南堡油田硬脆性泥页岩地层井壁失稳原因实验

2020-04-08歹震东朱宽亮郑淑媛刘厚彬

科学技术与工程 2020年3期

歹震东，朱宽亮，李皋*，郑淑媛，刘厚彬，周岩

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；2.中国石油冀东油田钻采工艺研究院，唐山 063004)

南堡油田地质上为渤海湾盆地黄骅坳陷北部的南堡凹陷[1]。南堡2、3号构造位于南堡凹陷的南部，2号构造沙河街组为断背斜构造，3号构造表现为断阶构造，整体呈北东南西向展布，自下而上继承性发育[2-3](图1)，南堡2、3号构造存在七套储层，自上而下：新近系明化镇组下段、馆陶组，古近系东一段、东二段、东三段、沙河街组沙一段储层及奥陶系储层(图2)。现主要针对东二段、东三段、沙一段开展研究工作。

图1 南堡凹陷中深层构造分布情况

图2 南堡2号、3号构造中深层成藏模式

东二段岩性以泥岩、粉砂质泥岩、粉砂岩为主；东三段岩性以灰色泥岩夹细砂岩为主；沙一段岩性以灰褐色含细砾中粗砂岩为主[4]。近年来，冀东油田重点勘探开发中深层油藏，该层段埋藏较深，地质层系多，岩性变化复杂，且地层岩石黏土含量高；微裂缝、微孔洞都较为发育，可能诱发水力劈裂作用，加剧井壁岩石破碎，地层岩石力学强度降低，加剧井壁失稳，导致钻井过程中井壁掉块、缩径、垮塌等一系列井下复杂事故的发生，延长钻井周期[5-8]。针对中深层地层硬脆性泥页岩井壁失稳问题，国内外学者进行了大量研究：Deily等[9]基于多孔弹性体的应力状态研究，建立了井周应力状态模型；Chenevert[10]进行了不同类型钻井液对泥页岩产生膨胀趋势的研究；Mody等[11]考虑了力学-化学耦合对井壁应力影响的研究；Kanfar等[12]根据泥页岩经钻井液浸泡作用后发生强度降低的现象构建了力-化-渗耦合井壁稳定分析模型；黄荣樽等[13]提出了水化作用下泥页岩井壁围岩应力状态的简便计算方法；Dusseault等[14]、Ong等[15]研究了各向异性地层对井壁稳定性的影响；Ma等[16]结合力-渗耦合模型，采用层理面破坏准则分析了硬脆性泥页岩地层的破坏机理；陈卓等[17]利用FLAC3D软件将硬脆性泥页岩的损伤破坏模型应用到井壁稳定分析中；金衍等[18]、汪传磊等[19]、刘厚彬等[20]、刘向君等[21]基于岩石弱面强度理论研究了弱面强度在钻井过程中对井壁稳定的影响。

据钻井工程资料显示(表1)，南堡2、3号构造硬脆性泥页岩层段，遇阻、卡钻、井眼掉块、井壁坍塌等事故频发，测井显示，井眼扩径在砂泥岩互层发育层段尤为突出。通过对2、3号构造泥页岩层段取芯进行室内实验研究，认识南堡油田东二至沙河街组硬脆性泥页岩地层井壁稳定机理。

表1 钻井事故统计

1 泥页岩井壁失稳机理实验

1.1 组分结构分析

1.1.1 矿物组分及相对含量分析

采用X射线衍射方法开展南堡2、3号构造中深层泥页岩全岩及黏土矿物分析(图3)，可知东二段至沙河街组泥页岩的矿物组分以黏土、石英为主，此外不同程度发育有长石、方解石、白云石等。黏土含量29.85%～61.87%，平均44.203%，相对而言，东营组黏土含量略高于沙河街组；黏土矿物主要以伊利石、伊/蒙混层为主，未含蒙脱石，但伊/蒙混层含量高(20.31%～50.3%)呈现一定的膨胀性，易引起水化膨胀井壁失稳；脆性矿物较为发育，石英含量为19.45%～41.40%，平均为29.28%，基于岩石矿物组分的脆性评价方法[22]，得出其脆性指数介于0.19～0.41，可知其具有一定的脆性，因此，该区块泥页岩呈现出硬脆性特征，加之层理面发育，钻井过程中应力释放(卸荷)、钻具机械扰动极易导致井壁岩石破裂，为钻井液侵入提供通道。

图3 南堡2、3号构造中深层储层矿物及黏土组成分布

1.1.2 泥页岩微观组构分析

除组分外，地层岩石中微裂缝是否发育、发育的程度及微裂缝开展的大小是研究井壁失稳的另一重要因素。使用SEM电镜扫描观察研究2、3号构造岩石内部孔隙结构及微裂缝特征。如图4所示，南堡2号构造东二段、3号构造东二段和沙一段泥泥页岩储层均较为致密，但孔缝仍较发育，粒间孔缝、溶蚀孔多见，孔缝黏土矿物充填程度较轻。研究可得：南堡凹陷2、3号构造中深层储集空间主要以粒间孔为主，压实程度高、结构紧密；微裂缝、微孔洞都较为发育，少量粒内溶孔、铸模孔及高岭石晶间微孔。微裂缝的客观存在将破坏岩石的完整性，弱化原岩的力学性能，同时为钻井过程中，钻井液进入地层提供了通道。钻井过程中，在钻井正压差以及毛管力的作用下，工作液滤液沿裂缝或微裂缝侵入地层，一方面将可能诱发水力劈裂作用，加剧井壁地层岩石破碎，另一方面也提高了钻井液与地层中黏土矿物和有机质的作用概率及作用程度，加剧井壁失稳。

图4 南堡2号、3号构造泥页岩扫描电镜图

1.2 阳离子交换容量测定分析

对南堡2号、3号构造共计10组岩样进行了阳离子交换容量试验测试，结果如表2所示。综合微观组构、矿物组分，分析可知以下结果。

(1)南堡2、3号构造的东二至沙河街组泥岩的阳离子交换容量分布范围75～330 mmol/kg，平均为172.58 mmol/kg。

(2) 同一地层在不同构造区块其阳离子交换容量存在差异，且东营组阳离子容量高于沙河街组，表明相对沙河街组，东营组将表现强的水化能力，水基钻井液作用下更易发生井下失稳。

(3)伊/蒙混层含量高，将导致岩石具有一定的膨胀性。且高阳离子交换容量使泥页岩具有强水敏性。

表2 阳离子交换容量测试结果

2 力学特征分析

岩石的力学特性是影响井眼稳定性的重要因素，这些强度特性从不同的角度表征了岩石在受到外力扰动作用过程中的变形和破坏特征及其受钻井液的影响。在钻井液的作用下，岩石的力学强度将发生明显的变化。钻井液对泥页岩强度产生的影响直接体现在井壁失稳。且由于弱理面的客观存在将导致泥页岩具有强非均质性。通过开展不同钻井液体系下的岩石力学特征测试分析，确定南堡2、3号构造泥页岩地层岩石力学特性及影响井壁失稳的机理。

2.1 压入硬度测试分析

采用史氏压入硬度测定方法对2号、3号构造中的岩心进行硬度测试分析，并进行KCl抗高温体系钻井液与KCl成膜体系钻井液浸泡岩心后的硬度测试分析，进而研究钻井液水化效应对泥页岩强度的影响。

分别对原岩、KCl抗高温钻井液体系、KCl成膜钻井液浸泡后的岩石试样进行了岩石压入硬度测试(表3)，对比结果表明：经钻井液浸泡后的岩石，其强度均有降低，钻井液体系对地层力学性能影响显著。总体看来：KCl抗高温体系对岩石力学强度的保存优于KCl成膜体系。

表3 压入硬度测试结果

2.2 三轴压缩测试分析

开展三轴力学测试，评价钻井液、裂纹、砂泥之间与轴向夹角关系对岩石强度的影响，表4为泥页岩三轴力学试验测试结果。

三轴力学测试结果(表4)显示：泥页岩岩石力学强度受裂缝及钻井液浸泡作用影响明显，无明显裂缝岩样的抗压强度分别为70.9、124.5 MPa，弹性模量普遍在10.4、9.3 GPa，发育有明显裂缝或裂纹的岩样抗压强度与弹性模量下降明显，抗压强度分别为39.3、102.3 MPa，弹性模量分别为4.3、7.4 GPa；并且，未经钻井液浸泡的岩样，其抗压强度为145.6 MPa，弹性模量为7.8 GPa，钻井液浸泡后的岩样，抗压强度下降为83.8 MPa，弹性模量下降为7.03 GPa，抗压强度降幅为42.4%。微裂缝与钻井液侵入作用是影响泥页岩地层井壁失稳的主要因素。

表4 泥页岩三轴力学实验测试结果

图5所示为岩样三轴力学试验作用后的岩石破坏图。由图5可知，岩心均是沿纹理面以劈裂的形式破坏，说明该层段的泥页岩具有强烈的脆性特征。东二、东三及沙一段泥岩普遍为砂泥岩互层，钻进过程中受应力释放、钻具机械扰动等，易导致沿薄泥层劈裂或滑移；其次，岩石中存在的微裂缝、微孔隙在钻井液的作用下，会在裂缝尖端产生应力集中，因此在流体作用下，岩石可能会产生裂缝，并可能导致裂缝的扩展、贯通，最终引起岩石破坏。

图5 岩石破坏图

3 泥页岩井壁失稳原因分析

针对南堡油田2号、3号构造中深层泥页岩岩石分别取不同井位、不同层位的岩心开展组分结构、阳离子交换容量测定、压入硬度测试及三轴力学试验分析，综合对比分析2号、3号构造岩石微观物理性质及宏观力学性能，可知导致该区块硬脆性泥页岩发生井壁失稳具有如下原因。

(1)泥页岩岩石表面宏观层理、裂缝及微观裂纹均较为发育，岩石内部粒间孔缝、溶蚀孔多见，裂缝将破坏岩石的完整性，弱化原岩的力学性能；同时在钻井过程中，裂缝为钻井液滤液进入地层提供了通道。

(2)硬脆性泥页岩未含蒙脱石，但伊利石、伊/蒙混层等黏土矿物含量较高，将导致岩石具有一定的膨胀性且该区块硬脆性泥页岩具有较强的水化能力。钻井液滤液沿地层发育裂缝侵入岩石内部后，降低岩石结构强、产生水力尖劈作用，导致地层破碎，诱发井壁失稳；同时泥页岩表现出的脆性特征及非均质应力特征，在钻井破岩过程中的应力释放及钻具扰动作用易形成岩石卸载缝，这种次生缝可能与地层天然发育的裂缝叠加影响地层岩石。