康毅力, 陳 強(qiáng),2, 游利軍, 林 沖, 程秋菊

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,四川成都 610500; 2.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,四川成都 610500; 3.中石化華北油氣分公司,河南鄭州 450006)

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鉆井液作用下頁(yè)巖破裂失穩(wěn)行為試驗(yàn)

康毅力1, 陳 強(qiáng)1,2, 游利軍1, 林 沖1, 程秋菊3

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,四川成都 610500; 2.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,四川成都 610500; 3.中石化華北油氣分公司,河南鄭州 450006)

為揭示富有機(jī)質(zhì)脆性頁(yè)巖與鉆井液之間的相互作用對(duì)井壁失穩(wěn)潛在影響,以層理發(fā)育的脆性頁(yè)巖為研究對(duì)象,利用蒸餾水、油基鉆井液、硅酸鹽鉆井液及其濾液,開(kāi)展鉆井液高溫浸泡試驗(yàn),從宏觀和微觀方面描述頁(yè)巖破裂失穩(wěn)過(guò)程與機(jī)制。結(jié)果表明:鉆井液侵入帶來(lái)的水化膨脹與堿液侵蝕是頁(yè)巖化學(xué)損傷的主要形式,也是誘發(fā)脆性頁(yè)巖破裂失穩(wěn)的直接原因;鉆井液作用下,頁(yè)巖主要沿層理面破裂,破裂根本原因是層理微縫的擴(kuò)展、延伸乃至貫通形成宏觀裂縫,誘發(fā)頁(yè)巖失穩(wěn)。室內(nèi)試驗(yàn)與現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用均證實(shí),提高鉆井液封堵性、降低濾失量,減弱水化與堿液侵蝕對(duì)頁(yè)巖破裂失穩(wěn)影響,有助于提高井壁穩(wěn)定性,也是頁(yè)巖氣井防塌水基鉆井液體系設(shè)計(jì)的主要技術(shù)思路。

巖石破裂; 裂縫擴(kuò)展; 化學(xué)損傷; 鉆井液; 頁(yè)巖

富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖黏土礦物豐富,微裂縫發(fā)育,漏失或?yàn)V失鉆井液易帶來(lái)化學(xué)損傷,誘發(fā)脆性頁(yè)巖破裂,進(jìn)而引起井壁化學(xué)失穩(wěn)[1-6]。為減小頁(yè)巖化學(xué)損傷破裂失穩(wěn),應(yīng)對(duì)措施主要是以強(qiáng)抑制油基鉆井液穿越[7-9],但其成本高、環(huán)境污染大,研制高效防塌水基鉆井液是必然趨勢(shì)。目前,具有優(yōu)良封固性能的硅酸鹽防塌處理劑已廣泛用于易垮塌頁(yè)巖層段[10-12],加之采用納米封堵材料[13-15],防塌水基鉆井液取得了很大進(jìn)步,但尚未達(dá)到大規(guī)模推廣應(yīng)用階段[10]。為設(shè)計(jì)更加經(jīng)濟(jì)適用的頁(yè)巖氣井防塌鉆井液,筆者對(duì)富有機(jī)質(zhì)脆性頁(yè)巖與鉆井液之間的化學(xué)損傷機(jī)制進(jìn)行研究,揭示其損傷破裂行為。

1 試驗(yàn)樣品與方法

1.1 樣品選取

試驗(yàn)巖樣取自鄂爾多斯盆地XX井延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段頁(yè)巖,該層位有機(jī)質(zhì)正處于成熟生油階段,有機(jī)碳平均含量約為6%,石英與長(zhǎng)石含量約為35%,黏土礦物平均含量約為58%,其中伊利石約占60%,伊/蒙間層礦物含量小于15%,不含蒙脫石。巖樣微裂縫與層理發(fā)育,應(yīng)力-應(yīng)變曲線表現(xiàn)出典型的脆性破壞特征(圖1)。

圖1 三軸條件下巖樣應(yīng)力-應(yīng)變曲線Fig.1 Triaxial compressive stress-strain curves

在全直徑巖心上,沿平行層理面鉆取直徑約為2.5 cm的柱狀巖樣,選取滲透率約為0.001×10-3μm2的基質(zhì)巖樣,并測(cè)試其干樣聲波時(shí)差。

選取多種不同性能鉆井液體系,重點(diǎn)評(píng)價(jià)鉆井液-頁(yè)巖相互作用下的破裂過(guò)程,并探討其影響因素。體系1為蒸餾水,代表完全無(wú)水化抑制和封堵能力的鉆井液體系;體系2為四川盆地某頁(yè)巖氣井油基鉆井液,屬于頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)早期研制的鉆井液,現(xiàn)場(chǎng)鉆探時(shí)其防塌性能一般,井壁垮塌嚴(yán)重;體系3為已在本文取樣井水平段成功應(yīng)用的硅酸鹽鉆井液,該水基鉆井液屬于多硅基強(qiáng)抑制潤(rùn)滑封堵體系。同時(shí),試驗(yàn)使用了該鉆井液的濾液、改性鉆井液以及白油(油基鉆井液基液)。

1.2 試驗(yàn)方法

通過(guò)鉆井液浸泡試驗(yàn)直觀觀察巖樣顆粒分散、垮塌以及沿著弱面的破裂現(xiàn)象,與分散、線性膨脹測(cè)試相比,該方法能夠較全面地反映頁(yè)巖礦物組成、微裂縫、層理面等對(duì)破裂垮塌的影響[16-18]。

采用滾子加熱爐等試驗(yàn)儀器在井底溫度(90 ℃)條件下,將柱狀巖樣密閉浸泡于上述鉆井液體系中。浸泡時(shí)間為5、10和15 d時(shí),取出巖樣拍照,以圖像方式記錄頁(yè)巖宏觀破裂演化過(guò)程。同時(shí),浸泡15 d結(jié)束后烘干巖樣,測(cè)試其聲波時(shí)差,定量表征不同鉆井液體系作用下的相對(duì)破裂程度,并選取完整的巖樣端面進(jìn)行掃描電鏡(SEM)觀察,分析微裂縫形成、擴(kuò)展、貫通結(jié)果,以解釋宏觀破裂行為。

2 鉆井液作用下頁(yè)巖破裂失穩(wěn)現(xiàn)象

2.1 頁(yè)巖化學(xué)損傷破裂失穩(wěn)的宏觀過(guò)程

不同鉆井液體系作用下,頁(yè)巖破裂演化過(guò)程如圖2～4所示。試驗(yàn)結(jié)果是鉆井液性能(抑制性、封堵性、pH值)與頁(yè)巖物理化學(xué)性質(zhì)(分散性、膨脹性、弱結(jié)構(gòu)面等)的綜合反映。

在蒸餾水浸泡作用下,巖樣出現(xiàn)了嚴(yán)重破裂、垮塌現(xiàn)象(圖2)。在浸泡初期(0～5 d),巖樣表面萌生了多條裂縫,且裂縫不斷擴(kuò)展延伸,初期的水-巖化學(xué)損傷嚴(yán)重,巖樣1甚至垮塌、失穩(wěn);在浸泡中后期(5～15 d),巖樣表面裂縫數(shù)量與長(zhǎng)度隨浸泡時(shí)間延長(zhǎng)不斷增加,最終完全破裂、垮塌,表明脆性頁(yè)巖水化同樣具有明顯時(shí)間效應(yīng)。同時(shí),從裂縫形態(tài)上看,巖樣的破裂主要沿同一層理方向。

與蒸餾水浸泡相比,油基鉆井液浸泡10 d之內(nèi),頁(yè)巖破裂、垮塌程度有所減輕,出現(xiàn)垮塌的浸泡時(shí)間增長(zhǎng),破裂主要發(fā)生在10～15 d,但浸泡15 d后,巖樣均完全破裂垮塌(圖3),表明該油基鉆井液防破裂、垮塌能力不強(qiáng)。

與前兩種流體相比,頁(yè)巖在硅酸鹽鉆井液中十分穩(wěn)定,未出現(xiàn)破裂垮塌,巖樣表面僅可見(jiàn)1～2條微小裂縫(圖4),表明該水基鉆井液防破裂、垮塌能力優(yōu)異。

2.2 頁(yè)巖化學(xué)損傷破裂失穩(wěn)的微觀描述

斷裂力學(xué)理論認(rèn)為,材料的破壞源于內(nèi)部微裂縫的產(chǎn)生、擴(kuò)展和貫通。利用掃描電鏡分析鉆井液作用前與作用15 d后頁(yè)巖內(nèi)部微裂縫演化特征(圖5)。

鉆井液作用前,巖樣內(nèi)部微裂縫以層理縫和礦物收縮縫為主(圖5(a)),縫長(zhǎng)均小于10 μm,層理縫與黏土礦物密切相關(guān),延伸方向較為一致,而礦物收縮縫呈隨機(jī)方向分布。

圖5 鉆井液作用后頁(yè)巖微裂縫擴(kuò)展演化特征Fig.5 Micro-fracturing procedure of shale exposed to drilling fluid at 90 ℃

蒸餾水作用后,微裂縫大面積分布,長(zhǎng)度大幅增加(圖5(b)),縫長(zhǎng)為10～300 μm,縫寬小于1 μm,其延伸方向較為一致,主要來(lái)源于層理縫的擴(kuò)展、延伸或貫通;油基鉆井液作用后,巖樣表面可見(jiàn)多條微裂縫(圖5(c)),長(zhǎng)度為10～50 μm,縫寬小于1 μm,根據(jù)其平面分布特征推斷,為層理縫擴(kuò)展、延伸的結(jié)果;硅酸鹽鉆井液作用后,封堵層可能遮擋了巖樣表面裂縫特征,僅少量微裂縫可見(jiàn)(圖5(d)),其長(zhǎng)度大于10 μm,屬于礦物收縮縫的擴(kuò)展結(jié)果。

微裂縫的擴(kuò)展、延伸不一定導(dǎo)致材料強(qiáng)度完全失效,但當(dāng)微裂縫的貫通程度達(dá)到臨界狀態(tài)時(shí),材料將發(fā)生完全破壞。在掃描電鏡下,微裂縫平面分布、縫長(zhǎng)以及縫寬特征與頁(yè)巖宏觀破裂結(jié)果較為一致,表明鉆井液作用對(duì)頁(yè)巖破裂行為具有重要影響。

2.3 頁(yè)巖化學(xué)損傷破裂程度定量表征

聲波時(shí)差是指縱波在單位厚度巖石中傳播所需要的時(shí)間,該值反映了巖石內(nèi)部結(jié)構(gòu)信息,如孔隙、裂縫發(fā)育程度。對(duì)同一性質(zhì)巖樣,聲波時(shí)差越大,內(nèi)部孔縫越發(fā)育,巖體完整性越差。為分析鉆井液作用對(duì)頁(yè)巖內(nèi)部結(jié)構(gòu)破壞程度,測(cè)試浸泡前后巖心柱縱波時(shí)差。

如表1所示,蒸餾水浸泡后,巖樣破裂垮塌程度最為嚴(yán)重,縱波時(shí)差增幅最大,巖石內(nèi)部結(jié)構(gòu)完整性最差;其次為硅酸鹽鉆井液濾液、油基鉆井液;而硅酸鹽鉆井液與白油浸泡后,巖樣縱波時(shí)差增幅幾乎可以忽略不計(jì),巖樣內(nèi)部結(jié)構(gòu)未遭破壞,表明硅酸鹽鉆井液與白油均具有很強(qiáng)的防止頁(yè)巖破裂能力。

表1 基于縱波時(shí)差的頁(yè)巖破裂程度定量表征

3 鉆井液作用下頁(yè)巖破裂失穩(wěn)機(jī)制

頁(yè)巖孔隙比表面積大,黏土礦物含量高,其表面帶有一定負(fù)電荷,且礦物表面金屬鹽含量往往較高,使頁(yè)巖造巖礦物化學(xué)性質(zhì)十分活潑,鉆井液濾液侵入后極易發(fā)生復(fù)雜的水-巖化學(xué)反應(yīng)[1-5],從而促進(jìn)或加速頁(yè)巖破裂失穩(wěn)。這些相互作用包括黏土礦物的水化膨脹,造巖礦物的侵蝕,礦物表面結(jié)晶鹽的溶解,以及液體在礦物表面的物理與化學(xué)吸附。

3.1 裂縫尖端水化膨脹應(yīng)力集中

頁(yè)巖膠結(jié)致密,黏土礦物水化產(chǎn)生的膨脹應(yīng)力難以釋放,但同時(shí)頁(yè)巖微裂縫發(fā)育,該應(yīng)力容易在裂縫尖端處形成應(yīng)力集中。隨水化時(shí)間增加,水化膨脹應(yīng)力不斷變大,當(dāng)應(yīng)力集中超過(guò)裂縫尖端臨界應(yīng)力強(qiáng)度因子KIC時(shí),微裂縫不斷擴(kuò)展延伸,最終使頁(yè)巖破裂、垮塌[19-20]。

試驗(yàn)巖樣在蒸餾水中線性膨脹率約為5%,在硅酸鹽鉆井液中線性膨脹率約為0.5%。相比之下,蒸餾水造成黏土礦物水化膨脹應(yīng)力大,極易造成裂縫尖端應(yīng)力集中,使頁(yè)巖內(nèi)部微裂縫不斷擴(kuò)展延伸,最終發(fā)生嚴(yán)重破裂、垮塌(圖2);同時(shí),隨硅酸鹽鉆井液水化膨脹抑制能力大幅提高,黏土礦物水化膨脹應(yīng)力急劇減小,裂縫尖端應(yīng)力集中程度大大減弱,破裂程度大幅減輕(圖4)。鉆井液水化抑制能力是脆性頁(yè)巖破裂的重要影響因素。

3.2 堿液侵蝕造巖礦物與強(qiáng)化黏土礦物水化膨脹

在具有強(qiáng)抑制能力的油基鉆井液作用下,頁(yè)巖仍出現(xiàn)了嚴(yán)重的破裂失穩(wěn)現(xiàn)象(圖3),表明仍存在其他因素影響頁(yè)巖破裂行為。

流體作用下的化學(xué)損傷是巖石破裂、失穩(wěn)重要影響因素。一般地,油基鉆井液呈高堿性環(huán)境(pH值為10～12),而頁(yè)巖造巖礦物以鋁硅酸鹽為主,如黏土礦物、長(zhǎng)石、微晶石英等,堿性流體侵入后易發(fā)生以下堿液侵蝕化學(xué)反應(yīng)[21-23]。

伊利石+堿液:

(K,H3O+)(Al,Mg,Fe)2[(Si,Al)4O10](OH)2+OH-→K++Al(OH)3+Fe2++Mg2++SiO32-;

正長(zhǎng)石+堿液:

K[AlSi3O8]+OH-→K++Al(OH)3+SiO32-;

石英+堿液:

SiO2+OH-→SiO32-+H2O.

上述化學(xué)反應(yīng)破壞了頁(yè)巖表面與內(nèi)部礦物微觀結(jié)構(gòu),特別是對(duì)裂縫尖端礦物的侵蝕與結(jié)構(gòu)破壞[24-26],降低了裂縫尖端的臨界應(yīng)力強(qiáng)度因子。此外,研究證實(shí),堿液能強(qiáng)化黏土礦物水化膨脹,產(chǎn)生水化膨脹應(yīng)力[27]。在堿性化學(xué)環(huán)境下,堿液侵蝕帶來(lái)的臨界應(yīng)力強(qiáng)度因子降低是裂縫加速擴(kuò)展的前提,而堿液強(qiáng)化黏土礦物水化膨脹產(chǎn)生的應(yīng)力是裂縫擴(kuò)展延伸的必備條件。

本文中所用油基鉆井液pH值約為11.5,在該強(qiáng)堿性環(huán)境下,侵入的鉆井液濾液既侵蝕頁(yè)巖礦物、破壞巖體微觀結(jié)構(gòu),又強(qiáng)化黏土礦物水化分散膨脹,促進(jìn)裂縫不斷擴(kuò)展延伸,造成頁(yè)巖破裂、垮塌失穩(wěn);而將油基鉆井液改性處理,pH值降低至7～8時(shí),浸泡15 d后,巖樣表面僅出現(xiàn)兩條微小未貫通裂縫,巖體結(jié)構(gòu)仍然穩(wěn)定(圖6(a));同時(shí),利用pH值呈中性、化學(xué)活性低的白油開(kāi)展浸泡試驗(yàn),白油與礦物接觸時(shí)的化學(xué)反應(yīng)幾乎可以忽略不計(jì),不會(huì)造成巖石化學(xué)損傷,因而白油作用下頁(yè)巖表面未見(jiàn)裂縫出現(xiàn)(圖6(b)),巖體結(jié)構(gòu)較油基鉆井液作用穩(wěn)定(表1)。研究認(rèn)為,高堿性環(huán)境是油基鉆井液作用下頁(yè)巖發(fā)生嚴(yán)重破裂甚至垮塌失穩(wěn)的主要原因。

圖6 低堿性流體作用下巖樣表面裂縫特征Fig.6 Fracturing behaviors of shale after exposed to fluid with low alkalinity

3.3 鉆井液侵入是頁(yè)巖發(fā)生破裂失穩(wěn)的前提

頁(yè)巖微裂縫與納米級(jí)孔隙發(fā)育,在井筒正壓差、毛細(xì)管力以及化學(xué)勢(shì)作用下,外來(lái)流體易侵入。提高鉆井液封堵性,防止或減小鉆井液侵入量是穩(wěn)定頁(yè)巖地層的首要選擇。

頁(yè)巖孔隙以納米尺度為主,且破裂失穩(wěn)前大部分微裂縫寬度小于1 μm(圖5),宜采用納米級(jí)(粒徑小于1 μm)顆粒進(jìn)行封堵[13-14]。利用馬爾文激光粒度分析儀測(cè)試了本文中鉆井液固相顆粒粒徑(圖7)。測(cè)試結(jié)果表明:油基鉆井液封堵材料以3%防塌封堵劑MP-1為主,僅有7%體積含量的固相顆粒粒徑小于1 μm,對(duì)頁(yè)巖納米孔縫封堵效果較差,不能有效阻止或減緩油基鉆井液濾液侵入,無(wú)法避免濾液侵入帶來(lái)的巖石化學(xué)損傷,從而導(dǎo)致頁(yè)巖出現(xiàn)嚴(yán)重破裂、垮塌失穩(wěn)(圖3、表1);本文中硅酸鹽鉆井液納米級(jí)顆粒體積含量達(dá)20%,加之一定含量的納米乳液(液滴尺寸為0.1～1 μm),并與理想充填劑相結(jié)合,強(qiáng)化納米孔縫與擴(kuò)展延伸縫封堵,最大程度減小頁(yè)巖化學(xué)損傷破裂(圖4、表1)。

圖7 鉆井液固相顆粒粒徑Fig.7 Particle size distribution of drilling fluid

當(dāng)去除硅酸鹽鉆井液中封堵材料時(shí),硅酸鹽鉆井液濾液(pH>11)極易侵入頁(yè)巖,對(duì)頁(yè)巖礦物產(chǎn)生堿液侵蝕與水化膨脹,誘發(fā)頁(yè)巖破裂失穩(wěn)(表1、圖8)。硅酸鹽鉆井液體系的強(qiáng)封堵性有效阻止了高堿性濾液侵入,最大程度避免了巖石化學(xué)損傷,使其作用下的巖體穩(wěn)定性大幅優(yōu)于油基鉆井液與硅酸鹽鉆井液濾液作用下的巖體。

圖8 硅酸鹽鉆井液濾液(無(wú)封堵)作用下巖樣表面裂縫特征Fig.8 Fracturing behaviors of shale after exposed to filtrate of silicate drilling fluid without sealing particles

3.4 頁(yè)巖內(nèi)部微裂縫分布特征

巖石的宏觀破裂源于內(nèi)部微小裂縫的擴(kuò)展延伸。本文中延長(zhǎng)組巖樣層理十分發(fā)育,平行層理面取心時(shí),發(fā)現(xiàn)層理微縫是其最顯著特征(圖5(a))。

鉆井液浸泡試驗(yàn)表明,對(duì)于層理發(fā)育的頁(yè)巖,微裂縫主要沿層理面擴(kuò)展、延伸,乃至貫通,巖石破裂失穩(wěn)方向較單一(圖2～5),本質(zhì)上,這是由頁(yè)巖內(nèi)部微觀結(jié)構(gòu)決定的;而對(duì)于層理欠發(fā)育的頁(yè)巖,其內(nèi)部微觀結(jié)構(gòu)無(wú)明顯方向性,在化學(xué)損傷作用下,裂縫主要呈網(wǎng)狀形式擴(kuò)展延伸,巖樣以網(wǎng)狀破裂為主(圖9)。

圖9 層理欠發(fā)育頁(yè)巖的網(wǎng)狀裂縫與網(wǎng)狀破裂Fig.9 Fracture network of shale without laminated bedding

4 基于井周頁(yè)巖破裂機(jī)制的鉆井液防塌配方優(yōu)化策略

4.1 技術(shù)難點(diǎn)與優(yōu)化思路

含氣頁(yè)巖層段黏土礦物含量高,微裂縫、層理縫等弱面發(fā)育,鉆井液及其濾液沿微裂縫和層理面侵入易引起井壁失穩(wěn),要求鉆井液必須具有非常強(qiáng)的封堵能力和化學(xué)抑制能力。

研究認(rèn)為提高鉆井液抑制性與封堵性、降低鉆井液濾失量、控制合適的鉆井液pH值是減弱鉆井液浸泡對(duì)頁(yè)巖破裂失穩(wěn)影響的主要方法,是進(jìn)一步解決油基鉆井液工況下井壁失穩(wěn)難題的重要方法。同時(shí),也是頁(yè)巖氣井防塌水基鉆井液體系設(shè)計(jì)的主要技術(shù)思路。

4.2 優(yōu)化鉆井液的防塌性能及其現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

威201-H1井是中國(guó)第1口頁(yè)巖氣水平井,由于初期對(duì)頁(yè)巖垮塌機(jī)制認(rèn)識(shí)不足,油基鉆井液封堵性能不佳,使水平井段發(fā)生嚴(yán)重了垮塌[7]。本文中試驗(yàn)用油基鉆井液屬于中國(guó)頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)早期(2012年以前)的鉆井液體系,封堵性能不佳,高溫(100 ℃)高壓濾失量約為8 mL,巖樣受其浸泡后破裂垮塌嚴(yán)重。

在總結(jié)威201-H1井的現(xiàn)場(chǎng)鉆完井技術(shù)后,優(yōu)化時(shí)重點(diǎn)考慮油基鉆井液體系的封堵性、化學(xué)抑制性、穩(wěn)定性等。目前,威遠(yuǎn)地區(qū)油基鉆井液高溫高壓濾失量小于1 mL,采用該鉆井液時(shí),W4和W5井水平段順利完成施工,其中W5井水平段位移達(dá)1 442 m,很好地解決了井壁垮塌難題[28];同時(shí),中石化研發(fā)的高性能油基鉆井液HPOBM的高溫(150 ℃)高壓濾失量小于2.6 mL,達(dá)到了國(guó)外先進(jìn)技術(shù)指標(biāo),應(yīng)用該鉆井液時(shí),彭頁(yè)2HF井和彭頁(yè)3HF井分別成功完鉆1 650和1 100 m水平井段,頁(yè)巖井段施工過(guò)程攜巖返砂正常,成功解決了頁(yè)巖井壁失穩(wěn)技術(shù)難題[29]。

XX井是鄂爾多斯盆地麻黃山區(qū)塊一口重點(diǎn)勘探水平井,目的層延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段(本文取樣層位)屬于易垮塌炭質(zhì)頁(yè)巖。目的層鉆探時(shí),首先采用鉀銨基聚合物鉆井液鉆至A點(diǎn),發(fā)生阻卡,后回填側(cè)鉆;第二次采用鉀銨基聚合物加聚銨鉆井液,未鉆至A點(diǎn)時(shí)已發(fā)生井下坍塌,提前下套管;第三次采用硅酸鹽鉆井液(本文試驗(yàn)用鉆井液)鉆進(jìn),裸眼穿越長(zhǎng)7段易塌頁(yè)巖最大進(jìn)尺625 m,水平段進(jìn)尺557 m,耗時(shí)6.7 d,實(shí)現(xiàn)了水基鉆井液完鉆頁(yè)巖水平井段的突破。此外,截至2012年3月,硅酸鹽鉆井液已在美國(guó)Fayetteville頁(yè)巖地層中成功應(yīng)用于70余口水平井,完鉆效果良好[10]。

濟(jì)陽(yáng)坳陷惠民凹陷沙二-沙四段頂部為泥頁(yè)巖和粉砂巖互層,井壁失穩(wěn)嚴(yán)重。通過(guò)技術(shù)攻關(guān),將鉆井液pH值由9降至8～8.5,并添加屏蔽暫堵材料LF-2以加強(qiáng)封堵,形成了低pH值強(qiáng)封堵的改性鉆井液體系。兩口試驗(yàn)井的井壁穩(wěn)定性保持良好,井徑擴(kuò)大率由11%～25%降至1.6%～8.6%[30]。

5 結(jié) 論

(1)頁(yè)巖在不同鉆井液浸泡作用下化學(xué)損傷程度與破裂行為具有顯著差異,且時(shí)間效應(yīng)明顯。

(2)鉆井液侵入帶來(lái)的水化膨脹與堿液侵蝕是頁(yè)巖化學(xué)損傷的主要形式,也是誘發(fā)脆性頁(yè)巖破裂失穩(wěn)的直接原因。

(3)鉆井液作用下,頁(yè)巖主要沿層理面破裂,破裂的根本原因是層理縫的擴(kuò)展、延伸,該縫大致沿單一方向延伸,縫寬小于1 μm。利用納米顆粒封堵該縫是防止頁(yè)巖破裂的關(guān)鍵。

(4)提高鉆井液封堵性、降低濾失量,減弱水化與堿液侵蝕對(duì)頁(yè)巖破裂失穩(wěn)影響,有助于提高井壁穩(wěn)定性,也是頁(yè)巖氣井防塌水基鉆井液體系設(shè)計(jì)的主要技術(shù)思路。

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(編輯 李志芬)

Laboratory studies of shale fracturing behaviors with rock-drilling fluid interactions

KANG Yili1, CHEN Qiang1,2, YOU Lijun1, LIN Chong1， CHENG Qiuju3

(1.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China; 2.SchoolofGeoscienceandTechnology,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China； 3.NorthChinaOilandGasBranchCompanyofSINOPEC,Zhengzhou450006,China)

Drilling in shale formations has been a challenge due to wellbore instability problems. Loss of drilling fluid into the formation can cause complex interactions of rock-fluid and change the cracking behavior of shale during chemical erosion with reactive clays. In this study, high temperature immersion testing was conducted to investigate the interactions of shale rock samples with various drilling fluids in order to reveal the mechanisms of rock failure, in which the fracture development and microstructure changes of shale rocks during drilling fluid immersion were analyzed, and the fracturing behaviors and its controlling factors were investigated. The results show that strong chemical interactions between the shale samples and drilling fluids in terms of fracture development have been observed. These interactions can enhance the propagation of fracture, and the fracturing behavior is time and chemical dependent. The fracturing of shale can be significantly reduced by increasing the plugging capability and adjusting the pH value of drilling fluids. The shale fracturing induced by chemical erosion of drilling fluids can be attributed to hydration reactions and alkali effects. Optimized oil-based fluid and well designed water-based fluid are essential for wellbore stability. This study can provide valuable insights into the nature of the wellbore instability in shale drilling.

rock fracturing behaviors; fracture development; chemical erosion; drilling fluid; shale

2015-10-12

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05018-005);西南石油大學(xué)研究生創(chuàng)新基金項(xiàng)目(CXJJ2015006)

康毅力(1964-),男,教授,博士,博士生導(dǎo)師,研究方向?yàn)閮?chǔ)層保護(hù)理論及技術(shù)、非常規(guī)天然氣開(kāi)發(fā)、油氣田開(kāi)發(fā)地質(zhì)。E-mail:cwctkyl@vip.sina.com。

1673-5005(2016)04-0081-09

10.3969/j.issn.1673-5005.2016.04.010

TU 452

A

康毅力，陳強(qiáng)，游利軍，等.鉆井液作用下頁(yè)巖破裂失穩(wěn)行為試驗(yàn)[J].中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2016,40(4)：81-89.

KANG Yili, CHEN Qiang, YOU Lijun, et al. Laboratory studies of shale fracturing behaviors with rock-drilling fluid interactions[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2016,40(4):81-89.