~100 目钻屑；10% 水；10% 钻屑+10% 水，实验温 度均为＞100℃，实验结果见表 4。
| 表4 油基钻井液抗岩屑、抗水污染实验 Table 4 Cutting and water pollution test of oil-based drilling fluid |
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由表 4 中可以看出，钻屑的侵入对钻井液性能 影响较小；而水的侵入相当于降低了油水比，从实 验结果看出随着水的侵入，钻井液的黏度有一定增 加，滤失量有所增加，而钻井液的破乳电压基本保 持稳定，破乳电压大于450 V，表明体系具有良好的 抗岩屑和抗水污染能力。
3 现场应用 3.1 坤8-6HF 二开概况坤8-6HF 井是由中国石化西南油气分公 司部署在广西百色盆地田东凹陷中央断凹带 坤8 块油藏中部，以那读组二段为主要目的 层的第一口开发评价井，设计井深3 010.00 m， 实钻井深3 055.00 m。钻头程序：ϕ444.50 mm ×199.60 m + ϕ311.15 mm×2 442.00 m +ϕ215.90 mm ×3 055.00 m；套管程序为：ϕ339.70 mm×196.57 m +ϕ244.50 mm×2 234.50 m+ϕ139.70 mm×3 053.80 m。
（1）二开斜导眼钻进复杂基本概况
使用正电胶聚合醇防塌防卡钻井液体系，钻至 井深1 800.00 m 开始定向造斜，钻达斜导眼靶点井 深2 427.20 m 起钻出现井下恶性坍塌，发生多次起 下钻挂卡、遇阻，划眼过程中划出新眼，因此打水泥 塞回填至1 607.00 m。总计处理复杂时间25.56 d。
产生的原因为：①井位于百色盆地应力破碎、 水敏垮塌严重的坤8 区块中高部位，该区域泥岩层 水化分散严重，易引起井壁失稳。垂深2 150.00 m 处存在断距30 m 的断层，钻遇该井段时断层应力 释放增加了地层的不稳定性。②本井在那读组易塌 层钻进耗时长，钻井液失水控制得很低，但因地层 吸水膨胀引起掉块垮塌，井底形成不规则糖葫芦井 眼。③井斜太大（最大 79°），其泥岩在上部井壁大 斜度段因受力不均衡，易造成垮塌，造成井下复杂。
（2）第二个斜导眼钻进复杂基本概况
ϕ311.15 mm 钻头二开斜导眼侧钻钻进， 1 948.00~2 264.00 m 井段出现不同程度的起钻遇 阻、划眼、憋泵等复杂情况。钻进至2 264.00 m 起 钻出现井下严重复杂情况，下钻至井深1 970.00 m 遇阻，间断划眼至井深2 214.83 m 钻具遇卡憋泵， 采用单凡尔、双凡尔、三凡尔、双泵方式建立循环 后采用不同吨位上下活动钻具解卡。决定起钻更 换ϕ215.90 mm 钻头通井。复杂期间使用不同密度、 低高黏切携砂浆携砂多次均未取得明显效果。通 过各种方式处理后，更换ϕ215.90 mm 钻头斜导眼钻 进，钻进至井深2 442.00 m 中途完井，使用泵出式 测井一次到底但无信号。后通井出现井下复杂，在 井深2 223.00~2 408.00 m 井段多次出现憋泵、憋停 顶驱、钻具遇卡现象，复杂情况加剧。后先下技术 套管封隔ϕ311.15 mm 井段，采用多套钻具组合、使 用不同黏切不同密度的携砂浆携砂、调整钻井液性 能通井到底后下套管至2 234.50 m 顺利固井。第二 个斜导眼复杂时间51.98 d。
分析其原因为：①垮塌物有百岗组、那读组 掉块，该井段属于侧钻井段，侧钻点离进入那读 组只有90 m，该井段侵泡时间长，那读组与百岗 组交错处失稳坍塌，属地层脆性垮塌。②该井 在垂深2 150.00 m 处存在断距30 m 断层。由于 钻穿断层，造成该层位应力释放，形成缩径、掉 块垮塌。③在 1 951.00~1 990.00 m 井段井眼曲 率高（27.11°~24.42° /（100 m）），该井段存在大肚 子，有台阶存在，易造成起下钻、测井遇阻。④在 2 210.00 m 断层处存在局部垮塌。
鉴于斜导眼钻井过程中出现的井下恶性坍塌复 杂情况，使用强抑制性水基钻井液亦不能有效解决 本井那读组大斜度、水平井的恶性坍塌问题，因此 决定三开斜井段及水平段使用强封堵油基钻井液体 系（原设计为正电胶聚合醇防塌防卡钻井液）。
3.2 三开油基钻井液处理与维护措施三开应用国产油基钻井液，使用ϕ139.70 mm 钻 头2 285.00 m 处侧钻，钻进至2 412.00 m 时，提前钻 穿油气层，结合井眼轨迹和地质层位，决定固井回 填重新侧钻。打水泥塞固井后在井深2 256.00 m 处 侧钻，钻进至3 055.00 m 完钻。主要油基钻井液处 理与维护措施为：
（1）替浆。侧钻前，根据室内实验配方，配制 好三开强封堵油基钻井液体系，同时提高钻井液密 度至1.50 g/cm3。替浆时泵入15 m3 高黏油基钻井 液隔离液，使用油基钻井液钻扫水泥塞和三开定向 钻进。
（2）密度控制。①三开第一个眼钻井过程中， 由于钻遇防碰（三开井眼轨迹与斜导眼最近2 m）井 段2 300.00~2 310.00 m 处均存在井壁失稳的可能， 为保证井下安全，提高钻井液封堵的同时，上提密 度至 1.60 g/cm3 至钻进至 2 412.00 m。②打水泥 塞后于2 256.00 m 开始三开第二眼侧钻，钻进至 井深2 362.00 m 处，钻时突然变快现象（40 min/m 到8 min/m）。上提钻具遇阻、憋转盘。震动筛返出 4 cm×3 cm×1cm 大小的泥饼，带有强烈的水基钻井 液发酵的臭味（此处为防碰段，可能穿过老井眼）。 为保证井下安全，提高钻井液封堵的同时，钻井液 密度上提至1.63 g/cm3。上提比重后，钻进恢复正 常，无大块出现；控制钻井液密度1.63~1.65 g/cm3， 至3 055.00 m 顺利完钻钻进正常。
（3）电稳定性控制。钻进过程中加入适量主 乳、辅乳、润湿剂保持钻井液的稳定性。钻进中发 现钻井液破乳电压指标呈下降趋势或滤液中含有水 相，及时补充乳化剂的加量。钻井过程中前期破乳 电压在800 V 以上，后期甚至达到1 500 V，以保证 良好的电稳定性。
（4）封堵性能控制。保持钻井液中封堵抑制剂 加量10% 以上，增强钻井液的封堵抑制性能，以利于防止那读组恶性坍塌。
（5）携砂性能控制。由于那读组地层压力敏感 性强，为防止因稠浆洗井时引起的压力波动而造成 的井壁失稳，钻井过程中通过加入提切剂HSV-4 控制钻井液动切力9.5 MPa 以上，保证体系良好的 携砂性能。钻进过程中井眼清洁，未使用稠浆洗井。
（6）完井措施。采用单扶、双扶下钻通井，到底后，用稠浆带砂，大排量循环，彻底清洁井眼后，打 3 m 中空玻璃微珠段塞，顺利下入油层套管至井深 3 053.80 m。
3.3 现场应用效果分析坤8-6HF 井是坤8 块区块首次成功运用油基 钻井液的水平井。由表 5 可知，三开油基钻井液性 能稳定。钻进过程中表现出良好的携砂性能，强封 堵特性有效封堵节理裂隙，减少滤液侵入；同时钻 井液密度根据实钻情况适当调整，保证了井内压 力平衡，很好地解决了那读组水平井恶性坍塌技术 难题。
| 表5 三开油基钻井液性能表 Table 5 Properties of oil-based drilling fluid in 3rd section |
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由于坤8-6HF 井三开定向钻井过程中钻穿 油层而造成打水泥塞侧钻，使得施工周期偏长， 斜井段、水平段长965.50 m（2 234.50~2 412.00 m， 2 256.00~3 055.00 m），三开油基钻井液作业时间长 达64 d，三开钻井过程中无任何复杂情况。钻井过 程中，井壁稳定、起下钻顺利、水平段送测一次成 功、下套管一次成功、固井顺利，固井质量为“优”。
4 结论（1）研制优选出了针对那读组水平井的国产强 封堵油基钻井液体系，室内钻井液体系评价表明， 其具有较好的抗污染能力、抗温性、封堵抑制性强 等特性。
（2）国产油基钻井液体系首次应用于那读组水 平井，满足那读组易垮泥岩水平井段的安全顺利钻 进，解决了坤8-6HF 二开斜导眼钻进过程中暴露的 泥页岩恶性垮塌的问题。
（3）那读组泥岩水平井段对油基钻井液封堵能 力要求很高，纳米级固液封堵剂的配合使用成功 解决了泥页岩井段的井壁稳定问题。
（4）研制和优选出的国产油基钻井液性能稳 定，现场维护与处理方便，可推广应用于其他页岩 气钻井开发中。
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