碳质泥岩钻水平井防塌工艺措施

王勇强 ,陈恩让,曹 辉

(1中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室)

0 引言

陕北气田在气井水平井施工过程中，从上古生界石盒子组到下古生界马家沟组，从大斜度井段到水平段都存在钻遇碳质泥岩后造成井下复杂问题[1- 6]。随着水平井水平段的延伸，不可避免的会钻遇碳质泥岩，大段碳质泥岩往往造成井下复杂[7- 10]，尤其是山西组碳质泥岩，水平段填井侧钻率高，所以水平井碳质泥岩井段的防塌及其工艺措施是钻井成败的关键技术之一[11- 15]。

Y2AH井是一口三开结构的气井水平井，位于陕北气田，目的层为山西组，该井在水平段山西组施工过程中，钻遇碳质泥岩后，起钻时在斜井段套管内造成卡钻，处理事故长达7 d，可见水平井钻遇碳质泥岩时的钻井液性能和钻井工艺措施要求更高。

1 施工卡钻过程

Y2AH井三开水平段钻进至水平段长242 m时，钻遇碳质泥岩13 m，钻遇煤层7 m，连续共计长度20 m，应用强封堵高性能钻井液体系，密度1.31 g/cm3，漏斗黏度70 s，API滤失量3.0 mL，pH值9，KCl含量12%。由于钻遇碳质泥岩及煤层后，决定停用旋转导向工具，改用常规的定向仪器。换常规定向仪器下钻到底，仪器无信号，循环钻井液，准备起钻更换仪器，振动筛返出量较多，含碳质泥岩、煤块掉块较多，循环2 h后，振动筛返出基本干净无掉块，起钻。起钻至2 305 m(套管内，井斜61°)遇阻，接顶驱开泵，泵压21 MPa，蹩泵、不返钻井液，活动钻具上提下放，悬重由800 kN提至980 kN，活动无效，单凡尔开泵憋压至20 MPa活动钻具，上提后泵压回落4 MPa，提出15 m后，钻具卡死，此时钻头位置2 290 m(技术套管内，井斜59°)，钻头进入套管内214.56 m。环空堵死，无法建立循环。

2 卡钻事故处理经过

接地面震击器下击，调节刻度至60 t，下击70次无效，调节震击器刻度至80 t，下击90次无效。随后采用爆炸松扣，由于钻头位置在斜井段，井斜59°，爆炸松扣工具下放困难，爆炸松扣后，鱼顶位置2 213 m。然后下入随钻震击器，震击无效，决定退出安全接头起钻，用反扣钻具及铣管等工具，倒扣套铣。通过5次倒扣套铣，落鱼全部打捞成功。

随后简化钻具结构(钻杆+钻头)下钻通井，在井底打两次高黏循环，返出较多掉块(碳质泥岩和煤)，短起下钻，分段循环，循环至振动筛无掉块返出，起钻完。

图1为返出的山西组碳质泥岩掉块，直径最长的达到9 cm，且掉块上有钻具的磨痕。

图1 Y2AH井水平段碳质泥岩掉块

3 套管内卡钻原因分析

三开水平段钻进至水平段长242 m时，钻遇碳质泥岩、煤层共计长度20 m，井底掉块较多，当时循环两周，振动筛基本无掉块返出，认为循环干净了，实际上大的掉块并未循环出来，当起钻到井斜61°时井斜增大，随钻具一起上行的碳质泥岩掉块，由于重力作用下沉堆积，造成在套管内卡钻。

处理套管内卡钻经验不足，防范意识不够，遇卡后操作不当，未及时接顶驱开泵循环，下放活动钻具，造成环空堵死，无法建立循环。

4 碳质泥岩稳定性评价

4.1 山西组碳质泥岩岩心浸泡实验

将5块碳质泥岩岩心分别在清水、pH值12的烧碱水、30%NaCl水中浸泡5 d后观察分散情况。

实验结果显示：

(1)岩心依然完整，说明山西组碳质泥岩属于非膨胀性泥页岩，页岩性质比较稳定。

(2)在浸泡过程中，岩心表面和侧面产生微气泡，说明碳质泥岩微孔隙和微裂隙发育，为水的浸入提供了通道，但是水的浸入，并没有造成小块岩心开裂、分散。

4.2 山西组碳质泥岩大块岩心热滚实验

将静止常温浸泡过的大块岩心在地层温度95℃/16 h下滚动，结果见表1。

表1 山西组碳质泥岩岩心回收率

实验发现：大块碳质泥岩的一次回收率在99.87%以上，在水中和30%NaCl水中岩心个别出现了开裂，说明碳质泥岩存在的天然层理中，由于水的浸入，造成胶结强度降低，在常温条件下浸泡120 h，没有开裂，而在95℃条件下滚动后，开裂，说明温度条件和机械作用，造成碳质泥页岩沿层理开裂，但棱角分明，并无膨胀分散现象，属于不分散岩性。

4.3 碳质泥岩岩心在钻井液中的分散性评价

山西组碳质泥岩岩心在钻井液中的分散性通过120℃/16 h回收率实验来评价。

(1)在清水中一次回收率98.82%。

(2)聚磺配方(0.3%提切剂+0.3%提黏剂+0.3%聚合物降滤失剂+5%降滤失剂- II+3%降滤失剂+0.3%NaOH+2%G325+1.5%G319+3%G308+2%G314+3%RYH- 838+重晶石粉，密度1.30 g/cm3)，一次回收率99.24%。

(3)KCl聚磺配方(0.3%提切剂+0.3%提黏剂+0.3%聚合物降滤失剂+5%降滤失剂- II+3%降滤失剂+0.3%NaOH+2%G325+1.5%G319+3%G308+2%G314+3%RYH- 838+12%KCl+重晶石粉，密度1.30 g/cm3)，一次回收率96.34%。

(4)复合盐聚磺配方(0.3%提切剂+0.3%提黏剂+0.3%聚合物降滤失剂+5%降滤失剂- II+3%降滤失剂+0.3%NaOH+2%G325+1.5%G319+3%G308+2%G314+3%RYH- 838+12%KCl+5%WT- 1+重晶石粉，密度1.30 g/cm3),一次回收率93.26%。

山西组碳质岩心在钻井液中一次回收率R40都比较高，在93%以上，但是在聚磺体系和清水中回收率相对较高，反而在KCl聚磺和复合盐聚磺体系中略微低一些，这也说明在盐水体系中，对提高碳质泥岩的回收率没有明显的作用，这说明了碳质泥岩不同于一般的泥岩。所以对于碳质泥岩地层稳定性的提高，钻井液的封堵性能应首先考虑。

4.4 钻井液对碳质泥岩力学特性的影响

碳质泥岩质地坚硬、微裂缝发育，水化膨胀性能差，但是膨胀压力高[15]，钻井过程中钻井液滤液进入微裂缝或微裂纹，降低了弱结构面间的摩擦力，导致碳质泥岩地层破碎，地层强度降低，坍塌压力增大，加剧井壁失稳。

5 水平段山西组碳质泥岩现场试验

GQ3CH1是一口气井水平井，位于陕北气田，目的层水平段为山西组，钻井液体系采用复合盐体系。该井水平段由于钻遇碳质泥岩后井下复杂，水平段先后进行了两次填井侧钻，均在较长的碳质泥岩井段遇阻复杂。

第一次侧钻后，水平段长度627 m。

最长连续灰黑色碳质泥岩段154 m，灰黑色碳质泥岩共计158 m。

水平段复合盐聚磺体系配方： 0.1%NaOH+0.1%提黏剂+0.5%～1%XL- 1+0.5%～1%降滤失剂- 2+0.5%～1%NAT20+3%～6%WT- 1+3%～7%KCl+8%～12%NaCl+4%ZDS+0.2%～0.3%G325+0.5%RY838+1%润滑剂+重晶石粉+云母+QD- 2+DF- A+YHP- 007。

GQ3CH1井水平段钻井液性能统计见表2。

表2 GQ3CH1井井水平段山西组碳质泥岩井段钻井液性能

尽管严格控制钻井液性能，APl失水不大于2 mL，130℃的高温高压失水仅为5.8 mL，盐含量(WT- 1+KCl+NaCl)达到了20%，钻井液密度已达到允许的最高值1.58 g/cm3，高了就漏失。但154 m的长碳质泥岩井段，下钻依然井下出现了复杂，遇阻蹩泵，需要大段反复地划眼，但仍不能通过碳质泥岩井段。

GQ3CH1井水平段第二次侧钻在碳质泥岩井段出现了同样的井下复杂问题。

S9DH2井同样是一口气井水平井，位于陕北气田，三开水平段目的层为山西组，钻井液体系采用强封堵聚磺体系。该井水平段长度1 359 m，钻遇连续碳质泥岩地层141 m,钻进过程中，起下钻，完钻通井、电测、下套管顺利。

强封堵聚合物钻井液体系配方：1%～2%Bent+0.1%～0.2%提黏剂+0.1%～0.2%聚合物降滤失剂+2%～3%降滤失剂(III)+2%～3%降滤失剂+0.1%～0.2%提切剂+0.1%NaOH+0.05%CJSJ- 3+3%～5% ZDS+1%～2% 润滑剂+重晶石粉。

碳质泥岩井段性能：密度：1.27～1.32 g/cm3，漏斗黏度FV：70～96 s，塑性黏度PV:34～52 mPa·s，动切力YP:19～26 Pa，API滤失量:2.6～3.8 mL，pH值9，静切力4～7/5～11 Pa。

通过GQ3CH1和S9DH2两口井山西组水平段试验发现，对于碳质泥岩井壁稳定，封堵性能突出的的聚磺体系比盐水体系表现好一些，同时与钻井液性能的控制和现场工程措施密切相关。

6 认识与建议

(1)碳质泥岩不同于一般的泥岩，分散稳定性较好，盐水体系和淡水体系相比，对于提高碳质泥岩的分散稳定性区别不大。所以钻井液应首先强调封堵性能，采用纳米材料、沥青类、超细钙，水化土等粒子的合理级配形成对微裂缝良好封堵性能，减少滤液对微裂缝的侵入程度。滤液的侵入会降低微裂缝发育的碳质泥岩层理的胶结强度。

(2)碳质泥岩质地坚硬，微裂缝、微裂纹发育,钻头、螺杆等机械作用之后易产生较大、较多的掉块，井壁粗糙，滤饼质量较差，这就是水平段钻具一进入碳质泥岩井段摩阻明显增大的原因。因此碳质泥岩井段应适当提高润滑剂的加量，特别是石墨类固体润滑剂的加入会起到好的润滑效果。

(3)水平井碳质泥岩井段掉块多，且携带困难，应强化钻井液性能和精细工程措施，S9DH2井和GQ3CH1井同样在山西组水平段钻遇相当长度的碳质泥岩井段，但S9DH2井采用适当较高的黏切，配合钻具活动，加强循环，适当延长循环时间，配合短起下等措施，水平段施工顺利。建议在碳质泥岩井段能采用倒划眼方式起钻，对于掉块的携带效果会更好一些。

(4)长段碳质泥岩会造成碳质泥岩掉块聚集过多而造成遇阻、遇卡问题。并且遇阻井段相对固定，掉块一旦聚集过多且压实后钻具很难通过，所以起钻前应充分循环，活动钻具，尽量循环出较大的碳质泥岩掉块，避免下钻时推集成堆，引起复杂。

(5)陕北气田碳质泥岩井段钻进，建议采用强封堵高性能钻井液体系，密度控制在1.30 g/cm3左右，采用适当高黏切的钻井液，严格控制滤失量，加强钻具活动，提高携带能力，或者采用稠浆清扫等方式来清洁井眼。