查干凹陷火山岩与泥岩地层安全钻井影响因素分析

周祥林，张麒麟，惠正文，崔玉娜，雷建宗，韩涛，甄剑武

（1.中国石化中原石油工程有限公司国内外部市场管理委员会，河南濮阳 457001；2.中国石化中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳 457001；3.中国石化中原石油工程有限公司钻井三公司，河南濮阳 457001；4.中国石化中原石油工程有限公司地球物理测井公司，河南濮阳 457001）

查干凹陷火山岩与泥岩地层安全钻井影响因素分析

周祥林1，张麒麟2，惠正文3，崔玉娜4，雷建宗3，韩涛3，甄剑武2

（1.中国石化中原石油工程有限公司国内外部市场管理委员会，河南濮阳 457001；2.中国石化中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳 457001；3.中国石化中原石油工程有限公司钻井三公司，河南濮阳 457001；4.中国石化中原石油工程有限公司地球物理测井公司，河南濮阳 457001）

中原油田内蒙探区查干凹陷火山岩地层发育，同一裸眼段含有大段玄武岩、凝灰岩、泥岩与砂岩互层，地质条件变化大且难以预测，在钻井过程中易出现井壁垮塌、缩径、卡钻、井斜等复杂情况，严重影响安全钻井。针对这些施工难点，根据“预防+巩固”的井壁稳定思路，从钻井液类型、密度、流变性以及钻进方式、钻压、轨迹控制和现场操作等方面着手，开展了火山岩与泥岩地层安全钻井影响因素分析和现场应用，提出了针对性的技术措施，取得了明显成效。2口应用井较对比井钻井液密度降低0.1 g/cm3以上，钻井周期缩短20%以上，井径扩大率降低50%以上，实现了查干凹陷深探井安全钻进。

硅酸盐；钻井液；火山岩；泥岩；井眼稳定；安全钻井；查干凹陷

国内各油气区块钻遇火山岩和与其互层的泥岩地层时，经常出现井壁坍塌掉块、井眼缩径、井漏、憋泵、卡钻和埋井下钻具等复杂情况，延长了钻井周期，增加了钻井风险和成本，制约了油气勘探开发进度[1-3]。中原油田内蒙查干凹陷火山岩地层发育，玄武岩、凝灰岩、泥岩与砂岩互层发育，容易坍塌掉块和缩径。为防止玄武岩坍塌，通常被动地采取提高钻井液密度的方法来维持钻井液对井壁的支撑力度，但井壁失稳和井下复杂情况依然较为严重，常有大量玄武岩掉块返出地面，影响钻井时效。为了实现火山岩地层的安全钻井，需要分析其主要影响因素，为现场应用提供指导。

1 钻井难点

查干凹陷主要层位为苏红图组（苏二段、苏一段）和巴音戈壁组（巴二段、巴一段）。苏红图组存在大段火山岩、泥岩与砂岩互层，火山岩岩性复杂，主要为玄武岩、安山岩、火山角砾岩和凝灰岩，以玄武岩最为发育，埋深在1 000～2 800m。巴音戈壁组以泥岩、砂砾岩和粉砂岩为主。目前查干凹陷存在的钻井难点主要为:

1）火山岩地层井壁稳定性差，易坍塌[4]。火山岩和泥岩互层频繁、泥岩和凝灰岩水化膨胀减弱了对玄武岩基体的支撑，岩石基体之间由于膨胀应力而相互推挤导致基体沿缝面滑移、崩塌。火山岩裂缝发育，且较为破碎[5-6]，原始坍塌压力较高，一旦钻井液侵入，将形成压力传递，使井壁失去钻井液的压力支撑形成垮塌。

2）地层硬度高，研磨性强，可钻性差，机械钻速低，钻具磨损严重。苏红图组含有大段不连续的玄武岩，且多数地层都含砾岩。巴音戈壁组砂砾岩、泥质灰岩、灰质泥岩、砂泥岩的岩石抗压强度高达241.325MPa，研磨性极强。选用的PDC、牙轮钻头单只进尺40～80m，使用时间约50 h，严重制约了PDC、牙轮钻头的效率。

3）地层倾角大，井斜控制困难。火山岩地层倾角大，可钻性差，采用常规钟摆钻具结构轻压吊打，虽然限制了钻压，但导致机械钻速较低，现场实钻情况表明，直井段井斜依然难以控制。多次下螺杆钻具的防斜、纠斜效果不明显，井眼轨迹复杂，井下复杂情况时有发生，延长了钻井周期，增加了钻井成本。

2 井眼稳定性影响因素

查干凹陷几乎所有探井在钻井过程中，均发生井筒完整性问题，诸如火山岩坍塌、泥页岩坍塌和缩径及卡钻等，从而占据了大量的非生产时间，严重妨碍了正常的钻进作业，甚至填井重钻，造成较大的经济损失。井壁稳定问题要从工程和钻井液等多方面给予考虑，应通过“预防+巩固”的方式采取系统对策[7-8]，钻开地层初期采取必要的“预防”措施，再通过“巩固”措施解决后期的井壁稳定问题。

2.1 钻井液因素

如果钻井液设计时能考虑通过井壁封固等技术加固脆弱地层，以提高井壁的稳定性，就可有效降低钻井液密度，促进钻井提速并保证井下安全。

2.1.1 钻井液体系

查干凹陷探井先后应用了聚磺钻井液、高钙盐钻井液和硅酸盐钻井液体系钻进。聚磺钻井液缺乏足够的抑制性，火山岩和泥岩垮塌较为严重，经常出现卡钻、埋钻具现象，甚至个别井填井重钻。高钙盐钻井液具有较强的抑制性[9]，有效抑制了泥岩地层的造浆，但依然出现了玄武岩、凝灰岩掉块和井下划眼问题，直到钻井液密度逐步提高到1.44 g/cm3。硅酸盐钻井液是一种具有强抑制性、化学固壁和封堵作用的水基钻井液，可在火山岩裂缝交界面及泥页岩中发生胶凝、沉积和胶结，形成一层类似水泥的封固壳，加固近井地带[10-11]。

使用常规聚磺钻井液和高钙盐钻井液体系的完钻井，井径扩大率多在10%以上；而同区块使用硅酸钠钻井液体系钻成的意7井和意11井，井径扩大率分别只有6.20%和5.61%（见表1），井径规则，复杂时效由平均5.73%降低到1.40%。意7井钻井周期为33.63 d，较同区块井深2 000～3 000m邻井的平均钻井周期缩短16.00 d，意11井钻井周期为83.67 d，较3 000m以上深井的平均钻井周期缩短26.13 d，二者钻井周期均缩短20%以上。硅酸盐钻井液的现场成功应用，体现出其对玄武岩、凝灰岩、泥岩地层较好的井壁稳定效果，优于常规聚磺和高钙盐钻井液，满足了查干凹陷火山岩地层安全钻进和钻井提速的目的。由此可见，采用适合的钻井液体系对于预防井壁垮塌、减少井下复杂情况具有重要作用。

表1 井径扩大率对比

2.1.2 钻井液密度

在钻进过程中经常遇到的井壁坍塌、缩径、遇阻、卡钻、埋钻事故等复杂情况，都表现为井眼失稳。火山岩地层属于力学性质不稳定地层，内部裂缝发育，一旦钻穿，就会破坏原有的受力平衡，在重力和挤压力的作用下发生坍塌。此时，即使钻井液性能再好，也很难在第一时间起到稳定井壁的作用。

查干凹陷实钻情况表明，苏红图组火山岩井壁失稳属于应力型坍塌，钻开地层初期钻井液密度如低于1.30 g/cm3，就会发生井壁掉块。常规的聚磺钻井液钻开火山岩地层后，无法持续保证井壁稳定，致使上部的火山岩和泥岩地层相继垮塌；为保证安全钻进只能不断提高密度，3 000m以上深井钻井液密度均在1.40 g/ cm3以上，最高达1.47 g/cm3。通过与该区块相似井深的井对比，使用硅酸盐钻井液的意7井和意11井，在井深超过2 000m和3 000m的井中，钻井液密度最低。意11井以二开井身结构钻至3 500 m，裸眼段长度3 000m，技术难度大，钻井液密度始终控制在1.32g/cm3以内，平均降低钻井液密度0.1 g/cm3以上（见表2）。这表明硅酸盐钻井液适合查干凹陷火山岩和泥岩的钻井要求，简化了井身结构，降低了钻井、套管及固井费用，具有较大的优势。

表2 钻井液密度对比

通过强化查干凹陷火山岩和泥岩地层的抑制和封固，可以有效提高地层的稳定性。从“预防”的角度考虑，以适当的钻井液密度（1.30～1.35 g/cm3）打开火山岩地层，是保持井下安全的首要选择。从“巩固”的角度出发，钻井液对近井地带实施有效的封堵和固结，可以较低的密度持续实施安全钻进。

2.1.3 钻井液流变性

合理的钻井液流变性是井下安全的有效保障，对玄武岩、凝灰岩井段的井壁稳定具有明显的影响，既可减轻钻井液对井壁的冲蚀，又能实现对玄武岩掉块和钻屑的良好悬浮和携带。意7井钻井液黏切的调整经历了2个阶段:

1）低黏切阶段。钻井液黏度维持在60～80 s，初/终切维持在1.5/2.5～2.0/5.0Pa/Pa，动塑比小于0.30。该性能可以满足泥岩和粉砂岩的携岩需要，但玄武岩掉块的大小通常在1～2 cm，较低的黏切很难将其完全带出地面，时常发生憋钻和憋泵情况，同时钻井液对玄武岩井壁的冲刷也加剧了井壁掉块情况的发生，钻井液维护和处理比较被动。

2）高黏切阶段。适当提高钻井液黏度在90～110 s，初/终切在3.0/7.0～4.0/8.0 Pa/Pa，动塑比提高到0.35以上。该性能对于玄武岩掉块具有良好的悬浮和携带作用，由于在井壁具有一定的滞留能力，也相应起到了保护井壁的作用，基本上能满足安全钻井的需要（见表3）。

表3 意7井硅酸盐钻井液性能

2.2 钻井工程因素

2.2.1 钻头、螺杆和钻压的选择

钻头的选型、螺杆的使用以及实施的钻压都会对井壁产生重要影响[12]。牙轮钻头主要依靠冲击力对地层岩石起到破坏作用，钻压一般较高（180～220 kN），钻头在破岩过程中对新井眼具有冲击作用，对于玄武岩这类应力型崩塌的岩石，井壁掉块在所难免，表现为钻头憋钻、打倒车。同时高钻压造成钻杆在井眼内对井壁的冲击力度加大，更易造成上部玄武岩地层在撞击下破碎掉块，现场集中表现为泵压升高、上提困难等。PDC钻头+螺杆双驱组合的特点是高转速、低钻压，钻压一般为100～120 kN，钻具对井壁的冲击力度小，上部地层比较稳定。PDC钻头对岩石以切削为主，对井底围岩的冲击小，钻头周围的井壁相对稳定，使得PDC钻头+螺杆组合在火山岩地层钻进取得了较好的井壁稳定效果。但由于地层中普遍存在砾石，PDC钻头极易磨损，因此对地层岩性的要求较高。意7井1 305～1 676m井段使用PDC+螺杆钻具，进尺371m，纯钻42.08 h，机械钻速8.82m/h，创查干凹陷二开PDC单只钻头进尺最多、钻速最快的记录。该井段分布184m的火山岩以及大段的泥岩，井径扩大率4.94%，而苏红图组的平均井径扩大率为7.53%，可见PDC+螺杆钻具实施低钻压和高转速对火山岩井段井壁稳定的作用十分明显（见图1）。

图1 意7井苏红图组井径曲线

2.2.2 轨迹控制

对于直井，井斜始终保持在设计范围内非常重要，一旦井斜角过大，容易增加钻井过程中的摩阻和井下复杂情况。查干凹陷苏红图组和巴音戈壁组地层倾角大，井斜控制难度大，机械钻速低，井斜角超出设计范围。为纠斜造成的狗腿度对井壁稳定影响很大，容易造成“大肚子”井段，影响井下安全。意7井最大井斜/井深为5.79°/1 672.5m，在1 676～1 785m井段采用牙轮钻头+螺杆钻具组合实施纠斜，该井段井径扩大率达到16.64%，明显大于前后井段（见图1）。意11井最大井斜/井深为7.21°/2 059.7m，在1 909～2 360m井段采用0.75°的螺杆实施纠斜，井斜角由最大的7.21°降至3.41°，该井段井径扩大率达到9.96%，而苏红图组平均井径扩大率只有5.84%，说明防斜打直对火山岩的井壁稳定非常重要（见图2）。

图2 意11井苏红图组井径曲线

2.2.3 起下钻操作

起下钻特别是变换钻具组合时，钻具对井壁的剐蹭作用十分明显，不仅容易剐掉井壁原有的旧泥饼，而且使得尚未稳定的地层出现新的掉块和坍塌，现场表现为下钻遇阻和井底沉砂；井壁破坏严重，划眼时间长，开泵循环振动筛返出掉块多且尺寸大，严重影响钻进时效。因此，起下钻时要操作规范，减小起下钻的抽吸、激动压力，尽量降低钻柱的振动，减少其对井壁的破坏。由此可见，火山岩地层井壁稳定是一项系统工程，只有从地质、工程和钻井液等各个方面进行控制，才能收到良好的综合效果。

3 结论

1）火山岩地层井壁失稳主要是由火山岩应力型坍塌以及泥岩与火山岩失去相互支撑引起的，与地层分布、岩石特性和钻井液类型、密度、流变性及钻井工程措施等因素密切相关。采取“预防+巩固”的方式，全方面开展系统分析和应对，有助于提高井壁稳定性。

2）硅酸盐钻井液具有较强的抑制泥岩水化分散和封固火山岩的能力，流变性控制合理，井眼净化和抗黏土污染能力强，能以较低的钻井液密度实现安全钻进。

3）查干凹陷地层复杂，钻具组合的选择、钻进参数的优化、井斜的控制以及作业技能都会对井壁稳定和安全钻进造成影响。开展火山岩地层快速钻进优化配套技术研究，将有利于提高查干凹陷的钻井速度和综合效益。

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（编辑 赵卫红）

Influence factor analysisof safe drilling for volcanic rock andmudstone formation in Chagan Depression

Zhou Xianglin1,Zhang Qilin2,Hui Zhengwen3,Cui Yuna4,Lei Jianzong3,Han Tao3,Zhen Jianwu2(1.External M arket M anagem ent Comm ittee,Zhongyuan Petroleum Engineering Co.Ltd.,SINOPEC,Puyang 457001,China; 2.Research Institute of Drilling Engineering and Technology,Zhongyuan Petroleum Engineering Co.Ltd.,SINOPEC,Puyang 457001,China;3.No.3 Drilling Com pany,Zhongyuan Petroleum Engineering Co.Ltd.,SINOPEC,Puyang 457001,China; 4.Geophysical W ireline Logging Com pany,Zhongyuan Petroleum Engineering Co.Ltd.,SINOPEC,Puyang 457001,China)

The volcanic formations develop in Chagan Depression of Inner Mongolia exploration area operated by Zhongyuan Oilfield.There are thick basalts,tuffs andmudstoneand sandstone interbedding in the sameopen hole section.Geology condition is difficult to be predicted.In the process of drilling,the down hole complex situationssuch aswall collapse,hole shrinkage,sticking accidents and hole deviation easily occur,which seriously affects safe drilling.Aimed at these difficulties,based on the thought of prevention and consolidation and from several parts of drilling fluid type,density,viscosity and drillingmethod,weight on bit, trajectory control and field operation,this paper analyzed the influence factor of safe drilling for volcanic rock and mudstone formation and put forward the corresponding technicalmeasures,getting a obvious effect.Compared with the correlation wells,the drilling fluid density of two applying wells reduced by more than 0.1 g/cm3,the drilling cycle shortened bymore than 20%and the holeenlargement ratio decreased bymore than 50%,achieving the safe drilling ofdeep exploringwells in Chagan Depression.

silicate;drilling fluid;volcanic rock;mudstone;borehole stability;safe drilling;Chagan Depression

中国石化集团先导试验项目“硅酸盐防塌钻井液在内蒙查干深层应用研究”（SG12033）

TE254

A

2013-05-20；改回日期：2013-09-15。

周祥林，男，1961年生，高级工程师，1983年毕业于石油大学（华东）钻井工程专业，现主要从事钻井管理工作。E-mail: ZYZJZHOU@163.com。

周祥林，张麒麟，惠正文，等.查干凹陷火山岩与泥岩地层安全钻井影响因素分析[J].断块油气田，2013，20（6）:813-816.

Zhou Xianglin，Zhang Qilin，Hui Zhengwen，et al.Influence factor analysis of safe drilling for volcanic rock and mudstone formation in Chagan Depression[J].Fault-Block Oil&Gas Field，2013，20（6）:813-816.

10.6056/dkyqt201306035