順北油氣田鷹1井超深井段鉆井液關鍵技術

林永學， 王偉吉， 金軍斌

（中國石化石油工程技術研究院，北京 100101）

順北油氣田位于新疆阿克蘇地區和巴州交界處，屬于斷溶體油氣藏，埋深超過7 300.00 m，最深達8 600.00 m，是目前世界上油藏埋深最深的油氣田之一，具有超深、超高壓、超高溫的特點[1-2]。鷹1井是該油氣田的一口重點風險預探井，目的是探索順托果勒低隆北緣構造北三維區北西向、北東向斷裂交匯處的儲層發育特征、橫向展布規律及含油氣性，設計井深9 016.85 m，垂深8 603.00 m。順北油氣田超深井鉆井實踐表明，井深6 000.00 m以深地層極其復雜，面臨一系列鉆井難題：志留系柯坪塔格組和奧陶系桑塔木組等地層發育大段泥巖，水敏性強，井眼易失穩；志留系地層裂縫發育，壓力敏感性強，漏失風險大；奧陶系地層破碎程度高、膠結差，易坍塌掉塊，引起卡鉆等井下故障。為此，筆者在分析大段硬脆性泥巖及奧陶系破碎性地層井眼失穩、志留系強壓力敏感性裂縫性地層漏失原因的基礎上，通過優選高性能封堵防塌劑、優化鉆井液抑制性能等技術措施，構建了SMHP-1強抑制強封堵鉆井液，并采取了相應的防塌、防漏及井壁穩定技術措施，保證了鷹1井超深井段鉆井安全，順利鉆至井深8 588.00 m完鉆，創亞洲陸上井深最深紀錄。鷹1井的順利完成，標志著中國石化8 500.00 m以上特深復雜地層鉆井液關鍵技術取得突破，為超深油氣資源的高效勘探開發提供了技術支撐。

1 超深井段鉆井液技術難點及原因分析

鷹1井設計采用5開井身結構：一開為φ660.4 mm鉆頭×607.00 m，φ508.0 mm套管×606.80 m；二開為φ444.5 mm鉆頭×5 395.00 m，φ339.7 mm套管×5 393.42 m；三開為φ311.1 mm鉆頭×7 676.00 m，φ250.8 mm/φ244.5 mm套管×7 614.62 m；四開為φ215.9 mm鉆頭×8 395.00 m，φ177.8 mm套管×8 395.00 m；五開為φ149.2 mm鉆頭×8 588.00 m。其中，6 479.50～6 816.00 m井段的志留系柯坪塔格組與6 816.00～7561.50 m井段的奧陶系桑塔木組等硬脆性泥巖地層、5 697.50～6 816.00 m井段的志留系裂縫性地層和8 285.00～8 500.00 m井段的奧陶系破碎性地層，是該井順利鉆至設計井深的關鍵井段，給鉆井液技術帶來了很大的挑戰。

1.1 深部硬脆性泥巖易坍塌失穩

順北油氣田志留系柯坪塔格組和奧陶系桑塔木組等地層發育大段泥巖，水敏性強，鉆井過程中極易因水化作用而發生井壁剝落掉塊甚至垮塌，導致井眼失穩。順北油氣田共有12口井在鉆進該泥巖地層時發生井眼失穩，造成3口井填井側鉆，累計損失鉆井時間286 d。筆者根據礦物組成、微觀結構特征和理化特性等實驗分析結果，進行了井眼失穩機理研究。

1.1.1 礦物組成分析

巖石礦物組成直接關系到鉆井液設計及處理劑優選，對研究泥巖地層井壁穩定具有重要意義[3]。采用X射線衍射分析了鷹1井柯坪塔格組和桑塔木組泥巖的礦物組成，結果見表1。由表1可知，該井深部泥巖中的石英、方解石等硬脆性礦物平均含量高達65.47%，黏土礦物平均含量為33.73%，屬典型的硬脆性泥巖。其中，黏土礦物以伊利石為主，平均含量為49.58%，其次為蒙脫石、伊/蒙混層，平均含量為31.66%。該井深部泥巖中含量較高的黏土礦物與鉆井液接觸后易發生水化，從而改變了巖石內部的應力狀態，造成巖石強度降低，最終導致井眼失穩。

1.1.2 微觀結構特征分析

井壁穩定性與地層的微觀結構特征密切相關[4-6]。采用掃描電子顯微鏡觀察了鷹1井柯坪塔格組和桑塔木組泥巖地層的微觀結構特征，結果見圖1。由圖1可以看出，該井柯坪塔格組和桑塔木組地層泥巖基質微孔隙、微裂縫、層理等弱面極其發育，孔喉直徑主要分布在100 nm～5 μm，微裂縫、層理寬度為0.5～15.0 μm。這為鉆井液濾液侵入提供了天然通道，在液柱壓力、毛細管力等驅動下，濾液沿微裂縫、層理優先侵入泥巖內部，發生水化作用，使巖石強度降低；而且，泥巖極易沿著微裂縫、層理等弱面發生剪切滑移，最終導致井眼失穩[7-11]。

表1 鷹1井深部泥巖的礦物組成Table 1 Mineral composition of deep mudstone in Well Ying-1

圖1 鷹1井柯坪塔格組和桑塔木組泥巖掃描電鏡結果Fig.1 SEM results of mudstone in Kepingtage Formation and Sangtamu Formation in Well Ying-1

1.1.3 巖石理化性能分析

分析了鷹1井柯坪塔格組和桑塔木組地層泥巖樣品的理化性能，結果見表2。由表2可知，柯坪塔格組和桑塔木組泥巖巖樣在清水中的滾動分散回收率大于70%，在清水中的線性膨脹率小于15%，屬于弱分散、弱膨脹泥巖；比表面積為50～70 m2/g，表明其膨脹性礦物含量不高，主要為非膨脹性礦物；總吸水量較低，但比親水量較大（9～11 mg/m2，與蒙脫石相當）。強烈的水化膜短程斥力作用將改變頁巖內部的應力狀態，易導致微裂縫尖端應力集中，促使微裂縫擴展貫通，最終出現井眼失穩現象[12-17]。

表2 鷹1井柯坪塔格組和桑塔木組地層泥巖理化性能Table 2 Physical and chemical properties of mudstone in Kepingtage Formation and Sangtamu Formation of Well Ying-1

1.2 志留系裂縫性地層易漏失

順北油氣田志留系地層鉆進過程中漏失嚴重，主要漏失地層為塔塔埃爾塔格組。據統計，該油氣田中部8口井在鉆進志留系地層時，有7口井發生了井漏，累計漏失鉆井液近10 000 m3，損失鉆井時間達485 d。其中，1口井因此被迫移井位，2口井被迫改變井身結構設計。分析研究認為，地層裂縫發育、漏失壓力低和裂縫啟動壓力低是導致志留系地層漏失嚴重的主要原因。

1）地層裂縫發育導致多點漏失。志留系塔塔埃爾塔格組和柯坪塔格組地層為砂泥巖地層，埋深5 300.00～6 900.00 m。由于地質構造的擠壓和扭曲作用，志留系地層斷裂帶附近裂縫發育，存在大量張開和閉合裂縫，裂縫寬度為0.1～1.5 mm，易發生全井段隨機性多點漏失。

2）地層漏失壓力低。志留系地層漏失壓力當量密度普遍較低（最低1.33 kg/L），其中，順北1井區、5井區北部和中部地層漏失壓力當量密度分別為1.37～1.39，1.40和1.33～1.38 kg/L。統計已鉆井漏失情況發現，塔塔埃爾塔格組地層漏失概率大于柯坪塔格組地層，漏失井的漏速不等，漏速最小為2 m3/h，最大為井口失返。

3）裂縫啟動壓力低，易張開。裂縫對鉆井液密度變化敏感，易開啟、擴大，增大了堵漏難度，裂縫開啟壓力當量密度僅為1.35～1.40 kg/L。例如，順北5-5H井志留系地層成像測井顯示縱向裂縫發育，縫寬6.93～19.24 mm，走向為北東—南西向，為明顯的誘導裂縫，如圖2所示。

圖2 順北5-5H井志留系地層成像測井圖Fig.2 Imaging logging map of Silurian formation in Well SHB5-5H

1.3 破碎性地層易坍塌掉塊

受擠壓構造影響，順北油氣田奧陶系地層破碎、膠結程度差，鉆井過程中井壁坍塌掉塊嚴重，遇阻、卡鉆等井下故障頻發。據不完全統計，該油氣田4口井鉆進奧陶系破碎性地層時，因井壁坍塌掉塊嚴重共側鉆7次，單井損失時間達135 d，累計損失時間540 d。分析認為，地層應力集中及巖石膠結程度差是該破碎性地層易坍塌掉塊的主要原因。

1）應力集中。由于地質構造運動影響，超深海相碳酸鹽巖破碎性地層產生構造應力集中，且地應力具有明顯的方向性，非均勻性強。最大水平主應力與最小水平主應力相差較大，地應力分布不均，地層被鉆開后地應力釋放，導致井眼失穩[18]。

2）巖石膠結程度差、微裂縫發育。由鷹1井鷹山組地層礦物組成的X射線衍射分析結果發現，其礦物成分主要為方解石、白云石（方解石含量最高為96.6%，白云石含量最高為99.8%），不含黏土礦物成分。由巖石薄片分析結果（見圖3）發現，巖石存在微裂縫，硅質膠結以塊狀或團塊狀充填裂縫，膠結程度差。因此，在鉆井過程中，水力楔劈作用、鉆頭轉動和鉆具擾動都會破壞巖石的弱膠結作用，裂縫逐漸擴展直至巖石破壞，導致井壁發生坍塌掉塊。

圖3 鷹山組巖樣薄片分析結果Fig.3 Analysis results of rock sample slice of Yingshan formation

2 超深井段鉆井液關鍵技術

2.1 硬脆性泥巖井壁穩定鉆井液技術

2.1.1 鉆井液防塌技術對策

基于順北鷹1井深部地層泥巖井壁失穩機理分析，結合“多元協同”井壁穩定基本理論，提出了硬脆性泥巖井壁穩定鉆井液技術對策。

1）強化鉆井液黏土水化抑制性能。利用聚胺、氯化鉀等強抑制劑的協同作用抑制黏土的水化作用，減小水化膜短程斥力，保持泥巖的原始強度。

2）提高鉆井液的封堵性能。針對鷹1井深部地層泥巖微觀孔隙結構特征，研制了抗高溫鑲嵌成膜防塌劑SMNA-1與微納米封堵劑SMNF-1，通過合理的粒度級配，使鉆井液在近井壁處形成一層致密封堵層，阻緩壓力傳遞及鉆井液濾液侵入。

3）合理控制鉆井液密度。在加強封固及阻緩孔隙壓力傳遞的前提下，適當提高鉆井液密度，以提高鉆井液液柱壓力對井壁的力學支撐作用，保持井壁力學穩定。

2.1.2 鉆井液構建及性能評價

按照硬脆性泥巖地層井壁穩定技術對策，構建了SMHP-1強抑制強封堵鉆井液（簡稱為SMHP-1鉆井液）：2.0%膨潤土+0.2%Na2CO3+0.5%NaOH+0.5%～1.0%抗高溫降濾失劑SMPFL-H + 1.0%～2.0%抗高溫鑲嵌成膜防塌劑SMNA-1+1.0%超細碳酸鈣QS-2（粒度為1 500～2 000目）+ 0.5%～1.0%聚胺SMJA-1+3.0%～4.0%KCl。

2.1.2.1 黏土水化抑制性能

選取鷹1井志留系柯坪塔格組和奧陶系桑塔木組地層巖樣，采用滾動分散回收試驗和線性膨脹試驗評價SMHP-1鉆井液的抑制性能，結果見圖4和圖5。

圖4 鷹1井深部泥巖滾動分散回收率試驗結果Fig.4 Experimental results of rolling dispersion recovery rate of deep mudstone in Well Ying-1

圖5 鷹1井深部泥巖線性膨脹率試驗結果Fig.5 Test results of linear expansion rate of deep mudstone in Well Ying-1

由圖4可以看出，該井深部地層泥巖巖樣在清水中的滾動分散回收率約為70%，而在SMHP-1鉆井液中的滾動回收率＞94%，與在油基鉆井液中的滾動回收率（約95%）接近，說明SMHP-1鉆井液具有優異的抑制泥巖水化分散的性能。由圖5可以看出，泥巖巖樣在清水中的線性膨脹率約為15%，但其初始膨脹率較高，而在SMHP-1鉆井液和油基鉆井液中的線性膨脹率僅為3%左右，表明SMHP-1鉆井液具有良好的抑制泥巖水化膨脹的性能。

2.1.2.2 封堵性能

鷹1井深部地層泥巖微納米級孔隙發育，孔喉直徑主要分布在100 nm～5 μm，而常規高溫高壓濾紙孔徑較大（30～50 μm），難以評價鉆井液對該地層的封堵性能。為此，采用壓力傳遞試驗評價了SMHP-1鉆井液對鷹1井深部地層泥巖的封堵性，結果見圖6。

圖6 鷹1井深部泥巖壓力傳遞試驗結果Fig.6 Pressure transmission test results of deep mudstone in Well Ying-1

由圖6可知：4%NaCl水溶液的壓力傳遞速率很快，2.0 h后下游壓力基本與上游壓力持平，壓力穿透巖心；SMHP-1鉆井液可顯著降低泥巖的壓力傳遞速率，壓力穿透巖心時間為13.5 h；SMHP-1鉆井液中加入2%納米封堵劑SMNF-1后，其降低壓力傳遞速率的效果更明顯，24.0 h后下游壓力基本趨于穩定，上下游壓差1.5 MPa，基本阻隔壓力傳遞作用，井壁穩定性能突出。

2.2 志留系裂縫性地層隨鉆防漏技術

根據順北油氣田志留系地層漏失原因，采取了以防為主、隨鉆堵漏的鉆井液技術思路，即在保持合理鉆井液密度的前提下，向鉆井液中加入一定量的隨鉆堵漏材料，在近井壁附近形成致密封堵層，阻緩壓力傳遞和鉆井液濾液侵入，防止裂縫開啟及延伸，從而達到防漏的目的。

2.2.1 隨鉆堵漏劑配方的優選

針對志留系地層裂縫尺寸，選用1 mm的裂縫盤作為裂縫評價介質，根據孔喉“理想充填”及“屏蔽暫堵”理論[19-22]優選了4種封堵材料及其合理的粒徑分布，按照表3的加量配比加入到SMHP-1鉆井液中，并分別測試其裂縫封堵性能，結果見圖7。由圖7可知，3#配方隨鉆堵漏劑的裂縫盤累計漏失量僅為4.2 mL，隨鉆堵漏效果最佳。因此，確定3#配方為隨鉆堵漏劑最優配方：2.0%剛性架橋及充填材料+1.5%彈性可變形封堵材料+1.0%惰性纖維材料+0.5%軟化封堵材料。進入志留系地層前50.00 m，在鉆井液中一次性加足隨鉆堵漏劑，并定期向鉆井液中補充堵漏劑，維持隨鉆堵漏劑加量在5%以上。

表3 隨鉆堵漏劑中封堵材料的加量配比Table 3 Concentration ratio of plugging materials in lost circulation additive while drilling

圖7 不同配方隨鉆堵漏劑裂縫盤濾失量試驗結果Fig.7 Test results of filtration rate for lost circulation additive with fractured disk by different formulas while drilling

2.2.2 防漏堵漏鉆井液維護處理措施

1）在滿足防塌前提下，采用密度1.34 kg/L的鉆井液揭開志留系地層，調整鉆井液流變性，保持較低的黏度和切力，降低循環壓耗的影響。

2）控制鉆井液高溫高壓濾失量小于10 mL，以保持濾餅質量良好。

3）在滿足錄井要求的前提下，盡量不啟動細目振動篩，并簡化鉆具組合，降低發生井下故障的概率。

4）適當控制鉆速，每鉆進2.00～3.00 m劃眼1次，防止堵漏材料在井壁上黏附過多而造成井下故障。

5）控制起下鉆速度，避免因激動壓力過大而誘發井漏。長時間靜止后，下鉆時應采取分段循環措施，防止開泵壓力過大，憋漏地層。

2.3 奧陶系破碎性地層安全鉆進技術

根據奧陶系破碎性地層井壁坍塌機理，制定了鉆井液防塌技術對策。

2.3.1 強化鉆井液封堵性能

針對鷹1井奧陶系鷹山組破碎性地層的主要特征，利用屏蔽封堵技術，優選了彈性封堵顆粒、可填充變形封堵材料與微納米封堵防塌劑，復配為隨鉆封堵劑，配方為：1.0%彈性石墨+1.0%溫敏變形封堵劑SMSHIELD-2 + 0.5%納米封堵防塌劑SMNF-1。該隨鉆封堵劑可以封堵巖石原生微孔縫和次生微裂縫，提高地層完整性，降低巖石滲透率，阻緩鉆井液濾液侵入對膠結物的破壞。對比奧陶系鷹山組地層巖樣應用該隨鉆封堵劑封堵前后的微觀形貌發現（見圖8），隨鉆封堵劑在破碎地層近井壁處形成一層“緊、密、實”的致密封堵層，巖心封堵端面較平整、光滑、密實，巖樣完整性顯著提高。另外，室內試驗還發現，鷹山組地層巖樣的滲透率由由封堵前的平均40.70 mD降至封堵后的0.68 mD，下降了2個數量級，巖石更加致密。

圖8 鷹山組地層巖樣封堵前后掃描電鏡圖Fig.8 SEM photos of rock samples in Yingshan Formation before and after plugging

2.3.2 保持井眼清潔

1）不定期采用密度比井漿密度高0.2 kg/L、漏斗黏度大于100 s的多纖維重稠塞清洗井眼，采用多流態變化破壞巖屑床，提高鉆井液攜巖能力，保持井眼清潔，防止遇阻、卡鉆等井下故障的發生。

2）井壁出現掉塊后，采取低排量、低鉆壓鉆進，對井底的掉塊進行研磨破碎，然后采取大排量循環進行清除。破碎不了的或者攜帶不出的掉塊，可適當提高鉆井液黏度和切力，小排量循環將其平鋪在井底，避免掉塊堆積于環空而阻卡鉆具。

2.3.3 適當提高鉆井液密度

在加強封固及阻緩孔隙壓力傳遞的前提下，鉆遇破碎性地層時，根據實際工況提高鉆井液密度，提高鉆井液對井壁的有效力學支撐作用，保持井壁力學穩定。鷹1井四開井段在井深8 242.20 m處鉆遇奧陶系破碎帶地層，出現起下鉆遇阻及劃眼困難情況，隨后將鉆井液密度由1.35 kg/L逐漸提高至1.55 kg/L，起下鉆遇阻及劃眼困難情況有所好轉。

3 現場應用效果

鷹1井三開大段泥巖地層鉆進過程中，SMHP-1鉆井液性能穩定，泥巖鉆屑棱角分明，完整度高。在整個三開鉆進及中完作業期間，井眼始終穩定暢通，未發生井眼失穩問題，平均井徑擴大率僅6%，三開鉆井周期縮短36.9%，鉆井效率超鄰井15%以上，創φ311.1 mm鉆頭鉆深7 616.00 m和φ250.8 mm +φ244.5 mm套管下深7 614.62 mm 2項國內石油工程新紀錄。

鷹1井志留系地層鉆進過程中，定期向鉆井液中加入隨鉆堵漏劑，維持隨鉆堵漏劑加量在5%以上，確保在近井壁處形成致密封堵層，阻緩壓力傳遞和濾液侵入，整個三開鉆進及中完作業期間未發生漏失，而順北5-6井、順北5-8井和順北5-10井等鄰井在鉆進志留系地層時多次發生嚴重漏失。

鷹1井奧陶系鷹山組破碎性地層鉆進過程中，定期向鉆井液中補充隨鉆封堵劑，在近井壁處形成了一層“緊、密、實”的致密封堵層，封堵了巖石原生微孔縫和次生微裂縫，提高了地層的完整性。同時，不定期采用密度比井漿密度高0.2 kg/L、漏斗黏度大于100 s的多纖維重稠塞清洗井眼，以保持井眼清潔。該井在鉆進破碎性地層期間未出現井壁失穩現象，安全鉆至井深8 588.00 m完鉆，創亞洲陸上井深最深紀錄。

4 結論與建議

1）順北油氣田志留系柯坪塔格組、奧陶系桑塔木組等泥巖地層，微裂縫、層理等弱面發育，水化分散、水化導致的應力集中和裂縫擴展是發生井眼失穩的主要機理；志留系裂縫性地層裂縫啟動壓力低是發生井漏的主要原因；奧陶系破碎性地層應力集中、膠結程度差，坍塌掉塊是造成鉆進遇阻、卡鉆的主要原因。

2）根據鷹1井深部地層泥巖井壁失穩機理，應用“多元協同”井壁穩定基本理論，研制了高效堵漏劑及封堵劑，并采用顆粒級配原理，構建了SMHP-1強抑制強封堵鉆井液。

3）鷹1井超深井段應用SMHP-1強抑制強封堵鉆井液鉆進時，未發生井眼失穩、坍塌掉塊、井漏等井下故障，初步形成了以硬脆性泥巖井壁穩定鉆井液技術、志留系裂縫性地層隨鉆防漏技術和奧陶系破碎性地層安全鉆進技術為核心的超深井鉆井液關鍵技術。

4）鷹1井的應用效果表明，SMHP-1強抑制強封堵鉆井液能夠能解決深部地層大段泥巖及破碎性地層的井眼失穩及漏失難題，建議進一步深化志留系裂縫性地層漏失機理、破碎性地層井眼失穩機理等理論研究，以進一步優化該鉆井液性能，更好地滿足深井超深井高效鉆進的需求。