赵海建，吴 广，乔中山，李庄威，秦天宝，罗 伟

1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津300452；3.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452

渤海某油田火成岩发育，钻井作业面临火成岩段安全钻井周期短，井壁易失稳坍塌，起下钻不畅、憋压、蹩扭矩、抬钻具等问题。

统计发现，该区块共计66 口井发生井壁失稳复杂情况，其中7 口井发生卡钻事故，事故处理时间长达4 005 h。根据数据统计，该围区事故频发，千米事故率高达6.71 h/km。古近系火山喷发期次多，岩性复杂多样，单火成岩岩石类型多达7种，且火成岩空间分布复杂，跨越井段长千余米。纵向上，东一、二段火成岩岩石类型较多，整体厚度较大；东三段和沙河街组火成岩岩石类型较少，整体厚度不大。横向上，北块主要发育致密状玄武岩和凝灰质砂/泥岩，南块主要发育沉凝灰岩和凝灰岩，部分井区玄武岩发育。火成岩地层围压高，钻开地层后裂缝易延展，且内部泥质易水化膨胀，井眼极易失稳造成坍塌，钻探期间，每口探井均发生井壁坍塌掉块、井径扩大现象，井壁失稳现象较为严重。

笔者针对探井阶段井漏及坍塌、掉块等井壁失稳问题进行深入分析，研究火成岩井壁失稳机制。火成岩地层井壁失稳主要因素［1-2］：①构成玄武岩和辉绿岩的主要成岩矿物为辉石和斜长石，斜长石常蚀变为高岭石和蒙脱石类矿物，然而发生井壁失稳的火成岩地层中黏土矿物以蒙皂石为主，常发生水化分散和/或膨胀，导致井壁失稳。②火成岩微裂缝发育，钻井液进入裂缝面，使其滑动阻力降低，岩石强度下降，从而导致地层坍塌，压力增加，井壁失稳发生概率增大；钻井液不能有效抑制此类地层水化时，随着浸泡时间的增加，井壁便会垮塌掉块。③钻具的震动对井壁会产生严重的破坏，导致井径扩大率增大。

为进一步提高生产时效，本课题组基于火成岩井壁失稳机制，依据化学力学耦合方法，形成以“物理+化学”井壁固化技术及PF-AquaTrol 高效抑制剂协同盐类的综合抑制技术为主的高性能水基钻井液技术，以延长安全钻井周期，提高生产时效。为防止钻井液滤液向地层的渗入，导致蒙脱石吸水膨胀，井壁失稳，本课题组采用物理封堵剂PF-AquaSeal 与化学封堵剂PF-SmartSeal 相协同封堵井壁。

1 材料与方法

1.1 材料

物理封堵剂PF-AquaSeal、化学封堵剂PFSmartSeal、高效抑制剂PF-AquaTrol，均由合作商家采办。

钻井液A：PEC 体系，渤海油田常用钻井液；钻井液B：PEM体系，渤海油田常用钻井液。

1.2 仪器与设备

电镜：日本Hitachi公司的S-4800型场发射扫描电镜。

1.3 方法

1.3.1 砂盘封堵实验方法

室内配制PEM 体系，加入3%的封堵剂PFAquaSeal，在120 ℃、3.5 MPa压力下评价其气测渗透率为400 mD时砂盘PPT渗透封堵能力［3］。

1.3.2 高温高压动态滤失实验方法

实验采用PEM 体系，并将PEM 体系中封堵剂替换为PF-AquaSeal，应用气测渗透率为200 mD的天然岩心，在80 ℃、3.5 MPa 压力条件下，采用JHDS-3高温高压动态滤失仪进行动态滤失实验。

1.3.3 孔隙压力传递实验方法

为了证明化学封堵剂对泥页岩半透膜效率的改善效果，分别配制12%NaCl 溶液、12%NaCl 溶液/PHPA 钻井液、12%NaCl 溶液/PHPA 钻井液+2% PF-SmartSeal，采用天然页岩岩心作介质，进行孔隙压力传递实验。

1.3.4 岩心浸泡实验方法

采用基浆+12%NaCl溶液、基浆+12%NaCl溶液+ 2% PF-AquaTrol 两种钻井液进行岩心浸泡实验。

1.3.5 热滚回收率实验方法

采用分散性-滚动回收率法对其抑制性能进行评价。在150 ℃老化16 h 条件下，利用岩屑做滚动回收率实验评价。

2 结果与讨论

2.1 火山沉积交互地层井壁加固技术

2.1.1 “物理+化学”封堵剂的井壁固化效果

物理封堵剂PF-AquaSeal 为微米级不可变形、纳米级可变形和可拆分的封堵聚合物，在水中易分散。纳米级颗粒呈均匀分布，能有效封堵微孔隙、变形进入微裂缝中，在高盐度的环境下性能稳定，可与常规堵漏材料复配使用［4］。

化学封堵剂PF-SmartSeal 是一种铝盐磺化有机高分子络合物，能够与物理封堵剂PFAquaSeal 相协同匹配，有效降低火成岩渗透率。当pH 为10～12 时，主要以［Al（OH）4］-形态存在；当pH 为5～8 时，生成A1（OH）3沉淀。钻井液滤液渗入井壁浅层与大量低pH 的地层流体接触，引发化学封堵剂络合铝的沉淀反应，生成Al（OH）3沉淀或腐殖酸二价金属离子沉淀，有效降低火成岩的渗透率和孔隙度，延缓或阻止钻井滤液的侵入。

为了更直观地观察封堵剂对岩心的封堵情况，使用2% PF-SmartSeal 和2% PF-AquaSeal 的钻井液对天然火成岩岩心进行钻井液封堵模拟实验，它们在PIERRE II页岩形成的“内泥饼”如图1所示。

图1 加入2%PF-SmartSeal和2%PF-AquaSeal的钻井液在PIERRE Ⅱ页岩形成的“内泥饼”

接着通过3 000 倍电镜对岩心流入端面进行扫描观察，电镜分析结果表明：岩心流入端面堵剂封堵后孔隙度明显减小，孔隙的直径减少，且增加了一层有机覆盖层，部分结果如图2所示。

图2 加入2%PF-SmartSeal和2%PF-AquaSeal钻井液前、后情况（SEM3 000倍）

2.1.2 室内实验评价结果

1）砂盘封堵评价结果

为了更进一步评价“物理+化学”井壁固化技术的封堵能力，研究中使用了砂盘封堵实验，实验结果如表1所示。由表1可以看出，瞬时滤失量6 mL，滤失速率恒定，砂盘实验结果较为理想。

表1 “物理+化学”井壁固化技术砂盘实验结果

2）高温高压动态滤失实验结果

传统的高温高压砂床滤失实验和砂盘实验对钻井液封堵性能的评价都是在静态条件下进行的，泥饼的形成过程也是静态的，不能真实模拟实际钻井过程中钻井液在循环状态下形成泥饼的过程。为了评价钻井液在动态下的封堵能力，本研究引入了高温高压动态滤失实验［5］。

如果不考虑钻井液的瞬时滤失量、单位面积滤失量与时间的平方根成直线关系，本文就用动态滤失量和动态滤失速率的方法来考察处理剂封堵情况，结果如图3所示。由图3可以看出：随时间的增长，滤失速率逐渐降低并趋于恒定，且滤失速率有趋近于0 的趋势，这说明该技术中的可变形物理封堵十分有效。

图3 加入2%PF-SmartSeal和2%PF-AquaSeal的钻井液动态滤失速率随时间的变化曲线

3）孔隙压力传递评价实验结果

在围压8.0 MPa、钻井液压力5.5 MPa、实验温度70 ℃的条件下，分别对不同钻井液进行了孔隙压力传递的实验，实验结果如图4及图5所示。

从图4和图5可以看出：实验流体为12%NaCl 水溶液时，上端溶液压力较下端低，火成岩两端溶液的活度相等，不存在渗透压。在岩心上下端所施加压力压差的作用下，溶液从压力高的上端迅速向下端渗透，导致下端的压力迅速升高。

图4 不同钻井液孔隙压力传递实验结果

图5 膜效率随时间的变化曲线

当上端流体换成12%NaCl溶液时，下端压力上升的速度有略微的减缓，主要是上端溶液的活度较下端低，在火成岩两端形成了由下到上的渗透压，减缓了水从压力高的上端向压力较低的下端渗透的速度。但从实验结果看，减缓的程度很小，说明原始的火成岩的膜效率很低。

当上端流体换成12% NaCl/PHPA 钻井液时，下端压力上升的速度有了明显放缓，说明钻井液对火成岩起到了一定的封堵效果，但在封堵后的膜效率条件下形成的渗透压仍然低于上下端的压差，所以液体仍然是从上端向下端渗透。

在12%NaCl/PHPA 钻井液中加入2%的PFSmartSeal 后，下端的压力在实验开始后迅速降低，说明岩心两端的渗透压大于两端的压差2.75 MPa，下端的水在渗透压的作用下往上端渗透，充分说明了火成岩得到了有效的封堵，膜效率有了明显的提高。对比加PF-SmartSeal 前后的实验结果，说明PF-SmartSeal 对火成岩纳米级孔隙封堵有效，进而提高了火成岩的膜效率。从图5也可以看出，其半透膜效率的增长趋势与油基钻井液近似，说明其封堵效果接近油基钻井液。

2.2 PF-AquaTrol 高效抑制剂协同盐类的综合抑制技术

众所周知，低活度盐NaCl 可降低钻井液活度，钻井液活度低于地层流体活度时，渗透压阻止压力从钻井液向地层传递，可延长井壁的坍塌周期。在此基础上引入PF- AquaTrol 高效抑制剂，与复合盐进行协同抑制，可有效提高火成岩的半渗透膜效率，增大渗透压，有效阻止和延缓滤液侵入地层，达到最佳的协同综合抑制效果［6-8］。

2.2.1 岩心浸泡实验结果

为验证PF-AquaTrol 的应用效果，采用基浆+12% NaCl 溶液、基浆+ 12% NaCl 溶液+2% PFAquaTrol 两种钻井液进行岩心浸泡实验，结果如图6所示。

图6 岩心浸泡对比实验

图6结果表明：通过在钻井液中加入PFAquaTrol 高效抑制剂，可有效防止火成岩的分散和水化，对井筒清洁和井壁稳定起到很好的保护作用，安全钻井周期提高40%。

2.2.2 热滚回收率实验结果

为了评价PF-AquaTrol 高效抑制剂的抑制能力，采用分散性-热滚回收率法对其抑制性能进行评价。在150 ℃老化16 h 条件下，利用岩屑做热滚回收率实验评价，实验结果如表2所示o

表2 热滚回收率实验结果

由表2可知：随着PF-AquaTrol 加量的增加，一次热滚回收率和二次热滚回收率逐渐增加，当AquaTrol加量达到2%时，钻井液对钻屑的热滚回收率达到97.07%，已经可以保证具有足够高的抑制性。

2.2.3 火成岩膨胀实验结果

为了更加真实地评价PF-AquaTrol 高效抑制剂协同盐类的综合抑制技术的抑制能力，研究分别使用常温常压膨胀实验和高温高压膨胀实验对不同钻井液的火成岩膨胀情况进行了对比。

常温常压实验结果如图7所示。

图7 不同钻井液常温常压火成岩膨胀曲线

由图7可知：24 h 内，改进型PEC + 2% PFAquaTrol+12%NaCl 溶液钻井液的最终膨胀率为22.39%，相比海水、PEM 钻井液和改进型PEC 钻井液的膨胀率都要低。

高温高压实验结果如图8所示。

图8 不同钻井液高温高压火成岩膨胀曲线

由图8可知：24 h 内改进型PEC + 2% PFAquaTrol+12%NaCl溶液钻井液的最终膨胀率为0.69%，远远低于海水、PEM 钻井液及改进型PEC钻井液的膨胀率。两项实验说明PF-AquaTrol 高效抑制剂协同盐类的综合抑制技术在常温常压下及高温高压下的抑制性要优于PEM 钻井液和改进型PEC钻井液。

由此可以看出，PF-AquaTrol高效抑制剂协同盐类的综合抑制技术能够有效提高安全钻井周期，提高生产时效。

3 现场应用

研发火成岩井壁加固钻井提效钻井液技术，累计在43口井应用，应用结果如图9～11所示。

图9 钻井液技术应用前后生产时效对比

由图9和图10可知：应用后憋压、蹩扭矩等复杂情况减少，安全钻井周期明显延长、井眼状况明显改善，倒划眼时效提高70%，平均生产时效提高10%。

图10 钻井液技术应用前后倒划眼速度对比

自20世纪80年代至今，海上钻井液井壁稳定技术先后经历了多次变革，通过钻井液井壁稳定技术革新，某区块单井钻井工期（2019年）比1985—1990年的工期缩短89.6%（图11）。

图11 某区块单井钻井工期统计

4 结论

1）引入“物理+化学”智能化井壁固化技术，有效阻止蒙脱石吸水膨胀，维持井壁稳定。

2）引入PF-AquaTrol 高效抑制剂，与复合盐进行协同抑制，可有效提高火成岩的半渗透膜效率，增大渗透压，有效阻止和延缓滤液侵入地层，达到最佳的协同综合抑制效果。

3）优化后的钻井液技术在渤海某油田取得了良好的应用效果，延长了安全钻井周期，提高了生产时效，同时为后续火成岩发育区油田安全钻井提供了技术保障。