周 巖, 陳金霞, 闞艷娜, 李 澤, 李紅濤, 劉 林

(1.中國石油天然氣股份有限公司冀東油田分公司， 唐山 063299；2.西南石油大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室， 成都 610500)

南堡2、3號構造油氣資源儲量豐富，是冀東油田的主力勘探區(qū)塊。但該區(qū)塊中深層鉆完井周期長，鉆井液漏失問題嚴重。對該區(qū)塊中的26口井中深層鉆遇的107次復雜工況開展統(tǒng)計，其中發(fā)生漏失的井數(shù)為14口，發(fā)生次數(shù)達64次，共漏失鉆井液3 684 m3。南堡2、3號構造的漏失問題已成為嚴重制約該區(qū)域油氣資源高效開發(fā)的瓶頸。

鉆井液漏失問題一直是中外學者關注的重點，大量學者在該領域開展了卓有成效的研究。Morita等[1]認為可結合水力壓裂試驗來確定漏失壓力，水力壓裂試驗時的峰值壓力為漏失壓力。Verga等[2]指出漏失的發(fā)生與裂縫的寬度有明顯的聯(lián)系，此外孤立的天然裂縫的漏失特性與裂縫網(wǎng)絡的漏失特性截然不同。金衍等[3]指出裂縫、溶洞發(fā)育，且鉆井過程中激動壓力過大和地層壓力敏感是引起奧陶系碳酸鹽巖地層井漏的主要原因。石林等[4]把鉆井液的漏失分為自然漏失和壓裂漏失，并對孔隙壓力、漏失壓力和破裂壓力之間的關系進行了分析。李大奇等[5]從漏失機理出發(fā)，將漏失分為張開型裂縫/溶洞性漏失、閉合裂縫重張擴展性漏失和壓裂性漏失三種情況，并提出了不同漏失類型下的漏失壓力模型。舒剛[6]指出漏失速率主要取決于漏失壓差和裂縫寬度，而鉆井液的黏度影響較小。Jr等[7]應用離散元模擬法和顆粒流體動力學的歐拉法，模擬了裂縫性地層鉆井液固相顆粒的沉降運移情況。沈海超等[8]指出漏失機理及漏層位置分析是堵漏作業(yè)的首要環(huán)節(jié)，應在漏失力學機理及漏失性質的基礎上制訂針對性技術方案。皇凡生[9]基于流量均衡原理，建立了赫巴型鉆井完井液在離散裂縫網(wǎng)絡中的漏失數(shù)學模型，通過求解確定了天然裂縫網(wǎng)絡漏失動態(tài)的特有特征及規(guī)律，并提出以此作為裂縫性漏失和孔隙性漏失的判別規(guī)律。張磊等[10]指出裂縫性漏失分為天然裂縫性漏失和誘導裂縫性漏失，非致漏裂縫在鉆井液的作用下逐漸擴展并與其他裂縫連通，并最終導致裂縫性漏失。李云峰等[11]指出南堡2號構造儲層壓力敏感，密度窗口窄，漏失問題嚴重，建議采用水平井微流量精細控壓技術鉆進以避免鉆井液漏失問題。

目前尚未見文獻針對南堡2、3號構造中深層硬脆性泥巖的漏失機理開展系統(tǒng)研究，該區(qū)塊的鉆井液漏失問題依然突出。現(xiàn)場統(tǒng)計資料顯示南堡2、3號構造的漏失主要集中在東營組及沙一段等深層硬脆性泥巖地層。開展硬脆性泥巖的漏失機理研究對節(jié)約南堡構造整體鉆井成本，減少鉆井周期具有積極效果。

1 南堡構造深層硬脆性泥巖微組構分析

礦物含量是影響巖石物理性質的重要因素，采用X射線衍射儀分析了南堡2、3號構造深層泥巖試樣的礦物組分及黏土礦物含量，結果如圖1所示。

圖1 巖石礦物成分Fig.1 Rock mineral composition

南堡2、3構造深層泥巖主要以黏土礦物及石英為主，測試巖樣黏土平均含量為44.13%，以伊利石為主，不含蒙脫石，但伊/蒙混層平均值達34.03%，使得巖樣具備一定的水化膨脹能力；石英含量為19.45%～34.9%，平均為29.71%，巖性表現(xiàn)為硬脆性，在應力擾動的情況下容易出現(xiàn)裂縫。

利用掃描電鏡對巖樣的微觀結構進行觀測，觀測結果如圖2所示。

圖2 巖石微觀結構Fig.2 Rock microstructure

根據(jù)掃描電鏡結果可見，該區(qū)塊深層泥巖結構較為致密，發(fā)育有微裂縫及微孔洞，可見絲縷狀伊利石，未見膨脹性蒙脫石。通常該類泥巖具有典型的硬度高、脆性較強等特點。該類巖石水化膨脹能力不強，但微裂縫力學弱面效應較明顯。鉆井過程中，在鉆井正壓差以及毛管力的作用下，工作液濾液沿天然微裂縫或應力誘導縫侵入地層，易引起井漏。

2 南堡構造深層硬脆性泥巖理化特征分析

室內采用滾動回收率測量方法并測量浸泡16 h后的線性膨脹率，對南堡中深層泥巖進行了理化性能測試，實驗結果如圖3所示。

圖3 清水回收率及線性膨脹率測試結果Fig.3 Test results of water recovery rate and linear expansion rate

實驗結果表明，南堡2、3號構造中深層泥巖清水滾動回收率在80%～93%，膨脹率為15.87%～21.22%。據(jù)此可見該區(qū)塊硬脆性泥巖水化膨脹能力不強，具有較高的滾動回收率，微裂縫發(fā)育。

采用標準巖樣(長50 mm，直徑25 mm)，利用三軸壓縮實驗測試該區(qū)塊硬脆性泥巖力學性質，為分析鉆井液對巖樣的影響，對部分巖樣進行了鉆井液浸泡處理。實驗條件及結果見如表1所示，三軸實驗后的部分巖樣破壞形態(tài)如圖4所示。

圖4 三軸壓縮實驗后巖樣破壞形態(tài)Fig.4 Failure mode of rock sample after triaxial compression test

據(jù)三軸實驗測試結果可見，該區(qū)塊巖石強度具有較明顯的圍壓效應，結合前述微組構分析認為該區(qū)塊泥巖微裂縫發(fā)育，弱面效應較明顯，而高圍壓下的巖樣被壓實，微裂紋對巖樣強度的影響降低。對比干巖樣及鉆井液浸泡后的巖樣可見，雖然硬脆性泥巖不含蒙脫石等水敏性礦物，但巖樣遇水后強度仍出現(xiàn)較明顯的下降。其原因為鉆井液液相沿微裂紋侵入巖樣，并在裂紋內堆積，當超過臨界值后，弱面被激活，巖樣整體膠結程度降低，力學強度減弱。從圖4可見，三軸壓縮實驗后的巖樣破壞狀態(tài)均表現(xiàn)為沿裂縫面的張性劈裂破壞，表明微裂縫對該區(qū)塊硬脆性泥巖的強度及破壞方式均具有顯著的影響。

利用水力壓裂法測取了NP3-20的破裂壓力和最小水平主應力，該井某深度的最大水平主應力計算方式為

表1 南堡2、3號構造深層泥巖三軸壓縮實驗結果Table 1 Triaxial compression test results of deep mudstone in Nanpu 2 and 3 structures

σH=3σh-pf-αpp+σt

(1)

式(1)中：σH為最大水平主應力，MPa；σh為最小水平主應力，MPa；pf為地層破裂壓力，MPa；pp為地層孔隙壓力，MPa；σt為巖石抗拉強度，MPa；α為Biot系數(shù)。

水力壓裂實驗測試結果如表2所示。

表2 水力壓裂實驗測試結果Table 2 Results of hydraulic fracturing experiment

3 南堡2、3號構造漏失機理分析

井漏大體分為張開型裂縫/溶洞性漏失、閉合裂縫重張擴展性漏失和壓裂性漏失三種情況。壓裂性漏失為井筒裸露地層為完整或僅存閉合裂縫的地層,鉆井過程中因井筒壓力過大，使地層破裂或裂縫開啟，產(chǎn)生人工誘導裂縫，導致鉆井液漏失。裂縫擴展性漏失為井筒裸露地層存在開度較小的非致漏天然裂縫，在壓力、溫度、流體流動等作用下逐漸變寬，最終形成致漏裂縫而漏失。大型裂縫溶洞性漏失為井筒裸露地層裂縫和溶洞發(fā)育引起漏失通道尺寸變大，鉆井液可在壓差作用下自由流入地層?，F(xiàn)對南堡2、3號構造的漏失原因及其機理開展統(tǒng)計分析?，F(xiàn)場統(tǒng)計資料表明，南堡2、3號構造井漏復雜突出，占復雜事故中的59.8%。發(fā)生井漏的地層多為泥巖、砂泥巖互層，井漏發(fā)生相關性統(tǒng)計如圖5所示。

圖5 井漏復雜事故統(tǒng)計Fig.5 Statistics of complex leakage accidents

從圖5可見南堡2、3號構造中井漏多發(fā)于鉆進過程中的微裂縫發(fā)育的泥巖地層，部分漏失層位信息、漏失鉆井液密度等信息如表3所示。

由表3可見，漏失層位巖性以泥巖為主，部分含有凝灰?guī)r。對該區(qū)塊中存在大段硬脆性泥巖的東營組及沙一段地層開展漏失機理分析。該地層孔隙壓力系數(shù)普遍在1.01～1.23，最小水平主應力梯度為1.95 MPa/100 m左右，最大水平主應力為2.63 MPa/100 m，該地區(qū)地應力大小順序為最大水平主應力≥上覆地層壓力>最小水平主應力，該地區(qū)地應力為潛在正斷層應力型或潛在走滑型應力型。結合式(1)可得東營組、沙一段地層破裂壓力為2.3～2.6 MPa/100 m，結合該地區(qū)漏失壓力當量密度普遍低于1.47 g/cm3，判斷認為該地區(qū)井漏不是壓裂性漏失。

閉合裂縫重張延伸漏失主要發(fā)生在微裂縫發(fā)育的地層，裂縫性地層漏失壓力等于微裂縫張開所需井下壓力。裂縫性漏失壓力由于地層縫間抗拉強度為零，在計算裂縫性漏失壓力時不需要考慮地層抗拉強度的影響。裂縫性地層裂縫重張延伸壓力與區(qū)域最小水平主應力大小接近?，F(xiàn)場資料表明：NP3-20井沙河街組最小水平主應力梯度為1.95 MPa/100 m,井漏鉆井液密度最高為1.47 g/cm3，加上鉆井過程中循環(huán)壓耗附加值，井底有效液柱壓力當量密度在1.6 g/cm3左右，井底有效液柱壓力仍然低于最小水平主應力，判斷認為南堡2、3號構造井漏類型不屬于閉合裂縫張開延伸漏失。

表3 漏失層位及鉆井液信息Table 3 Information of leakage layer and its drilling fluid

結合南堡2、3號構造東營組、沙一段地層孔隙壓力系數(shù)多為1.02～1.23，漏失鉆井液當量密度1.28～1.47 g/cm3，略高于地層孔隙壓力當量密度，判斷認為南堡2、3號構造井漏多為張開型裂縫性漏失，現(xiàn)場井漏漏失量普遍低于100 m3，這些漏失多為硬脆性泥巖、砂泥巖互層膠結面裂縫漏失造成的。從該區(qū)塊巖樣微組構及三軸壓縮實驗可知，在鉆進過程中，在鉆井液柱壓力及微裂縫毛管壓力作用下，鉆井液將沿微裂縫侵入地層，硬脆性泥巖水化后強度降低，并產(chǎn)生水力尖劈作用，進一步造成地層的破碎，引起井漏。

NP3-19及NP3-20兩口井在東營組一段均發(fā)生惡性漏失，鉆井液漏失量分別為584 m3和586 m3，引發(fā)嚴重井漏，判斷認為漏失原因為鉆遇了斷層。在部分原生裂紋不發(fā)育的原狀泥巖地層，夾雜部分砂層，巖石呈現(xiàn)出硬脆性。鉆井過程中由于卸荷導致應力釋放、鉆具機械擾動極易引發(fā)井壁巖石破裂，易造成沿薄泥層劈裂或滑移，而水化作用會加劇巖石沿薄泥層的破壞，從而為鉆井液侵入提供新的次生通道，誘發(fā)井漏。

4 南堡2、3號構造漏失對策

通過對南堡2、3號構造的井漏事故統(tǒng)計及機理分析，明確了該區(qū)塊的漏失原因主要以張開型裂縫性漏失為主。硬脆性泥巖地層微裂縫發(fā)育，液相沿裂縫侵入地層，水化后地層強度降低明顯，裂紋寬度拓展，造成井漏的發(fā)生。但通過井漏復雜事故統(tǒng)計(圖5)可見，南堡2、3號構造發(fā)生漏失的原因較為復雜，除張開型裂縫性漏失外，還部分夾雜其他因素。因此特提出以下四點應對措施。

(1)對于含節(jié)理、微裂縫本身較發(fā)育的泥巖層漏失，應降低鉆井液密度，提高鉆井液封堵性能，降低鉆井液沿弱面侵入的深度。

(2)對于原生裂紋發(fā)育不充分的裂縫擴張型漏失，在降低鉆井液密度，提高鉆井液封堵性能的同時，應降低下鉆及開泵引起的井底壓力激動。這是由于裂縫開度對井底壓力敏感，當井底壓力過大時，裂縫開度變大，若超過臨界寬度，則會發(fā)生漏失。

(3)對于壓裂型漏失，應加強高滲低壓砂層地層破裂壓力預測(考慮注水開采等)，同時降低鉆井液密度，優(yōu)化作業(yè)參數(shù)設計及工程管理，避免重漿憋漏地層等再次發(fā)生。

(4)對于大型裂縫性漏失，應在鉆前加強斷層及大型裂縫發(fā)育預測，避免惡性漏失。若鉆遇斷層，應視漏失情況調整井底鉆井液密度，采用堵漏作業(yè)或清水(海水)強鉆等作業(yè)措施予以應對。

5 結論

(1)南堡2、3號構造深層泥巖硬脆性，水化膨脹能力不強，原生裂縫發(fā)育。液相沿裂縫侵入巖樣后，其力學強度明顯下降，破壞形態(tài)表現(xiàn)為沿弱面的張性劈裂破壞，微裂縫對硬脆性泥巖理化性質影響顯著。

(2)南堡2、3號構造漏失多出現(xiàn)在鉆進至裂縫發(fā)育的硬脆性泥巖地層。明確了南堡2、3號構造的井漏類型為張開型裂縫性漏失。鉆井液在鉆井壓差及毛管力作用下沿裂縫侵入地層，造成地層強度下降，裂紋寬度拓展，進一步誘發(fā)井漏。并針對南堡2、3號構造的漏失原因及機理，提出了相應的漏失應對措施。