赵东油田C4区块页岩复杂情况分析与对策

摘" " 要：渤海湾油田遇到大量由于井壁坍塌失稳造成的复杂问题，其中绝大部分属于泥页岩地层，在泥页岩地层作业中，影响井壁稳定的主要因素是力学及化学两个方面，井壁失稳主要表现为返出掉块、阻卡、憋压、井径扩大等。渤海湾赵东油田C4区块F26-XX井215.9 mm井段钻遇泥页岩，划眼通井过程中出现严重阻卡、憋压现象。结合页岩井壁稳定机理，在钻井液性能、井眼轨迹、作业程序等方面有针对性地进行优化调整，顺利完成了215.9 mm井段钻井作业。针对F26-XX井处理过程中的问题与不足，为后续该区块泥页岩井段作业提出建议。

关键词：泥页岩；井壁稳定；对策

Complexity of shale formation on C4 Block of Zhaodong Oilfield and its"countermeasure

ZHANG Hao， SHEN Jiyang

Drilling Branch of CNPC Offshore Engineering Company Limited， Tianjin 300451， China

Abstract：Most complex problems caused by wellbore collapse and instability encountered in the Bohai Bay oilfield happen in the mud shale formation. In the operations in the mud shale formation， mechanical and chemical factors are two main aspects affecting the stability of the wellbore. Problems including returned falling rocks， pipe stuck， pressure holding and hole enlargement are the main manifestations of the wellbore instability. Severe pipe stuck and pressure holding occurred during the reaming down process in the mud shale formation distributed in the 215.9 mm well section of F26-XX on the C4 Block of Zhaodong Oilfield in Bohai Bay. Based on the shale wellbore stability mechanism， adjustments in terms of drilling fluid performance， borehole trajectory， drilling procedures， and others were made to ensure the successful operation in this section. Given the problems and deficiencies in the drilling operation of the F26-XX well， this paper provides suggestions for the subsequent drilling operation in the mud shale well section of this block.

Keywords：mud shale; wellbore stability; countermeasure

泥页岩井壁失稳机理分为力学失稳及化学失稳，在力学失稳理论中，认为地层被钻开前仅受到原始地应力的作用，地层被钻开后，钻井液液柱压力与原始地应力同时作用在井壁围岩上，致使井壁围岩应力场重新分布。钻井液侵入到井壁围岩，或地层流体侵入到井眼内，均会引起井壁围岩孔隙压力重新分布，进而影响有效应力重新分布，导致井壁围岩发生变形。泥页岩井壁围岩力学失稳机制包括围岩塑性流动或大变形、沿弱结构面（层理、节理、裂缝等）的剪切滑动，及钻井液密度不能平衡地应力所引起的井壁破裂和坍塌[1]。

在化学失稳理论中，当地层被钻开后，井筒中的钻井液受到地层流体之间的孔隙压力差、温度差、化学势差和地层毛细管力的驱动作用，进入近井壁地层。随着井壁裸露时间增长，钻井液与地层矿物质接触后发生化学反应。泥页岩地层中黏土矿物主要包括高岭石、绿泥石、蒙脱石和伊利石等，这些黏土质矿物易水化膨胀，在钻井液的浸泡下出现弹性模量、力学强度等参数的降低，最终弱化了井壁围岩的胶结性，降低了井壁围岩的强度，导致井壁支撑能力减弱，最终引起井眼垮塌[2]。

赵东油田F26-XX井位于渤海海域赵东C4导管架平台，是一口五段制开窗侧钻水平生产井，设计完钻层位为沙河街组，储层上覆50～70 m厚的页岩层，在水平段钻进前需要钻穿页岩油层。在油田开发的早期阶段，大多数直井和/或低井斜钻穿泥页岩生产井未出现复杂情况。在F26-XX水平井施工过程中，以较大井斜角度钻穿泥页岩过程中，遇到了严重的井壁失稳情况，钻井过程中经常出现频繁遇阻，如憋泵、蹩扭矩等情况。历经两次填眼侧钻，其中F26-XX井在倒划起钻及下钻通井期间频繁遇阻，并伴随严重的憋泵、蹩扭矩情况，由于多次通井后划出新井眼，打弃井水泥塞进行重新侧钻；F26-XXST1井针对泥页岩复杂情况，优化井眼轨迹，增加了钻井液的抑制性，215.9 mm井眼钻井过程中，在泥页岩井段再次频繁遇阻，憋泵、蹩扭矩，处理无果后再次打弃井水泥塞进行填眼侧钻；F26-XXST2井作业中，通过采取提高钻井液密度、加强钻井液抑制性、优化井眼轨迹、调整钻井程序等措施，2022年1月31日6时完成F26-XXST2井全部钻完井施工作业，并成功交井。

1" " F26-XX井概况

1.1" " 井身结构

F26-XX井是一口套管开窗水平生产井，井眼轨迹及井身结构如表1所示，套管开窗位置为244.5 mm套管960 m处，完钻井深2 767 m，完井方式为裸眼筛管完井。

1.2" " 地质分层

F26-XX井地质分层如表2所示，钻遇馆陶组及沙河街组，完钻地层为沙河街组，其中在馆陶组及沙河街组钻遇约186 m泥页岩，如表3所示。

1.3" " 井眼轨迹

F26-XX井是一口五段制开窗侧钻水平井，井眼轨迹如表4及图1所示，造斜点960 m，最大井斜85.03°，最大全角变化率5.437°/30 m，其中在泥页岩井段全角变化率为1.8°/30 m～5.4°/30 m。后经2次调整井眼轨迹，完成该井215.9 mm及155.5 mm井眼施工。

1.4" " 泥浆性能

F26-XX井215.9 mm井眼钻井液性能如表5所示，采用钾基聚合物钻井液，经过两次填眼侧钻后，F26-XXST2井通过调整泥浆密度至1.15～1.32 g/cm3，同时加入页岩抑制剂、降滤失剂等稳定泥页岩井段，安全完成215.9 mm井眼施工。

2" " F26-XX井作业情况

F26-XX井215.9 mm井眼定向钻进至2 956.5 m完钻后，开始倒划眼起钻，其中在泥页岩井段（2 657～2 843 m）划眼排量由31 L/s降至4～6 L/s，扭矩在28～42 kN∙m间波动，憋泵、蹩扭矩情况严重，在通过泥页岩井段后排量恢复至31 L/s，起钻至井口，后下入177.8 mm套管，在泥页岩井段遇阻无法下入，起出套管后进行3次通井作业。

第一次通井采用扩眼器+偏心扩眼器组合，尝试对泥页岩缩径井段进行扩眼作业。钻具组合：155.6 mm牙轮钻头×0.2 m+215.9 mm扩眼器×1.25 m+浮阀接头×0.88 m+139.7 mm加重钻杆×9.58 m+转换接头×1.07 m+209.5 mm偏心扩眼器×1.35 m+转换接头×1.05 m+139.7 mm加重钻杆×28.61 m+177.8 mm液压振击器×9.75 m+139.7 mm加重钻杆×19.06 m+139.7 mm钻杆。本次通井下钻至泥页岩井段，划眼过程中出现频繁憋泵、蹩扭矩情况，期间泵入润滑剂无明显效果，后起钻检查钻具，工具情况如图2所示。

第二次通井甩掉偏心扩眼器（疑其引起环空憋堵），再次进行通井作业。钻具组合：155.6 mm牙轮钻头×0.2 m+215.9 mm扩眼器×1.25 m+浮阀接头×0.88 m +139.7 mm加重钻杆×38.19 m+177.8 mm液压振击器×9.75 m+139.7 mm加重钻杆×19.06 m+139.7 mm钻杆。本次通井下钻至泥页岩井段，划眼过程中再次出现频繁憋泵、蹩扭矩情况，期间钻井液密度由1.13 g/cm³提高至1.23 g/cm³，并尝试泵入烧碱水冲洗扩眼器，但无明显效果，后起钻检查钻具，如图3所示。

第三次通井使用215.9 mm牙轮钻头代替扩眼器，并安装小水眼，提高钻头水功率，增强清洗能力。钻具组合：215.9 mm铣齿牙轮钻头×0.25 m+浮阀接头×0.79 m+171.5 mm无磁钻铤×4.56 m+MWD×7.62 m+127 mm无磁钻杆×9.40 m+转换接头×1.05 m+139.7 mm加重钻杆×28.61 m+177.8 mm液压振击器×9.75 m+139.7 mm加重钻杆×19.06 m+139.7 mm钻杆。本次通井划眼过程中，频繁出现憋泵、蹩扭矩情况，并在2 730 m开始划眼困难，根据现场指令，划眼钻压由50 kN最大增至250 kN，泵压及扭矩无明显变化，活动钻具，并在2 736.42、2 743.72、2 745.77 m测斜，测斜数据与随钻测斜数据不符，现场判断划出新井眼，起钻弃井。

3" " F26-XX井复杂情况处理

3.1" " F26-XXST1井

F26-XXST1井215.9 mm井眼在工程及钻井液方面做出以下调整。第一，优化泥页岩井段井眼轨迹，避免井眼轨迹大幅调整，控制全角变化率小于4.5°/30 m；钻进过程中下入偏心扩眼器；钻至页岩井段之前进行一次短起下。第二，采用钾盐聚合物体系，定期加入新浆稀释井浆，维持密度在1.11～1.14 g/cm³；进入页岩层后，加入更多新浆稀释井浆，降低固相含量，提高抑制性，防止页岩水化分散；中完前加入防泥包和降失水添加剂；倒划眼过程中持续加入新浆稀释井浆，必要时加入液体润滑剂及塑料小球。

该井钻进至2 966 m时顶驱出现故障（泥页岩井段2 785～2 966 m），经19 h更换顶驱后开泵上下划眼，出现严重憋泵、蹩扭矩情况，倒划眼至2 666 m，逐渐提高排量至37.8 L/s，循环至振动筛处返出干净（其间振动筛返出大量岩屑），再次尝试下划，划眼下钻至2 791 m，开泵困难，缓慢倒划眼至2 785 m，排量6.8 L/s，泵压1.4 MPa，转速80～100 r/min，扭矩38～48 kN∙m，其间频繁蹩停顶驱，现场决定起钻通井。

通井钻具组合：215.9 mm牙轮钻头×0.25 m+177.8 mm浮阀短节×0.79 m+171.5 mm无磁钻铤×4.56 m+171.5 mm MWD×7.62 m+174.6 mm无磁钻杆×9.42 m+转换接头×1.05 m+139.7 mm加重钻杆×28.61 m+177.8 mm振击器×9.92 m+139.7 mm加重钻杆×19.06 m+139.7 mm钻杆×2 030.09 m+139.7 mm加重钻杆×229.37 m+139.7 mm钻杆。

组合通井钻具下钻至2 688 m，接顶驱，划眼下钻至2 791 m，憋泵、蹩停顶驱，多次向井筒内泵入8～11 m³烧碱浸泡井眼，浸泡效果不佳，最深划眼至2 800 m，且仍频繁憋泵、蹩顶驱，最后决定起钻弃井。

3.2" " F26-XXST2井

F26-XXST2井215.9 mm井眼在工程及钻井液方面做出以下调整。其一，地质部门根据地应力分析调整靶点，重新设计井眼轨迹，降低裸眼段长度；扭方位井段避开泥页岩层段，由最初的4.0°/30 m～5.4°/30 m调整至1.8°/30 m～2.6°/30 m；钻至页岩层之前进行一次短起下，处理好上部地层井壁。其二，继续采用钾盐聚合物体系，定期加入新浆稀释井浆；进入页岩层前，井筒内钻井液替换为新配1.20 g/cm³的钻井液，完钻密度调整至1.33 g/cm³，进一步增强井壁力学稳定性；进入页岩层前加入页岩抑制剂、降滤失剂、润滑剂、增黏剂，降低失水，提高钻井液抑制性和润滑性。

本井钻进至2 145 m，短起下（2 000～2 145 m）到底后置换新钻井液，钻井液密度由1.16 g/cm3调整至1.23 g/cm3，钻进至2 591 m中完，其间钻井液密度逐渐提高至1.33 g/cm3，后顺利倒划眼起钻至井口。

4" " 复杂原因分析

4.1" " 页岩井段井壁失稳

渤海油田东营组至沙河街组的泥页岩属于硬脆性泥页岩，受成岩作用和地质构造运动的影响，这类泥页岩中层理、裂缝或微裂隙发育。钻井过程中钻遇这类地层，如果钻井液密度过低或封堵性能不好，容易发生较为严重的井壁坍塌，引发起下钻阻卡等井下复杂情况[3-4]。

统计C4区块历年17口钻遇泥页岩井的数据如图4所示，并对其进行综合分析可知，在当前区块作业，页岩段井壁稳定性以井斜60°为临界点，井斜高于60°页岩井段，井眼轨迹方向与页岩层理倾角方向基本保持平行，页岩地层坍塌压力显著提高[5]。

钻井液滤液沿层理、裂隙面的渗流，在井周地层中引起附加应力，降低钻井液液柱对井壁的有效支撑；此外，钻井液的浸泡导致井周地层的强度降低，可能最终导致井壁失稳。通过以上分析可知，页岩层坍塌压力较非页岩层井段坍塌压力更高，钻穿页岩层需要较高的钻井液密度来稳定井壁，同时需要钻井液有较强的抑制性与封堵能力。

在F26-XX井实际钻井过程中，设计钻井液体系为钾盐聚合物体系，钻井液密度1.11～1.13 g/cm3，钻井液密度偏低。

F26-XXST1井仍应用原有泥浆体系，在其中加入页岩抑制剂、降滤失剂及润滑剂，钻井液密度1.11～1.13 g/cm3，在密度方面未做明显调整，以化学剂抑制页岩水化作用为主，加强体系抑制性、润滑性及封堵性，通过补充新钻井液，加强水化缩径页岩段在泥浆中的分散作用，在通井划眼困难期间，通过泡烧碱水尝试处理缩径页岩井段，由于钻井液密度较低，页岩段井壁失稳，未能成功完钻。

对于F26-XXST2井，根据第三方地应力模型分析结果，确定了合理钻井液密度，最后将其逐渐提高至1.33 g/cm3，同时在体系中加入页岩抑制剂、降滤失剂及润滑剂，加强钻井液体系的抑制性、润滑性与封堵能力，顺利完成本次钻井作业。

4.2" " 井眼轨迹复杂

赵东C4平台由南北两侧导管架组成，共布井36口，实钻井数量超过45口，井型均为定向井或水平井，防碰绕障难度大。在F26-XX和F26-XXST1两口井中，受防碰绕障、电潜泵位置井斜要求、入窗位置要求、靶点位置等客观情况限制，井眼轨迹优化受限，两口井全角变化率最大为5.4°/30 m，井眼轨迹复杂导致摩阻和扭矩增大；且泥页岩井段频繁憋泵、蹩扭矩导致倒划排量明显偏低，井眼清洁情况恶化，加剧了井下复杂情况发生。

在F26-XXST2井中，地质部门调整靶点位置，进一步优化了井眼轨迹，缩短了裸眼段长度，降低了全角变化率，在进入泥页岩前，提前完成扭方位，降低了井眼轨迹的复杂性。

5" " 结束语

1）由于页岩固有的一些特性如层理结构、力学性能及强度各向异性，在钻井设计过程中应优先考虑页岩特性导致的井壁稳定情况，同时结合常规的地应力分析，合理地确定钻井液密度与性能，加强钻井液的抑制性与封堵能力，优化井眼轨迹，避免井眼方向与页岩层理方向一致，尽可能选择垂直于层理方向进行钻进，进一步降低由于页岩井段井壁失稳带来的井下事故复杂情况。

2）通过F26-XX井的施工作业，确定了C4区块页岩层理结构与井眼轨迹的关系，通过建立地质模型，明确了不同井斜方位情况下钻穿页岩段地层所需的钻井液密度，为后续本区块的页岩段施工奠定了技术基础。

参考文献

[1]" 陈勉，金衍，卢运虎. 页岩气开发：岩石力学的机遇与挑战[J]. 中国科学（物理学 力学 天文学），2017，47（11）：2-14.

[2]" 樊朋飞. 龙马溪组页岩水平井井壁坍塌失稳机理研究[D]. 成都：西南石油大学，2016.

[3]" 蔚宝华，谭强，邓金根，等. 渤海油田泥页岩地层坍塌失稳机理分析[J]. 海洋石油，2013，33（2）：101-105.

[4]" 程万，孙家应，尹德战，等. 深层泥页岩井壁失稳机理与预测模型研究进展[J]. 钻探工程，2021，48（10）：21-28.

[5]" WANG Heqiang，GUO Haitao，GUO Bing. Integrated geo-mechanical and bedding plane analyses to optimize horizontal well drilling performance in shale oil reservoirs[C]//Middle East Oil，Gas and Geosciences . Manama，Bahrain：SPE，2023：SPE-213416-MS.

作者简介：

张" " 浩（1986—），男，天津人，工程师，2010年毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，目前主要从事海洋平台钻井技术管理工作。Email：zhanghao1.cpoe@cnpc.com.cn

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