许 杰，何瑞兵，谢 涛，胡进军，崔应中

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300451；2.中海油服油田化学事业部油化研究院，河北燕郊 065201；3.长江大学，湖北荆州 434023；4.湖北省油田化学产业技术研究院，湖北荆州 434000）

渤中19-6 区块是中国海油集团“渤海油田3 000万吨持续稳产”战略的重点开发区域。前期勘探开发过程中，遇阻卡钻情况突出，通过统计分析，发现遇阻卡钻主要集中在东营组地层，遇阻卡钻的原因主要为地层钻遇大段硬脆性泥岩过程中井壁失稳剥落掉块。上述复杂情况严重影响了钻井时效，典型如BZ19-6-2东一段作业时效为36.2 %，BZ19-6-3 东营组作业时效为66.5 %，BZ19-6-8 东营组作业时效为77.30 %，BZ19-6-11 东三段及沙河街组作业时效不到80 %，这几口井的东营组阻卡复杂时间分别为42.5 h、71.0 h、95.7 h、71.0 h。地层井壁失稳一方面极大增加了作业风险，另一方面增加了综合作业成本。为此，室内针对泥岩特征及失稳机理进行了分析，并针对性建立一套适合渤中中深层硬脆性泥岩的钻井液水驱动力调控技术，为预防和减少井壁失稳提供了一项可靠的定性定量钻井液控制技术措施。

1 渤中中深层硬脆性泥岩失稳机理

BZ19-6-11 井东营组天然泥岩的X 射线衍射分析结果显示，其主要矿物为黏土、石英、斜长石，平均含量分别为48 %、33.2 %、10.1 %，天然泥岩中黏土矿物的主要成分为伊蒙混层、伊利石、绿泥石、高岭石，平均含量（绝对）分别为27.6 %、11.6 %、6.1 %、2.7 %（混层比S 为30 %），S 平均含量（绝对）8.28 %。泥岩在清水中的水化膨胀率约17%，水化分散热滚回收率约75%，根据国内外泥岩分类标准[1，2]，属于中等膨胀、弱分散类型，该类泥岩的特点是溶质渗透膨胀、裂缝加速扩散，进而引发力学失稳，一般采取封堵和抑制措施来稳定井壁。

天然泥岩的压汞分析和扫描电镜分析结果显示，泥岩以泥质为主、黏土间结合致密，平均孔喉半径在0.003 9 μm～0.268 8 μm，基本属于纳米级范围，由于常规钻井液处理剂材料包括封堵剂材料粒径分布在微米级范围，所以很难在泥岩表面形成有效封堵，导致液相极易在毛管自吸、压差、渗透作用下侵入泥岩深部，引起深部水化，进而诱发失稳。

室内通过清水浸泡实验和单轴抗压强度测试实验对天然泥岩进行了测试。天然泥岩清水浸泡时，初始有个别微裂缝存在；1 h 左右沿水平层理及斜向方向，有微裂缝开启；随时间延长，微裂缝扩展延伸明显。天然泥岩的浸泡单轴抗压强度测试结果表明，清水浸泡后岩心单轴抗压强度下降幅度高达49.3 %（见图1、表1）。

图1 天然泥岩清水浸泡实验

表1 天然泥岩清水浸泡单轴强度测试结果

上述实验表明，水相侵入是此类硬脆性泥岩失稳的重要因素[3]，因此如何阻碍和减少自由水向泥岩的侵入是减少中深层硬脆性泥岩地层井壁失稳的关键。

2 钻井液水迁移驱动力技术介绍

2.1 技术原理

自由水向泥岩的侵入方式可分为两个途径，一方面泥岩黏土晶层可视为只能通过水分子的半透膜，自由水向晶层间的迁移主要受外部和黏土晶层内部活度的影响，因此可通过调节钻井液的活度来控制渗透压进而预防和减少自由水向黏土晶层间的渗透；另一方面，泥岩纳米孔喉及微裂隙的存在，需要提供相匹配的针对性的钻井液封堵手段[4]，从而在钻井液和泥岩孔喉及微裂隙通道之间建立一道隔离层，阻碍自由水沿这些孔喉通道向泥岩深部迁移，但是液相侵入后自由水最终仍然是通过向晶层间逐渐渗透来加剧泥岩水化应力失稳。

2.2 技术实现路径及措施

钻井液活度的控制可使用各类盐来实现对活度的调节，如氯化钙、氯化钠、氯化钾、甲酸钠、甲酸钾，但是从经济性和适用性方面，最终选择价格低廉对体系性能影响小的氯化钠作为钻井液活度调控的材料（见图2）。

图2 氯化钠加量与钻井液活度关系曲线

室内通过优选，形成了能够覆盖泥岩孔喉范围的封堵体系，主要关键材料为固壁剂HGW-Ⅱ、环保抑制剂PF-BIOTROL 及封堵剂PF-LSF，其粒径分布特征（见表2）。

表2 封堵剂粒径测定数据结果

环保抑制剂PF-BIOTROL 属于表面活性类材料，含有胺基吸附抑制基团，柔性可变形，更容易适应和进入泥岩孔喉通道。一种可变形的弹性粒子形态状聚合物，无荧光，粒度分布范围广，聚合物结构分为凝胶内核和交联外壳。在一定温度和时间下，聚合物逐渐水化膨胀，单元外壳相互吸引、核壳间逐渐相互粘连，可以在井壁上快速形成一层憎水隔离层有效隔离和阻碍水相侵入地层；聚合物具有的纳米级粒子分布特征及可变形特点能实现对泥岩纳米级孔喉及纳米到微米尺寸范围孔喉缝隙的有效封堵；聚合物粒子之间的粘连作用可以增强井壁的抗冲蚀能力进而加固井壁。上述封堵剂柔性可变性及吸附粘结的特点可规避传统惰性材料进不去站不住的弊端，也可规避沥青类需要达到软化点才能发挥效用的不足。

3 评价与测试

3.1 泥岩活度测定

室内用智能水分活度仪测定BZ19-6-11 东营组天然泥岩活度，其活度在0.820 左右（见表3）。

表3 BZ19-6-11 东营组天然泥岩活度测定结果

3.2 水迁移驱动力预测拟合软件拟合分析

以BZ19-6-11 井为例，从1 500 m～4 500 m 井深范围，参考实测地层温度参数，通过专用的水迁移驱动力预测拟合软件，液柱压差选择3.5 MPa，地层岩石活度参考天然泥岩活度值0.820，代入一系列钻井液活度参数和温度参数，得到一系列维持水迁移驱动力小于等于零的拟合预测活度值数据点，形成随井深和地层温度变化的钻井液活度曲线（见图3）。

图3 钻井液活度及地层温度变化曲线

从拟合分析结果来看，钻井液活度控制范围在0.775～0.785 可实现水迁移驱动力小于等于零，即钻井液和地层岩石之间水迁移驱动力为零即无迁移，或者地层岩石中自由水向钻井液中迁移即反向迁移。

3.3 钻井液活度值的选择

室内通过测定不同氯化钠加量下的钻井液活度值，形成氯化钠加量与钻井液活度的关系曲线，根据此关系曲线，使用NaCl 作为活度调节剂，其加量控制在18 %～20 %范围，可将钻井液活度控制在0.775～0.785范围，满足水迁移驱动力≤0 的基本需要。

图4 海上某井实测钻井液活度与水迁移驱动力分析结果

3.4 水迁移驱动力控制效果验证

某海上作业井实例分析：地层岩石活度约0.920，地层压力系数1.15，钻井液密度1.20 g/cm3，经软件拟合计算，调控钻井液活度至0.886～0.895 范围，对应的渗透压差、液柱压差和水迁移驱动力（见图4），从图4中可以看出，水迁移驱动力值基本为负值，即钻井液中的自由水不会向地层迁移。

4 现场调控工作流程

第一步，现场实时取样用活度仪来测定钻井液活度值；第二步，通过软件拟合，判断分析水迁移驱动力的情况；第三步，根据水迁移驱动力的数据拟合分析结果，当水迁移驱动力大于零时说明钻井液活度偏高，此时需要补加氯化钠来降低钻井液活度；当水迁移驱动力小于等于零时，说明活度达到基本要求，不需要调节活度。

5 结论

（1）渤海中深层硬脆性泥岩地层井壁失稳的重要原因为水相的侵入带来的渗透水化和应力破坏，因此室内针对泥岩特征优选出适合其孔喉特点的封堵材料，采用固壁剂配合环保抑制剂及常规封堵材料实现对泥岩大部分孔喉尺寸的全面封堵，从物理层面阻碍自由水的侵入，减少液相侵害。

（2）针对泥岩渗透水化，通过研究，建立地层泥岩活度、钻井液活度、水迁移驱动力的有机联系，实现对水迁移驱动力的实时预测、监测、调控，从动力学角度实现了钻井液和泥岩间自由水迁移的定性定量控制。

上述技术针对性和实用性强，有助于增强泥岩地层的稳定、保障作业安全，有利于提高钻井时效和提高综合经济效益。