泥页岩层井壁稳定问题与钻井液体系的优化——以伊拉克格拉芙油田为例

高 鹏

(中国石油集团长城钻探钻井液公司， 北京 100101)

伊拉克格拉芙油田位于伊拉克南部的Dhiqar省，油区为西北及东南走向，长31 km，宽10 km，构造上处于美索不达米亚盆地构造，储层Mishrif垂深在2 350～2 425 m，含微量硫化氢。格拉芙油田开发初期，由于缺乏地质资料及施工经验，超过45°的定向井经常出现井壁坍塌引起的划眼、卡钻等井下复杂情况。为了解决井壁失稳问题，针对该油田的地层岩性特点，分析影响井壁稳定的因素，研究配制强抑制防塌钻井液。现场实践表明，配制的强抑制防塌钻井液具有较强的抗盐和抗污染性能，有效提高了井壁的稳定性。

1 油田开发中面临的地质问题

格拉芙油田开发目的层为中下白垩统的Mishrif油层、Zubair油层和Yamama油层，油藏埋深2 600～3 100 m，原油性质为中质原油，地层水为CaCl2型，整体上为一个以孔隙型为主、局部发育缝洞的碳酸盐岩油藏。格拉芙油田开发过程中面临的主要问题有以下几点：

(1) 石膏层井壁不稳定。在上三系L-Fars、Bajawan、Tarjil地层上部，存在大段泥岩与石膏、硬石膏不等厚互层，在沉积过程中受高温高压作用，易发生脱水反应。井眼钻开后，硬石膏吸水膨胀和分散，容易导致井眼缩径。

(2) 裂缝灰岩地层存在井漏风险。二开Dammam地层裂缝性石灰岩发育，容易诱发钻井液循环漏失；三开Mishrif含油储层存在原始天然裂缝，且主力储层段中孔高渗，渗透性极强；石灰岩、白云岩地层存在原始天然裂缝和孔洞。因此，该井段的钻井存在较大的漏失风险，容易导致井塌。

(3) 泥页岩层易坍塌。三开上部石灰岩和页岩互层压实程度低，易剥落掉块，形成大肚子井眼。Mishrif地层的2 000 — 2 600 m井段，页岩含量在80%以上。页岩地层微裂缝发育，易掉块，反复倒划眼，卡钻风险大。

(4) 水平井造斜及方位扭转段易形成岩屑床。在该区块上的井大多数为三开定向井(井斜角45°左右)或水平井。水平井215.9 mm井眼水平段 850 m左右，裸眼段井壁托压影响井眼轨迹控制和钻井效率。大斜度井段容易形成岩屑床，S型井和 J型井对润滑性要求极高，需要克服摩阻大和扭矩高等问题。

2 井壁失稳的原因分析

井壁稳定问题是格拉芙油田钻井施工中的难点问题，曾经多次出现井壁失稳引起的坍塌、缩径、挂卡现象。缩径现象常发生在具有蠕变性的盐膏岩地层或具有塑性和流变性的灰岩地层，而井壁失稳大多表现为井壁坍塌或掉块，井壁破裂也往往出现在裂缝或胶结差的地层，甚至无胶结物的易碎性岩层中[1]。该油田已完井20口，根据完井的井径图统计，井眼扩大超过10%以上的井段，绝大多数发生在三开的1214″井眼垂深2 000 — 2 600 m定向或水平段(见表1)。该段地层为Tanuma、Mishrif地层，以大段泥页岩为主(泥页岩含量在90%以上)。泥页岩易剥落掉块，分散性强。钻井液滤液浸入微裂缝，对岩层进行网格分割，降低了岩性整体强度，于是导致井壁失稳，出现井垮、卡钻等一系列复杂情况。例如：Ga-F23井在短起上提过程中，井下发生垮塌、憋泵、卡钻，后开泵成功，反复上提解卡；Ga-E24井在完钻起钻过程中，在Mishrif储层发生压差卡钻，最后泡酸解卡。

表1 格拉芙油田施工井的复杂情况统计

岩样分析发现，在Mishrif地层中，石英石含量为27.2%，钾长石含量为2.0%，斜长石含量为7.0%，方解石含量为5.9%，白云石含量为9.2%，菱铁矿含量为0.8%，硬石膏含量为2.3%，辉石含量为3.8%，而黏土矿物含量为41.8%。在黏土矿物的质量占比中，伊利石占10.0%，高岭石占3.0%，绿泥石占4.0%，伊蒙混层矿物占83.0%。黏土矿物尤其是伊蒙混层易于膨胀和水化，当其水化和膨胀时体积增大，就会改变地层初始压力，从而造成井眼力学失稳。

裂缝漏失也是导致井壁失稳的原因之一。塌漏同层是该区块二开施工中的一个难点问题。格拉芙油田的漏失井段多为微孔隙白云岩和灰岩地层，岩性为浅黄-灰白色白云岩和泥灰岩，岩性较脆且强度很低；石灰岩孔洞发育，岩样为蜂窝状；地层存在不整合面，发育有较大裂隙，连通性好，地层压实程度极差，承压能力弱，易发生孔洞性、无规律裂缝性失返漏失[2-3]。例如：Ga-C42P井钻进至1 184 m时发生井漏，直到2 087 m二开结束，平均漏速为4～5 m3h，最大漏速为11～13 m3h，共漏失钻井液990 m3；Ga-C43P井钻进至853 m时开始出现轻微井漏，钻进至1 075 m时井漏漏速增大至4 m3h，直到1 300 m静止堵漏，共漏失钻井液194 m3。

强抑制防塌钻井液体系适合用于含盐和含盐膏地层钻井，它将胺基类抑制剂、乳液大分子包被剂、封堵类降失水剂处理剂(抗温抗盐)、抗研磨润滑剂等的技术优势整合为一体，构筑了维持井壁稳定的两道防线。加入聚合醇、Asphalt等封堵性材料，改善钻井液的泥饼质量，强化封堵地层微裂缝。乳液大分子材料的抑制包被作用，胺基类材料的抑制作用，有效匹配的降滤失与造壁作用，使该体系具有较强的抗盐、钙污染能力与抗温能力[4-7]。

3 钻井液体系选择

3.1 抑制剂优选实验

在现场的基浆体系中，分别加入单一种类的抑制剂与两种抑制剂复配，老化温度为80 ℃，实验比较岩屑回收率效果。实验结果显示，加入两种抑制剂复配，岩屑回收率和膨胀率都明显好于加入单一种类抑制剂时的效果(见表2)。因此，钻井液升级体系中加入15%NaCl和1.0% Clay-trol，提高体系抑制性。

3.2 封堵性能测试

通过实验，测试了现场体系和升级体系的封堵性。使用钻井液封堵测试仪，采用孔隙直径5 μm、渗透率750 mD(即0.74 μm2)的进口陶瓷盘模拟地层孔缝和孔渗率。升级体系中添加 1.0%Polycol和0.8%GWIN-AMAC复配。对两套配方的钻井液进行封堵性能对比测试。测试结果表明，升级体系的封堵性能明显提升，瞬时滤失由3.9 mL降至3.1 mL(见图1)。

表2 岩屑回收率和膨胀率实验结果

图1 封堵性能测试结果

3.3 抗石膏侵评价

在升级体系中，分别加入0.5%、1.0%、2.0%的石膏，进行抗石膏实验。从室内实验的结果来看，加入不同比例的石膏后，钻井液的黏度、切力、失水及流变性能等变化不大(见表3)，变动幅度在可控范围内，表明该钻井液体系能够抗住石膏侵。

表3 石膏对钻井液性能的影响

在升级体系中，分别加入5.0%、10.0%的2 000～2 300 m井段的烘干岩屑，进行抗岩屑侵实验。实验结果(见表4)表明，加入岩屑后，基浆体系的黏度和切力有所上升，但增幅较小，总体性能基本稳定，说明该基浆体系抗岩屑污染的能力较强。

表4 岩屑对钻井液性能的影响

4 在Ga-F27P井的应用效果

4.1 Ga-F27P井的井深结构

Ga-F27P井为格拉芙油田钻井施工难度最大的一口三维水平井，设计井深3 779 m，完钻井深 3 780 m，水平段长835 m，最大井斜90.52°，扭转方位94.7°，完钻中心距0.78 m。该井设计井斜大，完钻井斜深，并存在大角度方位扭转。施工过程中，面临高扭矩、高摩阻、页岩缩径垮塌、油层段压差卡钻以及高渗透率造成粘附卡钻等风险。该井在二开、三开时应用强抑制防塌钻井液升级体系施工，在定向段和水平段施工情况平稳。Ga-F27P井的井深结构见表5。

表5 Ga-F27P井的井深结构

4.2 钻井液配方

一开配方：井水、0.8%的Na2CO3、0.2%的NaOH、1%的PAC-LV。

二开配方：2%～3%的Bentonite、0.1%～0.2%的NaOH、0.5%～1.0%的PAC-LV、2%的SMP、2%的SPNH、0.5%～0.8%的K-inhib。

三开配方：井浆、0.1%～0.2%的NaOH、10%～15%的NaCl、0.5%～1.0%的PAC-LV、2.5%的SMP、1%～2%的Polycol-1、0.5%～1.0%的Clay-Trol、1%～3%的RH-3、0.2%～0.3%的K-inhib、0.5%～0.8%的GWIN-AMAC。

四开配方：井浆、0.1%～0.2%的NaOH、0.5%～1.0%的PAC-LV、2.5%的SMP、1%～2%的Polycol-1、0.5%～1.0%的Clay-trol、4%～7%的RH-3、0.2%～0.3%的K-inhib、0.5%～0.8%的GWIN-AMAC。

4.3 钻井液的流动性

大斜度井、水平井的防卡及井眼净化，是三维水平井钻井施工的难点之一。井斜大于45°后，不仅要求钻井液具有良好的流变性能，对切力、触变性能和井眼清洁的要求也更高。大斜度段(特别是在45°～70°)及水平段(90°)，易形成岩屑床。Ga-F27P井全井钻井液漏斗黏度始终保持在40～45 s，密度保持在1.15～1.25 gcm3，平衡地层压力；塑性黏度在17～22 mPa·s，动切力在16～20 Pa，10 s初切5～7 Pa，10 min终切8～11 Pa；API滤失量处于3.5～4.5 mL，MBT含量8～15 gL。钻井液流变性良好，钻进过程中井壁稳定，钻后的井眼规则，整口井定向段和水平段施工顺利。

从钻井液的幂率参数来看，动塑比越大，流型指数n值越小，钻井液的剪切稀释性越强，携岩的性能好，有利于提高机械钻速，有效降低钻井功耗。稠度系数(K)反映钻井液的稀稠程度，其值不高，基本上在可控制范围。

二开从710 m开始造斜，造斜到1 272 m左右结束，最大井斜37.32°。之后进入稳斜段，直至二开结束，裸眼段长度为1 139 m。为提高钻井速度，充分发挥钻头水马力的效能，加强四级固控设备的使用，尽量使用大目数的振动筛筛布。三开裸眼段为1 126 m，为保证斜井段的润滑性，混入4%～6%的RH-3，来提高钻井液的润滑效果，并辅以固体润滑剂，降低扭矩和摩阻。针对斜井段、水平段岩屑床问题，运用清洁指数及流型计算等方法，评估钻井液的悬浮携带能力，通过“稠塞”“稀塞”相配合，实现层流、紊流交替洗井，来解决携岩问题。四开水平段长度为835 m，水平段钻进时，提高润滑剂的含量至8%左右，起钻短起均无超拉现象，电测和筛管下入均顺利。

4.4 井壁稳定性

钻遇盐膏、石灰岩地层时，通过调整钻井液密度，抑制盐膏岩层和泥岩的塑性蠕变；同时，保持适宜的含盐量(8%～15%)。三开井段，采用氯化钠作为加重材料，氯根最高含量达120 000 mgL。工程上采取“一长一短”方式，做好井壁规则工作，防止盐膏层缩径卡钻。钻遇石灰岩时，在钻井液中加入2.5%的SMP-1、0.5%～1.0%的Clay-trol，辅以1%～2%的Polycol，降低流体侵入量，以预防压差卡钻。

钻遇泥页岩地层时，加足量大分子GWIN-AMAC，辅以RH-3和2%～3%的Asphalt、1%～2%的Polycol，挤入页岩孔隙、裂缝和层理，以降低页岩地层渗透率，控制和延缓孔隙压力的扩散。三开灰岩地层的地层压力系数为1.20 gcm3，对上部200 m的页岩地层，使用1.25～1.28 gcm3的密度来平衡，划眼次数大大减少。

后期应用强抑制防塌钻井液施工的三维水平井Ga-F27P，井壁稳定，井径规则，未出现任何井下复杂情况(见图2、图3)。

4.5 随钻防漏和堵漏

在钻进至漏失层位之前，提前加入超细钙，适当增加固相含量。发现漏失量较大时，及时进行降低排量钻进，加入堵漏剂，随钻堵漏，避免漏失扩大。在漏层钻进时，机械钻速控制在10 mh以下，防止环空岩屑含量过高。如果漏失量大于10 m3，则专门配置堵漏浆(复合堵漏剂+细果壳+土粉+生物聚合物+超细碳酸钙)，进行静止堵漏；同时保持合适的钻井液密度(设计密度1.15～1.20 gcm3)。在施工完毕的Ga-C42P井，二开完钻井深2 087 m，完钻密度1.12 gcm3，起下钻过程正常。这说明，二开泥浆密度执行设计下限是可行的。

5 结 语

伊拉克格拉芙区块Mishrif地层，矿物组成中伊蒙混层矿物含量较高，易膨胀和水化，从而导致井壁失稳。通过优选抑制剂，配制强抑制防塌钻井液体系，综合运用化学抑制、物理封堵及合理控制盐度等手段，较好地克服了水敏性页岩层、盐膏层、石灰岩地层的井壁失稳问题。钻井施工中，阻卡划眼现象得到有效控制。在该区块难度最大的三维水平井Ga-F27P井的钻进过程中，运用强抑制防塌钻井液体系后，流变性稳定，井眼规则度好，井下未出现复杂情况。

图2 初期施工的Ga-F24P井的井径图(最大井斜57.14°)

图3 后期施工的Ga-F27P井的井径图(最大井斜90.52°)

强抑制防塌钻井液体系具有低黏度、低密度、低固相、低失水量和高动切力等特性，具有良好的抗盐、抗污染能力，在造斜段和水平段表现出良好的封堵能力和抑制能力，完全可以满足伊拉克格拉芙油田钻井的需要。