順北油氣田破碎性地層井壁穩定技術難題與對策

王偉吉， 李大奇， 金軍斌， 徐江， 張杜杰

(中國石化石油工程技術研究院， 北京 100101)

隨著全球能源消耗的不斷增大，深層、超深層油氣資源日益成為國內外油氣增儲上產的主戰場[1-2]。據統計，深層石油天然氣探明可采儲量高達7.29×1010t油當量，占全球總可采儲量49.07%[3-6]，而中國70%的剩余石油天然氣資源位于深部地層。隨著國內勘探開發技術的不斷進步，目前中國已形成塔里木盆地和四川盆地等深層油氣資源重要區域[7-9]。作為深部油氣資源的重要組成部分，中國深層碳酸鹽巖油氣藏分布廣泛、資源量大，具有良好的勘探開發潛力。其中，順北油氣田奧陶系碳酸鹽巖油氣藏儲層段埋深介于7 500～8 800 m，初步估算油氣資源量為1.7×109t，有望建成百萬噸級的原油產能，順北油氣田已經成為中石化增儲上產的重點區塊[10]。

深層油氣藏地質情況特殊、地應力條件復雜，在長時間、多期次、強構造運動及高地應力作用下，深部地層中通常發育不同損傷程度的損傷帶，即破碎性地層[11-12]。2018年以來，順北油氣田多口井因鉆遇碳酸鹽巖、破碎性地層出現了嚴重的井壁坍塌掉塊情況，導致阻卡頻繁，多口井回填側鉆，鉆井周期大幅延長，經濟效益損失巨大，嚴重影響了勘探開發進程，已成為順北油氣田勘探開發的重大技術難題之一。基于此，現系統介紹順北油氣田奧陶系破碎性地層復雜現狀，井壁失穩機理，鉆井液防塌及鉆井工程技術對策，以期對破碎性地層安全鉆井技術的研究及應用提供借鑒。

1 奧陶系破碎性地層復雜現狀概況

順北油氣田奧陶系地層受擠壓構造影響，地層破碎程度高、膠結性差，鉆井過程中井壁坍塌失穩現象嚴重，掉塊多、大、硬，如圖1所示，遇阻、卡鉆等井下故障頻發，導致多次回填側鉆，如順北5-3井直井段完鉆后，因坍塌側鉆4次，總周期240 d，全井實鉆周期457 d/7 932.74 m。據不完全統計，順北油氣田5口井鉆進奧陶系碳酸鹽巖破碎性地層時，因井壁坍塌掉塊嚴重，共側鉆10余次，單井損失時間達最長達285 d，累積損失時間超過900 d，如表1所示，嚴重地延誤了順北油氣田勘探開發進程，增加了鉆井成本。

圖1 順北蓬1井奧陶系破碎性地層掉塊Fig.1 The block of Ordovician broken formation in SHBP1 well

表1 順北油氣田奧陶系破碎性地層復雜概況Table 1 Complex situation survey of Ordovician broken formation in Shunbei oil and gas field

2 奧陶系破碎性地層井壁失穩機理分析

2.1 受強擠壓作用，地應力集中，應力敏感性強，井壁易失穩

順北油氣田5號斷裂帶奧陶系屬典型的走滑斷裂，走滑斷裂是一把雙刃劍，對儲層來說，走滑斷裂的存在與活動有利于斷溶體儲層的發育，而對鉆井工程來說，在走滑斷裂及其破碎帶鉆井，井壁易坍塌失穩是工程面對的巨大難題[13-15]。受走滑斷裂的影響，順北5號斷裂帶尤其是北段奧陶系以擠壓構造為主，中性面以下地層破碎，應力集中，如圖2所示。最大水平地應力和最小水平地應力之差大，如表2所示。鉆開地層后，地應力釋放，加之地層破碎，極易產生嚴重的井壁坍塌失穩現象[16]。

圖2 順北油氣田5號斷裂帶北段擠壓構造示意圖Fig.2 Diagram of compression structure in the north section of No. 5 fault zone in Shunbei oil and gas field

表2 順北油氣田部分井破碎性地層地應力統計Table 2 Geostress statistics of broken formation in some wells of Shunbei oil and gas field

2.2 破碎性地層膠結性差，結構松散

表3為順北奧陶系碳酸鹽巖破碎性地層礦物組成分析，其礦物成分主要以方解石為主，平均95.2%，黏土礦物平均含量1%，以綠泥石和伊/蒙間層礦物為主，間層比約為20%，伊利石及高嶺石含量較低，巖性以硬脆性礦物為主。由圖3、圖4巖石水化特性分析可知，鷹山組破碎性地層巖石線性膨脹率<2.5%，清水滾動回收率>90%，水化效應較弱，水化作用對井壁失穩影響較小。圖5為破碎性地層巖石薄片分析圖，巖石以硅質膠結為主，方解石、白云石以塊狀或團塊狀充填裂縫，不含黏土礦物，膠結性極差、結構松散，鉆井液水力尖劈作用、鉆頭轉動、鉆具擾動都會破壞這種弱膠結結構，導致持續產生掉塊。

圖3 線性膨脹率測試Fig.3 Linear expansion test

圖4 滾動分散回收率測試Fig.4 Rolling dispersion recovery test

表3 順北油氣田奧陶系破碎性地層礦物組成Table 3 Mineral composition of Ordovician broken formation in Shunbei oil and gas field

圖5 薄片分析圖Fig.5 Slice analysis photographs

2.3 破碎性地層多尺度微裂縫、層理等弱面結構發育

選取順北油田奧陶系破碎性地層巖樣50余組，測試巖樣的孔隙度、滲透率，并繪制了孔滲關系圖，實驗結果如圖6～圖8所示。實驗結果表明，奧陶系破碎性地層氣測孔隙度介于0.72%～6.75%，平均1.69%，氣測滲透率介于0.07～2.98 mD，平均0.88 mD，為典型的致密儲集層。孔滲關系圖顯示地層孔隙度與滲透率線性關系不明顯，說明地層微裂縫對滲透率的貢獻較大，微裂縫較發育。

圖9為奧陶系破碎性地層掃描電鏡圖，巖石微裂縫、微孔隙較發育，裂縫寬度介于數微米至數百微米，孔隙直徑主要分布在100 nm～1 μm，為流體侵入提供了天然通道。將巖樣浸泡在水中，25 h后明顯觀察裂縫開啟，如圖10所示。鉆井過程中，在液柱壓力、毛細管力、化學勢差等驅動下，鉆井液濾液沿層理、微裂縫優先侵入巖石內部，導致近井壁地層孔隙壓力急劇升高，削弱了液柱壓力對井壁的有效力學支撐作用，加劇了井壁力學失穩。同時，微裂縫、層理為力學弱面，當地層應力不平衡時，極易沿著層理、裂縫發生剪切滑移，宏觀上表現為剝落掉塊式垮塌[17-19]。

圖6 孔隙度分布頻率圖Fig.6 Porosity distribution frequency diagram

圖7 滲透率分布頻率圖Fig.7 Permeability distribution frequency diagram

圖8 孔滲關系對應圖Fig.8 Corresponding diagram of porosity permeability relationship

圖9 掃描電鏡圖片Fig.9 Photograph of SEM

圖10 巖樣浸泡實驗Fig.10 Rock sample immersion test

2.4 破碎性地層高角度裂縫發育，易剪切破壞

順北碳酸鹽巖油氣藏主要以縫洞為儲集空間，通過巖心觀察，統計分析了5號斷裂帶奧陶系破碎性地層裂縫角度分布特征，如圖11所示。順北51X井以北的奧陶系地層裂縫以高角度裂縫為主，走向復雜，傾角一般超過55°，以南的奧陶系地層裂縫以低角度裂縫為主，走向較集中，傾角為30°～40°。鉆井過程中，高角度裂縫地層極易發生剪切破壞，水力尖劈作用、井下壓力激動過大或鉆具組合對井壁發生機械碰擊時，極易誘發大規模剝落掉塊、坍塌卡鉆等井壁失穩事故[20-22]，如順北5-3井、順北5-1X井。低角度裂縫地層井壁相對穩定，如順北5-8井、順北5-9井。

3 奧陶系破碎性地層安全鉆井技術對策

3.1 鉆井液技術對策

3.1.1 強化鉆井液致密封堵、固結性能，提高地層完整性

針對破碎性地層微觀孔隙結構特征，依據“理想充填”及“屏蔽暫堵”理論優選與破碎性地層孔徑相匹配的不同類型封堵材料，主要包括剛性架橋充填材料、彈性可變形充填材料、微細纖維材料、高軟點瀝青等軟化材料、納米封堵材料，通過優化其合理的粒徑級配，在破碎地層近井壁形成微納米級致密封堵層，實現對破碎性地層的全封堵，如圖12所示，嚴控鉆井液濾液侵入及壓力傳遞作用，維護井壁穩定。另外，鉆井液中可加入隨鉆化學固壁類處理劑，在地層內部巖石顆粒間形成具有較強黏附性和內聚力的膠結層，從而實現巖石強化，如圖13所示，提高地層本身坍塌壓力。

3.1.2 適當提高鉆井液密度，加強力學支撐

結合破碎性地層特性，通過深入分析地應力場、裂縫形態、結構弱面特征、滲流影響、非均質性等影響，建立適合破碎帶性地層井壁穩定性模型，預測其坍塌壓力。鉆遇破碎性地層時，在加強封固及阻緩孔隙壓力傳遞前提下，視情況提高鉆井液密度，加強鉆井液對井壁的有效力學支撐作用，保持井壁力學穩定。切忌盲目提高鉆井液密度，若不能實現破碎性地層的微納米致密封堵作用，無法有效遏制鉆井液濾液侵入及壓力傳遞作用，提高鉆井液密度只能短期內起到力學支撐作用，長期來看將導致井筒壓差增大，加劇鉆井液濾液侵入、壓力傳遞和水力尖劈作用，使井壁失穩現象愈發嚴重。

圖11 5號斷裂帶奧陶系破碎性地層裂縫角度分布Fig.11 Fracture angle distribution characteristics of Ordovician broken formation in the north section of No. 5 fault zone

圖12 破碎性地層致密封堵示意圖Fig.12 Diagram of dense plugging

3.1.3 提高鉆井液攜帶能力，保持井眼清潔

適當增加鉆井液黏度和切力，提高攜巖能力。不定期采用密度大于井漿密度0.2 g/cm3、漏斗黏度大于200 s的纖維、重稠塞清洗井眼，采用多流態變化破壞巖屑床，保持井眼清潔，防止遇阻、卡鉆等井下故障的發生。井壁出現掉塊后，采取低排量、低鉆壓鉆進，對井底掉塊進行研磨破碎，使大掉塊變成小掉塊，然后采取大排量循環進行清除。大肚子中的掉塊可以通過變排量法攜巖，稠漿經過大肚子時采用低排量層流增加流體清掃面積，把大肚子中的掉塊攜帶出來，稠漿進入上部井段或套管內后采用大排量攜帶。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，避免掉塊堆積在環空中而導致鉆具阻卡。

3.1.4 采用油基鉆井液體系鉆破碎性地層

油基鉆井液體系具有較強的封堵、抑制及潤滑性能，為破碎地層安全鉆進提供新技術思路。油基鉆井液可通過液相毛細管阻力、乳液封堵及微納米材料等封堵途徑發揮致密封堵作用，濾液為油相，具有全抑制防塌效果，同時連續相為油基，潤滑性能好。順北5-7井、順北4井奧陶系桑塔木組破碎性地層采用油基鉆井液后，掉塊明顯減少，阻卡現象明顯緩解，扭矩正常。

3.2 工程技術對策

3.2.1 加強鉆前預測，優化井眼軌跡

加強工程地質一體化，重視非目的層地質基礎研究，提高破碎性地層預測精度，優化井位部署、井身結構，規避破碎性地層鉆井風險。若不可避免鉆遇破碎性地層，則盡量優化井眼軌跡，降低工程難度、提高成井率。

3.2.2 優化鉆具組合及鉆井參數

在不憋泵、不漏失的前提下，采用大水眼牙輪鉆頭，大排量(大于35 L/s)、低轉速(小于50 r/min)、高鉆壓(10～14 kN)、高泵壓，循環攜帶大掉塊。盡量簡化鉆具組合，小井眼中應用菱形鉆鋌，降低卡鉆風險。合理控制頂驅轉速，減少鉆具對井壁的碰撞，防止甩碰井壁發生掉塊。起鉆前在井底磨壓3～5 min，維持正常排量，上提鉆具至原懸重，降轉速至30 r/min，觀察扭矩1～2 min，緩慢上提鉆具至破碎性地層以上的安全井段。

3.2.3 細化工程操作，降低卡鉆風險

鉆進至破碎性地層之前，應簡化鉆具組合，充分循環，短程起下鉆檢驗上部井眼通暢情況。出現扭矩波動異常或活動異常，采取稠漿循環等措施，及時上提活動鉆具，上提至正常井段，下劃眼，采用小鉆壓磨銑井底掉塊。破碎性地層采取頂驅接單根的方式鉆進，“少進多退”，接單根前先檢測坐卡位置是否安全，上提下放3～5 m，活動正常方可坐卡，接單根完畢后先開泵再開啟頂驅。鉆穿破碎性地層后10 m(剛鉆穿時井壁未形成濾餅，掉塊卡鉆風險高)，短起至安全井段再劃眼至井底檢驗井眼狀況，井底正常后繼續鉆進。

圖13 化學固壁劑作用示意圖Fig.13 Action mechanism diagram of chemical well curing agent

4 結論與建議

(1)順北油氣田奧陶系破碎性地層井壁失穩機理主要有：地應力集中，應力敏感性強，應力釋放易導致井壁失穩；地層膠結性差、結構松散，水力尖劈、機械碰撞作用，易產生持續掉塊；地層微裂縫、層理等弱面結構發育，鉆井液濾液易侵入導致裂縫開啟、連通，發生剪切破壞；高角度裂縫發育，極易發生剪切破壞，誘發大規模井壁坍塌失穩。

(2)鉆井液應強化微裂縫致密封堵、固結性能，提高地層完整性和巖石強度，嚴控濾液侵入和壓力傳遞作用。在加強封固前提下，視情況提高鉆井液密度，加強鉆井液對井壁的有效力學支撐作用，保持井壁力學穩定。同時加強掉塊攜帶，保持井眼清潔，防止阻卡現象發生。

(3)鉆進至破碎性地層之前，工程上應盡量簡化鉆具組合，優化鉆井參數，細化工程操作。在不憋泵、不漏失的前提下，采用大水眼牙輪鉆頭，大排量、低轉速、高鉆壓、高泵壓，循環攜帶掉塊。應采取“少進多退”的策略，保證鉆具安全。

(4)隨著順北油氣田深層碳酸鹽巖油氣資源的勘探開發，不可避免遇到破碎性地層，需要加強破碎性地層地應力、井壁失穩機制等基礎理論研究，進一步探索應用油基鉆井液和納微米強封堵鉆井液技術，為順北深層油氣資源高效勘探開發提供必要的技術支撐。