胡清富， 劉春來， 牟少敏， 李增樂， 司小東

（1.中國石油集團(tuán)大慶鉆探工程公司國際事業(yè)部, 黑龍江大慶 163411；2.中國石油集團(tuán)大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院, 黑龍江大慶163413；3.中國石油集團(tuán)長城鉆探工程有限公司國際事業(yè)部, 北京 100101）

東巴油田位于伊拉克首都巴格達(dá)東部，美索不達(dá)米亞前淵拗陷構(gòu)造上，已探明石油儲量約10.96×108t（80 億桶）。該油田主要包括 South-1 區(qū)塊和South-2區(qū)塊，其中South-2區(qū)塊地質(zhì)條件比較復(fù)雜，上部地層的Upper Fars組以褐色泥巖為主，Lower Fars組為鹽巖、石膏和綠泥石互層，Jeribe組為白云巖；中部地層依次為Bajawan組、Tarjil組、Jaddala組和Aaliji組，主要巖性為石灰?guī)r；下部地層依次為 Shiranish組、Hartha組、Sadi組、Tanuma組和Khasib組，主要巖性為灰?guī)r，其中Tanuma組底部泥頁巖厚度約35 m。Khasib組是South-2區(qū)塊最重要的待開發(fā)儲層，在油氣富集帶的厚度約30 m。South-2區(qū)塊第一批油井有18口，包括14口以Khasib組為目的層的水平井。2019年2月，該區(qū)塊第一口以Khasib組為目的層的水平井EBSK-8-2H井開鉆，設(shè)計為直導(dǎo)眼側(cè)鉆水平井，設(shè)計完鉆井深3 499 m，采用四開井身結(jié)構(gòu)。該井三開定向鉆至井深2 497 m時發(fā)生卡鉆，解卡失敗后回填井眼重新側(cè)鉆，但鉆至井深2 562 m時再次發(fā)生卡鉆，解卡失敗而導(dǎo)致井眼報廢。分析認(rèn)為，卡鉆原因是Tanuma組底部的泥頁巖層發(fā)生坍塌。因此，有效解決Tanuma組泥頁巖坍塌問題，是實現(xiàn)South-2區(qū)塊Khasib組儲層有效開發(fā)的關(guān)鍵。

針對Tanuma組泥頁巖坍塌難題，通過分析泥頁巖礦物結(jié)構(gòu)、孔縫發(fā)育情況以及水化特性，確定了泥頁巖坍塌機理，優(yōu)選了封堵劑N-Seal和抑制劑U-HIB等關(guān)鍵處理劑，對原氯化鉀聚磺鉆井液配方進(jìn)行了優(yōu)化，形成了泥頁巖高效防塌鉆井液，并在3口水平井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，均順利鉆穿Tanuma組泥頁巖層，無明顯井壁剝落掉塊現(xiàn)象，且完鉆后起下鉆正常，順利下入套管并完成固井。

1 Tanuma 組泥頁巖坍塌原因分析

泥頁巖層井壁坍塌是鉆井作業(yè)的常見問題，不同區(qū)塊泥頁巖坍塌機理不盡相同，但主要原因是鉆井液靜液柱壓力低于泥頁巖層坍塌壓力，或鉆井液侵入地層導(dǎo)致泥頁巖水化分散，引起巖石強度降低，一般二者兼而有之[1–4]。為此，對東巴油田Tanuma組泥頁巖的礦物組成、水化特性以及孔縫發(fā)育情況進(jìn)行了分析研究，以確定其井壁坍塌機理。

1.1 礦物組成分析

應(yīng)用X射線衍射儀對Tanuma組泥頁巖礦物組成及黏土礦物含量進(jìn)行了測試[5]，結(jié)果見表1。

表1 Tanuma組泥頁巖礦物組成分析結(jié)果Table 1 Mineral composition analysis of Tanuma shale

從表1可以看出，Tanuma組泥頁巖黏土礦物含量較高，最低也達(dá)到36.60%。

應(yīng)用X射線衍射儀對巖樣中黏土礦物的組成進(jìn)行了測試，結(jié)果發(fā)現(xiàn)主要以伊/蒙混層、高嶺石為主，其中伊/蒙混層含量最大。伊/蒙混層為蒙脫石和伊利石的混合晶層，層間分子作用力弱，水分子容易進(jìn)入晶層之間，引起晶格膨脹，從而導(dǎo)致鉆井過程中易出現(xiàn)井眼失穩(wěn)現(xiàn)象[6–11]。

1.2 巖樣孔縫發(fā)育

應(yīng)用掃描電子顯微鏡觀察Tanuma組泥頁巖巖樣的孔隙/裂縫特征、類型和產(chǎn)狀，并測量孔縫尺寸[12–17]。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，巖樣具有明顯的層理，且裂縫發(fā)育度較高，尺度基本為微米級和納米級，如圖1所示。其中，縫寬500 nm以內(nèi)的微孔縫約占總孔縫的40%，縫寬0.5～10 μm的孔縫約占總孔縫的50%。分析認(rèn)為，由于Tanuma組泥頁巖層裂縫發(fā)育，在鉆井過程中，鉆井液可通過層理或孔縫侵入地層，導(dǎo)致泥頁巖內(nèi)部應(yīng)力結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，造成井壁坍塌[18–20]。因此，Tanuma組泥頁巖層中普遍發(fā)育的微裂縫是井眼失穩(wěn)的主要原因。

圖1 Tanuma組泥頁巖巖樣孔縫發(fā)育情況Fig.1 Pore and fracture development in samples of Tanuma shale

1.3 水化膨脹特性試驗

采用文獻(xiàn)[21]中的方法，將Tanuma組泥頁巖巖屑顆粒，放入裝有350 mL蒸餾水的老化罐中，在高溫滾子爐中老化（80 ℃ 溫度下熱滾 16 h）后，測得巖屑回收率為62.4%，說明Tanuma組泥頁巖具有較強的水化分散性。同時，使用頁巖膨脹儀對其水化膨脹特性進(jìn)行測試，結(jié)果見圖2。

圖2 Tanuma組泥頁巖水化膨脹試驗結(jié)果Fig.2 Hydration swelling test of Tanuma shale

從圖2可以看出，在鉆井液濾液侵入巖樣后，會導(dǎo)致泥頁巖快速膨脹，在短時間內(nèi)巖樣的線性膨脹率增至12%以上。

上述室內(nèi)試驗及測試結(jié)果表明，Tanuma組泥頁巖具有黏土礦物含量高、水敏性較強、宏觀層理發(fā)育明顯、微觀孔縫發(fā)育度高和水化膨脹速率快的特點，在鉆井過程中，鉆井液濾液通過孔縫侵入地層后，使黏土礦物迅速水化膨脹，導(dǎo)致泥頁巖井段井壁坍塌，引起卡鉆等井下故障。

2 高效防塌鉆井液配方優(yōu)選及性能試驗

根據(jù)Tanuma組泥頁巖坍塌機理，確定了加強物理封堵和化學(xué)抑制的防塌思路，通過優(yōu)選高效封堵劑和強抑制劑，對該油田原來應(yīng)用的氯化鉀聚磺鉆井液配方進(jìn)行了優(yōu)化，形成了Tanuma組泥頁巖高效防塌鉆井液。

2.1 關(guān)鍵處理劑優(yōu)選

高效封堵劑及強抑制劑是研制高效防塌鉆井液的關(guān)鍵，為此，通過納米濾膜封堵試驗及頁巖膨脹試驗，進(jìn)行了封堵劑及抑制劑優(yōu)選。

2.1.1 高效封堵劑優(yōu)選

改善濾餅質(zhì)量和提高鉆井液封堵性能是保持泥頁巖地層井壁穩(wěn)定的重要手段[22–27]，針對Tanuma組泥頁巖層微納米級孔縫發(fā)育的特點，選擇FT-1、NSI、N-JC、N-CaCO3、N-Seal和 N-Polymer等 6種封堵劑，進(jìn)行了其封堵性能評價試驗。取200 mL清水，加入2%封堵劑，采用超聲分散30 min；另取8%膨潤土基漿200 mL，混合并高速攪拌20 min后放入老化罐中，在120 ℃溫度下熱滾16 h，然后測試其微孔濾膜30 min累計濾失量。由于濾失量與濾失時間的平方根成正比關(guān)系，記錄下1和30 min的濾失量，可繪制出濾失量和濾失時間平方根的關(guān)系曲線，曲線與縱坐標(biāo)軸的交點即為瞬時濾失量，試驗結(jié)果見表2。

表2 6種封堵劑的性能評價試驗結(jié)果Table 2 Performance evaluation of six plugging agents

從表2可以看出，基漿加入6種封堵劑后的瞬時濾失量和累計濾失量均在減少，靜濾失速率均在降低。其中，基漿加入封堵劑N-Seal后，瞬時濾失量下降明顯，靜濾失速率最低，累計濾失量最低，表明其對納米級孔縫封堵效果更好。因此，選擇封堵劑N-Seal用于配制高效防塌鉆井液。

2.1.2 抑制劑優(yōu)選

EBSK-8-2H井在應(yīng)用氯化鉀聚磺鉆井液鉆進(jìn)Tanuma組泥頁巖層時井壁發(fā)生坍塌，說明該鉆井液的泥頁巖抑制性能達(dá)不到要求。室內(nèi)試驗也發(fā)現(xiàn)，Tanuma組泥頁巖的水化膨脹速率快，因此除了增強鉆井液封堵性，還需優(yōu)選抑制性能更強的抑制劑，以提高鉆井液抑制性。選擇ECSOW、HIB、HIB-INH和U-HIB等4種抑制劑，采用文獻(xiàn)[21]中的方法，測試現(xiàn)場回收巖屑在清水、4%膨潤土基漿、4%膨潤土基漿+1%抑制劑中的滾動回收率和線性膨脹率，結(jié)果見圖3和圖4。

圖3 Tanuma組巖屑滾動回收試驗結(jié)果Fig.3 Rolling recovery rate test of rock debris in Tanuma Formation

圖4 Tanuma組巖屑線性膨脹評價試驗結(jié)果Fig.4 Linear expansion test of rock debris in Tanuma Formation

從圖3和圖4可以看出，基漿在加入抑制劑后，巖屑的滾動回收率均達(dá)到96%以上，線性膨脹率均有明顯降低。其中，基漿加入抑制劑U-HIB后，巖屑的線性膨脹率最低、滾動回收率最高，表明抑制劑U-HIB具有更強的抑制能力。因此，選擇抑制劑U-HIB配制高效防塌鉆井液。

2.2 高效防塌鉆井液配方及性能評價

以EBSK-8-2H井應(yīng)用的氯化鉀聚磺鉆井液（配方為2.0%膨潤土+0.4%增黏劑CMC-LV+0.4%增黏劑PAC-LV+5.0%抑制劑KCl+1.0%降濾失劑SPNH+1.0%降濾失劑SMP+1.0%抑制劑AP-1+2.0%抑制劑Glycol+2.0%封堵劑SOLTEX+0.3%流性調(diào)節(jié)劑PHPA+3.0%超細(xì)碳酸鈣+0.1%增黏劑XC）為基礎(chǔ)，用抑制劑U-HIB替換抑制劑AP-1，并加入封堵劑N-seal配合超細(xì)碳酸鈣，以增強鉆井液的封堵能力。通過室內(nèi)復(fù)配試驗，最終確定了高效防塌鉆井液的配方：2.0%膨潤土+0.4%增黏劑CMC-LV+0.4%增黏劑PAC-LV+5.0%抑制劑KCl+1.0%降濾失劑SPNH+1.0%降濾失劑SMP+1.0%抑制劑U-HIB+2.0%抑制劑Glycol+2.0%封堵劑SOLTEX+0.3%流性調(diào)節(jié)劑PHPA+2.0%封堵劑N-seal+3.0%超細(xì)碳酸鈣+0.1%增黏劑XC。

為了確保高效防塌鉆井液滿足Tanuma組泥頁巖安全鉆進(jìn)的需要，通過室內(nèi)試驗評價了其流變性、封堵性和抑制性，并與氯化鉀聚磺鉆井液進(jìn)行了對比。

2.2.1 流變性試驗

前期的鉆井實踐及室內(nèi)研究發(fā)現(xiàn)，鉆井液密度為1.50～1.65 kg/L時可以保證Tanuma組泥頁巖井段井壁穩(wěn)定，為此，分別配制了密度為1.55，1.60和1.65 kg/L（加重劑為重晶石粉）的高效防塌鉆井液和氯化鉀聚磺鉆井液，采用六速旋轉(zhuǎn)黏度計，對其流變性進(jìn)行了測試，結(jié)果見表3。從表3可以看出，隨著密度增大，高效防塌鉆井液的流變性保持良好，與氯化鉀聚磺鉆井液相當(dāng)，且API濾失量低于氯化鉀聚磺鉆井液，表明高效防塌鉆井液更有利于保持井壁穩(wěn)定，能更好地滿足Tanuma組泥頁巖安全鉆進(jìn)的需求。

表3 高效防塌鉆井液和氯化鉀聚磺鉆井液流變性試驗結(jié)果Table 3 Rheology test of high-efficiency anti-sloughing drilling fluid and KCl/polysulfonate drilling fluid

2.2.2 封堵性試驗

配制密度為1.40 kg/L的氯化鉀聚磺鉆井液和高效防塌鉆井液，選用現(xiàn)場Tanuma組泥頁巖巖樣，采用鉆井液封堵性能評價儀進(jìn)行封堵性能試驗[28]，試驗壓力為3.5 MPa。試驗結(jié)果發(fā)現(xiàn)，氯化鉀聚磺鉆井液和高效防塌鉆井液的瞬時濾失量分別為3.1和1.3 mL，30 min 濾失量分別為 17.6 和 11.2 mL。這表明與氯化鉀聚磺鉆井液相比，高效防塌鉆井液的封堵性能有了明顯改善，能夠?qū)崿F(xiàn)Tanuma組泥頁巖的有效封堵。

使用鉆井液封堵性能評價儀，測試高效防塌鉆井液對200 μm模擬裂縫的封堵承壓能力。初始壓力為 0.5 MPa，維持壓力不變，3 min 后測量濾失量；然后壓力增大 0.5 MPa至 1.0 MPa，維持壓力不變，3 min后測量濾失量；依照此方法，每次增加0.5 MPa，直至壓力達(dá)到 6.0 MPa。試驗結(jié)果發(fā)現(xiàn)，2.0 和 2.5 MPa壓力下的濾失量分別為1.5和2.0 mL，其他壓力條件下的濾失量均為0?？梢姡咝Х浪@井液具有良好的封堵承壓能力。

2.2.3 抑制性試驗

根據(jù)泥頁巖理化性能試驗方法[21,29]，對Tanuma組泥頁巖巖屑在清水、氯化鉀聚磺鉆井液和高效防塌鉆井液中的滾動回收率進(jìn)行了測試。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，巖屑在清水、氯化鉀聚磺鉆井液和高效防塌鉆井液中的滾動回收率分別為66.4%、92.4%和96.6%，表明高效防塌鉆井液的抑制性最強。

將Tanuma組泥頁巖巖屑粉碎后壓制成巖心柱，應(yīng)用頁巖膨脹儀測試其在清水、氯化鉀聚磺鉆井液和高效防塌鉆井液中的線性膨脹率，結(jié)果見圖5。

圖5 高效防塌鉆井液的抑制性評價試驗結(jié)果Fig.5 Inhibition evaluation test of high-efficiency antisloughing drilling fluid

從圖5可以看出，巖心柱在氯化鉀聚磺鉆井液和高效防塌鉆井液中的線性膨脹率明顯低于在清水中的線性膨脹率，其16 h泥頁巖膨脹率分別為7.98%和4.87%。其中，巖心柱在高效防塌鉆井液中的線性膨脹率最低，說明與氯化鉀聚磺鉆井液相比，高效防塌鉆井液對Tanuma組泥頁巖的抑制性更強。

3 現(xiàn)場試驗

高效防塌鉆井液在東巴油田EBSK-5-5H井、EBSK-2-2H井和EBSK-3-3H井進(jìn)行了試驗，均成功鉆穿Tanuma組泥頁巖層段，取得了良好的井眼穩(wěn)定效果，順利鉆至設(shè)計井深，試驗效果見表4。

表4 高效防塌鉆井液在3口水平井中的試驗效果Table 4 Field test of high-efficiency anti-sloughing drilling fluid in three horizontal wells

現(xiàn)以EBSK-5-5H井為例，介紹高效防塌鉆井液的現(xiàn)場試驗情況。

EBSK-5-5H井為水平井，目的層為Khasib組，設(shè)計完鉆井深3 806 m，采用四開井身結(jié)構(gòu)：一開采用?444.5 mm 鉆頭鉆至井深 250 m，?339.7 mm 套管下深 250 m；二開采用?311.1 mm 鉆頭鉆至井深 1 921 m，?244.5 mm 套管下深 1 920 m；三開采用?215.9 mm鉆頭鉆至井深 2 642 m，?177.8 mm 尾管下深 2 640 m；四開采用?152.4 mm 鉆頭鉆至井深 3 806 m，裸眼完井。

該井 Tanuma 組泥頁巖井段為 2 508～2 625 m，設(shè)計井斜角71.6°～75.5°，應(yīng)用高效防塌鉆井液鉆進(jìn)，配方為2.0%膨潤土+0.4%增黏劑CMC-LV+0.4%增黏劑PAC-LV+5.0%抑制劑KCl+1.0%降濾失劑SPNH+1.0%降濾失劑SMP+1.0%抑制劑U-HIB+2.0%抑制劑Glycol+2.0%封堵劑SOLTEX+0.3%流性調(diào)節(jié)劑PHPA+2.0%封堵劑N-seal+0.1%增黏劑XC，加重材料選用重晶石粉。鉆井液基本性能為：密度 1.60 kg/L，漏斗黏度 72 s，API濾失量 1.4 mL。

該井鉆至井深2 510 m時鉆遇Tanuma組泥頁巖，在鉆井液中補充2.0%～4.0% N-Seal和1.0%～1.5% U-HIB，以強化鉆井液的封堵性能和抑制性能，確保泥頁巖井段井壁穩(wěn)定。該井段鉆進(jìn)后期，在鉆井液中加入了8%～10%的原油，以提高鉆井液的潤滑性能，解決定向鉆進(jìn)過程中摩阻/扭矩大和托壓問題。該井鉆至井深2 625 m后順利鉆穿Tanuma組泥頁巖層，鉆進(jìn)期間返出巖屑形狀規(guī)則，大小均勻，粒徑3～8 mm巖屑占85%以上，未出現(xiàn)井壁坍塌掉塊等井眼失穩(wěn)現(xiàn)象。

該井應(yīng)用高效防塌鉆井液鉆至井深2 642 m時三開井段完鉆，起鉆至井深2 545 m時遇阻，開泵循環(huán)清洗井眼，泵入16 m3稠漿，井口收集到粒徑2～3 cm的泥頁巖掉塊約0.35 m3。井眼清洗干凈后再次起鉆，遇阻現(xiàn)象消除，隨后泵入高含油比的稠漿，防止井壁再次發(fā)生剝落掉塊，順利起鉆至井口，下入?177.8 mm尾管固井。

4 結(jié)論及認(rèn)識

1）東巴油田South-2區(qū)塊Tanuma組泥頁巖具有黏土礦物含量高、水敏性較強、宏觀層理發(fā)育明顯、微觀孔縫發(fā)育度高和水化膨脹速率快等特點，鉆井過程中極易發(fā)生坍塌卡鉆等井下故障。

2）針對氯化鉀聚磺鉆井液防塌能力較弱的問題，優(yōu)選了抑制劑U-HIB和封堵劑N-seal，形成了高效防塌鉆井液，其泥頁巖滾動回收率高于96.0%，線性膨脹率低于5.0%，能夠?qū)崿F(xiàn)Tanuma組泥頁巖微納米級孔縫有效封堵，且能有效抑制泥頁巖中黏土礦物的水化分散。

3）東巴油田South-2區(qū)塊3口水平井的現(xiàn)場試驗表明，高效防塌鉆井液能有效解決Tanuma組泥頁巖井段井壁失穩(wěn)的問題，實現(xiàn)該區(qū)塊Khasib組儲層的有效開發(fā)。

4）高效防塌鉆井液在現(xiàn)場試驗時仍見到少量剝落掉塊，表明該防塌鉆井液的泥頁巖抑制防塌性能還需進(jìn)一步提升。