Researching the Borehole Instability of Upper Variegated Mudstone Strata and Optimizing Drilling Fluid in Xihu Sag
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摘要: 东海西湖凹陷部分区块在Φ311.15 mm井段钻遇龙井组、花港组杂色泥岩地层时，频繁发生起下钻阻卡、倒划眼困难等复杂情况，严重影响井下安全和作业时效。室内采用X射线衍射、扫描电镜、压汞法、抗压强度测试等方法对地层岩性组构特征、力学特性以及其他物理化学性能进行试验，研究井壁岩石失稳机理，表明杂色泥岩本身极具失稳特性。模拟现场条件，试验研究现场油基钻井液封堵和井壁稳定能力、钻井液润湿性能对岩屑井壁黏附和润滑性的影响，发现影响杂色泥岩起下钻遇阻的主控因素是钻井液胶结封堵稳定井壁能力和钻井液润湿性能不够。针对地层特性和钻井液性能不足，制定油基钻井液稳定井壁优化对策，强化钻井液封堵固壁性，提高地层承压能力；优选钻井液乳化剂，提高体系高温稳定性和润湿性。优化后的油基钻井液体系能够有效封堵泥岩微纳米孔缝，提高井壁稳定性，提高泥饼润滑性，可降低起下钻阻卡风险。现场应用表明，钻井过程中井壁稳定，起下钻、下套管等均顺利，与邻井相比起下钻效率提升96%～353%，取得了良好的应用效果，有效解决了西湖凹陷上部杂色泥岩地层井壁失稳问题。Abstract: The drilling complication of trip block or backreaming difficulty is occurred frequently when the variegated mudstone stratas of Longjing Formation & Huagang Formation are drilled at Φ311.15mm interval in Xihu Sag of the East China Sea Basin. The lithological fabric characteristics, mechanical properties, physical chemistry are researched by X-ray diffraction, scan with electric mirror, Mercury intrusion porosimetry, compressive strength test. It is indicated that the variegated mudstone is an extremely instability characteristic. Experimental study about sealing wellbore capacity, wellbore stability capability, wettability and lubricity of oil-based drilling fluid on site, the main controlling factors are discovered that the drilling fluid is insufficient performances of glueing and sealing and wettability. Targeting formation characteristics and insufficient properties of drilling fluid, optimization countermeasures determined for the drilling fluid are strengthening the sealing and wall fixing properties to improve the bearing capacity of the formation, and optimizing emulsifiers to improve the high-temperature stability and wettability. Optimized oil-based drilling fluid system can effectively seal micro and nano pore cracks in mudstone, improve wellbore stability and the lubricity of mud cakes, and reduce the risk of trip block. The good application results have been achieved on stability of wellbore, smooth tripping and casing running, improvement 96%～353% tripping efficiency compared to offset wells. As a result, the problem of borehole wall instability in the upper variegated mudstone formation is solved effectively.
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0. 引言
东海西湖凹陷油气勘探开发自上而下将钻遇更新统东海群、上新统三潭组、中新统柳浪组、中新统玉泉组、中新统龙井组、渐新统花港组、始新统平湖组、始新统宝石组，油气主要分布在花港组下部、平湖组[1]。该区域泥岩地层岩性较复杂，钻井过程中易发生井壁失稳、起下钻阻卡等复杂情况。2018年，实现了在海上油气田就地高效处置含油钻屑工艺，遂引进推广应用油基钻井液体系[2-3]。相比水基钻井液而言，油基钻井液一定程度上可降低泥页岩水化，减缓钻井液向微裂隙的渗流，抑制微裂隙扩展，较好地保持井壁稳定[4-5]。应用油基钻井液后，西湖凹陷泥岩地层钻井复杂情况减少，作业比较顺利[6-7]。
但2000年西湖凹陷B区块B6、B8井上部井段钻井发生严重的井壁失稳复杂情况。B8井Φ311.15 mm井眼钻至5 566 m中途完钻，起钻过程中持续遇阻，倒划眼十分困难，频繁出现顶驱蹩停，蹩扭、憋泵、抬钻具情况，振动筛返出大量灰绿色、棕色泥岩碎屑和磨圆掉块，而下钻时也频繁遇阻，且划眼困难，复杂情况处置过程耗时达120 h，严重制约了钻井效率。分析两口井复杂情况数据，发生起下钻遇阻的地层主要在龙井组下部到花港组上部，且划眼困难集中于棕色泥岩、灰绿色泥岩等杂色泥岩地层，循环返出有片状和小块状的泥岩掉片，表明在这些井段存在一定程度的井壁失稳现象。从测井曲线看，该井段的井径扩大情况较为明显，最大井径扩大率达80%。
因此，亟需开展针对西湖凹陷上部杂色泥岩地层岩石组构特性、力学特性以及理化特性研究，检测现场所用钻井液井壁稳定性能，分析起下钻阻卡的因素，从而优化引进的油基钻井液体系性能。优化后的油基钻井液基于研选的油基固壁剂、微纳米聚合物封堵剂、油基乳化润湿剂，能够有效封堵泥岩微纳米孔缝，加固井壁稳定，增强泥饼润滑，降低了起下钻阻卡风险，显著提升了起下钻效率，有效解决了上部杂色泥岩地层井壁失稳问题。
1. 龙井组花港组杂色泥岩岩石特性与井壁稳定性
1.1 龙井组花港组杂色泥岩特征分析
1.1.1 黏土矿物分析
对B区块龙井组花港组泥岩岩样（井深3810～4600 m）进行X射线衍射矿物组分测试，黏土矿物分析。B8井的黏土矿物分析见表1，泥岩组份主要以黏土矿物为主，含量高达70%以上。黏土矿物以伊蒙混层为主，混层比在50%～65%，具有潜在的强水化分散特征，是地层可能出现井壁失稳的重要因素之一。
表 1 B8井龙井组下部花港组上部地层岩屑黏土矿物分析井深/
m岩性 黏土总量/
%黏土矿物含量/% I/S I K C I/S混层比 3810 棕色泥岩 74.4 74 17 5 4 50 3810 灰绿色泥岩 71.7 60 19 13 8 55 4300 棕色泥岩 73.8 70 14 12 4 65 4300 灰绿色泥岩 70.8 66 17 10 7 50 3900～4600 棕色泥岩 71.5 71 14 10 5 50 3900～4600 灰绿色泥岩 71.0 60 15 16 9 65 1.1.2 微裂缝分析
泥岩中微裂缝是否发育、发育的程度及微裂缝开度的大小是钻井液性能优化的重要因素。对B区块花港组泥岩钻屑岩样进行扫描电镜分析，见图1，电镜扫描分析显示岩石内部微裂缝较发育，存在天然的滤液侵入通道。
对泥岩岩心的CT三维空间扫描分析，见图2，发现岩样中存在有明显的微裂隙和微裂缝，表明岩石中微裂隙微裂缝发育丰富。有些微裂缝贯穿岩心，部分微裂缝存在于岩心内部，部分微裂缝从岩心外部向深部延伸。因此，所用钻井液应强化对泥岩微孔缝封堵。
1.1.3 泥岩孔喉特征分析
泥岩比表面大，易吸水膨胀，结构复杂，孔隙小，一般方法难以准确描述其孔径分布情况。利用高压压汞方法测定杂色泥岩的孔喉分布，主要有如下实验数据。
1）泥岩孔喉较小，孔喉半径分布范围4～160 nm，微裂缝为16～40 μm，基质的孔喉半径分布范围4～100 nm。
2）孔喉半径主要为泥岩中的微孔和中孔，这部分孔隙占泥岩全部孔喉体积的90%。
3）泥岩渗透率为0.04 md，最大孔喉半径130.8 nm，中值孔喉半径5.9～42.5 nm，平均孔喉半径为5.2～1.16 μm。
分析实验数据从微孔到大孔的孔径分布，泥岩最大孔喉半径较大，但平均和中值孔喉半径较小，说明大孔喉半径的较少，主要是岩心中的微裂缝。并且根据毛管曲线来看，其整个泥岩基质孔喉较小，孔喉半径整体基本达到微纳米级，这就要求钻井液应具备有效封堵纳微米孔缝、阻止滤液侵入、维持井壁稳定的性能[8]。
1.2 岩石浸泡强度影响评价
1.2.1 钻井液不同油水比对岩石浸泡强度的影响
根据成本以及密度的高低选择油基钻井液的油水比，一般范围在60∶40～90∶10。东海使用的油基钻井液油水比主要为70∶30～90∶10，因此室内采用70∶30，80∶20，90∶10三种油水比体系对模拟岩心（Φ 25 mm，长度50 mm，）进行120 ℃、48 h浸泡，测试浸泡后岩石强度情况。现场油基钻井液配方如下。
0# 3#白油+25%CaCl2盐水+3.2%主乳化剂PF-MOEMUL+3%有机土PF-HIVIS+2.5%CaO+0.8%辅乳化剂PF-MOCOAT+降滤失剂+封堵剂+0.8%润湿剂PF-HIRHEO-A+重晶石（加重至1.4 g/cm3）。
实验表明，岩石在不同油水比的油基钻井液浸泡后，单轴抗压强度由49.55 MPa分别降到40.15、40.09、39.68 MPa，降幅分别为19.92、19.09、18.97%，岩石强度下降幅度均小于20%，没有显著变化，因此，油基钻井液油水比对岩石浸泡强度降幅影响较小。
1.2.2 钻井液不同滤失量对岩石浸泡强度的影响
进一步评价不同滤失量油基钻井液对岩石浸泡强度的影响，实验数据见表2，随着油基钻井液滤失量降低，岩石浸泡强度降幅逐渐降低。当高温高压滤失量为15.6 mL时，岩石浸泡强度降幅达30.06%，当滤失量降至2 mL时，岩石浸泡强度降幅仅15.36%。滤失量越低，越有利于保持岩石原始强度。
表 2 不同滤失量油基钻井液对岩石浸泡强度的影响浸泡
液FLHTHP/
mL直径/
mm长度/
mm压力值/
kN单轴抗压强/
MPa降幅/
%浸泡前 25 51.3 24.66 50.23 0#-1 15.6 25 48.7 17.25 35.13 30.06 0#-2 8.6 25 49.9 18.48 37.63 25.08 0#-3 2.0 25 47.8 20.87 42.51 15.36 通过对泥岩的组成和理化性能分析，结合岩石浸泡强度实验，油基钻井液条件下龙井组花港组杂色泥岩井壁失稳主要机理：杂色泥岩本身极具失稳特性，在液柱压差作用下钻井液液相侵入，导致岩石强度降低，出现井壁失稳。
2. 现场钻井液性能对井壁稳定的影响
2.1 封堵稳定井壁能力对起下钻阻卡的影响
杂色泥岩微裂缝发育、孔喉尺寸较小，具有纳微米孔缝特征，因此钻井液能否有效封堵纳微米孔缝，减少滤液侵入，直接反映钻井液稳定井壁能力，对起下钻阻卡情况产生影响[9]。应用高温高压砂床、钢制裂缝板、泥饼滤失速率测定等方法来评价现场钻井液的封堵特性。
1）高温高压砂床评价。采用石英砂模拟渗透性地层，在两端开口的高温高压失水仪上评价钻井液对地层封堵胶结性能。实验观察，现场钻井液全部滤失，不能有效封堵20～40目砂床，滤失后的石英砂整体松散，表明现场钻井液体系对疏松地层没有胶结作用，不利于井壁稳定。
2）裂缝封堵评价。采用100～400 µm钢制裂缝板模拟地层微裂缝进行现场钻井液对裂缝封堵性能评价实验，实验数据见表3。由实验可知，现场钻井液对微裂缝的封堵能力不足，形成的封堵层稳固性不够，不能有效改善地层承压性能，压力增加后封堵能力进一步变差，易造成固液相侵入加剧，引发井漏，从而加剧井壁失稳。
表 3 现场钻井液裂缝封堵评价数据压差/
MPa不同宽度微裂缝下的漏失量/mL 100 µm 200 µm 300 µm 400 µm 3 1.2 1.4 持续性漏失 持续性漏失 4 1.4 1.9 5 1.6 持续地间断漏失 6 1.8 8 2.4 10 2.6 3）泥饼滤失速率评价。室内进一步开展泥饼滤失速率测定，并同目前较优的国外公司1699/1767（主乳化剂1699与辅乳化剂1767）乳化剂钻井液进行对比，实验数据见表4。可以看出，现场钻井液泥饼滤失速率0.025 mL/min，比0#配方钻井液0.018 mL/min大39%，而比1699/1767钻井液0.006 mL/min大3倍，表明目前现场钻井液及0#配方钻井液的封堵性较差，难以形成致密的泥饼，不利于井壁稳定。
表 4 泥饼滤失速率数据t/
min滤失速率/（mL·min−1) 0 #配方钻井液 现场钻井液 1699/1767钻井液 0 0 0 0 10 0.030 0.080 0.0100 20 0.016 0.030 0.0096 30 0.013 0.025 0.0060 40 0.010 0.020 0.0050 50 0.012 0.020 0.0050 60 0.013 0.020 0.0040 90 0.018 0.025 0.0030 综合上述钻井液封堵实验评价结果来看，现场钻井液封堵能力存在不足，对微裂缝缺乏胶结封堵能力，难以形成致密封堵，易引发井壁失稳。
2.2 润湿能力对钻屑井壁黏附的影响
在高钻速或者倒划眼过程中过量的钻屑浓度可造成钻井液钻屑润湿性不足，亲水亲油失去平衡时，钻屑可能会相互黏结或者在井壁黏附。
1）现场体系润湿率评价。将0#配方钻井液与1699/1767钻井液润湿率进行实验对比，0#配方钻井液的乳化润湿率为85.8%，而1699/1767钻井液的润湿率达94.5%。因此，在钻井过程中钻屑因润湿性不足而局部浓度聚集黏附的可能性较大。
2）钻屑黏聚极限评价。采用不同尺寸组合模拟钻屑，粒径为（1～2 cm）∶0.5 cm∶过6目筛钻屑以1∶1∶1比例组合，含水率为10%，进行钻屑不同加量老化后，钻屑黏聚情况进行评价，确定钻井液出现因润湿性不足出现钻屑黏聚的极限浓度，实验数据见表5。0#配方钻井液的钻屑黏聚极限浓度为150%，而1699/1767体系的黏聚极限值达200%，比前者高33.3%。0#配方钻井液乳化体系的润湿性不足，在钻井过程中可能存在钻屑因润湿性不足而局部浓度聚集黏附。B区块花港组以上地层由于钻速快，井筒内钻屑浓度高，油基钻井液润湿剂消耗快，可导致油基钻井液润湿性不足，产生钻屑黏附井壁或加剧岩屑床形成，导致起下钻遇阻。
表 5 钻屑黏聚极限评价实验数据体系 加量/% 情况描述 0#配方钻井液 80 无岩屑松散 150 有成团，黏软，成球 1699/1767钻井液 160 无岩屑松散 200 有成团，黏软 3. 钻井液性能优化和关键处理剂研发
综合岩石性能实验分析结果和现场钻井液性能评价，龙井组花港组杂色泥岩段起下钻阻卡影响因素主要是所引进的油基钻井液没有针对西湖凹陷的地层特性进行调整优化，钻井液胶结封堵稳定井壁能力、钻井液乳化润湿性能不足。针对不足，确定油基钻井液优化技术方案。
3.1 钻井液封堵固壁性能优化
杂色泥岩普遍存在微裂缝发育，且孔喉半径低至纳米级，现场油基钻井液对此类泥岩缺乏有效封堵能力，对微裂缝等弱面缺乏胶结能力，易引发井壁失稳。创新研选出油基固壁剂和微纳米聚合物以封堵微纳米孔缝。
3.1.1 油基固壁剂
研选了一种油基固壁剂MOHGW，其是一种具有可变形的弹性粒子的乳化改性树脂，粒径范围0.1～1 μm，粒径中值仅为0.44 μm左右，属于纳微米级，而常规封堵材料粒度分布范围属于微米级。该油基固壁剂分子链上具有多种极性吸附基团，通过布朗运动和水力运移覆盖在井壁岩石上，与岩石表面发生化学吸附，黏结在岩石表面，同时在压力作用下可变形树脂通过颗粒紧密堆积形成一层牢固憎水膜，封闭微孔缝，加固井壁，阻止油基钻井液中乳化水相与岩石接触，防止泥岩的水化，阻止钻井液冲蚀井壁，实现稳定井壁的效果[10-11]。
1）与现场钻井液配伍性评价。室内实验评价油基固壁剂MOHGW对0#配方钻井液的性能影响，实验配方如下。实验数据见表6，钻井液流变性稳定，油基固壁剂对体系影响小，配伍性好；MOHGW大幅降低高温高压滤失量，滤膜滤失量降至1 mL以下，表明体系能有效封堵纳米孔缝。
表 6 MOHGW对0#配方油基钻井液性能影响(热滚条件为120 ℃、16 h)配方 条件 AV/mPa·s PV/mPa·s YP/Pa YP/PV/（Pa/mPa·s） φ6/φ3 FLHTHP/mL FL滤膜/mL ES/V 1# 热滚前 30.0 23 7.0 0.30 6/5 1010 热滚后 27.5 20 7.5 0.38 6/5 3.4 1.6 970 2# 热滚前 34.0 25 9.0 0.36 7/6 1020 热滚后 28.0 21 7.0 0.33 6/5 2.6 0.9 1054 1# 0#+3%防塌剂PF-MOLSF
2# 1#+3%MOHGW
2）胶结封堵能力评价。室内评价油基固壁剂对地层疏松弱胶结地层和裂缝的胶结封堵能力。
①对弱胶结疏松地层的胶结封堵性能。室内采用砂岩模拟弱胶结疏松地层，使用高温高压砂床进行评价，实验结束后取出砂床观察成型情况。在钻井液中加入3%MOHGW后，实验的高温高压砂床完整成型，泥饼厚度3 mm，封堵能力明显提高，增强封堵层的稳固性，表明MOHGW能够有效胶结疏松岩石，有利于提高疏松弱胶结地层的井壁稳定性。
②对裂缝的胶结封堵性能。实验采用天然裂缝岩样在高温高压条件下，在钻井液（0#+3%MOHGW）中进行动态剪切浸泡，观察岩样裂缝封堵情况。实验条件120 ℃、3.5 MPa，转子转速200 r/min。观察实验，初始水化形成裂缝的岩块在高温高压下动态剪切浸泡6 h时裂缝开始被油基固壁剂填充变小，1 d时裂缝继续变小，5 d、8 d时观察裂缝变化不明显，15 d时岩石裂缝基本闭合。这是因为微纳米级粒径油基固壁剂在压差作用下易进入微裂缝，通过化学吸附成膜封堵、修复微裂缝，有助于钻井液的井壁稳定能力[12]。
3.1.2 微纳米聚合物封堵剂
研选出一种微纳米聚合物封堵剂PF-NASEAL，其具有黏结性、两亲性和微纳米的特性，能均匀分散在油或水中，极易吸附到微裂缝和微孔隙两翼，进入地层后自主黏结裂缝。其电镜扫描见图3，其颗粒粒径分布在1～5 μm范围内，为纳微米球形，具备较好的弹性和收缩性，即使颗粒直径稍大于地层岩石微纳米裂缝和微孔隙，也能够有效进入（或在压差作业下挤压）微裂缝和微孔隙中。
室内采用PPT渗透封堵测试仪，使用3～5 μm微孔隙陶瓷盘作为滤失介质，测试微纳米聚合物封堵剂在油基钻井液中的滤失性能。在油基钻井液中加入2%PF-NASEAL后，具有更好的封堵效果，3.5 MPa压力下滤失量由3.0 mL降到2.0 mL，泥饼厚度由1.5 mm降到1.0 mm，6.9 MPa压力下滤失量由4.2 mL降到2.6 mL，泥饼厚度由1.8 mm降到1.2 mm。滤失量更低，泥饼更薄，可以有效改善体系对微孔隙的封堵效果，有利于提高井壁稳定性。
3.2 钻井液乳化润湿和降滤失性能优化
3.2.1 乳化润湿性能优化
对标国外乳化体系，开发出一种具有优良乳化和润湿能力的乳化润湿剂MOWET-S，可以实现只采用一种乳化剂配制油基钻井液，且钻井液性能良好，降低钻井液配制维护成本。室内将0#配方钻井液、4%MOWET-S钻井液、1699/1767（2.5%1699+1.5%1767）钻井液进行乳化润湿性能对比[13-14]。
1）乳化液粒径比较。室内应用Bettersize激光粒度仪测试不同乳化体系的油基钻井液颗粒粒径，0#配方钻井液D50为14.51 μm，MOWET-S钻井液为5.38 μm，1699/1767钻井液为4.28 μm。对比粒径分布尺寸大小，0#配方钻井液的最大，说明所使用乳化剂的乳化性能不强，难以形成较小粒径的乳滴，易出现乳滴聚结变大，使体系的稳定性变差，同时会造成封堵致密性变差。MOWET-S钻井液的粒径较小，同1699/1767钻井液的粒径接近，说明乳化性能好。
2）润湿率对比。室内实验对不同乳化剂体系润湿率进行对比，MOWET-S钻井液的润湿率达92.3%，接近于1699/1767钻井液的94.5%，而现场配方乳化体系的润湿率仅85.8%。MOWET-S可以很好地保障钻井液的润湿性，避免在钻井中因润湿性不足可能引起重晶石和钻屑的聚集沉降，从而影响起下钻。
3）高温静置破乳电压稳定性比较。室内对不同乳化剂体系配制的油基钻井液进行高温稳定性对比。现场钻井液的高温稳定性较差，8 h以后破乳电压就降至400 V以下，由相同乳化剂配制的现场体系，稳定性虽有所提高，但超过24 h后破乳电压也降到400 V以下；对比的MOWET-S乳化体系和1699/1767乳化体系的油基钻井液高温静置稳定性较好，24 h后破乳电压仍达800 V以上，良好的高温稳定性能有利于井壁稳定。
通过对比评价，现场配方乳化剂的乳化润湿性能存在不足，宜引入MOWET-S乳化润湿剂来提高油钻井液体系的乳化润湿性，优化乳液粒径分布，提高稳定性，强化润湿能力。
3.2.2 降滤失性能优化
油基钻井液降滤失剂在高温高压等复杂地层环境下容易发生分子链断裂和结构破坏，造成钻井液体系的滤失控制能力下降，从而诱发井壁失稳、漏失和储层损害等问题[15]。结合固壁封堵技术，优选了降滤失剂PF-MOHFR，实验评价了其对0#配方钻井液降滤失性能的影响。
3# 0#+5%PF-MOLSF+5%PF-MOHFR
4# 0#+2%PF - MOLSF+3%PF - MOHFR+3%MOHGW
5# 0#+3%PF-MOHFR+5%MOHGW
实验数据见表7，采用5%MOHGW与3%PF-MOHFR组合可以将高温高压滤失量降到2 mL以下，有效降低滤液对地层的侵入量，提高和增强井壁稳定性。
表 7 不同配方油基钻井液性能(热滚条件为120 ℃、16 h)配方 条件 AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
PaYP/PV/
Pa/mPa·sφ6/φ3 FLHTHP/
mLES/
V3# 热滚前 31.0 22 9.0 0.41 6/5 1 010 热滚后 29.0 22 7.0 0.32 5/4 4.2 920 4# 热滚前 34.5 23 11.5 0.50 11/9 980 热滚后 34.0 23 11.0 0.48 9/8 2.8 1 010 5# 热滚前 30.5 21 9.5 0.45 8/7 975 热滚后 25.5 17 8.5 0.50 6/5 1.8 1 009 3.3 优化后钻井液体系性能评价
基于优选的油基固壁剂、降滤失剂、乳化润湿剂，构建油基钻井液新配方并对其进行室内性能评价。钻井液新配方如下。
6# 3#白油∶CaCl2盐水=（85～75）∶（15～25）+（3%～5%）MOHGW+2.5%PF-MOEMUL+（3%～5%）PF-MOHFR+1.5%MOWET-S+2%PF-NASEAL+3%PF-HIVIS+（0.8%～1.0%）PF-HIRHEO-A+2.5%CaO+重晶石
1）不同油水比条件下的性能。室内评价优化后体系在不同油水比下油基钻井液的性能，实验数据见表8。随着油水比降低，体系黏切逐渐增大，破乳电压有所降低，总体滤失量呈下降趋势，携岩指数大于1.5，满足携岩要求，油水比80∶20为最佳。视钻井液费用控制和现场钻井作业的需求，可将油水比控制在（85∶15）～（75∶25）。
表 8 不同油水比油基钻井液性能(热滚条件为120 ℃、16 h)油水比 热滚条件 AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
PaYP/PV/
Pa/mPa·sφ6/φ3 FLHTHP/
mLES/
VZj 85∶15 热滚前 27.0 19 8.0 0.42 8/7 1015 热滚后 24.5 18 6.5 0.36 6/5 3.2 1090 1.53 80∶20 热滚前 29.5 20 9.5 0.48 9/8 990 热滚后 26.5 18 8.5 0.47 7/6 3.0 1020 2.11 75∶25 热滚前 40.0 29 14.0 0.48 11/10 920 热滚后 32.0 21 11.0 0.52 9/8 2.6 850 2.74 70∶30 热滚前 54.0 34 20.0 0.59 22/20 760 热滚后 45.0 28 17.0 0.61 16/14 2.4 820 4.07 2）泥饼质量评价。尽管油基钻井液本身润滑性较好，但其泥饼质量却对起下钻阻卡影响较大，因此油基钻井液也需要能形成薄韧致密的泥饼。室内对优化后的油基钻井液体系进行了泥饼黏滞系数和泥饼渗透性评价，实验结果见表9和图4。优化后体系模拟砂泥岩地层形成的泥饼薄而韧，摩阻降幅达到30%以上，高温高压泥饼滤失速率降低20%以上，泥饼的润滑性显著提高，可降低因泥饼虚厚及摩阻大所导致起下钻遇阻的风险。
表 9 泥饼质量评价数据介质 钻井液配方 FLAPI/mL 泥饼厚度/mm 泥饼外观 黏滞系数 黏滞系数下
降幅度/%滤纸 0# 1.5 1.5 虚厚 0.2126 6# 1.0 0.5 薄韧、光滑 0.0963 54.7 滤膜 0# 1.3 1.5 虚厚 0.3153 6# 0.8 0.5 薄、光滑 0.1944 38.3 3）岩石浸泡润湿角测试。保持固相适当的油湿状态是维持稳定乳状液的保证，目前通常认为润湿接触角在90°～105°较为合理。室内采用视频接触角测定仪，测定岩石在油基钻井液浸泡后的接触角，岩石在浸泡前接触角为29.1°，属于亲水性，在优化的油基钻井液浸泡后，接触角为95°，在合理区间内，能满足钻屑和重晶石润湿的需要。
4）与现场老浆配伍性评价。考虑成本和环保要求，油基钻井液一般是回收再利用，通过新老浆混合方式使用。室内开展了优化后钻井液与现场钻井液老浆的配伍性评价。老浆和新浆按照一定比例混合老化后评价数据表明，随着老浆比例增大，混合老化后体系黏度切力逐渐增大，破乳电压逐渐降低，结合现场实际以及钻井安全，建议老浆与新浆混合使用最佳比例为1∶1。
优化后的油基钻井液具有良好的抗温能力、抗海水和钻屑污染能力，能够有效封堵泥岩微纳米孔缝，提高井壁稳定性，泥饼的润滑性显著提高，能降低起下钻阻卡风险，可满足现场安全钻井的需要。
4. 现场应用
优化的油基钻井液在B区块B9、B10和B11井中进行了现场试验。B9井完钻井深5150 m，二开Φ311.15 mm井眼2 318～4 512 m，最大井斜42.08°，Φ244.48 mm套管顺利下至4508 m。B1B10井完钻井深5020 m，二开Φ311.15 mm井眼2455～5020 m，最大井斜58.30°，Φ244.48 mm套管顺利下至5015 m。B11井完钻井深4845 m，二开Φ311.15 mm井眼2453～4845 m，最大井斜42.75°，顺利下Φ244.48 mm套管至4839 m。3口井的二开均为关键井段，处在龙井组花港组杂色泥岩深度，应用优化的油基钻井液，钻井作业相当顺利。
1）钻井液性能稳定。在整个钻井过程中，油基钻井液流变性能稳定，滤失造壁性好，高温高压滤失量小于2.5 mL，基本能够稳定在2 mL以下。
2）井眼清洁。Φ311.15 mm井段裸眼段长，44°～45°左右稳斜1600 m，泥砂互层段多，上部机械钻速高，部分岩屑可能存在滞留井壁不能及时被携带出来的风险。通过携岩指数和VirtualMud工程软件对现场数据进行实时模拟和分析，现场返砂情况良好，配合离心机及时清除有害固相，确保了井下钻井过程的安全顺利。B9井携岩指数曲线见图5，携岩指数始终≥1.5。
3）井壁稳定，起下钻顺畅。B9井在二开井段钻井中，岩屑返出正常，岩屑成形，内部干爽，未见掉片或掉块，表明井壁稳定。3口井在二开井段钻井过程中一共进行了6趟短起钻，6趟长起钻。在龙井组花港组钻井过程中，井壁稳定，井眼通畅，扭矩平稳，短起和长起均顺利无阻挂，基本都实现了直起，起下钻效率得到显著提升。
4）起下钻时效显著提升。现场应用优化的油基钻井液，泥岩段起下钻顺畅，起下钻效率显著提升，与邻井B6、B8井比较，起下钻时间和时效对比见表10。应用井的划眼时间不超过0.5 h，起下钻时效提高96.3%以上，大幅提高了钻井效率。
表 10 应用井（B9、B10和B11井）与邻井（B6、B8井）时效数据统计项目 B6 B8 B9 B10 B11 井斜角/(°) 31～67 34～70 22～45 40～42 20～43 ρ/(g·cm-3) 1.37～1.41 1.40～1.42 1.35～1.37 1.42 1.39～1.42 划眼时间/h 19.75 247.50 0.50 0 0 起下钻时间/h 143.75 310.25 61.00 67.50 59.75 起下钻时效/(m·h-1) 37.70 17.90 74.00 74.30 81.10 5. 结论与建议
1.通过研究揭示，龙井组花港组杂色泥岩地层水化能力强，微裂缝发育，孔缝尺寸微纳米级，是该地层发生井壁失稳的内在原因。
2.现场钻井液对泥岩微裂缝的封堵能力不足，不能形成致密的泥饼，形成的封堵层稳固性不够，降滤失封堵能力不足，滤失量偏大，导致井壁失稳，引发起下钻遇阻。
3.针对岩石特性和钻井液性能不足，研选出油基钻井液封堵固壁剂、微纳米聚合物封堵剂和乳化润湿剂优化钻井液，形成稳定井壁的油基钻井液。
4.油基固壁剂能有效降低高温高压滤失量，胶结封堵微裂缝，有助于提高油基钻井液井壁稳定能力；微纳米聚合物封堵剂使体系具有更好的封堵效果，滤失量更低，泥饼更薄；MOWET-S乳化润湿剂同时解决乳化稳定和润湿增强性能，钻屑黏聚极限提高20%。
5.优化的油基钻井液具有良好的流变性能和降滤失性能，能够有效封堵泥岩微纳米孔缝，提高井壁稳定性，其应用井龙井组花港组杂色泥岩地层井壁稳定，起下钻顺畅，大幅提高了钻井作业时效。
6.建议在钻井液使用中按照钻井液设计和所钻地层做好性能维护，保证关键处理剂的含量，确保钻井液性能满足井壁稳定需要。
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表 1 B8井龙井组下部花港组上部地层岩屑黏土矿物分析
井深/
m岩性 黏土总量/
%黏土矿物含量/% I/S I K C I/S混层比 3810 棕色泥岩 74.4 74 17 5 4 50 3810 灰绿色泥岩 71.7 60 19 13 8 55 4300 棕色泥岩 73.8 70 14 12 4 65 4300 灰绿色泥岩 70.8 66 17 10 7 50 3900～4600 棕色泥岩 71.5 71 14 10 5 50 3900～4600 灰绿色泥岩 71.0 60 15 16 9 65 
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表 2 不同滤失量油基钻井液对岩石浸泡强度的影响
浸泡
液FLHTHP/
mL直径/
mm长度/
mm压力值/
kN单轴抗压强/
MPa降幅/
%浸泡前 25 51.3 24.66 50.23 0#-1 15.6 25 48.7 17.25 35.13 30.06 0#-2 8.6 25 49.9 18.48 37.63 25.08 0#-3 2.0 25 47.8 20.87 42.51 15.36
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表 3 现场钻井液裂缝封堵评价数据
压差/
MPa不同宽度微裂缝下的漏失量/mL 100 µm 200 µm 300 µm 400 µm 3 1.2 1.4 持续性漏失 持续性漏失 4 1.4 1.9 5 1.6 持续地间断漏失 6 1.8 8 2.4 10 2.6
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表 4 泥饼滤失速率数据
t/
min滤失速率/（mL·min−1) 0 #配方钻井液 现场钻井液 1699/1767钻井液 0 0 0 0 10 0.030 0.080 0.0100 20 0.016 0.030 0.0096 30 0.013 0.025 0.0060 40 0.010 0.020 0.0050 50 0.012 0.020 0.0050 60 0.013 0.020 0.0040 90 0.018 0.025 0.0030
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表 6 MOHGW对0#配方油基钻井液性能影响(热滚条件为120 ℃、16 h)
配方 条件 AV/mPa·s PV/mPa·s YP/Pa YP/PV/（Pa/mPa·s） φ6/φ3 FLHTHP/mL FL滤膜/mL ES/V 1# 热滚前 30.0 23 7.0 0.30 6/5 1010 热滚后 27.5 20 7.5 0.38 6/5 3.4 1.6 970 2# 热滚前 34.0 25 9.0 0.36 7/6 1020 热滚后 28.0 21 7.0 0.33 6/5 2.6 0.9 1054
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表 7 不同配方油基钻井液性能(热滚条件为120 ℃、16 h)
配方 条件 AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
PaYP/PV/
Pa/mPa·sφ6/φ3 FLHTHP/
mLES/
V3# 热滚前 31.0 22 9.0 0.41 6/5 1 010 热滚后 29.0 22 7.0 0.32 5/4 4.2 920 4# 热滚前 34.5 23 11.5 0.50 11/9 980 热滚后 34.0 23 11.0 0.48 9/8 2.8 1 010 5# 热滚前 30.5 21 9.5 0.45 8/7 975 热滚后 25.5 17 8.5 0.50 6/5 1.8 1 009
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表 8 不同油水比油基钻井液性能(热滚条件为120 ℃、16 h)
油水比 热滚条件 AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
PaYP/PV/
Pa/mPa·sφ6/φ3 FLHTHP/
mLES/
VZj 85∶15 热滚前 27.0 19 8.0 0.42 8/7 1015 热滚后 24.5 18 6.5 0.36 6/5 3.2 1090 1.53 80∶20 热滚前 29.5 20 9.5 0.48 9/8 990 热滚后 26.5 18 8.5 0.47 7/6 3.0 1020 2.11 75∶25 热滚前 40.0 29 14.0 0.48 11/10 920 热滚后 32.0 21 11.0 0.52 9/8 2.6 850 2.74 70∶30 热滚前 54.0 34 20.0 0.59 22/20 760 热滚后 45.0 28 17.0 0.61 16/14 2.4 820 4.07
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表 9 泥饼质量评价数据
介质 钻井液配方 FLAPI/mL 泥饼厚度/mm 泥饼外观 黏滞系数 黏滞系数下
降幅度/%滤纸 0# 1.5 1.5 虚厚 0.2126 6# 1.0 0.5 薄韧、光滑 0.0963 54.7 滤膜 0# 1.3 1.5 虚厚 0.3153 6# 0.8 0.5 薄、光滑 0.1944 38.3
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表 10 应用井（B9、B10和B11井）与邻井（B6、B8井）时效数据统计
项目 B6 B8 B9 B10 B11 井斜角/(°) 31～67 34～70 22～45 40～42 20～43 ρ/(g·cm-3) 1.37～1.41 1.40～1.42 1.35～1.37 1.42 1.39～1.42 划眼时间/h 19.75 247.50 0.50 0 0 起下钻时间/h 143.75 310.25 61.00 67.50 59.75 起下钻时效/(m·h-1) 37.70 17.90 74.00 74.30 81.10
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