塔河油田深側(cè)鉆井防塌鉆井液技術(shù)

黃維安， ?！裕?沈青云， 周　偉， 楊世超， 邱正松

(1.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東青島 266580；2.中國石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011；3.中石化勝利石油工程有限公司鉆井工程技術(shù)公司，山東東營 257064)

?

?鉆井完井?

塔河油田深側(cè)鉆井防塌鉆井液技術(shù)

黃維安1， 牛曉2， 沈青云2， 周偉2， 楊世超3， 邱正松1

(1.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東青島 266580；2.中國石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011；3.中石化勝利石油工程有限公司鉆井工程技術(shù)公司，山東東營 257064)

摘要：塔河油田深部巴楚組和桑塔木組地層為以伊/蒙混層或伊利石為主的硬脆性泥頁巖地層，水化分散性較強(qiáng)且發(fā)育有微裂縫，鉆井過程中易因泥頁巖水化而導(dǎo)致井壁失穩(wěn)，為此，提出了“抑制表面水化-物化封堵-有效應(yīng)力支撐”三元協(xié)同防塌對策，并構(gòu)建了三元協(xié)同防塌鉆井液。室內(nèi)性能評價試驗(yàn)結(jié)果表明：三元協(xié)同防塌鉆井液抗溫達(dá)170 ℃、抗鹽5.0%、抗鈣0.5%～1.0%、抗劣土8.0%，泥頁巖膨脹率和滾動回收率分別為5.05%和91.33%，能封堵寬400 μm的裂縫，承壓能力達(dá)到4 MPa。三元協(xié)同防塌鉆井液在塔河油田20余口井進(jìn)行了應(yīng)用，均未發(fā)生由于井壁失穩(wěn)造成的井下故障，桑巴楚組和桑塔木組地層的井徑擴(kuò)大率平均降低63.4百分點(diǎn)，建井周期平均縮短4.3 d。這表明，三元協(xié)同鉆井液防塌技術(shù)可有效解決塔河油田深側(cè)鉆井巴楚組和桑塔木組地層的井壁失穩(wěn)問題。

關(guān)鍵詞：深井;側(cè)鉆;井眼穩(wěn)定;防塌鉆井液;鉆井液性能;塔河油田

塔河油田老井側(cè)鉆中因受避開水層、垂深限制，造斜井段在巴楚組和桑塔木組地層，已完鉆的21口井井壁坍塌嚴(yán)重，有的井平均井徑擴(kuò)大率達(dá)29.6%，造成了極大的經(jīng)濟(jì)損失[1-6]。井壁失穩(wěn)主要受地質(zhì)、泥頁巖與鉆井液相互作用以及鉆井工藝等因素的影響[7-9]。井壁失穩(wěn)機(jī)理研究先后經(jīng)歷了力學(xué)、化學(xué)和力學(xué)-化學(xué)耦合3個研究階段[10-11]：雷宗明等人[12-13]提出了高陡構(gòu)造鉆井液密度設(shè)計方法；黃榮樽等人[14-15]認(rèn)為井壁巖石的破壞和失穩(wěn)都是巖石應(yīng)力和化學(xué)應(yīng)力共同作用的結(jié)果。邱正松等人[16-17]提出“多元協(xié)同”防塌理論，并指出泥頁巖的表面水化不容忽視，對于深部地層水化較弱的頁巖地層，表面水化甚至是造成井壁失穩(wěn)的主要原因[18]。表面水化是由黏土晶體表面直接吸附水分子和通過所吸附的可交換陽離子間接吸附水分子而導(dǎo)致的水化[19]。為此，針對塔河油田巴楚組、桑塔木組泥頁巖地層井壁失穩(wěn)問題，通過組構(gòu)、理化性能分析探究井壁失穩(wěn)機(jī)理，注重泥頁巖表面水化抑制，構(gòu)建強(qiáng)抑制、高潤滑鉆井液，以降低深側(cè)鉆井在鉆井、測井和完井中的井下故障發(fā)生概率。

1井壁失穩(wěn)機(jī)理及對策

1.1礦物組成分析

利用D/max-IIIA型X-射線衍射儀，測定塔河油田巴楚組和桑塔木組地層巖樣全巖礦物及黏土礦物相對含量，結(jié)果為：桑塔木組巖樣中黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為8%～20%，平均12.5%，其他礦物方解石質(zhì)量分?jǐn)?shù)最高(平均33%)；巴楚組巖樣黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均15.5%，其他礦物石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)最高(平均29.5%)。桑塔木組地層黏土礦物以伊蒙混層為主(平均42.5%)，其次為伊利石(38.5%)和綠泥石(19.0%)，間層比為20%，屬中硬—硬脆性泥巖[20]；巴楚組地層黏土礦物以伊利石為主(平均44.7%)，其次為伊蒙混層(29.5%)和綠泥石(22.75%)，間層比為20%，屬硬脆性泥巖[20]。

1.2微觀結(jié)構(gòu)特征

圖1為不同油氣井巴楚組和桑塔木組地層巖樣電鏡掃描結(jié)果。從圖1可看出：TH10314井井深5 839.00 m處巴楚組巖樣微裂縫和溶蝕孔隙發(fā)育，孔隙中填充有黏土礦物，以伊/蒙混層和伊利石為主(見圖1(a))；TK665井井深5 532.00 m處巴楚組巖樣構(gòu)造較疏松，孔隙較發(fā)育，但層理和微裂縫不發(fā)育，黏土礦物以伊利石為主(見圖1(b))；TP222井井深6 241.00 m處桑塔木組巖樣構(gòu)造疏松，微裂縫、孔隙較發(fā)育，黏土礦物以伊/蒙混層和伊利石為主(見圖1(c))；TH10314井井深6 000.00 m處桑塔木巖樣構(gòu)造疏松，微裂縫、裂縫和粒間孔隙發(fā)育(見圖1(d))。

1.3水化性質(zhì)分析

利用不同油氣井的巴楚組和桑塔木組地層巖樣進(jìn)行膨脹率和滾動回收率試驗(yàn)，結(jié)果發(fā)現(xiàn)：1)巴楚組地層巖樣的膨脹率為1.88%～10.56%，多數(shù)在5.00%以上，具有一定的水化膨脹性；回收率為3.14%～82.30%，多在30.00%以下，水化分散性較強(qiáng)。2)桑塔木組地層巖樣的膨脹率為3.74%～8.68%；回收率為7.69%～95.89%，水化分散性差異大。

圖1　巴楚組及桑塔木組地層巖樣電鏡掃描照片F(xiàn)ig.1　SEM images of cores from Bachu and Sangtamu Formation

1.4井壁失穩(wěn)物化機(jī)理及防塌對策

根據(jù)地層巖樣的礦物組成和水化性質(zhì)分析試驗(yàn)結(jié)果，可以得到塔河油田石炭系巴楚組和奧陶系桑塔木組地層井壁失穩(wěn)機(jī)理為：巴楚組和桑塔木組地層均為以伊/蒙混層或伊利石為主的硬脆性泥頁巖地層，微裂縫發(fā)育，微裂隙-裂縫縱橫交錯，地層水化分散性較強(qiáng)，鉆井液濾液沿地層微裂隙侵入地層深部時，會引起泥頁巖水化，消弱顆粒間的膠結(jié)力。同時，泥頁巖水化產(chǎn)生的膨脹壓力使井壁失去平衡，導(dǎo)致坍塌掉塊[21-22]。

根據(jù)塔河油田巴楚組和奧陶系桑塔木組地層井壁失穩(wěn)機(jī)理，提出“物化封堵-抑制表面水化-有效應(yīng)力支撐”的多元防塌新對策：物化封堵作用與有效應(yīng)力支撐井壁作用相結(jié)合，加強(qiáng)表面水化抑制性；加強(qiáng)封堵，阻止和減緩孔隙壓力傳遞，提高井下液柱壓力對井壁的力學(xué)支撐；建立有效應(yīng)力支撐井壁，以平衡井壁坍塌壓力。

2防塌鉆井液配方優(yōu)選

依據(jù)以上多元防塌新對策，通過優(yōu)選抑制劑、防塌劑、表面水化抑制劑等關(guān)鍵處理劑，對現(xiàn)場井漿進(jìn)行優(yōu)化，構(gòu)建出適合現(xiàn)場的防塌鉆井液配方。

2.1頁巖抑制劑

目前，常用頁巖抑制劑有DBF-2、PMHC、KPAM、80A51、SDJA-1、硅酸鈉、聚合醇和SYP-1，采用滾動回收率試驗(yàn)對其抑制性能進(jìn)行評價。將TK665井粒徑2～5 mm的巴楚組泥頁巖巖屑分別放在清水、0.5% DBF-2、0.5% PMHC、0.5% KPAM、0.5%80A51、5.0%KCl、1.5% SDJA-1、1.5% 硅酸鈉、3.0%聚合醇和3.0% SYP-1中，在80 ℃下滾動16 h后測其回收率，結(jié)果分別為20.1%，24.9%，28.1%，26.0%，26.7%，24.4%，26.5%，28.0%，22.8%和21.4%。由此可看出，PMHC抑制泥頁巖水化分散的性能最好。因此，頁巖抑制劑選PMHC。

2.2封堵防塌劑

以“4.0%膨潤土+0.2%SD-17W+0.6%NPAN+3.0%SHC+3.0%CXB-1”為基漿，分別加入3.0%的不同封堵防塌劑，測試其在老化后的流變性及濾失性，結(jié)果見表1。從表1可看出，基漿加入3.0%FDF-1后，API濾失量、120和150 ℃下的高壓濾失量相對較低，說明FDF-1的封堵防塌性能相對最好。因此，封堵防塌劑選FDF-1。

表1　封堵防塌劑優(yōu)選試驗(yàn)結(jié)果

注：老化條件為150 ℃下滾動16 h；1)的測試條件為120 ℃，3.5MPa；2)的測試條件為150 ℃，3.5MPa。

2.3表面水化抑制劑

基于泥頁巖表面水化機(jī)制，研發(fā)了表面水化抑制劑BMYZ-3。

1) 抑制水化性能。圖2為巴楚組和桑塔木組

圖2　巴楚組和桑塔木組地層巖樣在不同介質(zhì)中的線性膨脹率Fig.2　Linear expansion ratio of cores from the Bachu and Sangtamu formations in different media

地層巖樣在清水和0.3% BMYZ-3溶液中的線性膨脹率曲線。從圖2可以看出，BMYZ-3能有效降低巴楚組和桑塔木組地層巖樣的線性膨脹率，特別是可以抑制巖樣的初始表面水化，顯著降低早期膨脹速率。表2為巴楚組和桑塔木組地層巖屑在清水和0.3% BMYZ-3溶液中的回收率。由表2可以看出，BMYZ-3能提高巴楚組和桑塔木組地層巖屑的回收率，具有抑制水化分散作用。

表2巴楚組和桑塔木組地層巖屑在不同介質(zhì)中的回收率

Table 2Rolling recovery rate of cores from the Bachu and Sangtamu formations in different media

地層回收率,%清水0.3%BMYZ-3巴楚組18.6329.51桑塔木組30.4046.74

2) 頁巖穩(wěn)定性。選用桑塔木組和巴楚組地層的巖屑，采用針入度法測試其吸水和吸入表面水化抑制劑BMYZ-3溶液后的穩(wěn)定指數(shù)，結(jié)果為桑塔木組和巴楚組地層巖屑吸水后的穩(wěn)定指數(shù)分別為59.51和69.73 mm，吸入BMYZ-3溶液后的穩(wěn)定指數(shù)為74.36和85.26 mm。說明BMYZ-3能提高泥頁巖吸水后的穩(wěn)定性。

3) 對巖樣單軸抗壓強(qiáng)度的影響。將巴楚組地層巖樣在清水和不同抑制劑溶液中浸泡33 d(巴楚組、桑塔木組地層的鉆井坍塌時間約為340～728 h)，然后通過抗壓試驗(yàn)評價抑制劑對巖石單軸抗壓強(qiáng)度的影響[23-26]。測試結(jié)果表明:清水浸泡后泥頁巖的單軸抗壓強(qiáng)度下降60%；傳統(tǒng)抑制劑與清水相比能不同程度降低抗壓強(qiáng)度下降率，PMHC、KCl、硅酸鈉溶液浸泡后，泥頁巖的抗壓強(qiáng)度分別下降52.77%，35.68%和50.14%；表面水化抑制劑BMYZ-3溶液浸泡后，泥頁巖的抗壓強(qiáng)度下降26.67%，最接近未浸泡時的抗壓強(qiáng)度。

2.4防塌鉆井液配方的確定

通過進(jìn)一步優(yōu)選降濾失劑、降黏劑和潤滑劑并優(yōu)化其配伍性，確定了防塌鉆井液配方：4.0%膨潤土漿+0.5%BMYZ-3+0.3%PMHC+5.0%SHC+3.0%CXB-1+2.5%FDF-1+0.3%SP-80+5.0%原油，用重晶石將其加重至1.2 kg/L，得到THCZ三元協(xié)同防塌鉆井液，以下簡稱THCZ鉆井液。

3THCZ鉆井液性能評價

THCZ鉆井液是在現(xiàn)場井漿基礎(chǔ)上優(yōu)化得到的，以提高抑制防塌性為主，以抗污染性和抗溫性為驗(yàn)證指標(biāo)，以滿足現(xiàn)場需要。因此，主要評價防塌鉆井液的抗污染性、抗溫性、抑制性和封堵性。

3.1抗污染性

THCZ鉆井液抗污染性能評價結(jié)果見表3。由表3可以看出：加入8.0%劣土的THCZ鉆井液，老化前后流變性和濾失性未發(fā)生突變，因此其抗劣土達(dá)8.0%；加入0.5% CaCl2的THCZ鉆井液，老化前后黏度稍有升高，濾失量變化不大，但將 CaCl2加量提高至1.0%，老化前后黏度和濾失量變化較大，其抗CaCl2能力在0.5%～1.0%之間；加入5.0% NaCl的THCZ鉆井液，老化前后黏度升高，濾失量變化不大，但將NaCl加量提高至10.0%，老化前后的黏度和濾失量變化較大，其抗NaCl能力為5.0%。

3.2抗溫性

塔河油田深側(cè)鉆井的地層溫度預(yù)計為140～160 ℃，據(jù)此評價了THCZ鉆井液抗溫性，結(jié)果見表4。由表4可以看出:THCZ鉆井液分別在150和170 ℃下老化16 h前后的流變性和濾失性未發(fā)生突變，說明其具有較好的抗溫能力；THCZ在150 ℃下老化16和32 h前后的流變性和濾失性未發(fā)生突變，老化48 h后黏度升高、濾失量降低，但仍然能滿足鉆井需要。

表3THCZ鉆井液抗污染性能評價結(jié)果

Table 3Anti-pollution performance evaluation results of the THCZ drilling fluid

污染物及加量試驗(yàn)條件表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動切力/Pa靜切力/PaAPI濾失量/mLpH值老化前49.53118.52.0/7.03.610老化后45.03510.01.0/8.03.698.0%劣土老化前50.53911.52.0/10.03.69老化后51.03318.04.0/23.03.290.5%CaCl2老化前66.04719.06.0/29.03.69老化后62.54220.512.0/52.03.491.0%CaCl2老化前84.05331.014.0/49.03.69老化后45.5405.50.5/1.02.895.0%NaCl老化前114.05163.068.0/131.03.69老化后40.02911.04.0/24.03.6910.0%NaCl老化前105.54956.562.0/102.04.09老化后51.02922.013.0/43.06.09

注：劣土為TH12517井6500.00 m井深處粒徑小于100目的巖屑；老化條件為150 ℃下滾動16 h。

表4THCZ鉆井液抗溫性能評價結(jié)果

Table 4Evaluation results of temperature resistance of the THCZ drilling fluid

測試條件表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動切力/Pa靜切力/PaAPI濾失量/mLpH值老化前49.53118.52/73.610150℃老化16h后45.03510.01/83.69170℃老化16h后40.52515.55/133.09150℃老化32h后41.53110.53/143.09150℃老化48h后63.54122.57/162.89

3.3抑制性

將塔河油田巴楚組地層的巖屑分別放在THCZ鉆井液、去離子水、塔河油田現(xiàn)用鉆井液CZ-1和CZ-2中進(jìn)行膨脹率和分散試驗(yàn)。膨脹率試驗(yàn)結(jié)果為：巖屑在THCZ鉆井液中的膨脹率為5.05%，與去離子水相比降低了90%，也優(yōu)于鉆井液CZ-1(膨脹率6.69%)和CZ-2(膨脹率7.98%)。分散試驗(yàn)結(jié)果為：巖屑在THCZ鉆井液中的回收率達(dá)91.33%，與清水相比提高了40百分點(diǎn)，優(yōu)于鉆井液CZ-1(回收率74.3%)和CZ-2(回收率78.67%)。這表明，THCZ鉆井液具有強(qiáng)抑制性，能有效抑制巴楚組地層泥頁巖吸水膨脹分散。

3.4封堵性能

表5為THCZ鉆井液、CZ-1鉆井液和CZ-2鉆井液的砂床濾失試驗(yàn)結(jié)果。由表5可以看出， THCZ鉆井液在40～60目及60～80目砂床中的侵入深度均很小，優(yōu)于CZ-1及CZ-2鉆井液，說明其能封堵滲透性漏失介質(zhì)。

表5THCZ鉆井液砂床濾失評價結(jié)果

Table 5Sand bed filtration loss evaluation results of the THCZ drilling fluid

鉆井液試驗(yàn)條件砂子粒徑/目濾液侵入深度/cmTHCZ老化前老化后老化前老化后40～6060～801.71.70.70.7CZ-1老化后60～803.7CZ-2老化后60～806.1

裂縫性封堵評價結(jié)果(見表6)表明:對于縫寬200 μm的裂縫，壓力達(dá)到4 MPa時也未漏失，說明THCZ鉆井液可完全封住縫寬200 μm的裂縫；對于縫寬400 μm的裂縫，壓力較小時漏失量很小，隨著壓力增大，漏失量增大，當(dāng)壓力達(dá)到4 MPa時，THCZ鉆井液的濾失量為6 mL，低于鉆井液CZ-1及CZ-2。這說明THCZ鉆井液在承壓4 MPa時仍具有較好的封堵裂縫的能力。

4現(xiàn)場應(yīng)用

三元協(xié)同防塌鉆井液已在塔河油田20余口深側(cè)鉆井中進(jìn)行了應(yīng)用，解決了巴楚組、桑塔木組和柯坪塔柯組地層開窗側(cè)鉆及水平段井壁失穩(wěn)問題，與同區(qū)塊應(yīng)用其他鉆井液的已完鉆井相比，巴楚組、桑塔木組地層井徑擴(kuò)大率平均降低63.4百分點(diǎn)，建井周期平均縮短4.3 d。下面以TH10410Ch1井為例介紹現(xiàn)場應(yīng)用情況。

TH10410Ch1井位阿克庫勒凸起西部斜坡部位，設(shè)計井深6 460.00 m，在奧陶系上統(tǒng)桑塔木組地層(O3s)造斜，造斜點(diǎn)井深5 695.00 m，目的層為奧陶系中統(tǒng)一間房組(O2yj)，其井身結(jié)構(gòu)如圖3所示。根據(jù)地質(zhì)“近井筒避水、遠(yuǎn)距離溝通”的要求，采用在φ177.8 mm套管內(nèi)段銑開窗側(cè)鉆方式，在下入膨脹波紋管之前，斜井段泥巖長期浸泡在鉆井液中，易發(fā)生坍塌、掉塊而造成起下鉆遇阻、卡鉆等井下故障。為了保證側(cè)鉆作業(yè)的安全，該井側(cè)鉆作業(yè)使用了THCZ鉆井液。

表6THCZ鉆井液裂縫封堵性評價結(jié)果

Table 6Fracture sealing evaluation results of the THCZ drilling fluid

鉆井液裂縫寬度/μm承壓時間/min壓力/MPa漏失量/mLTHCZ20030030.5031.0032.0033.0034.00THCZ40030030.5031.02.832.02.833.02.834.06.0CZ-140030 9.530.513.531.013.532.014.533.014.534.019.5CZ-240030 9.030.512.031.012.032.013.033.013.034.014.5

圖3　TH10410Ch1井井身結(jié)構(gòu)Fig.3　Casing program of Well TH10410Ch1

該井側(cè)鉆過程中采取的主要防塌措施有：

1) 采用表面水化抑制劑BMYZ-3增強(qiáng)鉆井液的抑制性能，以抑制泥頁巖的表面水化，降低水化應(yīng)力，從而抑制泥頁巖水化失穩(wěn)。

2) 根據(jù)桑塔木組地層裂縫發(fā)育情況，優(yōu)選對應(yīng)的封堵顆粒組合，強(qiáng)化鉆井液對裂縫的封堵能力，有效封堵(固)井壁，阻止和減緩孔隙壓力傳遞和鉆井液濾液侵入[27]。

3) 確定合理的鉆井液密度，以保證正常的鉆井液液柱壓力，在有效封堵的基礎(chǔ)上支撐井壁。

4) 及時補(bǔ)充降濾失劑和超細(xì)材料，改善濾餅質(zhì)量，控制API濾失量小于5 mL、高溫高壓濾失量小于12 mL，大、中相對分子質(zhì)量的聚合物配合使用，以增強(qiáng)鉆井液的抑制性，降低裂縫毛細(xì)管力。

5) 控制鉆井液的流變性，利用好固控設(shè)備，降低無用固相。

6) 鉆井過程中，加入一定量的原油，使鉆井液具有良好的潤滑性能。

7) 采取工程防塌措施，包括合理的鉆具組合、緩慢平穩(wěn)起下鉆、平穩(wěn)開泵、禁止定點(diǎn)循環(huán)等。

該井在側(cè)鉆過程中，三元協(xié)同防塌鉆井液維護(hù)處理方便，維護(hù)周期較長，流變性、濾失性可調(diào)控性好，控制API濾失量小于5 mL、高溫高壓濾失量小于12 mL，未出現(xiàn)井壁剝落掉塊等井下復(fù)雜情況。該井桑塔木組地層5 695.00～5 806.00 m井段的井徑規(guī)則，平均井徑擴(kuò)大率6.83%，最大井徑擴(kuò)大率28.15%，而使用其他鉆井液的T760CH井和TH10426Ch1井，桑塔木組地層井段的平均井徑擴(kuò)大率分別為9.87%和29.28%，最大井徑擴(kuò)大率分別為102.89%和117.51%。

5結(jié)論

1) 塔河油田石炭系巴楚組和奧陶系桑塔木組均是以伊/蒙混層或伊利石為主的硬脆性泥頁巖地層，微裂縫發(fā)育，部分地層水化性較強(qiáng)，鉆井液濾液沿地層微裂隙侵入地層深部時，引起泥頁巖的水化，消弱顆粒間的膠結(jié)力，使井壁失去平衡，發(fā)生掉塊、坍塌等井下故障。

2) 根據(jù)“物化封堵-抑制表面水化-有效應(yīng)力支撐井壁”三元協(xié)同防塌技術(shù)對策優(yōu)化的防塌鉆井液，能有效抑制泥頁巖表面水化，最大程度降低泥頁巖水化應(yīng)力(短程水化膜斥力)，控制水化效應(yīng)。

3) 三元協(xié)同防塌鉆井液具有較強(qiáng)的抗污染能力，抑制防塌性強(qiáng)、潤滑性能好，現(xiàn)場處理維護(hù)方便，維護(hù)周期較長，能解決塔河油田深側(cè)鉆井井壁剝落掉塊等問題。

參考文獻(xiàn)

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[編輯劉文臣]

Anti-Sloughing Drilling Fluid Technology for Deep Sidetracking Wells in the Tahe Oilfield

HUANG Weian1,NIU Xiao2,SHEN Qingyun2,ZHOU Wei2,YANG Shichao3,QIU Zhengsong1

(1.SchoolofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(Huadong),Qingdao,Shandong,266580,China;2.EngineeringandTechnologyResearchInstitute,SinopecNorthwestOilfieldCompany,Urumqi,Xinjiang,830011,China;3.DrillingEngineeringTechnologyCompany,SinopecShengliOilfieldServiceCorporation,Dongying,Shandong,257064,China)

Abstract:The deep Bachu and Sangtamu Formation in the Tahe Oilfield are composed of an illite-montmorillonite mixed layer or hard brittle shale formations dominated by illite with strong water dispersion and development of micro-fractures.During drilling operations,wellbore instability can be encountered due to shale hydration.To eliminate these problems,a coordinated anti-collapse program with three elements was developed: sealing and consolidating the side well,inhibiting surface hydration and providing the effective stress support by reasonable drilling fluid density.In addition,anti-collapsing drilling fluids were developed.The evaluation results showed that the newly developed three-element anti-collapse drilling fluid had a temperature tolerance of 170 ℃,preferable contamination resistibility (5%NaCl,0.5%-1% CaCl2,and 8% poor clay) strong anti-collapsing capacity (5.05% of shale swelling ratio and 91.33% rolling recovery rate) and favorable well-sealing performances (4 MPa of pressure-bearing capacity for 400 μm simulated fractures).Successful field applications were carried out in the Tahe Oilfield more than 20 wells.There were no downhole problems induced by wellbore instability.The average expansion rate was reduced by 63.4% compared with completed adjacent wells in the same block.The construction period was shorted by 4.3 d.Results showed that the wellbore instability problems of deep sidetracking wells in the Tahe Oilfield can be overcome through the effective deployment of a three-element anti-collapse drilling fluid technology.

Key words:deep well;sidetracking;holes stabilization;anti-sloughing drilling fluid;drilling fluid property;Tahe Oilfield

中圖分類號：TE254

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

文章編號：1001-0890(2016)01-0051-07

doi:10.11911/syztjs.201602009

基金項(xiàng)目：國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“海洋深水水基鉆井液恒流變性調(diào)控的化學(xué)、物理方法研究”(編號：51374233)、國家科技重大專項(xiàng)課題“復(fù)雜地質(zhì)條件下深井鉆完井液新技術(shù)研究”(編號：2011ZX05021-004)和山東省自然科學(xué)基金項(xiàng)目“海洋深水水基鉆井液恒流變性調(diào)控物理方法及其機(jī)理”(編號：ZR2013EEM032)聯(lián)合資助。

作者簡介：黃維安(1976—)，男，四川中江人，2001年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，2004年獲中國石油大學(xué)(華東)油氣井工程專業(yè)碩士學(xué)位，2007年獲中國石油大學(xué)(華東)油氣井工程專業(yè)博士學(xué)位，副教授，主要從事油氣井化學(xué)工程領(lǐng)域研究。E-mail：masterhuang1997@163.com。

收稿日期：2015-06-08；改回日期：2015-12-05。