華北古近系及潛山內幕地層井壁穩定性研究

王東明， 陳 勉， 羅玉財， 于建濤， 徐明磊， 虞海法， 楊 愷

（1.中國石油華北油田分公司，河北任丘 062552；2.中國石油大學（北京）石油天然氣工程學院， 北京102249；3.渤海鉆探工程技術研究院，天津 300451）

華北古近系及潛山內幕地層井壁穩定性研究

王東明1， 陳 勉2， 羅玉財1， 于建濤1， 徐明磊3， 虞海法1， 楊 愷3

（1.中國石油華北油田分公司，河北任丘 062552；2.中國石油大學（北京）石油天然氣工程學院， 北京102249；3.渤海鉆探工程技術研究院，天津 300451）

王東明等.華北古近系及潛山內幕地層井壁穩定性研究[J].鉆井液與完井液，2016，33（6）：33-39.

華北油田古近系地層以砂泥巖為主體，間或有玄武巖、煤層等，存在不同壓力系統，復雜情況以垮塌、漏失、遇阻、劃眼為主，潛山帶灰巖地層裂縫發育，卡鉆和井漏事故多發，鉆井復雜事故占全井的73.62%。從礦物組分分析、巖石力學特征、地應力測試、鉆井液浸泡的影響入手，探索出古近系地層井壁失穩機理。古近系地層黏土礦物含量高，巖石水化膨脹嚴重，地層巖石黏聚力和內摩擦角變化幅度大（6～25 MPa、26°～45°），長時間浸泡后易形成縫網，當鉆井液液柱壓力高于坍塌壓力達到某種程度時，裂隙寬度呈幾何倍數增加，導致井壁掉塊；奧陶系和薊縣系灰巖地層地應力差相對較大，巖石微裂縫發育，高地應力作用下易產生微裂縫，且多沿弱面破壞，而引起坍塌和漏失。為解決以上問題，在KCl-聚磺鉆井液中引入了聚胺抑制劑和納米防塌封堵劑BZ-PNP，提高抑制性和封堵能力，并增大潤濕角，降低巖石親水能力。該技術在陽探1、文安101x、安探1x等深井古近系地層進行了應用，取得了井壁穩定、鉆井復雜事故為零的效果，其中陽探1井順利鉆穿鄰井垮塌嚴重的大段泥頁巖地層，平均井徑擴大率1.8%，最大井徑擴大率14.82%；安探1x風險探井鉆井液密度最大為1.50 g/cm3，低于鄰井的1.69 g/cm3。得出，在華北古近系地層使用密度過高的鉆井液鉆井，會增大微裂隙開啟程度，并增加地層的吸水量，建議在井控安全前提下以高過坍塌壓力當量密度15%為宜。

井壁穩定；潛山地層；力學穩定；強抑制強封堵鉆井液；鉆井液性能；潤滑性

通過對位于華北廊固凹陷、霸縣凹陷和束鹿凹陷潛山帶的42口已鉆井資料進行分析發現，華北古近系和潛山帶地層鉆井時復雜事故占全井復雜時間的73.62%。古近系地層以砂泥巖為主體，間或有玄武巖、煤層等，復雜情況以垮塌、漏失、遇阻、劃眼為主，奧陶系和薊縣系的潛山帶灰巖地層裂縫發育，垮漏并存，卡鉆和井漏事故多發。在以上復雜事故的處理過程中，一般采取了提高鉆井液密度的措施，但即使保持較大的井底正壓差，仍未能有效控制地層垮塌，致使生產時效大幅降低，鉆探成本驟增[1-4]。為此，開展了地層礦物組分及微觀結構、巖石力學、地應力研究，從巖石水化膨脹、構造應力、鉆井液性能等角度分析復雜層段的井壁失穩機理。通過引入聚胺抑制劑和納米防塌封堵劑，對現用的KCl-聚磺鉆井液體系進行了優化，并在陽探1、文安101x、安探1x等井進行了現場應用，取得井壁穩定、鉆井復雜事故為零的好效果[5-6]。

1 地質結構特征分析

1.1 巖石力學特征

使用RTR1500高溫高壓巖石三軸儀，在室內進行了巖石力學參數實驗，結果見表1。

表1 華北地區古近系及潛山地層巖心破壞實驗

由表1可知，絕大部分巖心均發生剪切破壞，因為在非均勻水平地應力差時，巖體易發生剪切破壞；砂泥巖在高圍壓下，塑性增強，巖石破壞形式發生變化。

根據巖石力學參數實驗與測井數據解釋結果，繪制了研究區帶的巖石力學參數剖面，并得出以下結果。①地層巖石抗壓強度分布規律如下：沙河街組為42～80 MPa，孔店組為60～96 MPa，石炭二疊系為91～103 MPa，奧陶系為87～120 MPa，薊縣系為95～130 MPa，束探泥灰巖層為78～100 MPa。②廊固凹陷深井地層黏聚力（6～25 MPa）和內摩擦角（26°～45°）在孔店組地層變化幅度大，地層存在砂泥巖夾層，易發生井壁失穩事故。③霸縣凹陷孔店組彈性模量和泊松比波動較大，存在巖性過渡帶，同時處在2套壓力系統間層，地層不穩定，多發生漏失和卡鉆事故；薊縣系黏聚力和內摩擦角達到35 MPa和44°，白灰巖硬脆性高，強度大，易發生剪切破壞，高地應力作用下產生微裂縫多沿弱面破壞引起漏失。④束鹿凹陷深井砂泥巖地層（4 000 m以上）巖石強度增長幅度平緩，沙三段下層（4 000 m以下）為泥灰巖和角礫巖混合層，泥灰巖地層巖石強度增加明顯，最大單軸抗壓強度達到145 MPa，巖石硬脆性特征顯著，角礫巖膠結較弱，斷層附近應力場復雜，泥質膠結物水化分散，使強度弱化，引起復雜情況[7]。下面以牛東 1 井為例給出巖石力學參數剖面圖，如圖 1所示。

1.2 地應力測試

通過進行Kaiser效應地應力實驗測試，研究了蘇50井4 306～4 310 m井段巖心不同角度的受力情況，根據彈性力學理論，確定地應力的3個主應力的大小，結果見表2。由此可知，石炭-二疊系巖石的地應力梯度大，水平地應力差較高，是復雜應力特征的臨界地層。

圖1 牛東1井巖石力學參數剖面

表2 蘇50井巖心不同角度Kaiser效應地應力實驗結果

根據地應力測井解釋模型，繪制了研究區帶的地應力對比剖面，得出以下結果：①廊固凹陷水水平應力差較小（0.23～0.31 MPa/100 m），石炭-二疊系水平應力差較大（0.30～0.43 MPa/100 m），奧陶系水平應力差較大（0.45～0.60 MPa/100 m）。②霸縣凹陷沙河街組地層水平應力差隨著深度的增加而變大，在0.21～0.37 MPa/100 m之間，孔店組地層水平應力差較大，在0.45 MPa/100 m左右，薊縣系地層水平應力差較大，在0.4～0.5 MPa/100 m之間。③束探凹陷區塊沙一組地應力差較小，在0.15～0.25 MPa/100 m之間；沙二段地應力差較小，在0.2～0.3 MPa/100 m之間；沙三段地應力差隨著井深增加而變大，最大值在0.55 MPa/100 m。可以看出，束探凹陷沙三段水平地應力差普遍高于霸縣凹陷和廊固凹陷[8-9]。

1.3 地層黏土礦物分析

地層巖石礦物成分分析結果如表3所示。可以看出，古近系地層黏土礦物含量高，潛山深層奧陶系和薊縣系地層黏土礦物含量低。

表3 地層巖石黏土礦物組分分析結果

2 鉆井液浸泡對井壁失穩的影響

2.1 鉆井液浸泡對砂泥巖巖心強度的影響

用KCl-聚磺鉆井液體系對務古2井沙河街組2 413 m處砂泥巖巖心做浸泡實驗，測定在現用鉆井液作用下巖石強度的變化規律，結果見圖2。由圖2可知，在鉆井液浸泡下，巖石強度降低顯著。

圖2 用KCl-聚磺鉆井液對務古2井沙河街組2 413 m處砂泥巖巖心做浸泡實驗

2.2 鉆井液浸泡巖心的掃描電鏡實驗

用KCl-聚磺鉆井液浸泡取自不同地層的巖心，然后進行微觀掃描電鏡分析，結果見圖3。由圖3（a）可知，廊固凹陷和霸縣凹陷沙河街組砂泥巖巖心黏土礦物含量較多，易發生水化膨脹，長時間浸泡，易形成縫網，鉆井液濾液侵入后微裂隙擴展，相互貫通，導致井壁掉塊。由圖3（b）可知，廊固凹陷和霸縣凹陷奧陶系灰巖巖心微裂隙較發育，且呈縫網形式，鉆井液濾液侵入后微裂隙擴展，相互貫通，導致井壁掉塊。由圖3（c）可以看出，束探凹陷沙三段下層泥灰巖巖心弱化區域范圍增大。由此可見，地層微裂縫發育是井壁失穩的內在因素。

圖3 砂泥巖、灰巖和泥灰巖巖心掃描電鏡圖

從巖石特性、地應力、鉆井液影響等方面總結了復雜事故地層的相同點和不同點，見表4。下面有針對性地分析不同地層的井壁坍塌機理。

表4 華北潛山井復雜事故地層的相同點和不同點

3 井壁垮塌機理研究

3.1 鉆井液對坍塌壓力及周期的影響

在用庫倫摩爾準則計算坍塌壓力的基礎上，研究巖石用KCl-聚磺鉆井液浸泡后坍塌壓力的變化，并給出了華北部分地層的坍塌壓力周期圖版，如圖4所示。由圖4可知，隨著浸泡天數的增加，保持井壁穩定的鉆井液當量密度隨之增加，當液柱壓力不能支撐井壁時，井壁發生坍塌掉塊；廊固凹陷石炭-二疊系地層坍塌周期較短，受巖石水化膨脹影響較大，霸縣凹陷沙河街組是油氣活躍層段，部分層段坍塌嚴重，坍塌周期較短。由圖4還可以看出，擴徑較大井段使用的鉆井液密度，通常都在坍塌壓力周期曲線之下，說明使用密度沒有達到穩定井壁的鉆井液當量密度。

分析認為，現用的KCl-聚磺鉆井液抑制性較弱，造成坍塌壓力當量密度計算值與理論值的差值越來越大，應提高鉆井液的抑制性。

圖4 廊固凹陷與霸縣凹陷地層坍塌壓力周期圖版

3.2 2套壓力系統并存使坍塌更易發生

石炭-二疊系是2套壓力系統的夾層，上部壓力系數為1.1～1.28，下部為0.9～1.01，變化較大，事故復雜多，必須密封石炭-二疊系。而且石炭-二疊系含煤層和紫紅色泥巖，巖石強度低，易發生吸水膨脹和掉塊，加劇了鉆井復雜情況。務古4井在此處井徑擴大率達65.3%，說明井塌十分嚴重。

為穩定井壁，三開應在進潛山地層后3～5 m用技術套管封隔，四開實現專層專打，以有效分割2套壓力系統；同時提高石炭-二疊系鉆井液的抑制水化膨脹性能，以減少事故的發生。

3.3 地應力非均勻性對井壁穩定的影響大

石炭-二疊系以下地層最大地應力與最小地應力比值大，平均在1.22左右，地應力不均勻性更加明顯，使地層微裂縫增多；同時鉆井液安全密度窗口窄，易發生井壁垮塌。在模擬巖石力學參數彈性模量和泊松比后，用改變最大水平主應力的大小的離散元模擬分析方法進行模擬，結果如圖5所示。圖5模擬地層為奧陶系，巖性為灰巖，模擬深度為5 040 m,粒徑為6～8 mm，鉆井液當量密度為1.45 g/cm3，最大水平主應力為123 MPa，最小水平主應力為95 MPa，井眼尺寸為311 mm。由圖5可知，水平應力差越大，產生的裂縫越多，并以拉伸裂縫為主。離散元模擬結果顯示，在井壁截面的垂直方向會產生裂縫，形成掉塊，造成遇阻劃眼；上部井壁失穩明顯，在鉆井液作用下井壁處最先掉塊，同時井周徑向應力不斷降低，裂縫逐漸向遠處擴展。

圖5 離散元模擬分析結果（從左至右X方向的應力分別為95、100、105、110 MPa，Y方向應力均為95 MPa）

由于地層應力各向異性強，微裂縫發育，鉆井液會降低縫壁間黏結強度、有效應力，使裂縫擴展溝通。其解決措施是強化鉆井液封堵性能，在井壁附近形成一個超低滲封隔層，減少鉆井液進入微裂縫。圖6給出了鉆井液封堵能力與坍塌壓力圖版，可以看出，鉆井液形成封堵層的滲透率赿低，坍塌壓力當量密度越小。根據圖6的數據，綜合成本和現場實際考慮，如果控制灰巖井段井徑擴大率不大于15%，鉆井液密度為1.05 g/cm3，要求鉆井液形成封堵層的滲透率不大于0.25 mD。

3.4 鉆井液性能對井壁穩定的影響

1）鉆井液抑制性的影響。在鉆砂泥巖地層時，由于地層高含黏土礦物，在黏土礦物的水化作用下，產生水化應力，改變井周圍巖應力分布，降低巖石強度，改變巖石力學性能，見表5。從表5可以看出，砂泥巖在KCl-聚磺鉆井液中浸泡后，巖石抗壓強度、黏聚力降低，而有機鹽鉆井液能有效降低巖石受到的影響，有利于維持井壁穩定；在20 MPa圍壓下浸泡24 h后，KCl-聚磺鉆井液使巖石強度降低26.1%，而有機鹽鉆井液僅使巖石強度降低9.6%，說明有機鹽鉆井液的抑制性好，能有效降低巖石水化膨脹。

圖6 鉆井液封堵能力與坍塌壓力圖版

表5 在不同鉆井液體系浸泡下的砂泥巖強度對比

2）鉆井液密度的影響。使用務古4井沙四段下層巖心，逐步增大巖心圍壓（相當于提高密度），在浸泡不同時間后，借助巖心CT設備進行觀察發現，圍壓在超過坍塌壓力后，施加的圍壓越大，微裂縫張開的尺寸越大，當達到漏失壓力時巖心破裂，使60.7%的鉆井液漏進巖心。圖7是2組典型實驗圖片。由圖7可知，采用1.42 g/cm3的鉆井液浸泡24 h后，縫寬變為浸泡前的1.82倍；用1.68 g/cm3的鉆井液浸泡48 h后，縫寬變為浸泡前的13.49倍，說明高于坍塌壓力時鉆井液液柱壓力使巖心裂縫寬度成幾何倍數增加。

圖7 務古4井巖心浸泡實驗

3）鉆井液潤濕性的影響。測定了鉆井液界面張力和潤濕角對井壁圍巖的影響，實驗結果見圖8。

圖8 液柱壓力與界面張力、潤濕角關系圖

由圖8可以看出，當裂縫幾何性質及潤濕角一定時，鉆井液界面張力與應力強度因子呈線性關系；當潤濕角為0°～90°時可潤濕，潤濕角越小，越易親水，潤濕角大于90°時親油，增大潤濕角有利于保持井壁穩定。因此在鉆井液中引入了經疏水改性的納米防塌封堵劑。其可以在巖石表面形成納米疏水表面膜，增大潤濕角，同時納米膜本身對巖石有隔水防膨作用。測定結果表明，優化鉆井液與巖石潤濕角為51.9°，大于現用鉆井液（33.7°)，優化配方抑制裂縫擴展能力更優。而且，隨浸泡時間延長，雖然優化前后的鉆井液均逐漸使巖心強度降低，但優化配方降低巖石強度量（浸泡6 d降低40 MPa，無明顯裂紋出現），小于現用配方(浸泡6 d降低76 MPa，出現明顯裂紋)。另一實驗表明，用優化前后鉆井液浸泡巖心，隨浸泡時間延長，雖然巖心彈性模量逐漸降低，泊松比逐漸增大，但優化配方降低彈性模量和升高泊松比的幅度均小于現用配方，說明巖石力學性能在現用鉆井液中更敏感。

在相同作用時間內，現用配方導致坍塌壓力增量大于優化配方。如：作用10 d，現用配方增量約0.15 g/cm3，優化配方為0.07 g/cm3。

當鉆井液密度相同時，優化配方保持井壁穩定的時間要大于現用配方。如：當鉆井液密度為1.15 g/cm3時，優化配方可保持井壁穩定約10 d，現用配方約6.5 d。

上述實驗結果表明，華北古近系地層井壁失穩原因如下：地層巖石納米級微裂縫的寬度隨鉆井液浸泡時間的增加呈幾何倍數增大；過高的鉆井液密度使液柱壓力增大，其一加速鉆井液濾液進入地層的納米級微裂縫，使裂縫擴張加劇，其二濾液進入井壁巖石后，降低巖石強度，黏土礦物水化膨脹加劇了巖石強度降低，其三現用鉆井液濾液與地層的潤濕角小，地層的吸水能力強，最終導致井壁失穩。

4 穩定井壁鉆井液優化配方的應用

為提高古近系地層鉆井液的抑制性和封堵性，在KCl-聚磺鉆井液體系中引入了聚胺抑制劑和納米防塌封堵劑BZ-PNP。聚胺抑制劑主要成分是分子量在200～500的醚胺類分子，能夠嵌入黏土層間，通過醚鍵與黏土氫鍵吸附和胺基的獨特束縛作用，高效抑制黏土滲透水化。納米防塌封堵劑通過納米級顆粒對納米微裂隙的快速填充，強化了鉆井液對納米微裂隙的封堵性，加量為1%的BZ-PNP鉆井液的頁巖膨脹率降低率達71.4%。

肅寧區塊第三系地層存在大段泥巖，深井鉆探過程中，井壁垮塌嚴重，井徑擴大率高，起下鉆困難。寧古10井在三開4 300～4 500 m井段發生井壁垮塌，雖然將鉆井液密度提高至1.85 g/cm3，但未能很好地保持井壁穩定，進行了多次劃眼，平均井徑擴大率為37.84%。繼續鉆進后在5 483.0～ 5 484.19 m井段（斷層、近風化殼）發生了井漏，共漏失鉆井液679.34 m3。寧古8x井三開平均井徑擴大率達23.51%，最大井徑擴大率為100.98%，進行多次劃眼，井身質量很難保證，并在鉆至井深4 135.0 m（斷層）處發生漏失，共漏失7 37.31 m3鉆井液。后續鉆探的陽探1井，在該井段使用聚胺-KCl鉆井液，最高鉆井液密度維持在1.53～1.55 g/cm3，順利鉆穿鄰井垮塌嚴重的大段泥頁巖地層，平均井徑擴大率僅為1.8%，最大井徑擴大率也只有14.82%，起下鉆順利，無掛卡現象，無井下復雜。文安101x井通過在鉆井液中加入納米防塌封堵劑BZ-PNP，改善了鉆井液的封堵防塌性能，順利鉆穿了3 640～3 725 m和3 828～3 844 m兩套玄武巖及古近系大套泥巖井段，未發生井壁失穩復雜。寧古10和陽探1井鉆井液密度對比見表6。新鉆成的風險探井安探1x井鉆井液密度最大為1.50 g/cm3，低于鄰井的1.69 g/cm3，通過在KCl-聚磺體系中加入BZ-PNP、單封等封堵劑，鉆井復雜事故為零，順利完井，由此證明了防塌方案的正確性。

表6 寧古10和陽探1井鉆井液密度使用情況對比

5 結論

1.古近系地層存在無方向性的交錯納米微裂隙，隨著鉆井液液柱壓力增加，微裂隙呈幾何倍數增大，形成較大縫網，鉆井液濾液大量侵入地層，黏土礦物發生水化膨脹，導致井壁呈周期性垮塌。

2.在華北古近系地層使用密度過高的鉆井液鉆井，會增大微裂隙開啟程度，并增加地層的吸水量，建議在井控安全前提下以高過坍塌壓力當量密度15%為宜。

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Borehole Stability in Drilling the Paleogene System and Inner Buried Hill in Huabei Oilfield

WANG Dongming1, CHEN Mian2, LUO Yucai1, YU Jiantao1, XU Minglei3, YU Haifa1, YANG Kai3
(1.PetroChina Huabei Oilfield Company, Renqiu,Hebei062552; 2.Engineering Technology Research Lnstitute,BHDC,
Beijing102249; 3.Research Institute of Drilling and Exploration Engineering of Bohai,PetroChina,Tianjin300451)

The lithology of the Paleogene system in the Huabei oilfield is mainly sandstone and mudstone, intercalated occasionally with basalt and coal bed. Different formation pressure systems have been found in this oilfield. Time required for coping with troubles during drilling accounted for 73.62% of the total time required for coping with troubles encountered in the whole process of drilling operation. The destabilization mechanism of the micro-fractured Paleogene system has been studied from mineral analysis, rock mechanics, formation stress measuring to mechanism of borehole wall destabilization. Large variations of cohesion (6-25 MPa) and angle of internal friction (26°-45°) of formation rocks and high formation stress cause micro fractures along the weak planes in rocks, resulting in borehole collapse and lost circulation. Abundant clays cause the formation to hydrate and swell, and after long time of soaking in water, network of fractures result. When pressure of mud column is greater than the collapse pressure of formation, the widths of the fractures increase exponentially, resulting in borehole wall sloughing. To stabilize borehole wall, Polyetheramine and a nano plugging agent were introduced into KCl drilling fluid. Polyetheramine inhibit osmotic hydration of clay through ether bonds and hydrogen bonds, and the unique action of amino group. This technology has been used in several wells such as Yangtan-1, Wen’an-101x and Antan-1x which penetrated the Paleogene system, no downhole troubles have occurred. The well Yangtan-1 successfully penetrated the long section shale formation which experienced severe borehole wall collapse in adjacent wells. The average hole enlargement of the well Yangtan-1 was only 1.8%, and the maximum hole enlargement, 14.82%. The well Antan-1x had maximum mud density of1.50 g/cm3, 0.19 g/cm3less than the mud density used in adjacent wells. Furthermore, excessive mud density is disadvantageous to borehole wall stabilization. It is suggested that the mud density should only be 15% higher than the equivalent density of collapse pressure, provided that there is no well control risk.

Destabilization of borehole wall; Borehole wall collapse; Mechanism of borehole wall destabilization; Oil and gas exploration

TE283

A

1001-5620（2016）06-0033-07

2016-10-20；HGF=1606C1；編輯 王超）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.006

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項“華北油田上產穩產800噸關鍵技術研究與應用”（2014E-35）。

王東明，高級工程師，現在主要從事鉆井技術研究工作。電話 13582679396；E-mail：ktb_wdm@ petrochina.com.cn。