钻井液作用下页岩破裂失稳行为试验

钻井液作用下页岩破裂失稳行为试验

康毅力;陈强;游利军;林冲;程秋菊

【摘 要】为揭示富有机质脆性页岩与钻井液之间的相互作用对井壁失稳潜在影响,

以层理发育的脆性页岩为研究对象,利用蒸馏水、油基钻井液、硅酸盐钻井液及其

滤液,开展钻井液高温浸泡试验,从宏观和微观方面描述页岩破裂失稳过程与机制.结

果表明:钻井液侵入带来的水化膨胀与碱液侵蚀是页岩化学损伤的主要形式,也是诱

发脆性页岩破裂失稳的直接原因;钻井液作用下,页岩主要沿层理面破裂,破裂根本原

因是层理微缝的扩展、延伸乃至贯通形成宏观裂缝,诱发页岩失稳.室内试验与现场

应用均证实,提高钻井液封堵性、降低滤失量,减弱水化与碱液侵蚀对页岩破裂失稳

影响,有助于提高井壁稳定性,也是页岩气井防塌水基钻井液体系设计的主要技术思

路.

【期刊名称】《中国石油大学学报（自然科学版）》

【年(卷),期】2016(040)004

【总页数】9页(P81-89)

【关键词】岩石破裂;裂缝扩展;化学损伤;钻井液;页岩

【作 者】康毅力;陈强;游利军;林冲;程秋菊

【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都

610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;

西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及

开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程

国家重点实验室,四川成都610500;中石化华北油气分公司,河南郑州450006

【正文语种】中 文

【中图分类】TU452

富有机质页岩黏土矿物丰富,微裂缝发育,漏失或滤失钻井液易带来化学损伤,诱发脆

性页岩破裂,进而引起井壁化学失稳[1-6]。为减小页岩化学损伤破裂失稳,应对措施

主要是以强抑制油基钻井液穿越[7-9],但其成本高、环境污染大,研制高效防塌水基

钻井液是必然趋势。目前,具有优良封固性能的硅酸盐防塌处理剂已广泛用于易垮

塌页岩层段[10-12],加之采用纳米封堵材料[13-15],防塌水基钻井液取得了很大进

步,但尚未达到大规模推广应用阶段[10]。为设计更加经济适用的页岩气井防塌钻

井液,笔者对富有机质脆性页岩与钻井液之间的化学损伤机制进行研究,揭示其损伤

破裂行为。

1.1 样品选取

试验岩样取自鄂尔多斯盆地XX井延长组长7段页岩,该层位有机质正处于成熟生

油阶段,有机碳平均含量约为6%,石英与长石含量约为35%,黏土矿物平均含量约为

58%,其中伊利石约占60%,伊/蒙间层矿物含量小于15%,不含蒙脱石。岩样微裂缝

与层理发育,应力-应变曲线表现出典型的脆性破坏特征(图1)。

在全直径岩心上,沿平行层理面钻取直径约为2.5 cm的柱状岩样,选取渗透率约为

0.001×10-3μm2的基质岩样,并测试其干样声波时差。

选取多种不同性能钻井液体系,重点评价钻井液-页岩相互作用下的破裂过程,并探讨

其影响因素。体系1为蒸馏水,代表完全无水化抑制和封堵能力的钻井液体系;体系

2为四川盆地某页岩气井油基钻井液,属于页岩气开发早期研制的钻井液,现场钻探

时其防塌性能一般,井壁垮塌严重;体系3为已在本文取样井水平段成功应用的硅酸

盐钻井液,该水基钻井液属于多硅基强抑制润滑封堵体系。同时,试验使用了该钻井

液的滤液、改性钻井液以及白油(油基钻井液基液)。

1.2 试验方法

通过钻井液浸泡试验直观观察岩样颗粒分散、垮塌以及沿着弱面的破裂现象,与分

散、线性膨胀测试相比,该方法能够较全面地反映页岩矿物组成、微裂缝、层理面

等对破裂垮塌的影响[16-18]。

采用滚子加热炉等试验仪器在井底温度(90 ℃)条件下,将柱状岩样密闭浸泡于上述

钻井液体系中。浸泡时间为5、10和15 d时,取出岩样拍照,以图像方式记录页岩

宏观破裂演化过程。同时,浸泡15 d结束后烘干岩样,测试其声波时差,定量表征不

同钻井液体系作用下的相对破裂程度,并选取完整的岩样端面进行扫描电镜(SEM)

观察,分析微裂缝形成、扩展、贯通结果,以解释宏观破裂行为。

2.1 页岩化学损伤破裂失稳的宏观过程

不同钻井液体系作用下,页岩破裂演化过程如图2～4所示。试验结果是钻井液性能

(抑制性、封堵性、pH值)与页岩物理化学性质(分散性、膨胀性、弱结构面等)的综

合反映。

在蒸馏水浸泡作用下,岩样出现了严重破裂、垮塌现象(图2)。在浸泡初期(0～5 d),

岩样表面萌生了多条裂缝,且裂缝不断扩展延伸,初期的水-岩化学损伤严重,岩样1

甚至垮塌、失稳;在浸泡中后期(5～15 d),岩样表面裂缝数量与长度随浸泡时间延长

不断增加,最终完全破裂、垮塌,表明脆性页岩水化同样具有明显时间效应。同时,从

裂缝形态上看,岩样的破裂主要沿同一层理方向。

与蒸馏水浸泡相比,油基钻井液浸泡10 d之内,页岩破裂、垮塌程度有所减轻,出现

垮塌的浸泡时间增长,破裂主要发生在10～15 d,但浸泡15 d后,岩样均完全破裂垮

塌(图3),表明该油基钻井液防破裂、垮塌能力不强。

与前两种流体相比,页岩在硅酸盐钻井液中十分稳定,未出现破裂垮塌,岩样表面仅可

见1～2条微小裂缝(图4),表明该水基钻井液防破裂、垮塌能力优异。

2.2 页岩化学损伤破裂失稳的微观描述

断裂力学理论认为,材料的破坏源于内部微裂缝的产生、扩展和贯通。利用扫描电

镜分析钻井液作用前与作用15 d后页岩内部微裂缝演化特征(图5)。

钻井液作用前,岩样内部微裂缝以层理缝和矿物收缩缝为主(图5(a)),缝长均小于10

μm,层理缝与黏土矿物密切相关,延伸方向较为一致,而矿物收缩缝呈随机方向分布。

蒸馏水作用后,微裂缝大面积分布,长度大幅增加(图5(b)),缝长为10～300 μm,缝宽

小于1 μm,其延伸方向较为一致,主要来源于层理缝的扩展、延伸或贯通;油基钻井

液作用后,岩样表面可见多条微裂缝(图5(c)),长度为10～50 μm,缝宽小于1 μm,根

据其平面分布特征推断,为层理缝扩展、延伸的结果;硅酸盐钻井液作用后,封堵层可

能遮挡了岩样表面裂缝特征,仅少量微裂缝可见(图5(d)),其长度大于10 μm,属于矿

物收缩缝的扩展结果。

微裂缝的扩展、延伸不一定导致材料强度完全失效,但当微裂缝的贯通程度达到临

界状态时,材料将发生完全破坏。在扫描电镜下,微裂缝平面分布、缝长以及缝宽特

征与页岩宏观破裂结果较为一致,表明钻井液作用对页岩破裂行为具有重要影响。

2.3 页岩化学损伤破裂程度定量表征

声波时差是指纵波在单位厚度岩石中传播所需要的时间,该值反映了岩石内部结构

信息,如孔隙、裂缝发育程度。对同一性质岩样,声波时差越大,内部孔缝越发育,岩体

完整性越差。为分析钻井液作用对页岩内部结构破坏程度,测试浸泡前后岩心柱纵

波时差。

如表1所示,蒸馏水浸泡后,岩样破裂垮塌程度最为严重,纵波时差增幅最大,岩石内

部结构完整性最差;其次为硅酸盐钻井液滤液、油基钻井液;而硅酸盐钻井液与白油

浸泡后,岩样纵波时差增幅几乎可以忽略不计,岩样内部结构未遭破坏,表明硅酸盐钻

井液与白油均具有很强的防止页岩破裂能力。

页岩孔隙比表面积大,黏土矿物含量高,其表面带有一定负电荷,且矿物表面金属盐含

量往往较高,使页岩造岩矿物化学性质十分活泼,钻井液滤液侵入后极易发生复杂的

水-岩化学反应[1-5],从而促进或加速页岩破裂失稳。这些相互作用包括黏土矿物的

水化膨胀,造岩矿物的侵蚀,矿物表面结晶盐的溶解,以及液体在矿物表面的物理与化

学吸附。

3.1 裂缝尖端水化膨胀应力集中

页岩胶结致密,黏土矿物水化产生的膨胀应力难以释放,但同时页岩微裂缝发育,该应

力容易在裂缝尖端处形成应力集中。随水化时间增加,水化膨胀应力不断变大,当应

力集中超过裂缝尖端临界应力强度因子KIC时,微裂缝不断扩展延伸,最终使页岩破

裂、垮塌[19-20]。

试验岩样在蒸馏水中线性膨胀率约为5%,在硅酸盐钻井液中线性膨胀率约为0.5%。

相比之下,蒸馏水造成黏土矿物水化膨胀应力大,极易造成裂缝尖端应力集中,使页岩

内部微裂缝不断扩展延伸,最终发生严重破裂、垮塌(图2);同时,随硅酸盐钻井液水

化膨胀抑制能力大幅提高,黏土矿物水化膨胀应力急剧减小,裂缝尖端应力集中程度

大大减弱,破裂程度大幅减轻(图4)。钻井液水化抑制能力是脆性页岩破裂的重要影

响因素。

3.2 碱液侵蚀造岩矿物与强化黏土矿物水化膨胀

在具有强抑制能力的油基钻井液作用下,页岩仍出现了严重的破裂失稳现象(图3),表

明仍存在其他因素影响页岩破裂行为。

流体作用下的化学损伤是岩石破裂、失稳重要影响因素。一般地,油基钻井液呈高

碱性环境(pH值为10～12),而页岩造岩矿物以铝硅酸盐为主,如黏土矿物、长石、

微晶石英等,碱性流体侵入后易发生以下碱液侵蚀化学反应[21-23]。

伊利石+碱液:

(K,H3O+)(Al,Mg,Fe)2[(Si,Al)4O10](OH)2+OH-

→K++Al(OH)3+Fe2++Mg2++SiO32-;

正长石+碱液:

K[AlSi3O8]+OH-→K++Al(OH)3+SiO32-;

石英+碱液:

SiO2+OH-→SiO32-+H2O.

上述化学反应破坏了页岩表面与内部矿物微观结构,特别是对裂缝尖端矿物的侵蚀

与结构破坏[24-26],降低了裂缝尖端的临界应力强度因子。此外,研究证实,碱液能

强化黏土矿物水化膨胀,产生水化膨胀应力[27]。在碱性化学环境下,碱液侵蚀带来

的临界应力强度因子降低是裂缝加速扩展的前提,而碱液强化黏土矿物水化膨胀产

生的应力是裂缝扩展延伸的必备条件。

本文中所用油基钻井液pH值约为11.5,在该强碱性环境下,侵入的钻井液滤液既侵

蚀页岩矿物、破坏岩体微观结构,又强化黏土矿物水化分散膨胀,促进裂缝不断扩展

延伸,造成页岩破裂、垮塌失稳;而将油基钻井液改性处理,pH值降低至7～8时,浸

泡15 d后,岩样表面仅出现两条微小未贯通裂缝,岩体结构仍然稳定(图6(a));同时,

利用pH值呈中性、化学活性低的白油开展浸泡试验,白油与矿物接触时的化学反

应几乎可以忽略不计,不会造成岩石化学损伤,因而白油作用下页岩表面未见裂缝出

现(图6(b)),岩体结构较油基钻井液作用稳定(表1)。研究认为,高碱性环境是油基钻

井液作用下页岩发生严重破裂甚至垮塌失稳的主要原因。

3.3 钻井液侵入是页岩发生破裂失稳的前提

页岩微裂缝与纳米级孔隙发育,在井筒正压差、毛细管力以及化学势作用下,外来流

体易侵入。提高钻井液封堵性,防止或减小钻井液侵入量是稳定页岩地层的首要选

择。

页岩孔隙以纳米尺度为主,且破裂失稳前大部分微裂缝宽度小于1 μm(图5),宜采用

纳米级(粒径小于1 μm)颗粒进行封堵[13-14]。利用马尔文激光粒度分析仪测试了

本文中钻井液固相颗粒粒径(图7)。测试结果表明:油基钻井液封堵材料以3%防塌

封堵剂MP-1为主,仅有7%体积含量的固相颗粒粒径小于1 μm,对页岩纳米孔缝

封堵效果较差,不能有效阻止或减缓油基钻井液滤液侵入,无法避免滤液侵入带来的

岩石化学损伤,从而导致页岩出现严重破裂、垮塌失稳(图3、表1);本文中硅酸盐钻

井液纳米级颗粒体积含量达20%,加之一定含量的纳米乳液(液滴尺寸为0.1～1

μm),并与理想充填剂相结合,强化纳米孔缝与扩展延伸缝封堵,最大程度减小页岩化

学损伤破裂(图4、表1)。

当去除硅酸盐钻井液中封堵材料时,硅酸盐钻井液滤液(pH>11)极易侵入页岩,对页

岩矿物产生碱液侵蚀与水化膨胀,诱发页岩破裂失稳(表1、图8)。硅酸盐钻井液体

系的强封堵性有效阻止了高碱性滤液侵入,最大程度避免了岩石化学损伤,使其作用

下的岩体稳定性大幅优于油基钻井液与硅酸盐钻井液滤液作用下的岩体。

3.4 页岩内部微裂缝分布特征

岩石的宏观破裂源于内部微小裂缝的扩展延伸。本文中延长组岩样层理十分发育,

平行层理面取心时,发现层理微缝是其最显著特征(图5(a))。

钻井液浸泡试验表明,对于层理发育的页岩,微裂缝主要沿层理面扩展、延伸,乃至贯

通,岩石破裂失稳方向较单一(图2～5),本质上,这是由页岩内部微观结构决定的;而

对于层理欠发育的页岩,其内部微观结构无明显方向性,在化学损伤作用下,裂缝主要

呈网状形式扩展延伸,岩样以网状破裂为主(图9)。

4.1 技术难点与优化思路

含气页岩层段黏土矿物含量高,微裂缝、层理缝等弱面发育,钻井液及其滤液沿微裂

缝和层理面侵入易引起井壁失稳,要求钻井液必须具有非常强的封堵能力和化学抑

制能力。

研究认为提高钻井液抑制性与封堵性、降低钻井液滤失量、控制合适的钻井液pH

值是减弱钻井液浸泡对页岩破裂失稳影响的主要方法,是进一步解决油基钻井液工

况下井壁失稳难题的重要方法。同时,也是页岩气井防塌水基钻井液体系设计的主

要技术思路。

4.2 优化钻井液的防塌性能及其现场应用

威201-H1井是中国第1口页岩气水平井,由于初期对页岩垮塌机制认识不足,油基

钻井液封堵性能不佳,使水平井段发生严重了垮塌[7]。本文中试验用油基钻井液属

于中国页岩气开发早期(2012年以前)的钻井液体系,封堵性能不佳,高温(100 ℃)高

压滤失量约为8 mL,岩样受其浸泡后破裂垮塌严重。

在总结威201-H1井的现场钻完井技术后,优化时重点考虑油基钻井液体系的封堵

性、化学抑制性、稳定性等。目前,威远地区油基钻井液高温高压滤失量小于1 mL,

采用该钻井液时,W4和W5井水平段顺利完成施工,其中W5井水平段位移达1

442 m,很好地解决了井壁垮塌难题[28];同时,中石化研发的高性能油基钻井液

HPOBM的高温(150 ℃)高压滤失量小于2.6 mL,达到了国外先进技术指标,应用该

钻井液时,彭页2HF井和彭页3HF井分别成功完钻1 650和1 100 m水平井段,页

岩井段施工过程携岩返砂正常,成功解决了页岩井壁失稳技术难题[29]。

XX井是鄂尔多斯盆地麻黄山区块一口重点勘探水平井,目的层延长组长7段(本文

取样层位)属于易垮塌炭质页岩。目的层钻探时,首先采用钾铵基聚合物钻井液钻至

A点,发生阻卡,后回填侧钻;第二次采用钾铵基聚合物加聚铵钻井液,未钻至A点时

已发生井下坍塌,提前下套管;第三次采用硅酸盐钻井液(本文试验用钻井液)钻进,裸

眼穿越长7段易塌页岩最大进尺625 m,水平段进尺557 m,耗时6.7 d,实现了水基

钻井液完钻页岩水平井段的突破。此外,截至2012年3月,硅酸盐钻井液已在美国

Fayetteville页岩地层中成功应用于70余口水平井,完钻效果良好[10]。

济阳坳陷惠民凹陷沙二-沙四段顶部为泥页岩和粉砂岩互层,井壁失稳严重。通过技

术攻关,将钻井液pH值由9降至8～8.5,并添加屏蔽暂堵材料LF-2以加强封堵,形

成了低pH值强封堵的改性钻井液体系。两口试验井的井壁稳定性保持良好,井径

扩大率由11%～25%降至1.6%～8.6%[30]。

(1)页岩在不同钻井液浸泡作用下化学损伤程度与破裂行为具有显著差异,且时间效

应明显。

(2)钻井液侵入带来的水化膨胀与碱液侵蚀是页岩化学损伤的主要形式,也是诱发脆

性页岩破裂失稳的直接原因。

(3)钻井液作用下,页岩主要沿层理面破裂,破裂的根本原因是层理缝的扩展、延伸,该

缝大致沿单一方向延伸,缝宽小于1 μm。利用纳米颗粒封堵该缝是防止页岩破裂的

关键。

(4)提高钻井液封堵性、降低滤失量,减弱水化与碱液侵蚀对页岩破裂失稳影响,有助

于提高井壁稳定性,也是页岩气井防塌水基钻井液体系设计的主要技术思路。

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