陈俊斌， 李晓阳， 舒小波， 刘向君， 梁利喜

(1油气田应用化学四川省重点实验室 2川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 3川庆钻探工程有限公司工程技术处 4西南石油大学)

近几年页岩气产量迅猛增长，已成为我国能源战略部署的重要组成部分[1]。为提高页岩气产量、降低开发成本，页岩气井采用丛式水平井的开发模式[2]。在页岩气长水平段钻井过程中，井壁垮塌成为制约页岩气勘探开发的关键问题[3-5]。目前，室内往往采用单一的抑制性与封堵性评价方法用于测试钻井液对页岩井壁稳定性能的影响，存在一定的局限性，无法对经钻井液浸泡后的页岩力学性能做出有效分析[6-8]。针对四川盆地川南地区龙马溪组页岩岩样，本文从页岩组分及其特征分析出发，考虑不同钻井液体系对页岩力学性能的影响，同时结合化学与力学因素，分析不同体系钻井液对页岩水平井坍塌压力的影响，为长水平段页岩气高效开发提供技术支撑。

一、页岩组分及特征分析

1. 矿物组分及理化性能分析

针对川南地区龙马溪组页岩岩样，室内对30个露头岩样与10个井下岩样进行了X射线全岩矿物及黏土矿物分析。露头与井下岩样黏土矿物含量接近，其平均值均低于35%，以硅质为主，且普遍含有碳酸盐矿物。由于页岩黏土矿物以伊利石为主，晶层间作用力相对较高，晶间距较小，外来离子不易进入晶层空间，只能吸附在黏土颗粒外表面，因而具有较低的比表面积，展现出较低的水化膨胀能力。通过比表面积与阳离子交换容量分析，上述测试岩样的比表面积均低于10 m2/g阳离子交换容量均小于12 mmol/100 g。

2.孔隙度与渗透率

室内采用HKGP-3型致密岩心气体渗透率孔隙度测定仪与皂膜流量计渗透率测量仪对上述龙马溪组露头与井下岩样分别进行了孔隙度与渗透率分析。测试结果表明，上述岩样孔隙度分布在0.7%～11.7%，除少数微裂缝发育的岩样外，页岩基质总体表现为渗透性极低，基本小于0.0001 mD。

3.页岩润湿性分析

室内采用接触角法，分别测定清水、白油、煤油在页岩表面的接触角变化情况，测试结果可以看出，煤油和白油可完全铺展在页岩表面，展现出较强的油润湿性；清水则呈现不同的接触角，但由于接触角较小，页岩同样展现出较强的亲水特性。

4.微观结构分析

图1展示了川南地区龙马溪组露头与井下页岩岩样的扫描电镜照片，从图1可以看出页岩压实程度高，结构紧密，微裂缝、微孔发育，自然状态下微裂缝开度达5 μm以上。

(a)1#露头页岩岩样

(b)2#井下页岩岩样

二、钻井液对页岩力学性能影响分析

1.实验评价用钻井液体系

页岩井壁稳定除力学影响因素以外，还包括钻井液与页岩岩石间的化学作用。由于不同钻井液体系中各处理剂功能作用的不同，使得不同钻井液对页岩井壁稳定产生的作用效果不同。针对不同的钻井液，室内选用水基与油基钻井液(如表1所示)，将页岩浸泡于钻井液中进行处理，测定浸泡以后页岩的力学性能，其中浸泡温度80℃、浸泡时间48 h、浸泡压力3.0 MPa。

表1 实验评价用钻井液

2. 钻井液对页岩抗压强度的影响

川南地区龙马溪组页岩具有较高的抗压强度，其力学破坏具显著的脆性断裂特征[9]。为此，针对钻井液对页岩抗压强度影响，室内采用川南地区露头岩样(尺寸Ø25 mm×50 mm)，测定经不同钻井液浸泡以后的页岩在围压15 MPa、30 MPa时的抗压强度(测定值为4个岩样平均值)，测试结果如图2所示。由图2可以看出，经不同钻井液浸泡以后，页岩抗压强度普遍降低，但降低程度存在显著差异。相对于抑制性MEG与KCl聚磺钻井液，封堵钻井液Ⅰ型与封堵性白油基钻井液对页岩抗压强度影响较小。对比封堵钻井液Ⅰ型与Ⅱ型抗压强度测试结果，是否形成有效封堵是保障页岩井壁稳定的前提。此外，对于无封堵油基钻井液，油基钻井液易随裂缝侵入页岩内部，使得页岩内部应力发生改变，导致新裂缝的产生，同时基液与页岩中的有机质作用，因而展现出较低的抗压强度值。

图2 钻井液浸泡后的岩心三轴抗压强度测试结果

3. 钻井液对页岩压入硬度影响分析

针对页岩基质硬度，室内采用史氏压入硬度测定方法测定钻井液对页岩压入硬度的影响[10]。每组测10个岩样，取其平均值，测试结果如图3所示。

图3 不同钻井液体系浸泡后的页岩史氏硬度测试结果

从图3可以看出，原岩压入硬度为1 220 MPa，受钻井液浸泡影响，页岩压入硬度值均有所降低，其规律变化与页岩抗压强度测试结果相似。通过对比分析可以看出，由于页岩基质渗透性极低，当钻井液在页岩表面形成有效封堵以后，可有效隔绝外来流体对页岩整体性能的影响，因而对于经封堵钻井液Ⅰ型与封堵性白油基钻井液处理后的页岩岩样，其压入硬度值均高于其它钻井液。对于MEG与KCl聚磺钻井液，抑制剂的存在在一定程度上有利于缓减页岩强度的降低，但并不能隔离外来流体对页岩内部结构的影响，因而其压入硬度值降低较为显著。白油基钻井液虽对黏土水化作用可忽略，但无封堵性白油基钻井液不能在页岩裂缝中形成有效封堵，水力劈裂作用以及基液与页岩内部有机质作用导致其浸泡后的页岩压入硬度值显著降低。

4.钻井液对页岩脆性特征影响分析

Rickman脆性指数是目前应用最为广泛的描述页岩脆性的方法，本文将采用该参数用于川南地区龙马溪组页岩脆性特征评价，其计算公式如式(1)～式(3)所示[11]。

(1)

(2)

(3)

式中:EB—归一化的杨氏模量；EM和EN—分别为最大、最小杨氏模量；μB—归一化的泊松比；μM和μN—分别为最大、最小杨氏模量；Brit—为岩石力学脆性指数，无量纲。

根据围压为30 MPa时页岩三轴压力测试实验数据分析结果，结合Rickman脆性系数计算公式，获取了经不同钻井液浸泡处理后页岩的脆性指数，测试结果如图4所示。从图4可以看出，除无封堵性白油基钻井液，其余页岩岩样的脆性指数均大于0.2，部分页岩脆性系数大于0.3。因此，经上述钻井液浸泡后的页岩岩样，仍具有较高的脆性。

图4 不同钻井液体系浸泡后的岩样脆性指数(围压30 MPa)

三、钻井液对水平井地层坍塌压力影响分析

1. Hoek-Brown强度准则

Hoek-Brown强度准则[12]综合考虑了岩体结构、岩块强度、应力状态等多种因素的影响，不仅能更好地反映岩体的非线性破坏特征，而且能解释低应力区和高应力区对结构面发育岩体强度的影响，符合岩体的变形特征和破坏特征，如式(4)所示。

(4)

依据Hoek等研究成果，可将式(4)中a取为0.5，此时仅需确定m，s的取值。观察野外硬脆性页岩出露及岩心试样，选取裂隙密度及裂隙组数做为评价m、s取值大小的评价指标，裂隙发育指数如式(5)所示。根据已有三轴实验测试结果以及数值模拟分析结果，分析得到参数m、s取值与裂隙发育指数间存在较好的关系，如式(6)和式(7)。

JV=∑2JdJs

(5)

m=0.134ln(Jv)+0.9338R2=0.9723

(6)

s=-0.9462ln(Jv)+10.156R2=0.9923

(7)

式中：Jd、Js—分别为裂隙的线密度及发育组数；Jv—为裂隙发育指数。

2.页岩层段地应力分析

当孔弹性系数、地层孔隙压力及岩石的抗张强度已知且水平向最小主应力为原地三个主应力的最小主应力时，利用压裂资料获取地层破裂压力和最小水平主应力大小后，即可进一步获取最大水平主应力[13]。基于压裂资料求取水平主应力，再根据组合弹簧模式，利用已有的地应力反演求取各储层深度点的构造应变系数，结合分层构造应变系数，利用全井岩石弹性模量、泊松比等参数，来计算全井地应力。

3. 地层坍塌压力影响分析

由于页岩经钻井液浸泡以后其力学性能发生显著变化，因此本文以川南地区Y1井为例，考虑上述不同钻井液配方对页岩力学性能的影响，并根据Hoek-Brown强度准则，分析不同钻井液配方入井后对地层坍塌压力的影响，分析结果如图5所示。

图5 不同钻井液作用下页岩地层水平井的坍塌压力

从图5可以看出，在水平井延伸方位相同的条件下，上述六种钻井液所对应的地层坍塌压力均大于原始地层的坍塌压力，即钻井液与页岩地层相接触以后，由于钻井液对页岩力学性能的影响，无论水基还是油基钻井液，均会导致地层坍塌压力的增大。同时，通过对比不同钻井液体系可以看出，钻井液中有效的封堵能力对于稳定页岩地层的井壁稳定是至关重要的。相对于其它钻井液，无封堵性白油基钻井液侵入页岩地层以后，由于页岩内部应力发生变化以及高温下白油与页岩中有机质作用，这是导致页岩地层坍塌压力显著提高的根本原因。

四、现场应用分析

川南地区页岩气水平井钻井过程中，原A井在龙马溪组页岩地层采用密度1.20～1.28 g/cm3油基钻井液钻进过程中出现卡钻、井壁垮塌现象，随后逐步提高钻井液密度至2.10 g/cm3以上(期间持续返出0.5～2 cm颗粒状和薄片状掉块)，井壁坍塌有所缓解，同时该井在提高钻井液密度过程中存在井漏问题。通过后期强化油基钻井液封堵性能以及高性能水基钻井液研究，川南地区B井采用密度1.76 g/cm3强封堵油基钻井液安全钻进2 087 m，龙马溪组地层未出现井壁垮塌失稳问题；川南地区C井采用密度1.75 g/cm3油基钻井液发生井下漏失，由于该井龙马溪地层承压能力低，随后降低钻井液密度至1.60 g/cm3实现正常完钻，龙马溪组地层进尺2 314 m；川南地区D井为直改平井，由于该区龙马溪地层承压能力低，前期采用密度1.70 g/cm3油基钻井液钻进，井漏频繁，多次采用桥浆堵漏、随钻堵漏均未取得较好效果，因此在强化油基钻井液封堵能力的基础上，逐步降低钻井液密度至1.40 g/cm3以后，顺利完钻，油基钻井液总进尺2 054 m；川南地区E井采用密度1.80～1.90 g/cm3页岩气水基钻井液钻进2 064 m龙马溪组地层，未出现井壁垮塌失稳问题，实现了长水平段安全钻进。现场试验表明，通过后期强化油基钻井液封堵性能以及高性能水基钻井液的应用，在维持页岩井壁稳定的基础上均实现了页岩地层钻井液密度的降低。相对于油基钻井液，高性能水基钻井液是否具备进一步降低页岩地层钻井液密度的空间，需进一步探索。

五、结论

(1)川南地区龙马溪组页岩为硬脆性页岩，具水润湿性与油润湿性，黏土矿物含量低于35%，以伊利石为主，原岩裂缝发育。经水基与油基钻井液浸泡以后，页岩抗压强度、硬度降低，但仍展现出较高的脆性。

(2)当钻井液与页岩地层相接触以后，由于井下力学与化学因素影响，导致页岩地层坍塌压力较原地层坍塌压力提高。因此，采用原地层力学参数获得的地层坍塌压力并不能满足现场实际需要，需考虑钻井液对地层岩石力学性能的影响。同时，可将钻井液对页岩力学性能评价实验用于钻井液体系评价，可克服以往单一抑制性能评价的不足。

(3)无论油基还是水基钻井液，在保障良好抑制性能的基础上，合理优化钻井液的封堵性能可减少页岩地层坍塌压力的提高，降低实钻过程中的钻井液密度，保障页岩气长水平段钻进过程中的井壁稳定。