引言

钻井过程中井壁稳定问题是一项世界性难题，而90%的井壁失稳与泥页岩相关，井壁失稳给钻井工程带来巨大的经济损失，一方面，因为井壁失稳可以造成起下钻遇阻、卡钻等复杂情况延误作业周期，另一方面，还会影响储层保护技术的实施，造成油气井产量达不到配产，影响油田整体开发效益。目前，井壁失稳问题还未完全攻克，仍然是一个非常棘手的问题^[1]，需要从油气田地层特性出发，研究其井壁失稳的机理，从而提出有效的技术对策。

东海油气田深部储层多为低孔低渗储层，开发难度大，但开发潜力巨大^[2-5]。随着东海开发重点逐渐向深层推进，钻井工程难度越来越大。东海油气田深部地层发育了大段泥页岩，而且夹杂煤层，深部地层还存在异常高温高压层段，在近几年的钻井工程中，多口井先后出现了井壁坍塌、卡钻、卡仪器等复杂情况，无法取全地质资料、钻井时效低和钻井费用居高不下等问题。在统计的10口已钻探井、评价井中，有9口井发生了井壁失稳(缩径或扩径)，7口井起下钻过程中频繁憋压蹩扭矩，6口井存在倒划眼困难、起下钻或测井遇阻等复杂情况，并在H-3井和N4-3井发生了严重的卡钻事故。因此，针对东海地质特征，研究出合适的钻井液体系，提高钻井液的抑制性、封堵性和抗温能力就显得尤为重要。

1 东海地区深层泥岩理化特性分析

东海油气田从玉泉组到平湖组普遍存在灰色和灰褐色以及绿灰色泥岩，在钻井过程经常出现坍塌掉块引起蹩泵、蹩扭矩、起下钻遇阻等复杂情况，室内对东海泥页岩岩屑进行黏土矿物分析、理化特性测试以及扫描电镜等分析东海地区泥页岩井壁失稳的机理，并开展了钻井液技术对策研究，其钻屑见图 1。

1.1 岩屑黏土矿物成分分析

从X-衍射实验数据(表 1，表 2)可看出，东海泥页岩黏土矿物总量高达54.00%$\sim$70.00%，黏土矿物以伊/蒙混层为主，混层比都在50%以下，其岩性特点为硬脆性，分散性较弱，由于不同黏土矿物膨胀性和水化力的差异，易造成井壁剥落掉块和井壁坍塌^[6]。

1.2 岩屑水化分散性评价

评价方法：称取6$\sim$10目东海H-1井花港组掉块50 g，在120 ℃下做清水滚动回收率实验，实验热滚时间为16 h，热滚后过40目筛，取筛余物烘干至恒重，然后称取回收岩屑的质量，通过下面计算公式计算热滚回收率^[7]

热滚回收率=(回收岩屑质量/原岩屑质量) ×100%

实验结果如表 3所示(老化条件：120 ℃，热滚16 h)。

岩芯清水回收率实验可知：该段地层泥岩的清水回收率为60.87%$\sim$81.23%，说明东海地区灰色-褐色泥岩岩屑分散性较弱。

1.3 岩屑膨胀性评价

评价方法：称取东海H-1井花港组岩屑粉5 g，在岩芯压制器中按要求制备人造岩芯片，用游标卡尺测定其厚度，将其装入ZP-1岩芯膨胀仪中监测岩芯片在清水中不同时间的膨胀率^[8]。从表 4可以看出，该岩屑粉膨胀率较高，16 h膨胀率在20%左右，属于易水化膨胀型。

1.4 岩屑微观结构 1.4.1 扫描电镜分析

通过扫描电镜分析测定N-2井2 209.7 m泥页岩的微观结构，结果如表 5、图 2所示，180倍下泥岩岩石致密，孔隙发育差。2 556倍下伊利石黏土发育及微孔缝可见。

1.4.2 泥岩的孔喉分布

室内使用高压压汞法测定东海地区N-2井泥岩的孔喉分布，结果如表 6和图 3所示。(1)泥岩孔喉较小，孔喉半径分布在4.0$\sim$160.0 nm。(2)孔喉半径主要分布在6.3$\sim$130.7 nm，主要为泥页岩中的微孔和中孔，这部分孔隙占泥岩全部孔喉体积的90%(3)该泥岩渗透率为0.04 mD，最大孔喉半径130.8 nm，中值孔喉半径42.5 nm，平均孔喉半径为33.8 nm。

1.5 泥页岩自吸水特征

泥页岩孔喉呈纳米级分布，本身孔喉和通道较小，固相难以进入到泥页岩内部，但是水在毛管力作用下，会很容易自吸进入泥页岩内部。岩块浸泡实验可以看出，泥页岩与水接触5 min就会出现大量气泡，随着浸泡时间的增加，16 h时泥岩出现微裂缝，具体情况如图 4所示。

岩样质量、岩样内部结构、形状，浸泡方式等诸多因素都会对自吸水情况产生影响，所以，室内将泥岩切割加工成形状相对规则的一定质量的泥页岩样品进行自吸水评价。泥岩自吸既有微小孔喉通道的自吸，也有微裂隙和微裂缝的自吸，图 5给出了切割好的相对规则页岩的自吸水情况。从图中可以看出，开始一段时间，清水很容易自吸进入泥岩中，其中，清水侵入基岩的速度明显要小于侵入微裂缝的速度，1 h左右能够明显看到水相自吸到达了泥岩的顶部，而基岩中的侵入则还停留在底部区域。

此外，因为泥岩中有微裂缝的存在，除了比基岩更容易被水相侵入外，侵入微裂缝的水相还会沿着微裂缝相基岩部分扩大(沿着微裂缝有明显的水相扩散带，并随着时间增加扩散程度增大)，从而增大对页岩的整体侵入。

从泥岩自吸水实验过程现象来看，微裂缝的自吸水不容忽视。

岩芯自吸水后，会导致自身重量增加，因此可以用岩芯增重来判断自吸水量的大小，将不同时间点岩芯质量的增加量做图，如图 6所示。

从泥岩样品的自吸水质量随时间变化情况来看，在实验条件下，总体上是呈现初始吸水质量增加速度最快，随着时间延长，大约在1 d时基本趋向于稳定。

2 东海泥页岩井壁失稳机理

通过对东海地区泥页岩的组成和理化性能进行分析，可以看出该类泥页岩井壁失稳存在两个突出的特点：

(1) 微米级孔缝的形成：泥岩表面致密，孔喉半径在4$\sim$160 nm，90%在100 nm以内，泥页岩容易在正压差条件下通过毛细管力和渗透压差进入泥页岩的微孔缝，在黏土矿物水化膨胀压的作用下，加剧微孔缝的开启，同时，泥岩自身由于地质构造运动还存在天然微裂缝，这就形成了钻井液滤液侵入的通道，滤液侵入后地层孔隙压力上升，导致泥页岩垮塌、掉块。

(2) 东海泥页岩黏土矿物的水化膨胀：泥页岩中黏土矿物含量较高，从岩屑膨胀性评价结果表明，该泥页岩属于易膨胀岩性，当钻井液中的滤液在温度压力作用下进入泥页岩内部后，造成内部粘土矿物水化膨胀，加剧了微裂缝的开启，因此泥页岩中黏土矿物是泥页岩坍塌的内部原因。

东海泥页岩井壁失稳主要分为两个过程：(1)井眼钻开后钻井液滤液在温度和压差作用下通过毛管力和渗透压侵入泥页岩的纳米级孔缝，滤液侵入造成泥页岩中黏土矿物水化膨胀，加剧了微孔缝的开启和延伸，形成微米级孔缝。(2)当一个井壁岩块形成的微裂缝完全被滤液侵入充满时，岩块就会被充满的液体完成了一次“水力切割”，岩块就会沿着微裂缝与周围的岩体分离，宏观上表现为钻井过程中大块泥页岩的坍塌掉块。

3 泥页岩井壁稳定的钻井液对策

通过对东海深层泥页岩地层特性和失稳机理分析，提出钻井液技术主要围绕这3个方面开展工作。

(1) 常规钻井液封堵材料大多属于微米级颗粒，针对泥页岩孔喉特征引入纳微米级封堵技术形成水及压力传递的屏障，阻止水的进入，同时加固井壁。

(2) 改善岩石表面润湿性形成疏水膜，阻止毛管自吸，降低滤液进入泥页岩的趋势。

(3) 降低钻井液水活度，使其小于或等于地层泥页岩水活度，在半透膜作用下钻井液与泥页岩井壁间产生反向渗透压，阻止钻井液中的水向泥页岩地层渗透和迁移，抑制泥页岩的水化膨胀。

4 稳定深层泥岩的钻井液优化及评价

在现有东海低自由水钻井液体系基础上通过借鉴油基钻井液封堵、活度平衡原理，使钻井液具有反渗透功能。通过改变渗透压差的方向来平衡钻井液对地层的驱动力，控制钻井液中水驱动力的方向，从而阻碍水和钻井液进入井壁泥页岩地层。同时，引进了纳米胶束封堵剂HSM和微-纳米固壁剂HGW两种新材料。通过纳米乳液HSM封堵泥页岩基岩中的纳米级孔喉，利用纳-微米级固壁剂HGW在压力作用下均匀覆盖在井壁岩石表面，形成一层憎水涂层，从而加固井壁，提高膜效率。活度调节剂在半透膜作用下产生反向渗透压差，抑制钻井液中的水向井壁地层迁移，同时，其与纳微米封堵材料协同作用进一步提高膜效率，阻止水向地层的传递，达到稳定泥页岩井壁与保护储层的目的^[9-14]。室内针对东海地区泥页岩井壁稳定问题，经过大量优化实验研究，最终形成了适合东海油气田的反渗透型低自由水体系及配方，同时给出了不同密度下的钻井液性能。

体系配方：3%海水土浆+0.15% Na$_{{\rm 2}}$CO$_{{\rm 3}}$+0.3%NaOH+0.4%包被剂PF-PLUS+0.3% PF-PAC-LV+2.0% PF-FLOCAT降滤失剂+2% PF-LSF封堵剂+3%HGW固璧剂+2% HSM胶束剂+10% HBA活度调节剂+5%KCL+2%润滑剂PF-LUBE168重晶石加重至所需，不同密度下反渗透型低自由水钻井液基本性能如表 7所示。

从以上实验结果中可以看出，室内反渗透型低自由水钻井液体系具有良好的流变性和失水造壁性，120 ℃高温高压滤失量在5 mL左右，说明反渗透低自由水钻井液体系能够很好地满足东海地区钻井液携岩和失水造璧性的要求。

4.1 钻井液体系抗污染能力评价

评价内容主要包括抗无机盐污染以及抗劣质土污染。实验用劣质土为N4-1井2 440$\sim$2 540 m钻屑烘干后粉碎，过100目筛网，结果如表 8所示。

实验结果表明，反渗透型低自由水钻井液体系具有良好的抗无机盐和劣质岩屑污染的能力。

4.2 钻井液体系抑制性评价

室内通过岩屑回收率实验和页岩膨胀性实验分别评价了反渗透低自由水钻井液的抑制能力。

4.2.1 钻井液滚动回收率评价

岩屑回收率评价方法：称取东海N4-1井2 520$\sim$2 643 m龙井组钻屑粉碎过6$\sim$10目筛，烘干后称取50 g岩屑倒入400 mL反渗透型低自由水体系中置于老化罐中，在120 ℃下热滚16 h后过40目筛网，筛余的岩屑在105 ℃下烘至恒重，然后称重。计算热滚后岩屑滚动回收率，结果如表 9所示。

从实验结果可以看出，东海N4-1井岩屑清水回收率仅为6.5%，分散性极强，而反渗透低自由水钻井液中岩屑的回收率高达96.0%，有效地抑制岩屑在钻井液中的水化分散。

4.2.2 钻井液页岩膨胀性评价

室内研究采用线性膨胀率的方法对反渗透低自由水钻井液的抑制性进行评价，实验采用CLPZ-Ⅱ型高温高压智能型膨胀性测试仪，考察钠膨润土在清水和钻井液中120 ℃、0.7 MPa下的膨胀性，不同体系高温高压膨胀率见图 7。

从实验结果中可以看出，膨润土具有较高的膨胀率，在清水中16 h线性膨胀率达到150%左右，而采用反渗透平衡水钻井液体系，其线性膨胀率仅为4%左右。说明反渗透低自由水钻井液体系具有良好的抑制性能。能够有效地抑制地层黏土矿物的水化膨胀和水化分散，有利于降低水化应力，提高井壁稳定性，减小储层水敏伤害，保护储层。

4.3 钻井液体系润滑性评价

室内评价了反渗透低自由水钻井液体系的润滑性能，钻井液润滑系数为0.098，泥饼黏滞系数为0.086 8，说明反渗透低自由水钻井液体系具有良好的润滑性能，整体性能接近油基钻井液。

4.4 泥页岩压力传递测试评价

泥页岩孔喉呈纳米级分布，渗透率极低，钻井液与其作用，难以形成泥饼，但是少量滤液渗透，会造成泥页岩内部孔隙压力大幅上升，造成井壁失稳，因此室内研究可以通过压力传递实验反映钻井液对泥页岩的封堵和井壁稳定能力^[15]。

实验方法：泥岩岩芯使用人造泥页岩岩芯，截取人造岩芯长1.2 cm左右，先用标准盐水饱和，上游容器的压力4.13 MPa(钻井液)，下游容器的压力0.69 MPa(标准盐水)，压差3.5 MPa，实验通过精密压力传感器监测上游和下游端压力变化情况。经过5 d，上下游容器的压力变化如图 8所示。

从实验结果中可以看出，反渗透低自由水钻井液下游端压力传递曲线具有明显的类似于油基钻井液的下降趋势，说明体系与泥页岩间产生反向渗透压差，下游端压力向上游端迁移。也进一步证实了钻井液体系的反渗透特性。

综上所述，反渗透低自由水钻井液体系综合性能评价结果表明，该体系具有良好的抗温性能、抗污染能力及优良的润滑性、抑制性、携岩性，能够满足东海地区油气田安全钻井的需要。

5 现场应用

该研究成果在东海地区N-3H井得到了成功实践和应用，在安全高效地完成作业的同时，有效地保护了储层，降低了作业时间和费用。N-3H井应用升级的反渗透低自由水体系后，与邻近N2井相比，$12\frac{1}{4}^{''}$划眼时间从137.75 h减少到39.50 h，循环时间从56.75 h减少到35.75 h，单井划眼和循环时间节约近5 d；N-3H井$8\frac{1}{2}^{''}$井段共下入9趟电测仪器，电测时间10.43 d，未出现测井复杂情况，从图 9的井径曲线可以看出，井壁稳定性能十分良好。

6 结论

(1) 东海深层泥岩黏土矿物含量高，孔喉分布呈纳米级，泥页岩自吸水微裂缝开启是造成泥页岩失稳的主要因素。

(2) 钻井液中引入纳-微米封堵技术和降低活度是控制东海油气田深层泥页岩井壁稳定的关键技术。

(3) 优化形成的反渗透低自由水钻井液体系在东海地区成功实践和应用，在安全高效地完成作业的同时，降低了钻井作业时间和费用。