韓正波，劉厚彬，張靖濤，楊華建，沈欣宇，陽 強

(1.油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；2.西南石油大學，四川 成都 610500；3.中國石油長慶油田分公司，甘肅 慶陽 745000；4.中國石油西南油氣田分公司，四川 成都 610017；5.四川頁巖氣勘探開發(fā)有限責任公司，四川 成都 610051)

0 引 言

四川盆地中部龍馬溪組頁巖氣儲量豐富[1-3]，埋深為3 225.00～3 805.00 m，但裂縫和孔隙發(fā)育，對鉆井工程中井壁穩(wěn)定性造成一定影響[4]。針對頁巖地層的力學性能和井壁穩(wěn)定問題，國內外學者已開展大量的研究：Jaeger[5]提出了單一弱面準則的概念；劉志遠等[6]基于溫度場、滲流場、裂縫產狀、水化作用對弱面內摩擦因數(shù)和內聚力的影響，建立了井壁失穩(wěn)模型；劉向君等[7]定量分析了巖石弱結構面對直井和斜井井壁巖石力學性能的影響；馬天壽等[8]基于斜井井壁應力分布模型和井壁失穩(wěn)巖石破壞模式，得到維持井壁穩(wěn)定的鉆井液安全密度窗口、安全和危險井眼軌跡的求解方法；楊寶剛等[9-10]將測井分析和實驗室力學測試相結合，評價了四川盆地長寧區(qū)塊志留系泥頁巖龍馬溪組的巖石力學特征。在前人研究基礎上，以四川盆地中部自201井造斜井段及水平段井壁坍塌地層的巖心為研究對象，對巖石的微觀結構及力學性能進行系統(tǒng)性實驗測試分析，建立井筒-地層間滲流運移計算模型、力學弱面判斷模型，揭示了深層脆性頁巖井壁垮塌機理，為深層脆性頁巖水平井安全鉆井提供技術支持。

1 脆性頁巖微觀結構

1.1 龍馬溪組頁巖礦物組分

對自201井龍馬溪組頁巖巖心進行X-射線衍射實驗，測試該層段頁巖的礦物組分，并計算其脆性指數(shù)[11-12]，實驗結果如表1所示。

表1 龍馬溪組頁巖礦物組分及脆性指數(shù)Table 1 Mineral composition and brittleness index of shale in Longmaxi Formation

由表1可知，自201井龍馬溪組頁巖主要以石英礦物為主，石英含量平均約為40%，含有少量長石、方解石等；黏土含量較低，主要以高嶺石、綠泥石、伊高混層為主；平均脆性指數(shù)約為70%，該類頁巖硬度高、力學強度高、脆性強、水化膨脹能力較弱，在高應力及外力環(huán)境下容易產生微裂縫[13-15]。

1.2 巖石空間展布及微觀結構

自201井龍馬溪組頁巖地層鉆井過程中井壁崩塌嚴重，遇阻、卡鉆情況頻發(fā)，該層段巖心照片如圖1所示。由圖1可知，自201井龍馬溪組頁巖完整性較差，部分層段厚度較小，薄層厚度約為1 cm，層理及裂縫十分發(fā)育，部分層段含有方解石充填條帶，巖石易沿交界面斷裂。

圖1 自201井龍馬溪組頁巖巖心Fig.1 The shale core from from Well Zi201 in Longmaxi Formation

利用環(huán)境掃描電鏡(SEM)，從微觀結構上揭示自201井龍馬溪組頁巖巖石力學及井壁穩(wěn)定性等特征(圖2)。自201井龍馬溪組頁巖層理縫發(fā)育，層狀結構明顯(圖2a)，該類巖樣易沿層理縫發(fā)生滑移破壞；裂縫發(fā)育(圖2b)，裂縫開度多為3 μm，裂縫之間交叉，弱化了巖石的力學強度。

圖2 破碎巖樣微觀結構Fig.2 The microstructure of broken rock sample

2 頁巖水化性能

2.1 水化膨脹性能

水化膨脹性能測試用于評價不同鉆井液體系抑制巖體膨脹的能力，可作為優(yōu)選鉆井液體系的重要指標，同時，也可用于研究井壁巖石水化膨脹能力及井壁垮塌失穩(wěn)機理，為后期鉆井液體系設計及穩(wěn)定井壁措施提供依據(jù)。實驗巖心為自201井龍馬溪組巖心，采用膨脹儀分別測試巖心在水基鉆井液和油基鉆井液浸泡下的膨脹應變，浸泡時間均為24 h，實驗結果如表2所示。由表2可知，自201井龍馬溪組頁巖在水基鉆井液浸泡下膨脹應變平均小于0.1%，水化膨脹應變較??；在油基鉆井液浸泡下膨脹應變接近0.0，其水化膨脹性更小。此外，該水化膨脹性能測試結果驗證了龍馬溪組頁巖的黏土礦物主要以高嶺石、綠泥石、伊高混層為主，水化膨脹性弱的特點。

表2 自201井區(qū)頁巖膨脹應變測試結果Table 2 The testing results of shale swelling strain in Zi201 well block.

2.2 水化分散性能

利用熱滾爐進行自201井龍馬溪組巖樣的滾動回收率實驗，評價巖石的水化膨脹分散性能。實驗步驟為：①擊碎巖心，篩選粒徑為2.0～3.2 mm的巖心顆粒烘干；②分別裝入盛有水基鉆井液和油基鉆井液的高溫罐中滾動16 h；③將顆粒取出篩洗烘干后進行稱重。實驗結果如表3所示。由表3可知，自201井區(qū)龍馬溪組頁巖在水基鉆井液中的分散性較弱，水化分散后巖石質量減少量較小，平均滾動回收率高達96.45%；由于油基鉆井液里的某些成分附著于巖樣表面或者裂縫中，使得油基鉆井液的平均滾動回收率達到110.85%，從而說明油基鉆井液抑制膨脹分散能力強。

表3 自201井區(qū)頁巖滾動回收率測試結果Table 3 The testing results of shale rolling recovery rate in Zi201 well block

3 巖石力學性能研究

通過三軸力學實驗，可以準確獲取井下壓力環(huán)境下的巖石力學參數(shù)，評價裂縫發(fā)育與否和裂縫走向對井壁圍巖滲流能力和井壁巖石坍塌壓力當量密度的影響。分別測試自201井龍馬溪組頁巖干燥巖心和經鉆井液浸泡24 h后的巖樣力學性能(表4)。由表4可知，4號巖心抗壓強度最大，1、2號巖心的抗壓強度小于50 MPa，與常見頁巖的抗壓強度[16-17]相比，龍馬溪組頁巖抗壓強度較差；裂縫的產狀對巖心的抗壓強度、內摩擦角及內聚力影響較大，當裂縫角度為30 °時影響最為顯著；實驗設置圍壓、取心角度對巖石的力學性能影響較大；鉆井液浸泡對巖石力學性能影響較小。

表4 三軸力學實驗結果Table 4 The results of triaxial mechanics experiment

4 井壁穩(wěn)定性評價

4.1 坍塌壓力計算模型

4.1.1 滲流模型

水平井層理裂縫與井眼軌跡之間夾角的計算模型為：

(1)

a1=sinβcosα

(2)

a2=sinβsinα

(3)

a3=cosβ

(4)

b1=cosαcosβcosθ-sinαsinθ

(5)

b2=sinαcosβcosθ+cosαsinθ

(6)

b3=-sinβcosθ

(7)

式中：ξ為井壁與層理面夾角，°；α為井眼軌跡方位角，°；β為井眼軌跡井斜角，°；θ為井周角，°。

三維達西公式微分形式為：

(8)

式中：qi為滲流速度，m/s；Kij為滲透率，D；μ為黏度，mPa·s；p為地層壓力，MPa；d為位移，m；i、j表示三維方向x、y、z。

對于各項異性地層，三維達西公式可以寫成如下展開形式：

(9)

因此，滲透率張量為：

(10)

式中：K為滲透率張量，D。

此時，滲透率張量具有與應力張量類似的性質，也存在相應的主張量。當滲透率主張量與具有顯著層理結構的頁巖層理面重合時，滲透率張量可表示為：

(11)

滲透率模型可簡化為：

KR=Kxxsin2ξ+Kzzcos2ξ

(12)

式中：KR為井壁徑向滲流能力，D。

4.1.2 巖石本體破壞的計算模型

頁巖本體破壞時的坍塌壓力為：

(13)

式中：σ1為最大主應力，MPa；σ3為最小主應力，MPa；C0為基巖內聚力，MPa；φ0為基巖內摩擦角，°。

4.1.3 巖石沿裂縫發(fā)生滑移破壞的計算模型

巖石沿裂縫發(fā)生滑移破壞時的坍塌壓力為：

(14)

式中：Cw為弱面內聚力，MPa；φw為弱面內摩擦角，°。

4.2 實例分析

以自201井3 650 m處頁巖為例，分別評價傾角固定時井眼軌跡對井壁滲流能力的影響，傾角變化時井眼軌跡對井壁穩(wěn)定性的影響及傾角固定時井眼軌跡對井壁穩(wěn)定性的影響。條件設定為垂向主應力梯度為2.60 MPa/m，水平最大主應力梯度為2.19 MPa/m，水平最小主應力梯度為2.05 MPa/m，基質滲透率為0.025 2 mD，含層理頁巖滲透率為2.320 0 mD。

當裂縫傾向為90 °、傾角為30 °時，不同井眼軌跡對井壁滲流能力的影響如圖3所示。由圖3可知，井眼軌跡變化嚴重影響井壁滲流能力。當井眼方位角為270 °、井斜角為30 °、井周角為30 °時，井壁滲流能力最大為1.080 0 mD，最大滲透率在4個方位角中最小。當井眼方位角為0、90 °時，徑向平行于層理處的井壁滲流能力最大，其他情況井壁滲透率大多超過0.882 5 mD。因此，在鉆井工程中選擇合理的鉆進方向及封堵性鉆井液可以有效提高深層脆性頁巖井壁穩(wěn)定性。

圖3 井眼軌跡對井壁滲流能力的影響Fig.3 The influence of borehole trajectory on the seepage capacity of the borehole wall

當裂縫傾角為30 °，傾向不同時，井眼軌跡對坍塌壓力當量密度的影響如圖4所示。由圖4可知，井壁坍塌壓力當量密度與裂縫傾向及井眼軌跡間存在較好的相關性。當裂縫傾向為270 °時，井壁坍塌壓力當量密度最大值較小，水平井井壁穩(wěn)定性較好，因此，沿著裂縫面的法線方向鉆進，井壁的穩(wěn)定性將會有所提高；裂縫傾角為270 °，井斜角為60～90 °時，坍塌壓力當量密度最大(圖4d)，此時鉆井處于造斜段，因此，可適當增加鉆井液密度，可確保造斜段的井壁穩(wěn)定性。

圖4 不同井斜角、方位角與坍塌壓力當量密度的關系Fig.4 The relationship between different well deviation angles,azimuth angles and equivalent density of collapse pressure

當裂縫傾向為90 °、傾角為30 °時，井眼軌跡對坍塌壓力當量密度的影響如圖5所示。由圖5可知，井眼方位角為270 °時，井壁坍塌壓力當量密度最大值在4個情況下最小。由圖5b可知，井斜角為0～30 °時，井壁坍塌壓力當量密度最小。當井斜角為30～90 °，方位角為30～150 °和210～330 °時，井壁的坍塌壓力當量密度高達1.790 g/cm3以上，井壁處于易坍塌狀態(tài)，不利于造斜段以及水平井的井壁穩(wěn)定。坍塌壓力當量密度增大的主要原因：該層段巖石破碎導致近井壁地帶鉆井液滲流能力增大，壓力穿透破碎地帶，孔隙壓力增大，同時，起下鉆過程中井筒孔隙壓力瞬間減小，形成異常低壓，導致井壁巖石崩落，井筒形成卡鉆。

圖5 不同井斜角、井周角與坍塌壓力當量密度的關系Fig.5 The relationship between different well deviation angles,circumference angles and equivalent density of collapse pressure

5 結論與建議

(1) 川中3 500 m以深頁巖儲層的石英、長石等脆性礦物含量高，方解石條帶發(fā)育，脆性指數(shù)高達70%，黏土礦物主要以高嶺石、綠泥石、伊高混層為主，水化膨脹作用弱。微裂縫和層理較為發(fā)育，且裂縫和層理存在交叉，巖體破碎，薄層特征明顯，穿越薄層可鉆性差。

(2) 自201井龍馬溪組頁巖水化膨脹應變較小，水化膨脹分散能力弱，油基鉆井液抑制膨脹分散能力強；無裂縫基質力學性能較好，含裂縫頁巖力學性能差，易造成井下事故發(fā)生。

(3) 結合含裂縫巖樣的抗壓強度、彈性模量、內聚力、內摩擦角等巖石力學參數(shù)建立了井壁圍巖的滲流能力和井壁巖石的坍塌壓力當量密度模型，確定井眼方位角為270 °、井斜角為30 °、井周角為30 °時，井壁滲流能力最低為1.080 0 mD；當裂縫傾向為270 °時，井壁坍塌壓力當量密度最大值較小，僅為1.632 g/cm3，水平井井壁穩(wěn)定性較好。

(4) 對于裂縫發(fā)育層段需采用封堵性較好的鉆井液進行封堵，防止因鉆井液過量滲入井壁巖石中，導致井壁坍塌，其次對于造斜段以及水平井應該使用合理的鉆井液密度，避免因壓力過大而導致壓力穿透或因壓力過小而導致井壁坍塌，建議現(xiàn)場采用1.800 g/cm3鉆井液，來確保井壁穩(wěn)定。