以渤海某区块典型井为例对不同井深的页岩岩屑做了X射线衍射全矿物组成分析和黏土矿物分析。X射线衍射分析结果表明, 渤海深部地层东营组、沙河街地层以石英石(58%)为主, 方解石16.8%, 黏土矿物平均体积分数为13.9%, 其中, 以伊利石(体积分数为85%)为主, 还夹杂有伊/蒙混层(体积分数为8.7%)、绿泥石(5.3%)、膨胀性黏土(2.8%), 混层中伊利石体积分数较高, 并夹杂绿泥石, 易水化膨胀, 引起垮塌。

通过扫描电镜和薄片分析结果得知, 东下段岩样构造较疏松, 粒间、溶蚀孔隙和微裂缝发育, 黏土矿物主要为伊/蒙间层, 一部分充填在孔隙中, 另一部分形成黏土颗粒作为岩石骨架。东下段泥页岩层理裂缝发育, 主要呈微裂缝及蜂窝状小孔洞, 其中孔径分布在1.32~5.86 μm的微孔约占30%, 孔径分布在0.01~0.26 μm的纳米孔隙约占50%, 裂缝开度为0.5~15.7 m, 且微裂缝具有延伸长度长、弯曲程度大等特点。而页岩井壁失稳与微观孔隙结构特征关系密切, 页岩微裂缝、层理发育是导致井壁失稳的首要内因。

根据岩样浸泡实验得知, 渤海某区块东下段不同井深页岩样与水接触仅5 min, 其表面就出现明显的气泡, 且随着时间延长, 气泡不断变大, 自吸水能力较强, 页岩自吸水后促使微孔缝开启并逐渐扩展, 16 h时泥岩出现大裂缝。

综合岩性分析、扫描电镜结果和岩样浸泡分析结果可知:渤海油田东下段地层以伊利石、伊蒙混层等非膨胀性黏土矿物为主, 泥页岩, 层理、微裂缝十分发育, 基质纳米孔隙发育, 为钻井液滤液侵入地层提供了天然通道; 虽然其膨胀性黏土矿物含量不高, 裂缝地层的水化膨胀、分散能力差, 水化膜短程斥力将导致水化界面变形, 造成井壁坍塌失稳。

钻井液滤液和压力向地层的传递是泥页岩井壁产生水化失稳的首要因素。由于硬脆性泥页岩的渗透率通常都很低, 其水化膨胀能力强, 根据文献^[4], 在温度为297 K时泥页岩在纯水中的水化应力可达39.4 MPa, 因此, 应尽可能减少水分子从钻井液向地层传递。地层一旦水化, 孔隙压力无法迅速传递出去, 势必造成孔隙压力增加, 从而导致脆性泥页岩失稳坍塌, 这是井壁失稳的首要原因。

钻井过程中, 在井底压差、毛细管力、化学势差等作用下, 钻井液滤液沿着微裂缝或层理面优先侵入, 造成近井壁的孔隙压力增加, 削弱了液柱压力对井壁的有效应力支撑井壁作用, 滤液侵入引起页岩表面水化作用, 表面水化膜“楔入”作用, 使裂缝开裂、扩展、分叉、再扩展, 相互贯通, 最后与主裂缝贯通, 最后地层沿某一力学性质最弱的裂缝或层理面发生破坏, 造成井壁掉块等失稳情况。因此, 对于一些层理、孔隙、裂缝发育或破碎性地层, 应该加强钻井液封堵孔缝和胶结的能力, 阻缓滤液侵入为主, 减少水化应力, 应尽可能阻缓水化引起的井壁岩石强度降低。

基于井壁失稳机理, 针对渤海油田深部地层这种特有的井壁失稳形式, 通过不同的防塌方式、机理或手段共同作用, 采取“物化封堵+加强抑制+活度平衡+合理密度支撑”的“多元协同”钻井液稳定井壁防塌技术来达到稳定井壁的效果。

合理的钻井液密度对井壁的有效力支撑是井壁力学稳定的必要条件, 特别是泥页岩, 必须充分考虑井壁岩石与水基钻井液间的压力传递、泥页岩水化应力, 以及水化泥页岩强度特性等。受孔隙压力传递、水化膨胀以及水化引起的岩石力学参数变化等诸多因素的影响, 泥页岩地层的坍塌压力和破裂压力不断降低^[11-12]。因此, 必须考虑钻井液与井壁页岩的动态孔隙压力传递和泥页岩水化效应, 特别是钻井液安全密度窗口较窄的地层如破碎性、胶结性差和裂缝较发育地层, 必须在提高地层承压能力后, 选择合适的钻井液密度提供有效应力支撑井壁。

通过封堵页岩的孔喉、增大钻井液滤液黏度降低滤液向地层的渗入, 从而降低页岩的渗透性。采用物化封堵井壁阻缓压力传递, 利用惰性封堵材料PF-LSF、PF-LPF配合PF-HTC实现逐级拟合封堵, 再结合聚合醇PF-JLX C、纳米乳液PF-EPF L等实现微纳米裂缝内凝胶封堵, 即化学封堵, 通过物理化学封堵相结合固结地层微裂缝、阻缓压力传递及滤液侵入, 从而封堵和固化井壁, 通过强化致密封堵实现胶结井壁可改善页岩膜效率, 为维持化学渗透平衡、稳定井壁提供条件。

通过提高钻井液抑制性, 从而加强抑制表面水化, 防止泥岩水化, 避免井壁吸水膨胀、垮塌, 又可杜绝过度“硬化”井壁, 避免起下钻遇阻和倒划眼困难; 当钻井液活度低于地层水活度时, 钻井液活度与地层水活度比值越小, 越有利于井壁的稳定。

地层泥页岩活度值是决定井壁稳定的重要指标, 研究显示渤海多个区块沙河街层位泥页岩活度一般为0.66~0.85。根据文献^[13-17]研究, 降低体系的活度最有效最直接的方法就是增加盐的含量, 达到降低体系活度的目的, 传统的方法是提高氯化钾(KCl)加量, 但氯化钾难以防止滤液侵入和钻井液压力在页岩内的传递; 虽然Na⁺离子的“抑制性”不及K⁺离子, 然而, 就稳定页岩而言, 使用氯化钠(NaCl)的确比使用氯化钾更具有一定的优势, NaCl溶液在接近饱和时比浓KCl溶液具有更高的黏度和较低的活度, 从而可产生更高的渗透压。通过实验研究渤海中深部地层通过KCl/HCOOK结合NaCl的协同使用在实现钻井液抑制性的同时, 可实现深部地层钻井液水相活度与地层的配伍, 提高膜效应, 从而降低滤液向地层的渗入, 起到井壁稳定的效果(表 1)。

表 1  不同盐溶液活度

由表 1可知, 对比渤海区块常用钻井液不同盐体系配伍性可以看出:12% NaCl溶液已经可以匹配地层活度, 但随着井深增加, 抑制性需求增加, 利用12%NaCl复配5%KCl将活度降低至0.789, 对于深井和高温井, 复配12%NaCl+5%KCl+20%HCOOK将活度降低至0.715接近地层活度, 与地层配伍性较好, 从而达到稳定井壁的效果。

采用“物化封堵+加强抑制+活度平衡+合理密度支撑”的“多元协同”钻井液稳定井壁防塌技术, 在渤海深部地层成功应用已达50多口井, 成功解决了非膨胀性黏土矿物为主的水化膨胀、分散能力差、水化膜短程斥力极易导致水化界面变形, 引起的井壁坍塌失稳等问题。以渤中21-2-1井为例, 详述渤海深部地层的现场试验效果。

渤中21-2-1井是渤海油田钻成的第1口超5000 m深井, Ø215.9 mm井段3 795~4 881 m穿越东二段、东三段、沙河街组、古生界, 其中东营组和沙河街组为裂缝发育泥页岩; 古生界风化壳裂缝发育易发生漏失; 4 000 m以下存在异常高压, 井下最高温度达178 ℃。采用“多元协同”井壁稳定防塌技术, 在长达17 d的钻井作业中, 始终未见掉块, 起下钻顺利, 仅用4 d顺利完成测井作业。钻井液性能见表 2、表 3。

表 2  钻井液流变性能统计

多元协同钻井液在现场试验中效果明显, 具体表现为:体系性能稳定, 在钻井的过程中, 该钻井液的漏斗黏度稳定在50~54 s, 起下钻顺利, 无任何遇阻显示; 井眼稳定, 钻井过程顺利, 岩屑棱角清晰, 未见掉块; 该井段井眼规则, 井径平均扩大率6.25%。

表 3  起下钻情况统计

(1) 通过物理、化学封堵相结合实现固结地层微裂缝, 阻缓压力传递及滤液侵入, 从而实现封堵和固化井壁作用。

(2) 通过传统KCl、COK以及NaCl复配使用达到强抑制和有限活度平衡, 实现稳定井壁的效果。

(3) 通过采用“物化封堵+加强抑制+活度平衡+合理密度支撑”的多元协同稳定井壁防塌对策, 有效解决了渤海油田中深部地层的井壁稳定问题, 大大减少井下复杂情况, 为渤海油田中深部地层的勘探开发提供了良好的技术保障。