苏里格硬脆性泥岩地层井壁失稳机制及钻井液技术对策

王丽君

中国石油长城钻探工程有限公司工程技术研究院，辽宁 盘锦 124010

苏里格区块石盒子组与山西组发育有硬脆性泥岩，该类泥岩具有杨氏模量大、坍塌压力小的特点。由于长期开采，地层处于亏空状态，难以依靠提升钻井液密度来维持井壁稳定［1-4］。为提高致密砂岩储层的开采效率，苏里格地区逐年提高水平井的数量。水平井在造斜段及水平段钻遇硬脆性泥岩极易发生井壁失稳问题，通常需要反复划眼，严重时甚至需要填井侧钻［5-8］。井壁失稳问题是制约苏里格区块水平井钻井效率的首要因素，通过提高井底压力维持井壁稳定不适用于处于亏空状态的苏里格区块［9-10］。因此，通过研究该区块井壁失稳机制，优选适用于硬脆性泥岩的微纳米封堵剂、抑制剂，优化钻井液性能，进而改善井壁稳定性。

1 实验部分

1.1 药品及仪器

纳米聚合物MAT，长城钻探工程有限公司盘锦石油化学公司；磺甲基酚醛树脂SMP-Ⅱ、聚胺、低黏度聚阴离子纤维素PAC-LV，山东得顺源石油科技有限公司；胺基硅醇、聚合醇，湖北汉科新技术有限公司。

X 线衍射仪，北京普析通用仪器有限责任公司；扫描电镜，赛默飞世尔科技（中国）有限公司；HTP-2A 型高温高压膨胀仪，青岛森欣机电设备有限公司；YE-300 型液压式压力实验机，北京中仪友信科技有限公司。

1.2 实验方法

1.2.1 井壁失稳机制分析

首先，通过X 线衍射仪进行XRD 衍射实验，分析苏里格区块石盒子组和山西组泥岩矿物成分以及黏土矿物成分，从矿物成分分析苏里格区块泥岩膨胀性。然后，采用高温高压膨胀仪分别测试石盒子组泥岩、山西组泥岩以及膨润土在100 ℃、3.5 MPa 条件下的高温高压膨胀性，分析苏里格区块石盒子组和山西组泥岩高温高压膨胀性能。最后，将岩样浸泡在水中一定时间，通过扫描电镜观察泥岩微裂缝随时间浸泡的变化情况，分析苏里格区块石盒子组和山西组泥岩的井壁失稳机制。

1.2.2 压力传递实验

压力传递实验装置如图1 所示。该实验装置由温度传递与控制系统、高温高压釜体、流体循环系统、液压控制系统、数据采集与控制系统组成。将岩心装置在高温高压釜体内，通过压力控制系统在泥岩岩心两端建立压差，岩心上游为实验流体，压力为4.2 MPa，岩心下游为4%（质量分数）NaCl 模拟地层水，压力为0.7 MPa。在100 ℃、3.5 MPa压差条件下驱替实验流体，数据采集系统通过压力传感器检测岩心下游压力变化。

图1 压力传递实验装置

1.2.3 内聚力表征实验

通过YE-300 型液压式压力实验机测试未经浸泡岩心的抗压强度，然后将同一块岩样上的岩心在不同抑制剂的1%溶液中浸泡24 h，再测试岩心的抗压强度。因为抗压强度会有不同程度的减弱，而岩心抗压强度减弱程度越低，该抑制剂的抑制性能越强。

2 结果与讨论

2.1 井壁失稳机制

2.1.1 泥岩物性分析

石盒子组与山西组泥岩的矿物成分及黏土矿物成分如表1～2 所示。由表1～2 可知：石盒子组和山西组易塌泥岩以石英石和黏土矿物为主，且黏土矿物均以伊利石和伊-蒙混层为主，基本上不含水化膨胀性能较高的蒙皂石。石盒子组泥岩伊利石含量高于伊-蒙混层，山西组泥岩伊-蒙混层含量高于伊利石，两个地层的伊-蒙混层中伊利石层占主要部分。从石盒子组和山西组的泥岩物性分析可以判断，石盒子组和山西组易塌泥岩水化膨胀性能不高。

表1 石盒子组与山西组泥岩矿物成分分析

表2 石盒子组与山西组泥岩黏土矿物成分分析

2.1.2 高温高压膨胀性能分析

考察石盒子组与山西组泥岩的高温高压膨胀性能，结果如图2 所示。由图2 可知：石盒子组泥岩高温高压膨胀率约为10%，山西组泥岩高温高压膨胀率约为15%，而膨润土的高温高压膨胀率高达48%。由此可见，苏里格地区石盒子组泥岩与山西组泥岩在高温高压条件下具有一定的膨胀性，但膨胀性能不高。

图2 石盒子组与山西组泥岩的高温高压膨胀性能

2.1.3 微裂缝随浸泡时间变化情况

考察浸泡时间对泥岩微裂缝的影响，结果如图3 所示。由图3 可知：随着浸泡时间延长，岩样表面裂缝越来越多，且逐渐延长增宽。这说明钻井液滤液可以沿着泥岩微裂缝、微孔隙侵入地层，但是沿着裂缝侵入的阻力小，侵入量更大，裂缝面的水化膨胀程度大于泥岩其他部位。这主要是因为膨胀不均使得膨胀压撑开裂缝，且逐渐加剧，最终导致泥岩沿着裂缝面剥落掉块。

图3 泥岩微裂缝随浸泡时间的变化

2.2 钻井液技术对策

虽然苏里格区块石盒子组与山西组泥岩水化膨胀率不高，但是微裂缝发育会造成水相侵入泥岩导致膨胀不均，形成的膨胀压撑开裂缝，最终导致泥岩剥落掉块。因此，苏里格地区防塌重点主要有两方面：1）增强钻井液的微纳米封堵能力，由于硬脆性泥岩层理发育，孔缝属于微纳米级别，提高钻井液的微纳米封堵性能可以从源头上减少水相侵入；2）提高钻井液滤液的抑制性能，优选小分子或盐类抑制剂，确保抑制剂能够随滤液进入微裂缝，进而降低裂缝面的水化膨胀程度，提高井壁稳定性能。

2.2.1 微纳米封堵剂优选

通过室内实验优选一种纳米微球MAT，其粒径分布如图4 所示。由图4 可知：MAT 粒径分布在0.1～0.3 μm，其粒径中值（D50）为0.175 μm。而硬脆性泥岩的微裂缝尺寸一般为10～100 μm［10］，可见，MAT 可以进入微裂缝中填充封堵，以减少滤液的侵入以及压力传递作用。

图4 纳米微球MAT的粒径分布

通过压力传递实验评价纳米微球MAT 的封堵性能，具体实验体系有2 个，其一是2%膨润土+1%SMP-Ⅱ（磺甲基酚醛树脂）；其二是2%膨润土+1%MAT（纳米微球），结果如图5 所示。由图5 可知：使用SMP-Ⅱ号液体后岩心下游压力上升了约1.9 MPa，而使用MAT 液体后岩心下游压力上升了约1.1 MPa。由此可见，与常规封堵剂SMP-Ⅱ相比，纳米微球MAT 对泥岩具有较好的封堵效果，可以大幅度降低滤液在泥岩中的压力传递效果。

2.2.2 抑制剂优选

通过室内实验优选一种抑制剂胺基硅醇，考察它对泥岩表面亲水性能的影响，结果见图6。由图6 可知：经胺基硅醇水溶液浸泡晾干后，泥岩的表面呈疏水性，可以降低泥岩的水化膨胀效果。这是因为该抑制剂在传统胺基抑制剂的基础上引入了硅羟基，硅羟基可以吸附在泥岩表面改变泥岩表面的亲水性能。

图6 水在未经处理和经胺基硅醇处理泥岩表面的润湿状态

改善硬脆性泥岩抑制性能的重点在提高岩石强度，避免其失稳掉块。因此，通过岩石内聚力表征实验评价胺基硅醇的效果，结果如图7 所示。由图7 可知：在不同抑制剂水溶液浸泡后的泥岩中，胺基硅醇水溶液对泥岩的强度破坏最小，说明胺基硅醇具有较强的抑制性能。

图7 泥岩岩心在不同抑制剂水溶液中浸泡后的强度变化

2.2.3 钻井液配方

通过以上封堵剂和抑制剂两种关键处理剂的优选，室内构建了一套适用于苏里格区块的纳米封堵高效抑制钻井液体系，具体配方为清水+0.3%NaOH+0.5%PAC-LV+1%MAT（纳米微球）+1%胺基硅醇+2%SMP-Ⅱ+2%磺化沥青+3%KCl，用NaCl调节密度至1.2 g/cm3。

按照配方配制钻井液并在100 ℃条件下热滚16 h，通过压力传递实验与内聚力表征实验评价该体系的封堵性能和抑制性能，并对该体系的流变性和滤失性能进行综合评价，结果见表3。由表3 可知：该体系具有较好的流变性和抑制性，对泥岩具有较好的抑制性能和封堵性能。

表3 钻井液综合性能评价

2.2.4 现场应用

将纳米封堵钻井液体系在长城钻探苏里格气田分公司苏53-X井进行了现场应用。苏53-X井井深4 705 m，水平段长为1 200 m，目的层为山西组，水平段砂岩钻遇率为77.42%，该井完井周期为51.65 d。2022 年苏53 区块施工的水平井平均砂岩钻遇率为86.66%，平均完井周期为74.95 d。纳米封堵高效抑制钻井液体系在苏53-X 井进行应用，泥岩钻遇率高于平均值，而完井周期远低于平均值，说明该钻井液体系对于该区块泥岩具有较好的防塌效果。

3 结论

1） 苏里格区块石盒子组与山西组泥岩水化膨胀性虽然不高，但是滤液会沿着微裂缝侵入泥岩内部，裂缝面的膨胀程度高于其他部位；膨胀不均产生的膨胀压撑开裂缝，造成岩石结构强度降低，导致石盒子组与山西组钻井过程中极易发生井壁失稳。

2） 纳米微球MAT 能够有效封堵泥岩的微裂缝，减缓滤液的压力传递作用，避免因压力传递中井筒与井壁之间的压差降低而导致井壁失稳。

3） 胺基硅醇能够降低泥岩表面的亲水性能，在传统聚胺抑制剂的基础上进一步加强了抑制性能，能够有效抑制泥岩的水化膨胀，减少因钻井液浸泡导致岩石强度降低的程度。

4） 室内构建的纳米封堵高效抑制水基钻井液体系具有较好的流变性、滤失性、封堵性、抑制性等性能，在苏53-X井取得成功应用。