1 涠二段和流二段的垮塌原因及钻井液对策

众多对涠洲地区复杂层段的研究结果都反映了该地区涠洲组二段及流沙港二段硬脆性泥页岩地层存在的两个突出特征：一是微裂缝发育；二是伊利石、高岭土等非膨胀性黏土矿物含量比较高（表 1、 表 2）。由于微裂缝的存在，水基钻井液滤液可以沿微裂缝侵入地层，引起地层黏土矿物水化膨胀。由于地层黏土矿物是以伊蒙混层、伊利石和高岭石为主无序叠置，水化膨胀特征不同，所产生的膨胀压力也不同，造成了黏土矿物层间的受力不均，进而导致地层页岩沿结合胶结力最薄弱的层理和微裂缝间剥落。一般情况下，涠二段、流二段的地层坍塌时间在钻开后的一周左右。即使使用油基钻井液，压力差也会沿微裂缝传递直到贯通（泥页岩剥落）^[1]。

涠二段、流二段泥页岩地层地应力较大，这也是易垮塌的原因之一。为了平衡应力，多采取提高钻井液密度的方法来对付，但附加的压差反过来又使层理、缝隙开启，加速了滤液的侵入和压力的传导。

针对以上原因分析，我们采取"物化封固井壁阻缓压力传递；加强抑制水化；化学位活度平衡；合理密度有效应力支撑”的“多元协同”稳定井壁技术措施，其中加强封固及阻缓孔隙压力传递是提高井下液柱压力对井壁有效力学支撑作用的前提，有效应力支撑是井壁力学稳定的必要条件，增强抑制、化学位活度平衡是防治泥页岩（存在不完全半透膜效应）井壁失稳的有效手段，这四者缺一不可^[2-5]。具体措施如下：

（1） 加强钻井液对地层的有效封堵

钻井液有效快速地实现对微裂缝地层的强封堵是阻缓钻井液滤液和压力向地层传递的首要手段。

由于微裂缝是由大小不一的孔径所组成，因此我们采用可变形封堵材料和刚性封堵材料相结合的方法，引入“成膜封堵”概念，把各种大小可变形颗粒及胶体封堵材料复配，发挥协同效应，提高封堵性，得到低渗透率的滤饼，进而减少滤液渗入微裂缝的数量和深度，延长钻井液对井壁浸泡的垮塌周期：

①用各种粒度的超细碳酸钙作为刚性封堵材料，对封堵起到架桥作用。

②采用纤维类处理剂羟基成膜剂、沥青类处理剂DYFT、 LSF作为软化封堵材料，利用其粒度和可变性的特点，和刚性材料超细碳酸钙协同作用，对地层进行有效封堵，形成良好的泥饼，增加其强度，提高与裂缝的联结力。

③利用聚合醇的浊点效应，当温度超出其浊点后，聚合醇从溶液中析出，形成乳化油滴，在井内压差的作用下被挤入井壁孔隙或裂缝，起封堵作用，同时，聚合醇具有很强的吸附性能，能够与水分子争抢页岩中黏土矿物上的吸附位置，并优先吸附到黏土矿物表面，阻止水分子进入黏土矿物的晶层中，降低了黏土膨胀压。

④控制钻井液中劣质固相的含量，降低失水，形成良好的泥饼，减少滤液的侵入。

（2） 提高钻井液的抑制能力，减少水化应力

①KCl的抑制作用。利用钾离子置换泥岩晶格中的其他离子，降低泥岩的水化膨胀趋势。

②KCl-聚合醇协同防塌作用。首先，利用聚合醇的浊点效应，通过聚合醇在钻具、岩屑、井壁上吸附，封堵泥页岩微裂缝和毛细管，阻止钻井液滤液进入地层，抑制泥页岩的水化膨胀和分散；此外，KCl和聚合醇复配使用还可以降低钻屑分散体系的负电性，降低水活度，大幅降低滤液界面张力，抑制页岩的表面水化。

③利用聚胺抑制剂提高钻井液的抑制性。在KCl-聚合醇钻井液体系中引入聚胺抑制剂，可大幅提高钻井液体系的抑制能力。该聚胺抑制剂完全水溶，低毒，可与其它添加剂一起使用，不水解，具有成膜作用。其独特的分子结构可充填在黏土层间，减少黏土的吸水倾向；-NH2键的极性很大，会优先吸附在黏土表面促使黏土晶层间脱水，减小膨胀力。该体系被认为是替代油基钻井液且又能安全钻进的一类性能更高的水基钻井液。

（3） 控制钻井液水活度，减少滤液的侵入

由于泥页岩的渗透率极低，可部分阻止离子通过而起到半透膜作用，且泥页岩与钻井液间的半透膜效率可通过调整钻井液类型和钻井液水活度来进行改善，使化学渗透压部分抵消水力压差引起的压力传递和滤液侵入作用，甚至使地层水流向井眼内部，促进井壁稳定。在该区块施工中KCl的质量分数保持在4%~6%。

2 室内评价 2.1 动态线性膨胀实验

对清水和各种页岩抑制剂的基本配方（基浆4%钠土+ 0.3% PAM + 0.5% PAC）中的页岩膨胀性进行了评价，根据实验的要求，采用易水化泥页岩岩粉压制岩样，在室内用动态线性膨胀仪测试岩样在清水、 KCl、氨基硅醇和聚醚硅醇胺抑制剂中的动态膨胀情况，结果见图 1。由图可见，聚醚硅醇胺抑制剂的页岩膨胀率最低，页岩最终膨胀率最高的是清水，然后是KCl、氨基硅醇。

通过动态线性膨胀实验对比，聚醚硅醇胺抑制剂同其它类型抑制剂相比较，具有优良的抑制能力，可有效抑制黏土水化膨胀，降低亚微米颗粒固相含量，因此选择聚醚硅醇胺抑制剂作为体系的抑制剂。

2.2 渗透堵漏试验

采用Fann-389渗透率封堵测试仪评价钻井液体系的封堵能力，其中，KCl-聚磺钻井液体系配方： 5%氯化钾+0.5% Pam +2%Smp-2+3%磺化沥青+3%超细碳酸钙；KCl-聚合醇强抑制封堵钻井液配方： 5%氯化钾+0.5%聚醚硅醇胺抑制剂+2%聚合醇+2% Smp-2+3%磺化沥青+1%乳化石蜡+3%超细碳酸钙+0.5%羟基成膜剂；油基钻井液配方： 4%有机土+4%主乳+1%辅乳+3%润湿剂+4%降失水剂+4%超细碳酸钙。该实验测试条件3.5 MPa/150 ℃，测试时间30 min，实验数据见表 3。

由表 3数据可见，钻井液体系在加入复合封堵剂以后滤失量减小了3.8 mL。实验证明强封堵抑制型钻井液能有效的提高钻井液封堵能力。

2.3 抑制性评价试验

采用抑制岩心膨胀实验和岩屑回收率实验评价了体系的抑制性能，实验结果见表 4。

由线性静态膨胀高度和页岩滚动回收率实验可以看出，强封堵抑制型钻井液较海上常用的KCl-聚磺钻井液抑制性能更好，具有优异的抑制黏土水化膨胀能力。

3 现场应用效果

涠西探区是中国石化在北部湾海域的唯一通过动态线性膨胀实验对比，聚醚硅醇胺抑制剂同其它类型抑制剂相比较，具有优良的抑制袁怡康，等.北部湾涠西钻井液技术探矿区域，由上海海洋油气分公司负责管理，自2015年之前已完成4口井的勘探任务，在钻井施工中采取常规KCl-聚磺海水钻井液体系，在海1井、涠1井、涠3井分别出现了泥岩井壁垮塌、井漏、起下钻遇阻、卡钻等各种复杂现象，导致施工周期延长、成本增加。

因此，我们研发了KCl-聚合醇强抑制封堵钻井液体系，钻井液性能见表 5，并已经在涠西的海2井、涠4井、涠5井进行了现场应用。在现场施工过程中，我们采取物化封固井壁阻缓压力传递、加强抑制水化、化学位活度平衡和合理密度有效应力支撑的“多元协同”稳定井壁技术措施，有效解决了涠二段和流二段的垮塌，成功地完成了这3口井的施工，钻井施工顺利，未发生井下复杂事故。避免了长时间起下钻遇阻划眼，保证了井眼清洁及起下钻、测斜、电测的顺利进行，缩短了建井周期，降低了钻井成本。其中涠四井顺利完成两层含油层测试，并试获高产油气流，日产油气超过千吨。该井于2016年1月5日完成测试，第一层在井口压力为6.73 MPa条件下，试获日产高品质原油1 458 m³、天然气7.18×10⁴ m³，第二层在井口压力为6.68 MPa条件下，试获日产高品质原油1 349 m³、天然气7.6×10⁴ m³，创中国石化海域油气勘探单井最高纪录，也是近十年来国内罕见的高产测试探井。

4 结论与建议

（1）  KCl-聚合醇强抑制封堵钻井液体系成功地解决了涠西地区涠2段及流2段的井壁垮塌问题，缩短了建井周期，降低了勘探成本。

（2）  KCl-聚合醇强抑制封堵钻井液体系具有很好的抑制性能和屏蔽暂堵性能，能够有效的保护油气层，有助于在勘探施工过程中的油气发现。