2022.No.6 | 复合盐层多元协同稳定井壁钻井液技术

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中文：赵欣，孙昊，邱正松，等.复合盐层多元协同稳定井壁钻井液技术［J］.深圳大学学报理工版，2022，39（6）：668-674.

英文：ZHAO Xin, SUN Hao, QIU Zhengsong, et al. Drilling fluid for stabilizing the wellbore in compound-salt formation based on multiple-synergism-method [J]. Journal of Shenzhen University Science and Engineering, 2022, 39(6): 668-674.(in Chinese)

作者

赵欣孙昊邱正松黄维安徐加放钟汉毅

中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580

赵欣（1987—），中国石油大学（华东）副教授、博士．

研究方向：井筒工作液理论与技术．

E-mail: zhaoxin@upc.edu.cn

关键词

油气井工程；油田开发；复合盐层；井壁失稳机理；多元协同；稳定井壁；水活度窗口；钻井液

oil and gas well engineering；oil field development；compound-salt formation；mechanism of wellbore instability；multiple-synergism；wellbore stabilization；water activity window；drilling fluid

摘要

复合盐层性质复杂，钻井过程中易发生井壁失稳．通过分析多个地区复合盐层的矿物组成、微观结构、理化性质及界面力学特性，探讨了井壁失稳机理．结果表明，地层孔隙和微裂缝发育、盐岩蠕变及溶解、膏泥岩水化是造成复合盐层井壁失稳的关键原因．提出了强化钻井液封固井壁作用-抑制盐膏溶解与膏泥水化-水活度平衡-有效应力支撑“多元协同”稳定井壁钻井液技术对策．依据水活度对泥岩水化膨胀和分散的影响规律，明确了钻井液水活度安全窗口的设计依据．针对中东地区M油田、乌兹别克斯坦H-S油田以及中国新疆地区复合盐层井壁失稳问题，采用“多元协同”稳定井壁技术对策，设计了相应的防塌钻井液体系．现场应用表明，该技术可有效提高复合盐层井壁稳定性，大幅减少井下复杂事故，提高钻井作业效率．

The complex features of the compound-salt formation result in wellbore instability during drilling operations. The mechanism of wellbore instability in compound-salt formation is studied by the analysis of mineral compositions, microstructures, physical-chemical properties, and interface mechanical properties of compound salts from different areas. The results show that the existing micro-scale pores and fractures, creep and dissolution of salt, hydration of gypsum-mudstones are the key causes of wellbore instability in compound-salt formation. In order to stabilize the wellbore in compound-salt, we propose the drilling strategies based on the synergism of multiple methods of strengthening the wellbore by the sealing and consolidating effect of drilling fluid, inhibiting the dissolution of salt and the hydration of gypsum-mudstones, balancing the water activity between rocks and drilling fluid, providing effective stress to support the wellbore. Based on the effect of water activity on the shale hydration swelling and dispersion properties, the design basis of the safe window of water activity for drilling fluids is determined. According to the wellbore instability problems when drilling in compound-salt formations in M Oil Field in the Middle East, H-S Oil Field of Uzbekistan, and Xinjiang Uygur Autonomous Region of China, the drilling fluids are designed respectively based on the proposed wellbore stabilizing technology. The field applications show that the drilling fluid technology greatly improves the wellbore stability in compound salt formations and reduces downhole problems, thereby improving drilling efficiency.

正文

井壁失稳是钻井工程中面临的世界性技术难题^［1］．盐膏层在陆地和海洋深水油气钻探中都较为常见^［^2-3］，在盐膏层尤其是复合盐层钻井过程中，地层岩性多变，复杂的力学和物理化学性质导致井壁失稳问题更加突出，缩径、扩径、坍塌掉块及卡钻等事故频繁发生^［^4-5］．为此，国内外学者在盐膏层防塌钻井液技术方面开展了大量研究，形成了较为成熟的饱和以及欠饱和盐水钻井液体系^［^6-9］，降低了井下复杂情况．但由于研究思路和研究区域的局限性，以及不同地区盐膏层岩性和构造的复杂性和差异性^［^10-11］，复合盐层井壁失稳问题仍未完全解决．因此，需要结合化学和力学相关理论和方法，系统研究井壁稳定机理，针对性地提出钻井液防塌技术措施．基于井壁稳定相关理论，在系统分析国内外典型盐膏层的矿物组构、理化性质及界面力学特性的基础上，提出了适合复合盐层钻井的“多元协同”稳定井壁钻井液技术措施．

1 复合盐层井壁失稳机理

地层岩石的力学和物理化学性质是影响井壁稳定性的关键因素，而地层中可能存在的孔隙和裂缝为钻井液侵入岩石内部提供了通道，也是造成井壁失稳的重要原因．石盐没有像黏土矿物那样复杂的物理化学性质和表面特性，并且纯盐岩极为致密，渗透率通常小于1 × 10^-3 μm²，利用扫描电子显微镜放大3000倍仍观测不到明显的孔隙和裂缝^［12］．因此，纯盐岩层钻井井壁失稳的关键原因即盐岩的溶解和蠕变．而在复合盐层中，盐岩、石膏和泥岩以互层或混层的形式存在，其井壁失稳机理变得更为复杂，不仅需要了解各类矿物本身的性质，还需要关注不同结构的混合盐岩表现出的力学和理化性质，以及不同矿物的界面特征．

1.1 矿物组成分析

借助X-射线衍射分析，对中东地区AZ油田和M油田，乌兹别克斯坦H-S油田，中国塔里木油田、吐哈油田和胜利油田，以及墨西哥湾深水海域盐膏层矿物组成进行了分析（表1）．由表1可见，纯盐岩地层相对较少；大部分为石盐、石膏和黏土等矿物组成的复合盐层．复合盐层岩性复杂，即使是同一地区的盐膏层，不同位置和深度的岩石岩性差异极大且变化没有规律．由于地层中同时含有石盐、石膏和黏土矿物，蠕变、溶解和水化等多重作用会导致井壁失稳严重．

表1 不同地区盐膏层的矿物组成Table 1 Mineral composition of salt formations in different areas

^1）括号中数值为矿物的平均质量分数．

1.2 微观结构分析

部分层状盐岩中，存在石膏和泥岩夹层，盐岩和膏、泥岩界面清晰，称为突变界面^［12］．界面处盐岩和泥岩相互嵌入，结构紧密，理论上具有较高的力学强度．而无突变界面的盐、膏、泥混层更为常见．根据中东地区M油田和AZ油田、中国塔里木油田、吐哈油田以及胜利油田的膏泥岩、含泥盐岩以及盐膏泥混层岩样扫描电镜照片（图1）可以看出，不同地区复合盐层微观构造各不相同，但存在一个共同点，即混层中发育有微孔隙或裂缝，孔缝尺寸大多介于2～80 μm，如中东M油田的膏盐岩（图1（a））及塔里木油田含泥盐岩图片（图1（b））．孔隙和裂缝的存在导致钻井液滤液极易进入地层内部，引起盐膏泥岩溶解及水化等，进而影响周围井壁岩石的力学状态．因此，复合盐层中微孔隙和裂缝发育是造成井壁失稳的重要原因之一．

图1 复合盐层扫描电镜图（a）中东地区M油田膏盐岩（1300倍）；（b）塔里木油田含泥盐岩（3000倍）

Fig.1 SEM photographs of compound salt formation. (a) Gypsum-salt rocks in M Oil Field in the Middle East (1300 ×). (b) Mudstone-bearing salt rocks in the Tarim Basin (3000 ×).

1.3 理化性质分析

1.3.1 溶解和分散特性

复合盐层的理化性质比较复杂，可能发生石盐溶解、石膏溶解、膏泥岩水化膨胀及分散等．本研究利用页岩滚动分散实验方法，分析了77 ℃下中东地区AZ油田深度为2 229 m的石膏岩（1^#）和2772 m的盐岩（2^#），M油田深度为2571 m的盐膏泥混层（3^#）和2723 m的盐膏岩（4^#），吐哈油田深度为1210 m的盐膏泥混层（5^#），塔里木油田深度为3990 m的膏泥岩（6^#），塔河油田含泥盐岩露头岩样（7^#）以及胜利油田深度为2979 m盐膏泥混层（8^#），共8块盐膏层岩样的溶解与分散特性．图2复合盐层岩样滚动回收率结果表明，岩样在清水中滚动16 h后回收率均较低（0%～15.1%），表明盐岩地层岩石遇水极易溶解或水化分散，在钻井液设计中需重点考虑钻井液抑制盐膏溶解及膏泥岩水化分散能力．

图2 复合盐层岩样的滚动回收率

Fig.2 Hot rolling recovery of compound salt formation samples.

1.3.2 膏泥岩膨胀特性

石膏吸水膨胀也可能造成盐膏层井壁失稳．选取不同油田的膏泥岩（石膏质量分数为23%～98%），利用NP-1页岩膨胀仪测定其在清水中的线性膨胀量．结果表明，膏泥岩8 h膨胀率为4.9%～12.1%，存在明显的吸水膨胀现象．为确定引起膏泥岩水化膨胀的关键因素是石膏还是黏土矿物，将泥岩与石膏按照不同比例混合制备岩样，测定其线性膨胀率．结果表明，随着石膏质量分数的增加，膏泥混合岩样的膨胀量大幅降低．因此，石膏吸水膨胀效应比泥岩水化膨胀弱，更应该重视抑制复合盐层中泥岩的水化膨胀．

1.4 复合岩层界面力学性质

界面处的组构特征和力学特性直接影响着宏观井壁岩石的变形或破损特性．对于复合介质，由于界面是一种由多尺度、多晶粒构成的非均质、各向异性的复合材料，不同材料之间的力学属性不匹配将造成界面处产生应力集中．因此，破损极有可能在不同岩石的界面处产生^［^13-16］．李银平等^［17］利用多个地区的复合盐层岩样，进行了压缩试验、直剪试验以及间接拉伸试验，结果表明，复合盐层界面具有较强的黏结力和较高的抗剪切强度及抗拉强度，不易产生相互滑动和错动，不是一个弱面．彭瑞东等^［18］开展的层状盐岩中裂纹扩展规律实验也表明，含界面盐岩在载荷作用下开裂破坏时的裂纹扩展纹路通常不是沿着盐泥界面，而是在盐、泥内部扩展，进一步说明复合盐层的界面具有较强的黏结力，不易发生破坏．

1.5 复合盐层井壁失稳机理综合分析

复合盐层孔隙及微裂缝发育，为钻井液侵入地层提供了通道．钻井液滤液侵入引起膏泥岩水化膨胀和分散，近井壁地带孔隙压力增大，导致井壁失稳；而作为胶结物的盐膏溶解，会使井壁失去胶结支撑而发生垮塌．盐岩的蠕变等会引起缩径等问题，需要足够高密度的钻井液支撑井壁．但当钻井液的密度偏高时，又致使钻井液沿着微孔隙和裂缝侵入地层，甚至会使裂缝进一步扩展或出现新的裂缝，加剧了井壁失稳．由于地层微裂缝发育，使用高密度钻井液还可能诱发井漏，导致井筒内钻井液液柱压力降低，对井壁支撑不足，进而井壁失稳，造成恶性循环．

2 复合盐层钻井液“多元协同”稳定井壁技术对策

基于复合盐层井壁失稳机理分析，从强化封固井壁作用-抑制盐膏溶解与膏泥水化-水活度平衡-有效应力支撑“多元协同”作用角度，提出了钻井液稳定井壁技术对策．

1）由于复合盐层可能发育有微孔隙和裂缝，首先需要加强钻井液物理封堵孔缝和化学胶结固壁能力．可根据地层裂缝尺寸及结构特征，优化封堵剂种类与粒度级配，在井壁附近形成承压封堵带，阻缓压力传递与滤液传递，减少因钻井液侵入而引起的复合盐层岩石力学和理化性质的变化，为提高钻井液密度支撑井壁从而防止盐岩蠕变缩径提供必要条件．

2）抑制盐膏溶解和膏泥岩水化至关重要，需要合理选用钻井液盐水及水化抑制剂．以往的盐岩层钻井中，通常使用NaCl饱和盐水来抑制盐岩溶解^［19］，但该盐水对其他可溶性盐的溶解抑制作用很小，导致地层中的钙、钾和镁等无机盐溶解．因此，需针对地层矿物组成特点，尤其是可溶性矿物，如钠盐、钙盐、钾盐和镁盐，依据同离子效应，选择相应的无机抑制盐、膏溶解及膏泥岩水化．针对含强水敏性泥岩地层，必要时可配合使用聚胺等高效水化抑制剂．

3）针对致密的膏泥岩或泥页岩夹层，由于地层渗透率低，泥页岩与钻井液间存在非理想半透膜．根据泥页岩与钻井液之间的半透膜诱导渗透压计算公式，可通过降低钻井液水活度，使化学渗透压部分抵消井下水力压差造成的压力传递及滤液传递^［20］，阻缓滤液侵入地层，从而提高井壁稳定性．

无机/有机盐是调节钻井液水活度的主要处理剂．利用LabSwift-aw水活度测定仪，测试了不同质量分数的氯化钠（NaCl）、氯化钾（KCl）、甲酸钠（HCOONa）和甲酸钾（HCOOK）盐水的水活度．分别采用水化膨胀实验和岩屑滚动回收率实验，测试了不同水活度溶液中泥页岩沿岩心轴线方向的膨胀率（图3）和滚动回收率（图4）．选用岩样为胜利油田泥页岩夹层，主要矿物组成及质量分数分别为：黏土矿物（42%）、石英（36%）、斜长石（10%）、方解石（8%），其中，黏土矿物主要为伊/蒙间层（70%）和伊利石（25%）．图3结果表明，泥页岩水化膨胀率随着水活度降低而显著降低．由于K⁺的晶格固定作用，相同水活度下KCl和HCOOK溶液中岩样膨胀率比NaCl和HCOONa更低，水活度为0.94时即可将膨胀率从11.5%降低至4.0%以下，而NaCl和HCOONa水活度需要降低至约0.80才能将岩样的膨胀率降低至4.0%以下．图4结果表明，随着溶液水活度降低，泥页岩滚动回收率显著增加．KCl和HCOOK溶液水活度为0.95时即可将回收率从42.5%提高至90.0%以上，可有效抑制泥页岩水化分散；NaCl和HCOONa溶液水活度约为0.86时泥页岩回收率可提高至90%以上．因此，降低钻井液水活度可有效抑制泥页岩水化膨胀、分散，提高井壁稳定性．但是，钻井液的水活度并不是越低越好，过低的水活度会导致岩石发生去水化，强度降低．理论上，可将岩石膨胀率为0对应的水活度设为维持井壁稳定的钻井液水活度值安全窗口下限a_w1，当水活度低于a_w1时泥页岩会发生去水化；可将地层岩石中水的活度值作为钻井液水活度窗口上限，此时钻井液与岩石中的水活度达到平衡，不存在化学渗透压驱动力．在实际作业中，可结合钻井设计及实际施工可接受的地层岩石的最高膨胀率S_max和最低滚动回收率R_min指标要求，确定对应的钻井液水活度值或为水活度安全窗口上限，如图5，a_w1—即为水活度安全窗口．

图3 泥页岩膨胀率随溶液水活度的变化

Fig.3 (Color online) Variations of shale swelling rate with the water activity of solutions.

图4 泥页岩滚动回收率随溶液水活度的变化

Fig.4 (Color online) Variations of shale rolling recovery with the water activity of solutions.

图5 钻井液水活度安全窗口设计示意图

Fig.5 (Color online) Schematic diagram for design of safe water activity window of drilling fluids.The left axis is shale swelling rate and the right axis is shale rolling recovery.

4）合理密度的钻井液的液柱压力支撑是维持井壁力学稳定性的关键．复合盐层孔隙和裂缝发育，如果钻井液封堵能力较差，简单地依靠提高钻井液密度来维持井壁的力学稳定性，可能加剧压力传递和滤液侵入，甚至诱发井漏，降低钻井液液柱压力．因此，合理控制钻井液密度实现对井壁有效应力支撑的前提是保证钻井液的封堵能力．此外，在窄安全密度窗口条件下，优化钻井液流变性和沉降稳定性，更精确地控制井筒压力，也对维持井壁稳定起到重要作用．

3 应用实例

中东地区M油田复合盐层厚度超过800 m，盐、膏和泥互层多，地层压力当量密度高达2.2 g/cm³以上，钻井过程中频繁发生缩径、扩径、坍塌、卡钻和漏失等复杂情况．运用“多元协同”稳定井壁钻井液技术，选用弹性封堵材料和刚性封堵材料复配，提高钻井液封固井壁以及随钻防漏作用；根据地层盐岩矿物类型，选用饱和NaCl盐水配合少量CaCl₂（< 10 g/L）抑制盐膏溶解；利用KCl抑制黏土水化，进一步加入甲酸盐降低水活度，同时可减少固相加重剂的用量，避免重晶石沉降造成钻井液密度变化．利用优化出的高密度饱和盐水钻井液成功钻穿大段复合盐层，未发生井壁失稳．钻井液配方为：膨润土基浆、15 g/L沥青封堵剂、80 g/L碳酸钙、30 g/L改性淀粉、40 g/L磺甲基酚醛树脂、1 g/L 聚阴离子纤维素、复合盐（NaCl、CaCl₂、KCl和甲酸盐）、5 g/L盐结晶抑制剂、80 g/L润滑剂、10 g/L降黏剂和重晶石．主要性能参数：钻井液密度为2.20～2.28 g/cm³，漏斗黏度计测得的流出时间（漏斗黏度）为50～54 s，塑性黏度为45～51 mPa·s，动切力为9～11 Pa，静切力（10 s）为2.5～6.0 Pa，静切力（10 min）为7.5～10.0 Pa，API（American Petroleum Institute）滤失量为2.8～3.0 mL．

乌兹别克斯坦H-S油田存在大段盐膏泥混层，以盐岩为主，含少量石膏和黏土，总厚度约400 m．在大斜度井钻井过程中存在缩径、坍塌和阻卡等问题．基于井壁失稳原因分析，设计了欠饱和盐水钻井液．4口井的现场作业中，井径规则，返出的钻屑颗粒不黏连．其中，A02井起钻安装顶驱，裸眼浸泡时间超过7 d，下钻仍然顺利．与该油田之前5口井使用的聚合物钻井液相比，单位深度钻井成本降低53%．钻井液配方为：盐上段钻井液、2 g/L聚丙烯酰胺钾盐、2 g/L 聚阴离子纤维素、30 g/L 磺化酚醛树脂、30 g/L 改性淀粉降滤失剂、20 g/L磺化沥青、40 g/L 碳酸钙、10 g/L 润滑剂和200 g/L NaCl．主要性能参数：钻井液密度为1.25～1.38 g/cm³，漏斗黏度为48～59 s，动切力为5.5～8.0 Pa，API滤失量为3.6～4.2 mL．

针对新疆地区不同油田盐膏层的特点，设计了欠饱和盐水钻井液．以准噶尔盆地某探井为例，该井存在厚度为500 m的复合盐层，上部层段使用聚合醇-聚磺钻井液．由于盐岩溶解及膏泥岩水化造成“糖葫芦”井眼、坍塌掉块及卡钻等复杂情况，增加防塌剂用量并提高钻井液密度仍无法解决．将该钻井液转换为欠饱和盐水钻井液，加入沥青封堵剂和合适浊点的聚合醇强化钻井液封堵井壁能力，为合理提高钻井液密度支撑井壁提供保障；使用抗盐降滤失剂控制滤失量；使用高浓度NaCl和KCl抑制盐岩溶解及膏泥岩水化．转换后的井径扩大率从20%以上降至11%以下，未发生坍塌掉块及卡钻等，顺利完钻．钻井液配方为：膨润土浆、30 g/L 沥青封堵剂、30 g/L聚合醇、1.5 g/L增黏降滤失剂、40 g/L 磺化褐煤树脂、5 g/L 聚阴离子纤维素、60 g/L KCl、250 g/L NaCl和2 g/L 盐结晶抑制剂．主要性能参数：钻井液密度为1.4 g/cm³，漏斗黏度为90～110 s，动切力为10～15 Pa，API滤失量为2～3 mL．

以上实例应用进一步验证了复合盐地层钻井液“多元协同”稳定井壁技术中，强化封固井壁作用是控制合理的钻井液密度实现对井壁有效应力支撑的前提，优选盐水种类，优化盐水浓度进而调控钻井液水活度来抑制盐膏溶解和泥岩水化是维持井壁稳定的关键手段．

结语

对国内外多个油田复合盐层岩样的矿物组成、微观结构、理化性质及界面力学性质分析表明，地层孔隙和微裂缝发育、盐岩蠕变和溶解、膏泥岩水化是造成复合盐层井壁失稳的根本原因．提出了强化钻井液封固井壁作用-抑制盐膏溶解与膏泥水化-水活度平衡-有效应力支撑“多元协同”钻井液稳定井壁技术对策，明确了降低水活度抑制泥岩水化膨胀和分散的作用效果，提出了钻井液水活度安全窗口的设计依据．在多个油田的现场应用表明，该技术可有效提高复合盐层井壁稳定性，大幅减少了缩径、扩径、坍塌掉块及卡钻等井下复杂事故，提高了钻井作业效率．

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来源：现代石油人

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首次发布时间：2024-05-07

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