吳雄軍，林永學(xué)，王顯光，劉金華，李大奇

中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101

順北油氣田奧陶系地層埋藏深度超過7000m，井底溫度超過150℃，受多期構(gòu)造運(yùn)動影響，地層溶蝕孔洞與微裂縫發(fā)育，破碎程度高、膠結(jié)性差，鉆井過程中井壁失穩(wěn)的風(fēng)險(xiǎn)巨大[1]。國內(nèi)外研究團(tuán)隊(duì)在成功研制聚胺等高效抑制劑[2,3]、抗高溫封堵防塌劑[4]和微納米級剛性封堵材料[5]的基礎(chǔ)上，開展了系列化的井壁穩(wěn)定技術(shù)的攻關(guān)研究[6,7]。李鐘等[8]開發(fā)了多元協(xié)同防塌鉆井液體系，在臨盤油田的中淺層探井中進(jìn)行了成功應(yīng)用；林永學(xué)等[9]應(yīng)用“多元協(xié)同”井壁穩(wěn)定基本理論，構(gòu)建了SMHP-1強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液技術(shù)，在順北鷹1井進(jìn)行了成功應(yīng)用；于得水等[10]通過引入多氨基井壁抑制劑并提高鉆井液中K+的有效含量，開發(fā)了高性能防塌水基鉆井液技術(shù)，在滿深1井回填側(cè)鉆井段進(jìn)行了成功應(yīng)用。相關(guān)技術(shù)的形成在一定程度上為采用水基鉆井液施工時，順北奧陶系地層井壁失穩(wěn)問題的解決提供了有益的技術(shù)借鑒，但是當(dāng)鉆遇破碎性發(fā)育的奧陶系地層時，仍存在泥頁地層剝落掉塊嚴(yán)重、鉆具摩阻扭矩波動大、遇阻卡鉆頻發(fā)等難題，成為阻礙順北油氣田提速、提效開發(fā)的“瓶頸”問題。順北5-7井是部署在Ⅴ號主干斷裂帶南部強(qiáng)擠壓段上的一口超深評價(jià)井，地質(zhì)資料表明，該井奧陶系桑塔木組地層為典型“隆起+斷裂”構(gòu)造，儲層段一間房組及鷹山組灰?guī)r地層破碎性強(qiáng)，坍塌掉塊風(fēng)險(xiǎn)高。前期采用鉀胺基聚磺水基鉆井液鉆進(jìn)至奧陶系桑塔木組7241.29m后，阻卡嚴(yán)重，被迫提前中完，奧陶系鉆開地層平均井徑擴(kuò)大率高達(dá)30.62%，且由于套管下深不足，未能封住儲層上部井段的灰質(zhì)泥巖，井壁失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)巨大。此外，由于順北5-7井在二開3751m處側(cè)鉆，井身結(jié)構(gòu)為“搖把型”，鉆具在套管內(nèi)上提下放摩阻6～8t，裸眼段上提下放摩阻高達(dá)20t，且上部套管存在磨損。鉆井液體系抑制性能、封堵護(hù)壁性能和潤滑減阻性能面臨考驗(yàn)。鑒于油基鉆井液在泥頁巖、鹽巖等復(fù)雜地層鉆井過程中表現(xiàn)出的抑制防塌、微裂縫封堵、潤滑減阻及儲層保護(hù)等優(yōu)越性能，開展了油基鉆井液在超深層奧陶系地層的探索性應(yīng)用。

1 奧陶系地層井壁失穩(wěn)原因分析

圖1 順北5-7井桑塔木組采用水基鉆井液時返出的掉塊Fig.1 Falling block of Sangtamu formation in Well Shunbei 5-7 when ater-based drilling fluid was used

順北5-7井奧陶系桑塔木組為典型“隆起+斷裂”構(gòu)造，地層傾角大，含大段微裂縫發(fā)育的灰色泥巖和灰質(zhì)泥巖，且輝綠巖侵入體存在的可能性較大，采用水基鉆井液鉆井時井壁失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)高。該井奧陶系桑塔木組采用水基鉆井液鉆進(jìn)過程中，因鉆遇含輝綠巖侵入體的破碎性地層，返出大量0.5～2.0cm左右的掉塊(見圖1)。繼續(xù)鉆進(jìn)至7241.29m后頻繁憋泵、憋停頂驅(qū)，鉆具上提下放困難，反復(fù)劃眼仍難以下放到底，井壁失穩(wěn)嚴(yán)重。

1.1 礦物組成分析

采用X射線衍射儀分析了奧陶系桑塔木組地層巖樣礦物組成，結(jié)果見表1?？梢钥闯?，該井奧陶系桑塔木組地層3塊巖樣中黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為33.52%～36.13%，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到34.78%，其中伊利石平均相對質(zhì)量分?jǐn)?shù)為50.60%，蒙脫石和伊-蒙混層平均相對質(zhì)量分?jǐn)?shù)為30.61%，屬于典型的強(qiáng)水敏硬脆性泥巖。采用水基鉆井液鉆進(jìn)時，極易因鉆井液濾液的侵入而引發(fā)黏土水化膨脹、剝落，進(jìn)而改變地層內(nèi)部原有應(yīng)力平衡狀態(tài)，降低巖石強(qiáng)度，導(dǎo)致井壁失穩(wěn)的發(fā)生。

表1 順北5-7井奧陶系桑塔木組地層巖樣礦物組成

1.2 微觀結(jié)構(gòu)分析

圖2 順北5-7井奧陶系桑塔木組泥巖微觀結(jié)構(gòu)Fig.2 SEM results of mudstone in Santamu formation of Ordovician in Well Shunbei 5-7

采用掃描電子顯微鏡觀察了順北5-7井奧陶系桑塔木組泥巖巖樣微觀結(jié)構(gòu)，結(jié)果見圖2?？梢钥闯?，該井奧陶系桑塔木組泥巖巖樣破碎程度高，基質(zhì)中微裂隙發(fā)育，裂隙最大寬度為5.92μm，采用水基鉆井液鉆進(jìn)時，若不能對此類微裂隙進(jìn)行有效封堵，鉆井液濾液大量侵入后，極易因黏土水化作用和水力尖劈作用使得泥巖內(nèi)部微裂縫擴(kuò)展貫通或?qū)永砻姘l(fā)生剪切滑移，導(dǎo)致井壁失穩(wěn)的發(fā)生[11]。

1.3 井壁失穩(wěn)原因分析

結(jié)合前期鉆井實(shí)踐，認(rèn)為順北5-7井奧陶系地層井壁失穩(wěn)的主要原因在于：①奧陶系強(qiáng)擠壓段壓隆構(gòu)造存在地應(yīng)力集中，揭開地層后產(chǎn)生應(yīng)力釋放，地層原有應(yīng)力平衡狀態(tài)被打破，井眼周圍應(yīng)力重新分布，鉆井液液柱壓力難以有效替代原地應(yīng)力對井壁的支撐，造成井壁坍塌。②奧陶系地層破碎程度高，發(fā)育大量微納米級裂縫，因鉆井液中與之匹配的封堵材料質(zhì)量分?jǐn)?shù)不足，難以實(shí)施有效封堵。鉆井液濾液大量侵入地層微裂縫后，導(dǎo)致微裂縫中的孔隙壓力增加，弱面摩擦力降低，使得地層坍塌壓力上升。在鉆井液封堵性能不佳時，提高鉆井液密度反而會加快濾液向地層裂隙中的侵入，加劇井壁失穩(wěn)的發(fā)生。此外，當(dāng)鉆井液抑制性能不佳時還會因黏土礦物水化作用而產(chǎn)生膨脹壓力，引發(fā)更為嚴(yán)重的井壁坍塌[12]。

2 奧陶系地層油基鉆井液關(guān)鍵技術(shù)

2.1 鉆井液體系選擇

順北5-7井奧陶系桑塔木組地層采用?165.1mm鉆頭鉆進(jìn)過程中發(fā)生井壁失穩(wěn)，在超深井小井眼條件下，為有效降低鉆井液循環(huán)壓耗、提高體系攜巖能力，保證井底掉塊的高效清除，決定選用自主研發(fā)的低黏高切油基鉆井液體系(LVHS OBM)[13]。該體系抗溫可達(dá)180℃，乳狀液滴尺寸分布在1.5～25μm，且具有良好的擠壓變形特性，能夠?qū)Φ貙游⒘芽p實(shí)施有效封堵，減少鉆井液濾液的侵入。當(dāng)油水體積比75∶25時，不同密度的LVHS OBM鉆井液性能測試結(jié)果見表2。

表2 不同密度的LVHS OBM鉆井液性能

由表2可以看出，LVHS OBM鉆井液在180℃下老化16h后，破乳電壓仍高于500V，表現(xiàn)出良好的高溫乳化穩(wěn)定性能。當(dāng)鉆井液密度為1～2g/cm3時，塑性黏度在45mPa·s以內(nèi)，動塑比在0.32～0.5Pa/(mPa·s)，與傳統(tǒng)油基鉆井液相比，塑性黏度降低了10%～15%，動切力提高了15%～25%，表現(xiàn)出明顯的低黏高切特性，利于井底巖屑的攜帶與清除。此外，LVHS OBM鉆井液在180℃下的高溫高壓濾失量僅為2～2.6mL，具有良好的微裂隙封堵能力和濾液阻滲能力，可以有效避免因?yàn)V液侵入與黏土水化膨脹造成的井壁失穩(wěn)問題的發(fā)生。

2.2 鉆井液性能調(diào)控

2.2.1 乳化穩(wěn)定性

乳化穩(wěn)定性是油基鉆井液現(xiàn)場應(yīng)用過程中必須確保的核心性能。通常油基鉆井液的破乳電壓越高，其性能越穩(wěn)定[14]。順北5-7井轉(zhuǎn)換油基鉆井液后因回接套管試壓不合格，多次進(jìn)行擠水泥施工并間斷性停待，對鉆井液性能造成較大的不利影響。通過室內(nèi)評價(jià)試驗(yàn)，采用主乳化劑SMEMUL-1、輔乳化劑SMEMUL-2、潤濕劑SMWET等專用處理劑和柴油對現(xiàn)場油基鉆井液的乳化穩(wěn)定性進(jìn)行了評價(jià)，結(jié)果見表3。可以看出，受到水泥混漿污染后的現(xiàn)場油基鉆井液乳化穩(wěn)定性較差，單獨(dú)補(bǔ)充SMWET的效果優(yōu)于補(bǔ)充SMEMUL-1和SMEMUL-2的效果。分析認(rèn)為，水泥混漿的侵入導(dǎo)致油基鉆井液中無用固相質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，對體系潤濕性能影響較大。此外，經(jīng)較長時間靜置后，鉆井液中固相顆粒向親水狀態(tài)轉(zhuǎn)變，體系沉降穩(wěn)定性變差。加入潤濕劑后，鉆井液中親水固相的顆粒表面迅速轉(zhuǎn)變?yōu)橛蜐櫇駹顟B(tài)，在乳化劑的協(xié)同作用下，能夠較好地懸浮、分散在油相中，表現(xiàn)出較好的沉降穩(wěn)定性和乳化穩(wěn)定性。對比4#～6#測試結(jié)果可以看出，在提高體系沉降穩(wěn)定性的基礎(chǔ)上，適當(dāng)補(bǔ)充乳化劑可顯著提高油基鉆井液的乳化穩(wěn)定性能。此外，通過補(bǔ)充柴油，提高油基鉆井液的油水比，可進(jìn)一步提高體系的穩(wěn)定性能。綜合鉆井液性能需求與經(jīng)濟(jì)性考慮，選擇5#樣品進(jìn)行油基鉆井液乳化穩(wěn)定性現(xiàn)場調(diào)控。

表3 順北5-7井油基鉆井液乳化穩(wěn)定性評價(jià)

2.2.2 濾失量與流變性優(yōu)化

順北5-7井儲層段開鉆密度設(shè)計(jì)為1.3g/cm3，而上一開次油基鉆井液密度為1.43g/cm3?，F(xiàn)場采用開啟離心機(jī)并混入低密度油基乳液進(jìn)行降密度處理后，鉆井液切力偏低，高溫高壓濾失量偏高[15]。分析認(rèn)為，主要原因在于降密度處理后鉆井液中有機(jī)土和親油膠質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)偏低。采用有機(jī)土SMOGEL和含親油膠質(zhì)的油基降濾失劑SMGFLA-O對現(xiàn)場油基鉆井液濾失量和流變性能進(jìn)行了評價(jià)，結(jié)果見表4。

表4 順北5-7井油基鉆井液濾失量和流變性調(diào)整評價(jià)

由表4可以看出，補(bǔ)充有機(jī)土和油基降濾失劑均可有效降低油基鉆井液的高溫高壓濾失量，提高體系的切力，且對塑性黏度影響不大。同時，在適量補(bǔ)充有機(jī)土的情況下，油基降濾失劑的降濾失效果更加明顯。綜合考慮，選擇6#樣品進(jìn)行油基鉆井液濾失量與流變性現(xiàn)場優(yōu)化調(diào)控。

2.3 儲層段防漏堵漏

順北5-7井奧陶系儲層段一間房組和鷹山組灰?guī)r地層天然裂縫發(fā)育，裂縫寬度分布在0.1～20mm之間。LVHS OBM鉆井液具有的低黏特性可在一定程度上降低鉆井液循環(huán)壓耗[16]，減輕或避免地層漏失，但其液滴尺寸小于25μm，對于較大尺寸的裂縫性漏失仍難以實(shí)施有效封堵。因此，鉆井液中需補(bǔ)充與地層裂縫匹配的防漏堵漏材料。

表5 順北5-7井儲層段油基鉆井液用防漏堵漏材料

2.3.1 儲層段防漏堵漏材料選擇

根據(jù)地質(zhì)設(shè)計(jì)及鄰井實(shí)鉆資料，順北5-7井漏點(diǎn)位置與預(yù)測主力油氣層頂過近，防漏堵漏材料選擇時需充分考慮油氣層保護(hù)要求，現(xiàn)場油基鉆井液防漏堵漏材料類型選擇受限[17]。結(jié)合前期室內(nèi)評價(jià)結(jié)果，防漏堵漏材料主要以不同級配梯度的酸溶性顆粒類材料、油基纖維堵漏劑和屏蔽暫堵劑為主，水基鉆井液用隨鉆堵漏劑為輔。此外，因儲層段采用?120.65mm鉆頭施工，小井眼條件下，較大尺寸的剛性堵漏材料和纖維材料易對螺桿部件產(chǎn)生沖蝕、堵塞，防漏堵漏材料尺寸亦不宜過大。順北5-7井現(xiàn)場選用的油基鉆井液防漏堵漏材料見表5。

2.3.2 儲層段防漏堵漏工藝

由于小井眼條件下的儲層保護(hù)需要，順北5-7井油基鉆井液防漏堵漏材料選擇受限?，F(xiàn)場實(shí)際處理過程中結(jié)合漏失層位、漏速大小及鉆井液性能要求，確定了以“密度控制+段塞堵漏+隨鉆堵漏”的復(fù)合應(yīng)用工藝。

密度控制方面主要通過在鉆井過程中混入含堵漏材料的低密度鉆井液降低密度，利用鉆進(jìn)過程中產(chǎn)生的循環(huán)壓耗，平衡地層壓力。起下鉆前則通過計(jì)算，泵入密度高于循環(huán)漿0.02g/cm3左右的油基鉆井液堵漏段塞封井，提高井筒中鉆井液密度以平衡地層壓力，保障起、下鉆安全。

堵漏工藝選擇方面，因防漏堵漏材料尺寸選擇受限，若盲目實(shí)施全井隨鉆堵漏，不僅防漏效果難以保證，不利于漏失通道大小的判斷，還易因堵漏漿配制、混入時間過長而影響工程進(jìn)度，引發(fā)井下復(fù)雜情況?？紤]到小井眼條件下，裸眼段井眼容積較小(<5m3)，現(xiàn)場主要以“段塞堵漏看效果，隨鉆堵漏作補(bǔ)充”的方式進(jìn)行。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

3.1 井壁穩(wěn)定效果

順北5-7井四開鉆遇7235～7340m井段為典型的奧陶系破碎性地層，采用水基鉆井液施工的井段井壁失穩(wěn)嚴(yán)重，井底返出大量掉塊，頻繁憋泵、憋停頂驅(qū)。自7263.21m轉(zhuǎn)換為油基鉆井液后，鉆進(jìn)過程中扭矩由大于20kN·m降為不高于12kN·m，未發(fā)生憋停頂驅(qū)現(xiàn)象；裸眼段起下鉆正常，起下鉆摩阻降為10～15t。該井轉(zhuǎn)換油基鉆井液后，雖然由于儲層段漏失，鉆井液密度由1.3g/cm3逐步降低至1.25g/cm3，應(yīng)力支撐減弱，但所施工井段仍未發(fā)生井壁失穩(wěn)復(fù)雜，表現(xiàn)出良好的井筒強(qiáng)化效果。順北5-7井奧陶系地層井徑擴(kuò)大率統(tǒng)計(jì)結(jié)果見圖3。可以看出，順北5-7井采用密度1.43g/cm3的水基鉆井液施工的井段平均井徑擴(kuò)大率高達(dá)31.56%，其中7235～7263.21m井段鉆遇破碎性地層時，平均井徑擴(kuò)大率高達(dá)71.89%，最大井徑擴(kuò)大率128.28%，井壁失穩(wěn)嚴(yán)重。轉(zhuǎn)換油基鉆井液后，所施工的奧陶系地層平均井徑擴(kuò)大率為12.22%，其中破碎性地層平均井徑擴(kuò)大率僅為16.62%，表明LVHS OBM鉆井液對于奧陶系破碎性地層具有優(yōu)異的井壁穩(wěn)定效果。

圖3 順北5-7井奧陶系地層井徑擴(kuò)大率Fig.3 Well diameter expansion rate of Ordovician formation in Well Shunbei 5-7

圖4 順北5-7井儲層段防漏堵漏效果統(tǒng)計(jì)Fig.4 Plugging effect of the reservoir section in Well Shunbei 5-7

3.2 防漏堵漏效果

順北5-7井在堵漏材料類型與尺寸選擇受限的情況下，通過現(xiàn)場堵漏工藝的合理選擇，在逐次降低鉆井液密度和排量的同時，采用密度1.25 ～1.29g/cm3的堵漏漿實(shí)施堵漏作業(yè)18次，成功將奧陶系裂縫性灰?guī)r地層鉆井液漏失量控制在0.44m3/h以內(nèi)，有效降低了油基鉆井液的損耗。順北5-7井儲層段防漏堵漏效果統(tǒng)計(jì)見圖4。可以看出，漏失初期，通過逐次降低密度并結(jié)合使用以段塞堵漏為主、隨鉆堵漏為輔的方式，堵漏成功率較高，均能實(shí)施有效封堵。但隨著下部裂縫發(fā)育地層的揭開，雖然油基鉆井液中防漏堵漏材料的濃度及顆粒尺寸均明顯增加，但初始漏失量仍呈現(xiàn)出明顯增大的趨勢，表明地層漏失通道變大，油基鉆井液中的防漏堵漏材料的顆粒尺寸及粒度級配難以與其有效匹配，堵漏效果不佳。

3.3 儲層保護(hù)效果

順北5-7井酸壓完井后，采用?8mm油嘴、?30mm孔板自噴求產(chǎn)，油壓36.4MPa，套壓31.5MPa，小時產(chǎn)油19.8m3，折合日產(chǎn)氣136535m3，成為順北油氣田在一區(qū)Ⅴ號主干斷裂帶上的一口高產(chǎn)井。分析認(rèn)為，該井儲層段采用油基鉆井液施工，為進(jìn)一步提高儲層保護(hù)效果，以石灰石代替重晶石作為配制油基鉆井液的加重劑，并選擇不同粒度級配的高強(qiáng)支撐劑、超細(xì)碳酸鈣等可酸溶剛性材料作為堵漏用骨架支撐材料，有效降低了鉆井過程中因固相顆粒侵入造成的儲層損害，取得了較好的儲層保護(hù)效果。

4 結(jié)論與建議

1)油基鉆井液在順北5-7井超深層奧陶系地層表現(xiàn)出優(yōu)異的封堵防塌性能和儲層保護(hù)效果，為超深層破碎性地層井壁穩(wěn)定問題的解決提供了新的思路。

2)油基鉆井液性能現(xiàn)場調(diào)控時應(yīng)注意潤濕劑、有機(jī)土和親油膠質(zhì)的適時補(bǔ)充，以增強(qiáng)鉆井液沉降穩(wěn)定性和乳化穩(wěn)定性、降低濾失量并優(yōu)化體系流變性能。

3)“密度控制”與“隨鉆堵漏+段塞堵漏”相結(jié)合的堵漏工藝是實(shí)施小井眼儲層段油基鉆井液堵漏的有效手段，能夠有效降低超深層奧陶系地層油基鉆井液的損耗。

4)對于裂縫發(fā)育的灰?guī)r儲層，小尺寸井眼條件下，受到儲層保護(hù)需要及鉆具組合中螺桿間隙過小的影響，防堵漏材料的類型及顆粒尺寸選擇受限，且濃度不宜過高，油基鉆井液防漏堵漏效果仍有待提高。

5)建議加強(qiáng)對奧陶系地層裂縫發(fā)育程度的分析與認(rèn)識，開發(fā)油基鉆井液用可酸溶的智能型堵漏材料，提高小井眼條件下的油基鉆井液防漏堵漏成功率，為油基鉆井液在超深層奧陶系地層的推廣應(yīng)用提供技術(shù)支撐。