王子涵，赵志斌，王介坤

（1.中海石油有限公司天津分公司渤西作业公司，天津300452；2.中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营257017）

1 地质工程概况

木参1井是木垒北凹陷第一口井，也是一口重点参数井，位于准噶尔盆地东部隆起，主探二叠系，兼探石炭系，钻探目的是了解木垒北凹陷各层系地层、储层、烃源岩发育特征及含油气特点。该井原设计井深1860m，∅244.5mm技术套管下深1450m，封过二叠系（梧桐沟组、平地泉组、将军庙组、金沟组），三开设计钻遇地层为石炭系六棵树组、石钱滩组。实钻时，二叠系缺失将军庙组、金沟组，石炭系缺失六棵树组、石钱滩组，钻过二叠系平地泉组之后直接进入石炭系巴塔玛依内山组（下称巴山组）凝灰岩，于1680m下入∅244.5mm技术套管。由于地层变化，根据新的地质情况，决定加深钻探至2800m，预测钻遇地层为巴山组（底深2180m）和姜巴斯套组（2800m，未穿）。预测巴山组岩性以凝灰岩、炭质泥岩、火山角砾岩、玄武岩为主，姜巴斯套组以中砂岩、泥岩、粉砂质泥岩、凝灰质泥岩、凝灰岩、玄武岩为主。62km远的邻井钻遇巴山组，但未钻遇姜巴斯套组。

木参1井加深钻至井深2085.53m，发生井塌填埋钻具，只能提前完钻，没有达到加深钻探的目的。三开实钻岩性：1686～1802m为凝灰岩，夹炭质泥岩、凝灰质泥岩、火山角砾岩；1802～2036m为辉绿岩（加深井段未预测钻遇该岩性），夹安山质玄武岩；2036～2085m为玄武岩。

2 复杂情况

三开设计钻井液密度1.05～1.15g/cm3，主要针对原设计岩性砂泥岩、凝灰岩、砂砾岩等，实际起始钻井液密度1.10g/cm3。2013年7月5日，木参1井在1802m进入辉绿岩，8日钻至1880.96m时，钻井液密度1.10g/cm3，粘度55s，上提钻具遇卡，随后钻具落井，解卡后循环出大量掉块，掉块直径最大达到10cm，主要为辉绿岩。划眼过程中钻具再次脱扣，处理之后划眼至1879m发生裂缝性井漏，继续划眼钻至1906.37m，又出现大掉块并卡钻。解卡后划眼、钻进，密度升至1.17g/cm3，粘度由120s提至180s。钻进至1969.53m接单根上提卡钻，密度1.22g/cm3，粘度126s。解卡后划眼、钻进，密度加重至1.24g/cm3。下钻至井深1642.00m（技术套管内）开泵憋漏。划眼、钻进至2054.54m卡钻，解卡后循环划眼返出大量掉块，边划眼边钻进至2085.53m卡钻，密度1.27g/cm3，粘度145s。采取各种措施仍无法取得良好效果，于9月12日完钻，完钻时钻井液密度1.30g/cm3，粘度300s，静切力17.0Pa/33.5Pa，滤失量2.5mL。该井钻遇辉绿岩后60h发生井塌，至被迫完钻共钻进283m，耗时69d，期间井塌（划眼）多次、井漏（1次上部凝灰岩裂缝）4次、卡钻5次、钻具落井3次。

3 井壁失稳原因

辉绿岩属于火成岩的侵入岩，其井壁失稳的实质是力学不稳定，具体来讲主要包括地质力学因素、物理化学因素和钻井工程因素等。后2个因素最终是因为影响井壁应力分布和井壁岩石力学性能而导致井壁失稳。

3.1 地质力学因素

木参1井辉绿岩的主要成岩矿物为较稳定的辉石和不稳定的基性斜长石，具明显的嵌晶含长结构，部分斑晶绿泥石化，个别长石高岭土化，致密性脆、裂缝发育，裂缝多被方解石充填，含少量硅化凝灰岩。粘土含量少，粘土水化效应对井壁岩石力学强度及井壁稳定性较弱，但辉绿岩裂缝发育，微观裂缝（0.6～3.2μm）细而短，贯通性差，细观裂缝（0.05～0.3mm）少数为无充填张开缝，且细观裂缝相互交割，连通性好。现场钻井液浸泡作用对辉绿岩基岩（无裂缝）岩体力学强度影响较小，而裂缝的发育程度对辉绿岩力学参数影响明显，这与辉绿岩裂缝力学弱面效应相关。裂缝力学弱面效应及裂缝渗流，也就是微裂缝的存在，是辉绿岩地层井壁岩石垮塌的主要影响因素[1]。另外，该井下部地层处于强应力作用下[2]，也是造成井塌、卡钻的原因之一。

3.2 钻井液物理化学因素

钻井过程中，若钻井液不能对地层裂隙形成有效封堵，钻井液沿裂隙进入裂缝面，岩石沿裂缝面的滑动阻力降低，岩石强度下降，可导致地层坍塌压力增加，从而诱发井塌[3]。此外，虽然粘土含量少，粘土水化效应对井壁岩石力学强度及井壁稳定性较弱，但若随着浸泡时间的增加，井壁也会出现垮塌掉块。此时，若钻井液携岩能力达不到要求（掉块尺寸往往较大），则无法及时清洁井底，更易诱发卡钻、划眼等井下复杂情况。

3.3 钻井工程因素

（1）钻井液密度偏低。原设计密度是针对砂砾岩、凝灰岩、细砂岩等，钻遇辉绿岩地层并发生井壁失稳后，没有及时提高密度以平衡地层坍塌压力。该井自井深1802m钻遇辉绿岩，钻井液密度1.08g/cm3，发生第1次坍塌时井深1880.96m，密度1.10g/cm3，仅用时2.5d；钻至1960m，密度升至1.20g/cm3，接通知允许密度提高到1.25g/cm3，已过去29d；最后1次卡钻时密度1.27g/cm3，处理复杂情况时密度才升至1.30g/cm3。

（2）钻井液处理欠妥当。钻遇辉绿岩之前，钻井液的中封堵类、抑制类、土粉等材料明显不足，应该加入的材料没有添加，如设计中的封堵防塌提高地层承压能力的双膜承压剂。坍塌后，处理措施也存在问题，若开泵憋漏地层等。

（3）粘度偏低。发生卡钻、划眼时，钻井液粘度介于40～130s，且钻铤位于辉绿岩井段；在破碎性、裂隙发育的地层钻进时，钻井液粘度过低，环空返速超过临界返速，钻井液形成紊流，对本就封堵效果不好的井壁易产生更加明显的水力冲蚀作用。当井壁的冲刷力超过浸泡后的岩石强度时，井壁必然坍塌。

（4）钻具碰撞井壁。辉绿岩裂隙发育、破碎，使用转盘钻进，因地层倾角较大，不可避免造成井斜角过大（1425m时井斜角5.46°，三开未测），钻铤在井下受压，转速过高，扶正器等旋转碰撞井壁，从而加速井塌。

（5）对辉绿岩的复杂性认识不足。认为其与上部凝灰岩地层一样，坍塌的可能性不大。

4 技术对策

4.1 钻井液密度优选

木参1井地层预测压力见图1，可以看出：加深段石炭系地层孔隙压力系数1.03～1.15，属常压，破裂压力系数2.03～2.15（由于裂缝、裂隙存在，明显不准确），坍塌压力未提供。

图1 木参1井地层压力预测剖面

木参1井位于博格达山北侧约5km，根据东西向（图2）、近南北向（图3）地震剖面，地层倾角15°～20°，发育多套大断层，且断距较大，处于山前构造带，地层破碎，构造应力、坍塌压力较高。如柴1HF[4]井和米泉1[5-6]井位于天山山前构造带，前者导眼段（压力系数1.15）钻井液密度超过1.48g/cm3，后者（最高压力系数1.63）由于井眼坍塌，填井侧钻后钻井液密度达到1.90g/cm3，但仍无法控制，不得不提前完井，没有钻达地质目的。

木参1井是该区的第一口井，钻遇同层位井相距也有62336m远。2008年施工的古城1井位于木参1井291°，离博格达山较远，不属于山前构造带，钻遇巴山组，是否钻遇辉绿岩未知；在其巴山组上盘（753.2～2559m），下入技术套管时钻井液密度1.10～1.37g/cm3，在巴山组下盘（3406～3600m），密度1.40～1.42g/cm3，尽管下盘3459.38m发生2次渗漏，累计漏失密度1.41～1.40g/cm3的钻井液43.7m3，但井壁稳定。

按照古城1井下盘1.25～1.31MPa/100m的随钻压力梯度和使用的钻井液密度类推，为保证井下安全，木参1井起始密度不能低于1.30g/cm3，最高限至在1.45g/cm3左右；该值是否一定安全，需要根据岩石力学测定确定。

由于木参1在辉绿岩段出现问题，之后部署的木垒1、木垒2（图3）不钻辉绿岩段。木垒1井深2200m，巴山组主要为玄武岩，密度1.24g/cm3；木垒2井深3300m，巴山组主要为玄武岩、安山岩，密度1.25g/cm3，尽管掉块不断，但顺利完钻。塔里木盆地顺北奥陶系桑塔木组由于发育有裂缝的辉绿岩（埋深5890～7420m，厚度23～98m不等）岩体强度低，综合考虑水化效应、裂缝渗流效应及裂缝力学弱面效应等因素，辉绿岩地层坍塌压力当量密度为1.85g/cm3[1]。

图2 木参1井东西向地震解释剖面

图3 木垒凹陷近南北向地震解释剖面

4.2 封堵剂优选

在钻井过程中，对井壁微孔隙、微裂缝建立强封堵以提高地层承压能力，保证钻井液密度升高后不会发生漏失，防止弱胶结、破碎性地层垮塌和剥蚀掉块，避免或减少钻井液固相和液相侵入储层导致油气层损害。

4.2.1 物理封堵

评价封堵剂的封堵效果采用常规的常温常压滤失仪，去掉滤纸（更接近井下实际状况，因为刚钻开地层时，钻井液与地层岩石接触没有滤膜）测试API滤失量（图4）。试验配方：常规钻井液+1%封堵剂。封堵性实验滤网展示见图5。从图5可以看出，添加非渗透处理剂和单向压力封闭剂的钻井液几乎全部滤出，而使用双膜承压剂的封堵效果最好，几乎没有钻井液滤出。泥饼封堵强度达到提高密度不会发生漏失、完井固井水泥浆返井口或设计高度不会漏失（在压力90MPa、温度300℃的高温高压动态多功能评价实验仪上30MPa不漏失）。国内其它同类处理剂的承压能力没有达到28MPa，大部分产品几个兆帕即发生漏失。

图4 不加滤纸的API滤失量封堵实验

图5 封堵性实验滤网展示

双膜承压剂主要包含具有多种形状的惰性材料和起化学作用的活性矿物材料2种组分。其主要作用机理：表面活性材料迅速覆盖在井壁岩石、砂子、粘土表面，使其不水化，保持原始孔隙；在正压差的作用下高强度惰性材料封堵井壁孔隙；活性剂在钻井液中被激活，对井壁岩石、砂子、粘土进行封固（类似水泥性质），形成强度极高的封堵层。双膜承压剂在正压差下才能发挥作用，特别适用于井壁不稳定、地层压力系数低、塌漏并存、固井泥浆易漏失的长裸眼井段。目前，该处理剂已在川东北毛坝4、清溪1[7]及胜利油田车66井区[8]应用，效果良好。

4.2.2 化学封堵

双膜承压剂、沥青类及聚合醇类封堵型防塌剂主要通过物理作用稳定井壁，而硅酸盐主要通过化学作用（包括自身的化学胶凝反应及其与粘土矿物、钙镁离子等化学反应）封堵微裂缝和孔喉，稳定井壁。硅酸盐钻井液体系已比较成熟，其最大特点是井壁稳定性好，对微裂缝和孔隙性漏失地层的“封固”和“封堵”作用特别有效。在泥页岩及破碎、裂缝性地层，利用硅酸盐的特性可以起到封堵防漏、防塌的作用，如在川东北裂缝性地层毛坝2井[9]、塔河油田石炭系泥页岩地层T904井[10]应用，取得良好效果。

4.3 工程技术措施

（1）依据地层坍塌压力确定钻井液密度，其中应考虑地层裂隙对坍塌压力的影响。

（2）钻井液中添加充足的封堵剂和降滤失剂，提高其微裂缝封堵能力、润滑性能和护壁能力。

（3）由于要兼顾含泥岩的其它岩性，选用强抑制性钻井液，增强钻井液对易水化、膨胀和分散地层的抑制性，降低滤失量。

（4）尽可能地提高环空返速和钻井液粘度、切力，保证携带出较大的塌块，同时环空钻井液保持层流，减少对井壁的冲蚀。

（5）减小起下钻抽吸、激动压力，尽量降低钻柱振动，减少其对井壁的破坏。

（6）使用动力钻具，井底近钻头处钻具转动，上部钻柱不旋转，减少钻柱与井壁的碰撞。

（7）将双膜承压剂的物理封堵与硅酸盐的化学封堵、固结、抑制作用相结合，配合无水聚合醇、白沥青、超细碳酸钙等实现强封堵与强抑制，选用硅酸盐承压钻井液。其基本配方：1%膨润土+0.1%黄原胶+0.1%高分子包被抑制剂+0.8%～1.0%低粘聚阴离子纤维素+0.8%～1.0%高粘聚阴离子纤维素+1%～2%天然高分子降滤失剂+0.5%无水聚合醇+2%无荧光白沥青+1%双膜承压剂+1%～2%超细碳酸钙+3%～5%硅酸盐+0.8%氢氧化钠。其它处理剂包括适量的碳酸钠、加重剂、堵漏剂、降粘剂等。钻井液性能要求：密度1.30～1.45g/cm3；漏斗粘度200～250s；API滤失量不大于3mL；泥饼厚度0.5mm；静切力（10～20Pa)/(25～40Pa）；pH 值 11.0～12.5；含砂量小于0.5%；固相含量16%～22%；泥饼摩阻系数小于0.1；动切力20～30Pa；塑性粘度30～40mPa·s；动塑比0.5～1.0；膨润土含量10～30g/L。

5 几点认识

（1）木参1井辉绿岩地层粘土矿物含量不高，但裂隙发育和破碎，裂缝相互交割，连通性好。辉绿岩富含微裂缝是诱发井壁岩石垮塌失稳的关键，并且微裂缝间力学强度远低于辉绿岩基岩力学强度，井壁岩石容易沿裂缝面滑移垮塌，且坍塌压力极大。

（2）由于对辉绿岩的复杂性认识不足，钻井液密度难以平衡地层坍塌压力，且钻井液封堵性不强，粘度过低，环空存在紊流冲蚀和机械碰撞，导致木参1井井壁失稳。

（3）解决辉绿岩地层失稳的有效方法是以物理防塌为主，结合化学防塌稳定地层，同时使用强封堵、强抑制性能的硅酸盐承压钻井液，提高钻井液的封堵能力，降低钻井液沿裂缝的渗透，提高钻井液对井壁的有效支撑作用，并加强工程技术措施。

（4）国内外专家学者对火成岩的玄武岩、凝灰岩、安山岩等喷发岩稳定性研究较多，对浅侵入岩的辉绿岩研究较少。但在新的区块钻遇易失稳的辉绿岩需要经过一段时间的摸索才能摸索出适合的钻井液体系，究其原因是对辉绿岩地层失稳机理仍无清晰的认识。从根本上解决该问题需要对其失稳机理进行更深入的研究，达到钻前预测或近钻头实时预测，保证井壁稳定。

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