锦州25-1南油田井壁稳定技术研究与应用

陈 强 魏子路 雷志永

(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部 天津 300451)

锦州25-1南油田井壁稳定技术研究与应用

陈 强 魏子路 雷志永

(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部 天津 300451)

为解决锦州25-1南油田φ311.15 mm井段因井壁失稳而引起的起下钻阻卡、倒划眼困难等问题，提出并采用了“适度抑制+活度平衡”的技术思路：应用KCl和CPI两种抑制剂达到适度抑制的效果，再利用活度平衡理论引入NaCl降低钻井液活度，提高膜效应，阻止滤液进入地层，降低泥岩的活性，合理控制钻井液体系的抑制性能，达到稳定井壁的效果。该项井壁稳定技术的成功应用，既解决了锦州25-1南油田馆陶组、东营组上段因K+过多造成井壁硬化而引起的阻卡问题，又解决了东营组下段、沙河街组因钻井液抑制性不够而导致的井壁坍塌问题，对渤海其他油田保障钻井安全、优快钻井、降低钻井工期具有重要指导意义。

锦州25-1南油田；井壁失稳；起下钻阻卡；倒划眼困难；钻井液；适度抑制；活度平衡

锦州25-1南油田是渤海湾的主力油田，采用的是大斜度/水平井开发模式，但在钻井作业过程中井下复杂事故频发，严重影响了作业时效，初步统计阻卡时间占钻井总时间的15%～25%。该油田从明化镇组下部至东营组上部的φ311.15 mm井眼存在大段砂泥岩互层，其泥页岩表面水化和渗透水化严重，易引起井壁失稳和井径不规则，导致阻卡严重，起下钻困难，甚至于发生井下恶性事故[1]。因此，针对锦州25-1南油田进行井壁失稳原因分析和井壁稳定技术研究是保证井下作业安全和提高钻井时效的关键。

1 井壁失稳原因分析

1.1 地层岩性对井壁稳定的影响

以JZ25-1S-E30H井为例对不同井深的岩屑进行了岩性分析(表1)。锦州25-1南区块存在大段含黏土矿物比较高的活性泥岩井段，部分井段黏土含量高达69%，且伊蒙间层多而埋藏深；伊蒙间层水化膨胀很容易使井壁局部变化引起缩径，也易因钻井液抑制性不强而引起黏土水化膨胀，继而导致井壁失稳出现垮塌扩径现象。据统计，锦州25-1油田1期共钻井98口，因岩性使井壁失稳导致处理钻具阻卡时间占钻井总时间的20%～25%。

表1 JZ25-1S-E30H井不同井深岩屑的岩性分析Table 1 Lithology analysis of cuttings from different depth in JZ25-1S-E30H

1.2 钻井液性能对井壁稳定的影响

以锦州25-1南区块部分探井数据为例进行了φ311.15 mm井段测井曲线分析(表2)。该区块在明化镇组、馆陶组井段大多采用海水膨润土浆钻进，探井直井段存在明显井径增大现象，最大井径达φ538.99 mm(钻头尺寸φ311.15 mm)，最大井径扩大率高达73.22%；采用海水膨润土浆钻进上部井段的大部分井在电测及下钻过程中都存在大量沉砂。 综合分析认为，针对大段泥岩井段，须加强钻井液对黏土矿物的抑制性，防止因地层黏土矿物水化膨胀而引起井壁不稳出现垮塌扩径等问题。

表2 锦州25-1南油田探井井径及起下钻情况统计Table 2 Statistics of trip and hole diameter of exploratory well in JZ25-1S oilfield

2 钻井液稳定井壁技术研究

锦州25-1南油田东营组含大段泥页岩，而泥页岩地层在钻进过程中易发生井壁失稳等复杂问题。对于极易水化的泥页岩地层，若钻井液抑制性不好，容易出现泥页岩剥落掉块等现象；此外，若钻井液滤液在复杂压力下的活度与地层水的活度不平衡，导致滤液通过渗流进入地层，使泥页岩水化，造成地层岩石受力不均引起井壁失稳。所以针对此类地层需要加强钻井液的抑制性能，并且有效地降低钻井液的活度[2-8]。

2.1 加强钻井液抑制性

根据活性泥页岩钻井情况以及目前研究现状等，针对蒙脱石含量较高的地层，主要考虑是以强抑制为主，防止其水化膨胀，主要方法是采用加入高浓度KCl来实现强抑制作用，但研究表明这种方法并不能从根本上解决活性泥页岩井段膨胀、遇阻现象。

1) 传统KCl抑制剂的缺点。在钻遇易水化膨胀地层时，一般在钻井液的设计上采取强抑制手段来抑制水化膨胀。表3为实验室研究钻屑加量对K+含量的影响。可以看出：随着岩屑浓度的增加，消耗的KCl量非常大。加入KCl除了抑制钻屑的分散之外，更主要的是为了抑制地层的水化分散；但由于K+吸附消耗速度很快，因此要维持钻井液体系中合理的K+浓度困难较大。井壁附近活性黏土高的阳离子交换容量还可能导致在钻井过程中近井壁地带由于K+的交换而硬化，远井壁带因为K+已经消耗完(K+始终处于欠饱和状态)而发生水化膨胀；远井壁带水化膨胀压迫使井径缩径，近井壁带的硬化地层受远井壁带水化膨胀的挤压而产生变形，甚至裂缝。图1、2分别给出了所研制的高温、高压井壁稳定循环测试仪测定的淡水和8%KCl水溶液循环6 h的井壁变化情况，可以看出8%KCl循环后的井壁有明显变硬的现象;因此,需要寻找一种合适的抑制方法来有效抑制活性泥页岩的水化膨胀，同时还要避免井壁的硬化问题。

表3 钻屑加量变化对K+含量的影响Table 3 Effect of changing cuttings dosage to content of K+

图1 淡水循环6 h井壁变化情况Fig .1 Changes of the well wall after the fresh water cycle 6 h

图2 8%KCl盐水循环6 h井壁变化情况Fig .2 Changes of the well wall after the 8% KCl brine cycle 6 h

2) 新型抑制剂CPI的特点。CPI是一种小分子量的有机阳离子聚合物，其分子量比常规有机阳离子小得多。CPI在钻井液中可以通过静电吸附于黏土颗粒的表面，不具备K+的镶嵌作用，其抑制性比K+弱，但又有适当的抑制性，符合适度抑制的特点。进行了室内CPI与KCl抑制性能对比实验，结果表明CPI对于页岩的抑制性比KCl要好(表4)，不会硬化井壁，并且更易保持钻屑的完整性，便于钻屑的清除，通过降低钻屑的分散程度可以实现钻井液性能的稳定。

表4 CPI与KCl抑制性能对比Table 4 Comparison of the inhibitors performance between CPI and KCl

注：清水时钻屑滚动回收率为5.12%。

2.2 降低钻井液活度

由于泥页岩是一个非理想的半渗透膜，钻井过程中水敏性泥页岩与钻井液接触时的水化作用是导致泥页岩地层井壁不稳定的重要原因之一。当钻井液活度低于地层水活度时，钻井液活度与地层水活度比值越小，越有利于井壁的稳定。其关系[9-11]如下式：

(1)

式(1)中：Jr为渗透通量，cm3/s；K为渗透率，mD；ρ为钻井液密度，g/cm3；x为渗透介质厚度，cm；μ为钻井液黏度，mPa·s；Δp为孔隙净压力，MPa；σ为半渗膜效率，无因次；R为气体常量(比例常数)，J/(mol·K)；T为温度，K；Vw为水的摩尔体积，L/mol；a1为页岩中水的活度，无因次；a2为钻井液滤液活度，无因次。

从式(1)可以看出：当a1/a2值足够大时Jr<0，此时地层水向钻井液中运移；反之，Jr>0，钻井液通过半渗透膜向地层中运移，易使泥页岩水化膨胀。当a1=a2时，正常钻井过程中Jr仍然大于0。所以,在钻井安全窗口的允许下，应尽可能降低钻井液的活度a2值，使渗透压足够大，降低Jr值，从而减少钻井液滤液渗入地层，达到保护井壁，抑制泥页岩水化的目的。

根据文献[9-11]，降低钻井液体系的活度最有效最直接的方法就是增加盐的含量，达到降低体系活度的目的。实验研究了NaCl、KCl、NH4Cl、MgCl2、CaCl2等无机盐溶液活度与滚动回收率的关系(表5、6)，结果表明：盐溶液活度是随盐的质量分数增加而递减的，在同一质量分数下，MgCl2对溶液水活度的影响相对较大，但其溶液的露头土滚动回收率较低；而饱和CaCl2溶液活度低至0.254，在众多无机盐中效果最佳，这主要是同一温度下CaCl2在水中溶解度最大导致的，但是CaCl2不足之处在于其与大多数钻井液不配伍。

表6 不同浓度盐溶液页岩的滚动回收率Table 6 Recovery of shale in the case of different salt concentrations

页岩滚动回收率与盐溶液活度之间的关系如图3所示，可以发现KCl、NH4Cl比NaCl、CaCl2更能有效地抑制页岩分散，这是由于K+和NH4+能够进入到黏土和页岩的晶层间而起到镶嵌作用，促使黏土颗粒链接在一起，从而抑制了页岩在水中的膨胀和分散；而CaCl2和NaCl抑制页岩分散作用的机理不同于KCl和NH4Cl。从图3可以看出，页岩回收率与NaCl、CaCl2的水相活度之间存在着线性函数关系，这表明NaCl和CaCl2主要是通过阻止水进入页岩颗粒而起作用，并不是通过与页岩中的黏土发生离子交换而起作用。由于CaCl2溶液使用受限(钻井液中要求较低的钙离子浓度)，在使用传统抑制剂KCl以及新型阳离子抑制CPI的同时，配合使用NaCl来降低钻井液活度，可在避免大量钾离子硬化井壁的同时，合理控制钻井液的抑制性，达到稳定井壁的效果。

图3 页岩滚动回收率随盐溶液活度变化曲线Fig .3 Curve graph of shale recovery changes with salt solution activity

3 现场应用

锦州25-1南油田A区块所钻A6、A11、A12、A19、A28井等5口井φ311.15 mm井段井壁失稳、坍塌严重，尤其东营组脆性页岩剥落严重，造成起下钻困难，平均倒划眼速度仅达到62.2 m/h，因井壁失稳导致钻具阻卡时间占总工期的23.5%。后期该油田E、C区块共26口井钻井作业中，通过采用“适度抑制+活度平衡”的思路，基本解决了井壁稳定问题。例如，E15H、E21H、E3H、E25、C4、C36、C15井等7口井φ311.15 mm井段使用高效携岩钻井液钻进，其配方为3.0%海水膨润土浆+0.3%NaOH+0.3%Na2CO3+0.5%VIF(多糖聚合物)+降失水剂+封堵材料+0.3%PLH(包被剂)+3%JLX-C(聚合醇)+1.5%KCl+12%NaCl+CPI(根据钻井情况控制用量)，采用重晶石加重至所需密度。据统计，这7口井平均倒划眼速度达到116.12 m/h(已超过开钻前制定的基础目标90 m/h)，较之前A区块5口井平均倒划眼速度提高86.7%，共节约工期20.4 d，提效15.57%(表7)。

表7 锦州25-1南油田E、C区块7口井倒划眼速度及工期统计Table 7 Backreaming statistical of 7 wells of platform E and C in JZ25-1S oilfield

注：E25井修顶驱、电路故障、仪器故障共计花费工期14 h。

4 结论

1) 锦州25-1南油田井壁失稳的主要原因是地层岩性易水化膨胀，钻井液抑制性不强。

2) 钻井液性能的研究结果表明：传统KCl抑制剂虽然具有很强的抑制性能，但是过多的K+会造成井壁硬化而引起卡钻等事故，无法从根本上稳定井壁；新型抑制剂CPI在钻井液中可以通过静电吸附于黏土颗粒的表面，通过中和黏土表面的负电荷而起抑制作用，复配KCl满足适度抑制的特点；无机盐NaCl的抑制机理不同于KCl，根据活度平衡理论,NaCl主要是通过降低钻井液滤液的活度，阻止水进入页岩地层而起作用。因此，通过复配使用传统抑制剂KCl以及新型阳离子抑制剂CPI可以达到适度抑制的效果，并结合使用NaCl来降低钻井液活度，在避免大量K+硬化井壁的同时，可以合理控制钻井液的抑制性，达到稳定井壁的效果。

3) 采用“适度抑制+活度平衡”的思路，在锦州25-1南油田E、C区块共26口井进行了现场应用，井壁失稳问题得到了控制，提高了钻井作业时效，保障了井下作业安全。

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(编辑：周雯雯)

Research and application of borehole stabilization technology in JZ 25-1S oilfield

CHEN Qiang WEI Zilu LEI Zhiyong

(COSLOilfieldChemicalsDivision,Tianjin300451,China)

In order to solve the problems of stuck-pipe during tripping and difficult back-reaming caused by wellbore instability ofφ311.15 mm hole interval in JZ 25-1S oilfield, the technical approach of “moderate inhibition+balanced activity” was proposed and adopted. Two inhibitors (KCl and CPI) were used to achieve moderate inhibition; meanwhile, based on the theory of balanced activity NaCl was added to reduce drilling fluid activity and improve film effect, preventing filtration into the formation. The swelling and sloughing tendency of shale formations was decreased, hence stabilizing the borehole wall effectively. The approach does not only solve the problems of stuck-pipe during tripping caused by borehole-wall hardening (due to overmuch K+) in the hole section of Guantao and first member of Dongying Formation, but also solve the sloughing problems caused by insufficient inhibition in the hole section of Dongying and Shahejie formations. The findings here has important guiding significance for ensuring safety and optimization of drilling, and short rig time for other oilfields in Bohai Bay.

JZ 25-1S oilfield; borehole instability; stuck-pipe during tripping; difficult back-reaming; drilling fluid; moderate inhibition; balanced activity

陈强，男，工程师，2007年毕业于长江大学应用化学专业，现从事钻井液技术研究工作。地址：天津市滨海新区塘沽海洋高新区黄山道4500号中海油服天津产业园(邮编：300451)。E-mail:chenqiang12@cosl.com.cn。

1673-1506(2017)03-0095-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.03.016

TE28

A

2016-10-18 改回日期：2017-03-16

陈强,魏子路,雷志永.锦州25-1南油田井壁稳定技术研究与应用[J].中国海上油气，2017,29(3)：95-100.

CHEN Qiang,WEI Zilu,LEI Zhiyong.Research and application of borehole stabilization technology in JZ 25-1S oilfield[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(3):95-100.