趙欣，邱正松，張永君，周國(guó)偉，黃維安

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復(fù)合鹽層井壁失穩(wěn)機(jī)理及防塌鉆井液技術(shù)

趙欣，邱正松，張永君，周國(guó)偉，黃維安

(中國(guó)石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東青島，266580)

針對(duì)兩伊(伊朗、伊拉克)邊境A&M油田復(fù)合鹽層鉆井過(guò)程中存在的穩(wěn)定井壁技術(shù)難題，采用X線衍射、掃描電鏡、滾動(dòng)分散及膨脹實(shí)驗(yàn)測(cè)試復(fù)合鹽層的礦物組構(gòu)和理化性能，分析井壁失穩(wěn)機(jī)理。制定“強(qiáng)化封固井壁作用—抑制復(fù)合鹽層溶解及水化—化學(xué)位活度平衡—合理密度支撐井壁”多元協(xié)同防塌鉆井液對(duì)策，優(yōu)選出適合復(fù)合鹽層鉆井的封堵劑和無(wú)機(jī)、有機(jī)復(fù)合鹽等關(guān)鍵處理劑，構(gòu)建密度為2.3 g/cm3的多元復(fù)合鹽水鉆井液。研究結(jié)果表明：該鉆井液黏度低，切力適中，有效地控制當(dāng)量循環(huán)密度；高溫高壓(120℃，3.5 MPa)下濾失量為7.0 mL，濾失造壁性優(yōu)良；不同礦物組成的復(fù)合鹽層巖樣在鉆井液中的回收率均在90%左右，有效抑制復(fù)合鹽層的溶解、分散；對(duì)寬度為200 μm的裂縫的封堵承壓能力達(dá)到5.5 MPa以上，具有優(yōu)良的隨鉆封堵性能，可滿足復(fù)合鹽層鉆井技術(shù)需求。

復(fù)合鹽層；井壁失穩(wěn)；溶解；多元復(fù)合鹽；鉆井液；裂縫

鹽膏層鉆井液面臨著許多技術(shù)難題[1?2]，尤其是鉆遇復(fù)合鹽層時(shí)，由于地層巖性復(fù)雜多變，鉆井液技術(shù)難度更大。鹽膏層在中東地區(qū)油氣鉆探中極為常 見(jiàn)[3?7]，其中，伊朗與伊拉克交界地帶存在大段復(fù)合鹽層，厚度超過(guò)800 m，鹽巖、石膏與泥巖互層多，巖性復(fù)雜，地層壓力高達(dá)2.2 g/cm3以上，鉆井液安全密度窗口極窄。在鉆井過(guò)程中，復(fù)合鹽層井壁失穩(wěn)問(wèn)題突出，頻繁發(fā)生縮徑、擴(kuò)徑、坍塌、卡鉆、漏失及溢流等復(fù)雜情況。此外，高密度鉆井液流變性控制與維護(hù)問(wèn)題突出。以兩伊(伊朗、伊拉克)邊境AZ和MS油田(統(tǒng)稱為A&M油田)為研究目標(biāo)，分析復(fù)合鹽層井壁失穩(wěn)機(jī)理，制定了復(fù)合鹽層多元協(xié)同穩(wěn)定井壁對(duì)策，構(gòu)建高密度多元復(fù)合鹽水鉆井液，以滿足復(fù)合鹽層鉆井技術(shù)需求。

1 復(fù)合鹽層井壁失穩(wěn)機(jī)理分析

1.1 地層組構(gòu)分析

1.1.1 礦物組成分析

表1所示為AZ-2井復(fù)合鹽層礦物組成，表2所示為MS-5井復(fù)合鹽層礦物組成。利用D/max-IIIA X線衍射儀分析A&M油田復(fù)合鹽層的礦物組成。由表1和表2可知：復(fù)合鹽層以石膏和石鹽為主，質(zhì)量分?jǐn)?shù)最高可分別達(dá)到90%和76%，含少量黏土礦物，以伊利石和伊蒙混層為主；隨深度增加，巖性交替變化。地層中同時(shí)含有少量白云石、方解石和石英。

表1 AZ-2井復(fù)合鹽層礦物組成

表2 MS-5井復(fù)合鹽層礦物組成

1.1.2 微觀構(gòu)造分析

利用掃描電子顯微鏡分析了復(fù)合鹽層微觀構(gòu)造，圖1所示為復(fù)合鹽層掃描電鏡照片。由圖1可見(jiàn)：該地層同時(shí)發(fā)育有溶蝕孔隙和微裂縫，孔縫寬度大多在2~90 μm之間；膠結(jié)物主要是石膏和石鹽。因此，鹽巖的蠕變[8]和溶解會(huì)造成井徑不規(guī)則，而作為膠結(jié)物的石膏和石鹽的力學(xué)或物理狀態(tài)的改變可直接影響井壁周圍巖石的穩(wěn)定性。

(a) MS-5井2 587 m；(b) MS-5井2 723 m；(c) MS-5井2 631 m；(d) AZ-2井2 661 m

1.2 理化性能分析

1.2.1 復(fù)合鹽層溶解、分散特性

AZ-2井2 227 m(硬石膏為主)、2 775 m(石鹽為主)和MS-5井2 565 m(鹽、膏、泥混層)巖樣的滾動(dòng)分散實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：3種巖樣在清水中滾動(dòng)16 h后回收率分別為7.6%，3.5%和6.5%，表明復(fù)合鹽層巖石遇水極易溶解或水化分散，在鉆井液設(shè)計(jì)中需重點(diǎn)考慮鉆井液抑制鹽膏溶解及泥巖水化分散能力。

1.2.2 膏泥巖膨脹性能

石膏遇水膨脹被認(rèn)為是鹽膏層井壁失穩(wěn)的原因之一。選取AZ油田2 227 m地層巖屑，與硬石膏及下部泥巖按照不同比例混合，用NP-1頁(yè)巖膨脹儀測(cè)常溫常壓膨脹率，用HTHP高溫高壓膨脹儀在95℃和8 MPa下測(cè)高溫高壓膨脹率。圖2所示為混合巖樣膨脹量隨石膏質(zhì)量分?jǐn)?shù)的變化。由圖2可見(jiàn)：隨著石膏質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，膏泥混合巖樣的膨脹量明顯降低。因此，膏泥巖中石膏吸水膨脹效應(yīng)低于泥巖的膨脹效應(yīng)，抑制復(fù)合鹽層中的泥巖水化膨脹更為重要。結(jié)合石膏分散實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，膏泥巖地層井壁失穩(wěn)的根本原因不只是石膏膨脹，而是石膏遇水膨脹、溶解，以及泥巖水化膨脹、分散的綜合作用。

1—常溫常壓；2—95℃，8 MPa

綜合上述分析結(jié)果，A&M油田復(fù)合鹽層井壁失穩(wěn)機(jī)理總結(jié)如下：鹽巖和石膏遇水后極易溶解或分散，而復(fù)合鹽層發(fā)育有微裂縫，鉆井液濾液極易沿裂縫侵入井壁巖石內(nèi)部，引起鹽巖溶解和膏泥巖水化，造成井壁坍塌、擴(kuò)徑等。鹽巖的蠕變可引起卡鉆等問(wèn)題，需使用高密度鉆井液控制鹽巖蠕變縮徑，由于A&M油田復(fù)合鹽層鉆井液安全密度窗口極窄，鉆井液密度過(guò)高以及鉆井液流變性差引起當(dāng)量循環(huán)密度(ECD)過(guò)高，都很容易引起井漏。此外，地層微裂縫發(fā)育，為鉆井液提供了漏失通道，也是復(fù)合鹽層鉆井中漏失問(wèn)題頻發(fā)的重要原因。由于井漏導(dǎo)致井筒內(nèi)鉆井液液柱壓力降低，鹽巖蠕變縮徑問(wèn)題加劇，又會(huì)引發(fā)卡鉆等問(wèn)題。鹽巖溶解在鉆井液中導(dǎo)致鉆井液從井底上返至地面過(guò)程中，鹽水過(guò)飽和后鹽在井壁重結(jié)晶可能造成鹽析卡鉆。

鉆井液安全密度窗口窄是復(fù)合鹽層發(fā)生溢流的主要原因。另外，對(duì)該地區(qū)已鉆井所使用的飽和鹽水鉆井液的沉降穩(wěn)定性進(jìn)行了評(píng)價(jià)。結(jié)果表明：該鉆井液靜置24 h后上下層密度差為0.08 g/cm3，受CaCl2污染后，密度差為0.13 g/cm3，表明鉆井液受鈣侵后沉降穩(wěn)定性變差，重晶石沉降導(dǎo)致上部鉆井液密度降低，也可能發(fā)生溢流。

2 鉆井液體系研制

2.1 鉆井液體系設(shè)計(jì)

針對(duì)A&M油田復(fù)合鹽層巖性復(fù)雜多變導(dǎo)致的井壁失穩(wěn)問(wèn)題，根據(jù)鹽、膏、泥等礦物的物理化學(xué)特 性[9?12]，從“強(qiáng)化鉆井液封固井壁作用—抑制復(fù)合鹽層溶解及水化—化學(xué)位活度平衡—合理密度支撐井壁”多元協(xié)同角度制定防塌鉆井液對(duì)策，鉆井液設(shè)計(jì)思路如下。

1) 根據(jù)地層裂縫開(kāi)度范圍，優(yōu)選封堵劑，在井壁附近形成有效封堵帶，阻緩壓力傳遞與濾液傳遞，為提高鉆井液密度支撐井壁提供必要條件，這同時(shí)也是解決微裂縫地層漏失問(wèn)題的主要對(duì)策。

2) 鉆井液鹽水類型的選擇取決于鹽膏層的礦物成分，可選擇合適的無(wú)機(jī)鹽抑制鹽膏溶解以及膏泥巖水化。

3) 針對(duì)致密的鹽、膏、泥混層或泥頁(yè)巖夾層，由于地層滲透率極低，存在半透膜效應(yīng)，使用無(wú)機(jī)鹽和有機(jī)鹽復(fù)合鹽水，可有效調(diào)節(jié)鉆井液水活度，使化學(xué)滲透壓部分抵消水力壓差引起的濾液侵入[13]，甚至使地層水流向井眼內(nèi)部，避免濾液侵入地層引起巖石溶解及水化問(wèn)題。

4) 由于A&M油田復(fù)合鹽層安全密度窗口很窄(孔隙壓力約為2.2 g/cm3，地層破裂壓力最低為2.35 g/cm3)，需根據(jù)地層壓力剖面，確定足夠的鉆井液密度支撐井壁，防止鹽巖蠕變縮徑；同時(shí)需優(yōu)化鉆井液流變性能，降低鉆井液ECD，防止壓漏地層。

5) 針對(duì)高密度鉆井液流變性及鹽鈣污染問(wèn)題，在優(yōu)選抗鹽抗鈣處理劑基礎(chǔ)上，通過(guò)使用復(fù)合鹽提高液相密度，減少固相加重劑用量[14]；同時(shí)對(duì)固相加重劑的粒度配比進(jìn)行優(yōu)化，減小加重劑對(duì)鉆井液流變性的負(fù)面影響，并提高鉆井液沉降穩(wěn)定性。

2.2 復(fù)合鹽層防塌對(duì)策

2.2.1 物化封固井壁—封堵劑優(yōu)化

A&M油田復(fù)合鹽層地層壓力高，且存在高壓鹽水層，鉆井液密度通常維持在2.25~2.30 g/cm3之間，以保持井壁穩(wěn)定。加強(qiáng)鉆井液封固井壁能力，阻緩孔隙壓力傳遞，是提高井下液柱壓力對(duì)井壁有效力學(xué)支撐作用的前提。針對(duì)復(fù)合鹽層孔隙和微裂縫特征，選用彈性封堵材料和剛性封堵材料復(fù)配，提高鉆井液封固井壁以及微裂縫防漏堵漏作用。瀝青類封堵劑在高溫下軟化，容易被擠入地層裂縫和孔隙，在井壁附近形成封堵帶。根據(jù)復(fù)合鹽層溫度范圍以及不同瀝青封堵劑封堵巖心效果，選用低軟化點(diǎn)(≤90℃)瀝青防塌劑HWF作為彈性封堵材料。根據(jù)地層孔縫尺寸，利用多級(jí)孔隙最優(yōu)充填方法[15]，選用粒徑為6.5，13和18 μm的碳酸鈣為剛性封堵材料，在裂縫內(nèi)形成有效封堵。在鉆穿鹽巖底部，進(jìn)入鹽下裂縫性儲(chǔ)層時(shí)，鉆井液中不同粒徑的碳酸鈣可作為暫堵劑保護(hù)儲(chǔ)層，在鹽巖基底與儲(chǔ)層界面深度和壓力不確定條件下，減少高密度鉆井液對(duì)儲(chǔ)層的傷害。

2.2.2 抑制鹽膏泥巖溶解、水化，平衡活度—復(fù)合鹽的優(yōu)化

鹽的溶解是造成鹽膏層鉆井過(guò)程中各種井下復(fù)雜情況的主要原因[1]。鹽的溶解引起井壁失穩(wěn)，并使鉆井液黏度、切力上升，濾失量增大，鉆井液性能維護(hù)困難。復(fù)合鹽層鉆井中，石膏和膏泥巖的溶解及水化同樣是引起井下復(fù)雜情況的重要原因。A&M油田復(fù)合鹽層以石鹽(NaCl)和硬石膏(CaSO4)為主，不含鎂離子，根據(jù)同離子效應(yīng)，可使用NaCl和CaCl2抑制鹽膏溶解。而KCl作黏土水化抑制劑，可有效抑制膏泥巖及泥頁(yè)巖夾層水化。根據(jù)活度平衡理論，合理降低鉆井液水活度是防止井壁失穩(wěn)的重要手段[16]。加入有機(jī)鹽和無(wú)機(jī)鹽可直接降低鉆井液水活度，并提高液相密度，減少固相加重劑用量，有利于高密度鉆井液流變性調(diào)控。

使用李氏密度瓶和瑞士Novasina水活度測(cè)量?jī)x，測(cè)量了鉆井液常用無(wú)機(jī)鹽和有機(jī)鹽飽和鹽水的密度及水活度。圖3所示為各類飽和鹽水溶液的密度和水活度。由圖3可見(jiàn)：有機(jī)鹽和無(wú)機(jī)鹽均可提高液相密度，降低水活度，甲酸鹽具有很高的溶解度，其飽和溶液密度高，水活度低，有利于提高鉆井液抑制性及液相密度。綜合考慮鉆井液性能及成本，復(fù)合鹽層鉆井液選用甲酸鈉、甲酸鉀和少量甲酸銫控制水活度，提高液相密度；使用高濃度或飽和的NaCl鹽水，加入KCl和極少量CaCl2(質(zhì)量分?jǐn)?shù)＜1%)抑制復(fù)合鹽層溶解及水化。通過(guò)使用上述多元復(fù)合鹽水體系，提高復(fù)合鹽層的井壁穩(wěn)定性。

圖3 各類飽和鹽水溶液的密度和水活度

2.3 加重劑粒度級(jí)配優(yōu)化

高密度鹽水鉆井液流變性調(diào)控是鹽膏層鉆井液面臨的關(guān)鍵技術(shù)難題之一。鉆井液中加重劑以及巖屑等固相的含量及分散程度高，導(dǎo)致鉆井液黏度、切力大，流變性難以控制[17?20]。由于使用鐵礦粉可能引起鉆柱磁化和磨損等問(wèn)題[21]，高密度鹽水鉆井液選擇最常用的重晶石為加重劑。重晶石的粒度級(jí)配直接影響著鉆井液的流變性和沉降穩(wěn)定性。將重晶石篩分成38~ 75 μm和＜38 μm 2種粒徑，考察用不同粒度級(jí)配的重晶石加重的鉆井液(密度為2.3 g/cm3)熱滾后的沉降穩(wěn)定性、流變性和濾失性，優(yōu)化高密度鹽水鉆井液重晶石粒度級(jí)配。表3所示為粒度級(jí)配對(duì)鉆井液性能影響結(jié)果。由表3可見(jiàn)：使用單一粒徑重晶石加重的鉆井液黏度和切力極高，2種粒徑的重晶石配合使用可改善鉆井液流變性。當(dāng)2種粒徑的重晶石加量配比為(30%~50%):(70%~50%)時(shí)，鉆井液黏度、切力最低，且鉆井液靜止24 h后，上下層密度差小于0.04 g/cm3，表現(xiàn)出了優(yōu)良的沉降穩(wěn)定性。

在確定了復(fù)合鹽層鉆井液穩(wěn)定井壁關(guān)鍵處理劑和加重劑的基礎(chǔ)上，通過(guò)其他抗鹽抗鈣處理劑優(yōu)選，確定了高密度多元復(fù)合鹽水鉆井液配方：2%(質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同)膨潤(rùn)土漿+3% CMS(降濾失劑)+4% SMPC(降濾失劑)+0.1% PAC(增黏降濾失劑)+0.2%緩蝕劑+42.5% 多元復(fù)合鹽+0.5% NTA(鹽結(jié)晶抑制劑)+1.5% HWF+8%碳酸鈣+8%混合潤(rùn)滑劑+1.2% SF-26(降黏劑)(重晶石加重至2.3 g/cm3)。

表3 粒度級(jí)配對(duì)鉆井液性能影響結(jié)果

注：熱滾條件為120℃，16 h，下同；鉆井液基漿為4%土 漿+0.5% PAC+5% SMPC+2% HWF+25% NaCl+3%KCl+

0.3% SF-26

3 鉆井液性能評(píng)價(jià)

3.1 基本性能

多元復(fù)合鹽水鉆井液的基本性能評(píng)價(jià)結(jié)果如表4所示。由表4可以看出：密度達(dá)到2.3 g/cm3的鉆井液熱滾前后塑性黏度均小于60 mPa·s，動(dòng)切力控制在9~14 Pa，流變性優(yōu)良；使用Drillbench軟件，分別按照冪率和H-B 2種流變模式，算得該鉆井液ECD分別為2.338 g/cm3和2.316 g/cm3，低于復(fù)合鹽層最低破裂壓力(2.35 g/cm3)，表明多元復(fù)合鹽水鉆井液流變性優(yōu)良，可有效控制當(dāng)量循環(huán)密度。該鉆井液API濾失量和高溫高壓濾失量(120℃, 3.5 MPa)很低，體現(xiàn)了其優(yōu)良的濾失造壁性。使用固體、液體混合潤(rùn)滑劑，保證了鉆井液具有良好的潤(rùn)滑性能。鉆井液熱滾后靜置24 h，上下層密度差為0.06 g/cm3，受1% CaCl2污染后上下層密度差為0.07 g/cm3，表明該鉆井液受鈣侵后仍可保持良好的沉降穩(wěn)定性，可防止因重晶石沉降引起溢流等問(wèn)題。

表4 多元復(fù)合鹽水鉆井液基本性能評(píng)價(jià)結(jié)果

3.2 抑制性

對(duì)AZ-2井2 227 m，2 775 m和MS-5井2 565 m地層巖樣進(jìn)行的滾動(dòng)分散實(shí)驗(yàn)，圖4所示為復(fù)合鹽層巖樣分散實(shí)驗(yàn)結(jié)果。由圖4可見(jiàn)：針對(duì)復(fù)合鹽層巖性特征設(shè)計(jì)的多元復(fù)合鹽水鉆井液大幅提高了復(fù)合鹽層巖樣的回收率，回收率達(dá)到90%左右，可有效抑制不同礦物組成的復(fù)合鹽層溶解及水化分散。

圖4 復(fù)合鹽層巖樣分散實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3.3 抗污染性能

表5所示為受10% NaCl，1% CaCl2和5%評(píng)價(jià)土污染的多元復(fù)合鹽水鉆井液熱滾后的基本性能。由表5可以看出：污染后的鉆井液黏度、切力適中，濾失量較低，表明該鉆井液具有良好的抗鹽、抗鈣和抗劣土污染能力。

表5 鉆井液抗污染性能評(píng)價(jià)

3.4 封堵承壓能力

針對(duì)A&M油田復(fù)合鹽層微裂縫發(fā)育，以及高密度鉆井液可能導(dǎo)致裂縫擴(kuò)張的情況，根據(jù)復(fù)合鹽層以及鹽下裂縫性地層的裂縫寬度范圍(大部分在200 μm以下)，利用多功能堵漏儀，評(píng)價(jià)了多元復(fù)合鹽水鉆井液對(duì)200 μm裂縫模塊的封堵作用。結(jié)果表明：該鉆井液在壓力達(dá)到5.5 MPa時(shí)，累計(jì)漏失體積僅為0.5 mL，表現(xiàn)出了優(yōu)良的封堵承壓能力，可有效封堵寬度達(dá)200 μm的裂縫。

4 結(jié)論

1) A&M油田復(fù)合鹽層孔隙及微裂縫發(fā)育，鉆井液濾液易侵入地層，引起復(fù)合鹽溶解或水化分散，導(dǎo)致井壁失穩(wěn)，而作為膠結(jié)物的鹽巖和石膏溶解，使地層失去膠結(jié)支撐而發(fā)生垮塌。地層鉆井液安全密度窗口極窄是發(fā)生井漏和溢流的主要原因。

2) 從“強(qiáng)化鉆井液封固井壁作用—抑制復(fù)合鹽層溶解及水化—化學(xué)位活度平衡—合理密度支撐井壁”多元協(xié)同角度提出了復(fù)合鹽層防塌鉆井液對(duì)策，構(gòu)建了密度為2.3 g/cm3的多元復(fù)合鹽水鉆井液。鉆井液流變性和濾失性優(yōu)良，可有效控制鉆井液當(dāng)量循環(huán)密度；不同礦物組成的復(fù)合鹽層巖樣回收率均為90%左右，有效抑制了復(fù)合鹽層溶解和分散；寬度為200 μm的裂縫的封堵承壓能力達(dá)到5.5 MPa以上，具有優(yōu)良的隨鉆封堵性能。

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(編輯 陳愛(ài)華)

Wellbore instability mechanism and wellbore stabilizing drilling fluid technique for drilling compound salt formation

ZHAO Xin, QIU Zhengsong, ZHANG Yongjun, ZHOU Guowei, HUANG Weian

(School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China)

In order to solve the wellbore instability problem when drilling compound salts formation in A&M Oilfield in the border of Iran and Iraq, the fabric and physical-chemical properties of compound salts were tested by X-ray diffraction, scanning electron microscope, hot rolling dispersion test and linear swelling test, and wellbore instability mechanism was analyzed. A multivariate cooperation principle for stabilizing the wellbore in compound salts drilling was designed, which includes enhancing the performance of sealing and consolidating borehole, enhancing the inhibition on dissolution and hydration of compound salts, balancing chemical potential and activity, and maintaining reasonable density of drilling fluid to support the wellbore. According to the principle, the sealing additives and salts mixture consisting of organic and inorganic salts were optimized, and the high density (2.3 g/cm3) multi-component salts drilling fluid for drilling compound salts was formed. The results show that the rheological property of the drilling fluid is good. As a result, the equivalent circulating density can be well controlled. The low fluid loss volume (7.0 mL) at 120℃and 3.5 MPa indicate the excellent filtration property of the drilling fluid. The recovery rates of different kinds of compound salts rocks are up to approximately 90% in the drilling fluid, indicating the excellent inhibition property of the drilling fluid on dissolution and dispersion of compound salts. The drilling fluid can seal fractures of 200 μm in width, and the bearing capacity is up to at least 5.5 MPa, which indicates that the drilling fluid has excellent sealing property while drilling, and can meet the requirement of compound salts drilling.

compound salts formation; wellbore instability; dissolution; multi-component salts; drilling fluid; fractures

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.11.029

TE254

A

1672?7207(2016)11?3832?07

2016?02?20；

2016?04?29

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05030-005-07)；國(guó)家自然科學(xué)基金資助項(xiàng)目(51374233) (Project(2011ZX05030-005-07) supported by the National Science and Technology Special Grant; Project(51374233) supported by the National Natural Science Foundation of China)

邱正松，博士，教授，從事井壁穩(wěn)定理論以及鉆井液完井液技術(shù)研究；E-mail: qiuzs63@sina.com