趙東油田C4區(qū)塊頁巖復雜情況分析與對策

摘" " 要：渤海灣油田遇到大量由于井壁坍塌失穩(wěn)造成的復雜問題，其中絕大部分屬于泥頁巖地層，在泥頁巖地層作業(yè)中，影響井壁穩(wěn)定的主要因素是力學及化學兩個方面，井壁失穩(wěn)主要表現(xiàn)為返出掉塊、阻卡、憋壓、井徑擴大等。渤海灣趙東油田C4區(qū)塊F26-XX井215.9 mm井段鉆遇泥頁巖，劃眼通井過程中出現(xiàn)嚴重阻卡、憋壓現(xiàn)象。結合頁巖井壁穩(wěn)定機理，在鉆井液性能、井眼軌跡、作業(yè)程序等方面有針對性地進行優(yōu)化調(diào)整，順利完成了215.9 mm井段鉆井作業(yè)。針對F26-XX井處理過程中的問題與不足，為后續(xù)該區(qū)塊泥頁巖井段作業(yè)提出建議。

關鍵詞：泥頁巖；井壁穩(wěn)定；對策

Complexity of shale formation on C4 Block of Zhaodong Oilfield and its"countermeasure

ZHANG Hao， SHEN Jiyang

Drilling Branch of CNPC Offshore Engineering Company Limited， Tianjin 300451， China

Abstract：Most complex problems caused by wellbore collapse and instability encountered in the Bohai Bay oilfield happen in the mud shale formation. In the operations in the mud shale formation， mechanical and chemical factors are two main aspects affecting the stability of the wellbore. Problems including returned falling rocks， pipe stuck， pressure holding and hole enlargement are the main manifestations of the wellbore instability. Severe pipe stuck and pressure holding occurred during the reaming down process in the mud shale formation distributed in the 215.9 mm well section of F26-XX on the C4 Block of Zhaodong Oilfield in Bohai Bay. Based on the shale wellbore stability mechanism， adjustments in terms of drilling fluid performance， borehole trajectory， drilling procedures， and others were made to ensure the successful operation in this section. Given the problems and deficiencies in the drilling operation of the F26-XX well， this paper provides suggestions for the subsequent drilling operation in the mud shale well section of this block.

Keywords：mud shale; wellbore stability; countermeasure

泥頁巖井壁失穩(wěn)機理分為力學失穩(wěn)及化學失穩(wěn)，在力學失穩(wěn)理論中，認為地層被鉆開前僅受到原始地應力的作用，地層被鉆開后，鉆井液液柱壓力與原始地應力同時作用在井壁圍巖上，致使井壁圍巖應力場重新分布。鉆井液侵入到井壁圍巖，或地層流體侵入到井眼內(nèi)，均會引起井壁圍巖孔隙壓力重新分布，進而影響有效應力重新分布，導致井壁圍巖發(fā)生變形。泥頁巖井壁圍巖力學失穩(wěn)機制包括圍巖塑性流動或大變形、沿弱結構面（層理、節(jié)理、裂縫等）的剪切滑動，及鉆井液密度不能平衡地應力所引起的井壁破裂和坍塌[1]。

在化學失穩(wěn)理論中，當?shù)貙颖汇@開后，井筒中的鉆井液受到地層流體之間的孔隙壓力差、溫度差、化學勢差和地層毛細管力的驅(qū)動作用，進入近井壁地層。隨著井壁裸露時間增長，鉆井液與地層礦物質(zhì)接觸后發(fā)生化學反應。泥頁巖地層中黏土礦物主要包括高嶺石、綠泥石、蒙脫石和伊利石等，這些黏土質(zhì)礦物易水化膨脹，在鉆井液的浸泡下出現(xiàn)彈性模量、力學強度等參數(shù)的降低，最終弱化了井壁圍巖的膠結性，降低了井壁圍巖的強度，導致井壁支撐能力減弱，最終引起井眼垮塌[2]。

趙東油田F26-XX井位于渤海海域趙東C4導管架平臺，是一口五段制開窗側鉆水平生產(chǎn)井，設計完鉆層位為沙河街組，儲層上覆50～70 m厚的頁巖層，在水平段鉆進前需要鉆穿頁巖油層。在油田開發(fā)的早期階段，大多數(shù)直井和/或低井斜鉆穿泥頁巖生產(chǎn)井未出現(xiàn)復雜情況。在F26-XX水平井施工過程中，以較大井斜角度鉆穿泥頁巖過程中，遇到了嚴重的井壁失穩(wěn)情況，鉆井過程中經(jīng)常出現(xiàn)頻繁遇阻，如憋泵、蹩扭矩等情況。歷經(jīng)兩次填眼側鉆，其中F26-XX井在倒劃起鉆及下鉆通井期間頻繁遇阻，并伴隨嚴重的憋泵、蹩扭矩情況，由于多次通井后劃出新井眼，打棄井水泥塞進行重新側鉆；F26-XXST1井針對泥頁巖復雜情況，優(yōu)化井眼軌跡，增加了鉆井液的抑制性，215.9 mm井眼鉆井過程中，在泥頁巖井段再次頻繁遇阻，憋泵、蹩扭矩，處理無果后再次打棄井水泥塞進行填眼側鉆；F26-XXST2井作業(yè)中，通過采取提高鉆井液密度、加強鉆井液抑制性、優(yōu)化井眼軌跡、調(diào)整鉆井程序等措施，2022年1月31日6時完成F26-XXST2井全部鉆完井施工作業(yè)，并成功交井。

1" " F26-XX井概況

1.1" " 井身結構

F26-XX井是一口套管開窗水平生產(chǎn)井，井眼軌跡及井身結構如表1所示，套管開窗位置為244.5 mm套管960 m處，完鉆井深2 767 m，完井方式為裸眼篩管完井。

1.2" " 地質(zhì)分層

F26-XX井地質(zhì)分層如表2所示，鉆遇館陶組及沙河街組，完鉆地層為沙河街組，其中在館陶組及沙河街組鉆遇約186 m泥頁巖，如表3所示。

1.3" " 井眼軌跡

F26-XX井是一口五段制開窗側鉆水平井，井眼軌跡如表4及圖1所示，造斜點960 m，最大井斜85.03°，最大全角變化率5.437°/30 m，其中在泥頁巖井段全角變化率為1.8°/30 m～5.4°/30 m。后經(jīng)2次調(diào)整井眼軌跡，完成該井215.9 mm及155.5 mm井眼施工。

1.4" " 泥漿性能

F26-XX井215.9 mm井眼鉆井液性能如表5所示，采用鉀基聚合物鉆井液，經(jīng)過兩次填眼側鉆后，F(xiàn)26-XXST2井通過調(diào)整泥漿密度至1.15～1.32 g/cm3，同時加入頁巖抑制劑、降濾失劑等穩(wěn)定泥頁巖井段，安全完成215.9 mm井眼施工。

2" " F26-XX井作業(yè)情況

F26-XX井215.9 mm井眼定向鉆進至2 956.5 m完鉆后，開始倒劃眼起鉆，其中在泥頁巖井段（2 657～2 843 m）劃眼排量由31 L/s降至4～6 L/s，扭矩在28～42 kN?m間波動，憋泵、蹩扭矩情況嚴重，在通過泥頁巖井段后排量恢復至31 L/s，起鉆至井口，后下入177.8 mm套管，在泥頁巖井段遇阻無法下入，起出套管后進行3次通井作業(yè)。

第一次通井采用擴眼器+偏心擴眼器組合，嘗試對泥頁巖縮徑井段進行擴眼作業(yè)。鉆具組合：155.6 mm牙輪鉆頭×0.2 m+215.9 mm擴眼器×1.25 m+浮閥接頭×0.88 m+139.7 mm加重鉆桿×9.58 m+轉(zhuǎn)換接頭×1.07 m+209.5 mm偏心擴眼器×1.35 m+轉(zhuǎn)換接頭×1.05 m+139.7 mm加重鉆桿×28.61 m+177.8 mm液壓振擊器×9.75 m+139.7 mm加重鉆桿×19.06 m+139.7 mm鉆桿。本次通井下鉆至泥頁巖井段，劃眼過程中出現(xiàn)頻繁憋泵、蹩扭矩情況，期間泵入潤滑劑無明顯效果，后起鉆檢查鉆具，工具情況如圖2所示。

第二次通井甩掉偏心擴眼器（疑其引起環(huán)空憋堵），再次進行通井作業(yè)。鉆具組合：155.6 mm牙輪鉆頭×0.2 m+215.9 mm擴眼器×1.25 m+浮閥接頭×0.88 m +139.7 mm加重鉆桿×38.19 m+177.8 mm液壓振擊器×9.75 m+139.7 mm加重鉆桿×19.06 m+139.7 mm鉆桿。本次通井下鉆至泥頁巖井段，劃眼過程中再次出現(xiàn)頻繁憋泵、蹩扭矩情況，期間鉆井液密度由1.13 g/cm3提高至1.23 g/cm3，并嘗試泵入燒堿水沖洗擴眼器，但無明顯效果，后起鉆檢查鉆具，如圖3所示。

第三次通井使用215.9 mm牙輪鉆頭代替擴眼器，并安裝小水眼，提高鉆頭水功率，增強清洗能力。鉆具組合：215.9 mm銑齒牙輪鉆頭×0.25 m+浮閥接頭×0.79 m+171.5 mm無磁鉆鋌×4.56 m+MWD×7.62 m+127 mm無磁鉆桿×9.40 m+轉(zhuǎn)換接頭×1.05 m+139.7 mm加重鉆桿×28.61 m+177.8 mm液壓振擊器×9.75 m+139.7 mm加重鉆桿×19.06 m+139.7 mm鉆桿。本次通井劃眼過程中，頻繁出現(xiàn)憋泵、蹩扭矩情況，并在2 730 m開始劃眼困難，根據(jù)現(xiàn)場指令，劃眼鉆壓由50 kN最大增至250 kN，泵壓及扭矩無明顯變化，活動鉆具，并在2 736.42、2 743.72、2 745.77 m測斜，測斜數(shù)據(jù)與隨鉆測斜數(shù)據(jù)不符，現(xiàn)場判斷劃出新井眼，起鉆棄井。

3" " F26-XX井復雜情況處理

3.1" " F26-XXST1井

F26-XXST1井215.9 mm井眼在工程及鉆井液方面做出以下調(diào)整。第一，優(yōu)化泥頁巖井段井眼軌跡，避免井眼軌跡大幅調(diào)整，控制全角變化率小于4.5°/30 m；鉆進過程中下入偏心擴眼器；鉆至頁巖井段之前進行一次短起下。第二，采用鉀鹽聚合物體系，定期加入新漿稀釋井漿，維持密度在1.11～1.14 g/cm3；進入頁巖層后，加入更多新漿稀釋井漿，降低固相含量，提高抑制性，防止頁巖水化分散；中完前加入防泥包和降失水添加劑；倒劃眼過程中持續(xù)加入新漿稀釋井漿，必要時加入液體潤滑劑及塑料小球。

該井鉆進至2 966 m時頂驅(qū)出現(xiàn)故障（泥頁巖井段2 785～2 966 m），經(jīng)19 h更換頂驅(qū)后開泵上下劃眼，出現(xiàn)嚴重憋泵、蹩扭矩情況，倒劃眼至2 666 m，逐漸提高排量至37.8 L/s，循環(huán)至振動篩處返出干凈（其間振動篩返出大量巖屑），再次嘗試下劃，劃眼下鉆至2 791 m，開泵困難，緩慢倒劃眼至2 785 m，排量6.8 L/s，泵壓1.4 MPa，轉(zhuǎn)速80～100 r/min，扭矩38～48 kN?m，其間頻繁蹩停頂驅(qū)，現(xiàn)場決定起鉆通井。

通井鉆具組合：215.9 mm牙輪鉆頭×0.25 m+177.8 mm浮閥短節(jié)×0.79 m+171.5 mm無磁鉆鋌×4.56 m+171.5 mm MWD×7.62 m+174.6 mm無磁鉆桿×9.42 m+轉(zhuǎn)換接頭×1.05 m+139.7 mm加重鉆桿×28.61 m+177.8 mm振擊器×9.92 m+139.7 mm加重鉆桿×19.06 m+139.7 mm鉆桿×2 030.09 m+139.7 mm加重鉆桿×229.37 m+139.7 mm鉆桿。

組合通井鉆具下鉆至2 688 m，接頂驅(qū)，劃眼下鉆至2 791 m，憋泵、蹩停頂驅(qū)，多次向井筒內(nèi)泵入8～11 m3燒堿浸泡井眼，浸泡效果不佳，最深劃眼至2 800 m，且仍頻繁憋泵、蹩頂驅(qū)，最后決定起鉆棄井。

3.2" " F26-XXST2井

F26-XXST2井215.9 mm井眼在工程及鉆井液方面做出以下調(diào)整。其一，地質(zhì)部門根據(jù)地應力分析調(diào)整靶點，重新設計井眼軌跡，降低裸眼段長度；扭方位井段避開泥頁巖層段，由最初的4.0°/30 m～5.4°/30 m調(diào)整至1.8°/30 m～2.6°/30 m；鉆至頁巖層之前進行一次短起下，處理好上部地層井壁。其二，繼續(xù)采用鉀鹽聚合物體系，定期加入新漿稀釋井漿；進入頁巖層前，井筒內(nèi)鉆井液替換為新配1.20 g/cm3的鉆井液，完鉆密度調(diào)整至1.33 g/cm3，進一步增強井壁力學穩(wěn)定性；進入頁巖層前加入頁巖抑制劑、降濾失劑、潤滑劑、增黏劑，降低失水，提高鉆井液抑制性和潤滑性。

本井鉆進至2 145 m，短起下（2 000～2 145 m）到底后置換新鉆井液，鉆井液密度由1.16 g/cm3調(diào)整至1.23 g/cm3，鉆進至2 591 m中完，其間鉆井液密度逐漸提高至1.33 g/cm3，后順利倒劃眼起鉆至井口。

4" " 復雜原因分析

4.1" " 頁巖井段井壁失穩(wěn)

渤海油田東營組至沙河街組的泥頁巖屬于硬脆性泥頁巖，受成巖作用和地質(zhì)構造運動的影響，這類泥頁巖中層理、裂縫或微裂隙發(fā)育。鉆井過程中鉆遇這類地層，如果鉆井液密度過低或封堵性能不好，容易發(fā)生較為嚴重的井壁坍塌，引發(fā)起下鉆阻卡等井下復雜情況[3-4]。

統(tǒng)計C4區(qū)塊歷年17口鉆遇泥頁巖井的數(shù)據(jù)如圖4所示，并對其進行綜合分析可知，在當前區(qū)塊作業(yè)，頁巖段井壁穩(wěn)定性以井斜60°為臨界點，井斜高于60°頁巖井段，井眼軌跡方向與頁巖層理傾角方向基本保持平行，頁巖地層坍塌壓力顯著提高[5]。

鉆井液濾液沿層理、裂隙面的滲流，在井周地層中引起附加應力，降低鉆井液液柱對井壁的有效支撐；此外，鉆井液的浸泡導致井周地層的強度降低，可能最終導致井壁失穩(wěn)。通過以上分析可知，頁巖層坍塌壓力較非頁巖層井段坍塌壓力更高，鉆穿頁巖層需要較高的鉆井液密度來穩(wěn)定井壁，同時需要鉆井液有較強的抑制性與封堵能力。

在F26-XX井實際鉆井過程中，設計鉆井液體系為鉀鹽聚合物體系，鉆井液密度1.11～1.13 g/cm3，鉆井液密度偏低。

F26-XXST1井仍應用原有泥漿體系，在其中加入頁巖抑制劑、降濾失劑及潤滑劑，鉆井液密度1.11～1.13 g/cm3，在密度方面未做明顯調(diào)整，以化學劑抑制頁巖水化作用為主，加強體系抑制性、潤滑性及封堵性，通過補充新鉆井液，加強水化縮徑頁巖段在泥漿中的分散作用，在通井劃眼困難期間，通過泡燒堿水嘗試處理縮徑頁巖井段，由于鉆井液密度較低，頁巖段井壁失穩(wěn)，未能成功完鉆。

對于F26-XXST2井，根據(jù)第三方地應力模型分析結果，確定了合理鉆井液密度，最后將其逐漸提高至1.33 g/cm3，同時在體系中加入頁巖抑制劑、降濾失劑及潤滑劑，加強鉆井液體系的抑制性、潤滑性與封堵能力，順利完成本次鉆井作業(yè)。

4.2" " 井眼軌跡復雜

趙東C4平臺由南北兩側導管架組成，共布井36口，實鉆井數(shù)量超過45口，井型均為定向井或水平井，防碰繞障難度大。在F26-XX和F26-XXST1兩口井中，受防碰繞障、電潛泵位置井斜要求、入窗位置要求、靶點位置等客觀情況限制，井眼軌跡優(yōu)化受限，兩口井全角變化率最大為5.4°/30 m，井眼軌跡復雜導致摩阻和扭矩增大；且泥頁巖井段頻繁憋泵、蹩扭矩導致倒劃排量明顯偏低，井眼清潔情況惡化，加劇了井下復雜情況發(fā)生。

在F26-XXST2井中，地質(zhì)部門調(diào)整靶點位置，進一步優(yōu)化了井眼軌跡，縮短了裸眼段長度，降低了全角變化率，在進入泥頁巖前，提前完成扭方位，降低了井眼軌跡的復雜性。

5" " 結束語

1）由于頁巖固有的一些特性如層理結構、力學性能及強度各向異性，在鉆井設計過程中應優(yōu)先考慮頁巖特性導致的井壁穩(wěn)定情況，同時結合常規(guī)的地應力分析，合理地確定鉆井液密度與性能，加強鉆井液的抑制性與封堵能力，優(yōu)化井眼軌跡，避免井眼方向與頁巖層理方向一致，盡可能選擇垂直于層理方向進行鉆進，進一步降低由于頁巖井段井壁失穩(wěn)帶來的井下事故復雜情況。

2）通過F26-XX井的施工作業(yè)，確定了C4區(qū)塊頁巖層理結構與井眼軌跡的關系，通過建立地質(zhì)模型，明確了不同井斜方位情況下鉆穿頁巖段地層所需的鉆井液密度，為后續(xù)本區(qū)塊的頁巖段施工奠定了技術基礎。

參考文獻

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[3]" 蔚寶華，譚強，鄧金根，等. 渤海油田泥頁巖地層坍塌失穩(wěn)機理分析[J]. 海洋石油，2013，33（2）：101-105.

[4]" 程萬，孫家應，尹德戰(zhàn)，等. 深層泥頁巖井壁失穩(wěn)機理與預測模型研究進展[J]. 鉆探工程，2021，48（10）：21-28.

[5]" WANG Heqiang，GUO Haitao，GUO Bing. Integrated geo-mechanical and bedding plane analyses to optimize horizontal well drilling performance in shale oil reservoirs[C]//Middle East Oil，Gas and Geosciences . Manama，Bahrain：SPE，2023：SPE-213416-MS.

作者簡介：

張" " 浩（1986—），男，天津人，工程師，2010年畢業(yè)于中國石油大學（北京）石油工程專業(yè)，目前主要從事海洋平臺鉆井技術管理工作。Email：zhanghao1.cpoe@cnpc.com.cn

編輯：林" " 鮮