韩正波，刘厚彬，张靖涛，杨华建，沈欣宇，阳 强

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.西南石油大学，四川 成都 610500；3.中国石油长庆油田分公司，甘肃 庆阳 745000；4.中国石油西南油气田分公司，四川 成都 610017；5.四川页岩气勘探开发有限责任公司，四川 成都 610051)

0 引 言

四川盆地中部龙马溪组页岩气储量丰富[1-3]，埋深为3 225.00～3 805.00 m，但裂缝和孔隙发育，对钻井工程中井壁稳定性造成一定影响[4]。针对页岩地层的力学性能和井壁稳定问题，国内外学者已开展大量的研究：Jaeger[5]提出了单一弱面准则的概念；刘志远等[6]基于温度场、渗流场、裂缝产状、水化作用对弱面内摩擦因数和内聚力的影响，建立了井壁失稳模型；刘向君等[7]定量分析了岩石弱结构面对直井和斜井井壁岩石力学性能的影响；马天寿等[8]基于斜井井壁应力分布模型和井壁失稳岩石破坏模式，得到维持井壁稳定的钻井液安全密度窗口、安全和危险井眼轨迹的求解方法；杨宝刚等[9-10]将测井分析和实验室力学测试相结合，评价了四川盆地长宁区块志留系泥页岩龙马溪组的岩石力学特征。在前人研究基础上，以四川盆地中部自201井造斜井段及水平段井壁坍塌地层的岩心为研究对象，对岩石的微观结构及力学性能进行系统性实验测试分析，建立井筒-地层间渗流运移计算模型、力学弱面判断模型，揭示了深层脆性页岩井壁垮塌机理，为深层脆性页岩水平井安全钻井提供技术支持。

1 脆性页岩微观结构

1.1 龙马溪组页岩矿物组分

对自201井龙马溪组页岩岩心进行X-射线衍射实验，测试该层段页岩的矿物组分，并计算其脆性指数[11-12]，实验结果如表1所示。

表1 龙马溪组页岩矿物组分及脆性指数Table 1 Mineral composition and brittleness index of shale in Longmaxi Formation

由表1可知，自201井龙马溪组页岩主要以石英矿物为主，石英含量平均约为40%，含有少量长石、方解石等；黏土含量较低，主要以高岭石、绿泥石、伊高混层为主；平均脆性指数约为70%，该类页岩硬度高、力学强度高、脆性强、水化膨胀能力较弱，在高应力及外力环境下容易产生微裂缝[13-15]。

1.2 岩石空间展布及微观结构

自201井龙马溪组页岩地层钻井过程中井壁崩塌严重，遇阻、卡钻情况频发，该层段岩心照片如图1所示。由图1可知，自201井龙马溪组页岩完整性较差，部分层段厚度较小，薄层厚度约为1 cm，层理及裂缝十分发育，部分层段含有方解石充填条带，岩石易沿交界面断裂。

图1 自201井龙马溪组页岩岩心Fig.1 The shale core from from Well Zi201 in Longmaxi Formation

利用环境扫描电镜(SEM)，从微观结构上揭示自201井龙马溪组页岩岩石力学及井壁稳定性等特征(图2)。自201井龙马溪组页岩层理缝发育，层状结构明显(图2a)，该类岩样易沿层理缝发生滑移破坏；裂缝发育(图2b)，裂缝开度多为3 μm，裂缝之间交叉，弱化了岩石的力学强度。

图2 破碎岩样微观结构Fig.2 The microstructure of broken rock sample

2 页岩水化性能

2.1 水化膨胀性能

水化膨胀性能测试用于评价不同钻井液体系抑制岩体膨胀的能力，可作为优选钻井液体系的重要指标，同时，也可用于研究井壁岩石水化膨胀能力及井壁垮塌失稳机理，为后期钻井液体系设计及稳定井壁措施提供依据。实验岩心为自201井龙马溪组岩心，采用膨胀仪分别测试岩心在水基钻井液和油基钻井液浸泡下的膨胀应变，浸泡时间均为24 h，实验结果如表2所示。由表2可知，自201井龙马溪组页岩在水基钻井液浸泡下膨胀应变平均小于0.1%，水化膨胀应变较小；在油基钻井液浸泡下膨胀应变接近0.0，其水化膨胀性更小。此外，该水化膨胀性能测试结果验证了龙马溪组页岩的黏土矿物主要以高岭石、绿泥石、伊高混层为主，水化膨胀性弱的特点。

表2 自201井区页岩膨胀应变测试结果Table 2 The testing results of shale swelling strain in Zi201 well block.

2.2 水化分散性能

利用热滚炉进行自201井龙马溪组岩样的滚动回收率实验，评价岩石的水化膨胀分散性能。实验步骤为：①击碎岩心，筛选粒径为2.0～3.2 mm的岩心颗粒烘干；②分别装入盛有水基钻井液和油基钻井液的高温罐中滚动16 h；③将颗粒取出筛洗烘干后进行称重。实验结果如表3所示。由表3可知，自201井区龙马溪组页岩在水基钻井液中的分散性较弱，水化分散后岩石质量减少量较小，平均滚动回收率高达96.45%；由于油基钻井液里的某些成分附着于岩样表面或者裂缝中，使得油基钻井液的平均滚动回收率达到110.85%，从而说明油基钻井液抑制膨胀分散能力强。

表3 自201井区页岩滚动回收率测试结果Table 3 The testing results of shale rolling recovery rate in Zi201 well block

3 岩石力学性能研究

通过三轴力学实验，可以准确获取井下压力环境下的岩石力学参数，评价裂缝发育与否和裂缝走向对井壁围岩渗流能力和井壁岩石坍塌压力当量密度的影响。分别测试自201井龙马溪组页岩干燥岩心和经钻井液浸泡24 h后的岩样力学性能(表4)。由表4可知，4号岩心抗压强度最大，1、2号岩心的抗压强度小于50 MPa，与常见页岩的抗压强度[16-17]相比，龙马溪组页岩抗压强度较差；裂缝的产状对岩心的抗压强度、内摩擦角及内聚力影响较大，当裂缝角度为30 °时影响最为显著；实验设置围压、取心角度对岩石的力学性能影响较大；钻井液浸泡对岩石力学性能影响较小。

表4 三轴力学实验结果Table 4 The results of triaxial mechanics experiment

4 井壁稳定性评价

4.1 坍塌压力计算模型

4.1.1 渗流模型

水平井层理裂缝与井眼轨迹之间夹角的计算模型为：

(1)

a1=sinβcosα

(2)

a2=sinβsinα

(3)

a3=cosβ

(4)

b1=cosαcosβcosθ-sinαsinθ

(5)

b2=sinαcosβcosθ+cosαsinθ

(6)

b3=-sinβcosθ

(7)

式中：ξ为井壁与层理面夹角，°；α为井眼轨迹方位角，°；β为井眼轨迹井斜角，°；θ为井周角，°。

三维达西公式微分形式为：

(8)

式中：qi为渗流速度，m/s；Kij为渗透率，D；μ为黏度，mPa·s；p为地层压力，MPa；d为位移，m；i、j表示三维方向x、y、z。

对于各项异性地层，三维达西公式可以写成如下展开形式：

(9)

因此，渗透率张量为：

(10)

式中：K为渗透率张量，D。

此时，渗透率张量具有与应力张量类似的性质，也存在相应的主张量。当渗透率主张量与具有显著层理结构的页岩层理面重合时，渗透率张量可表示为：

(11)

渗透率模型可简化为：

KR=Kxxsin2ξ+Kzzcos2ξ

(12)

式中：KR为井壁径向渗流能力，D。

4.1.2 岩石本体破坏的计算模型

页岩本体破坏时的坍塌压力为：

(13)

式中：σ1为最大主应力，MPa；σ3为最小主应力，MPa；C0为基岩内聚力，MPa；φ0为基岩内摩擦角，°。

4.1.3 岩石沿裂缝发生滑移破坏的计算模型

岩石沿裂缝发生滑移破坏时的坍塌压力为：

(14)

式中：Cw为弱面内聚力，MPa；φw为弱面内摩擦角，°。

4.2 实例分析

以自201井3 650 m处页岩为例，分别评价倾角固定时井眼轨迹对井壁渗流能力的影响，倾角变化时井眼轨迹对井壁稳定性的影响及倾角固定时井眼轨迹对井壁稳定性的影响。条件设定为垂向主应力梯度为2.60 MPa/m，水平最大主应力梯度为2.19 MPa/m，水平最小主应力梯度为2.05 MPa/m，基质渗透率为0.025 2 mD，含层理页岩渗透率为2.320 0 mD。

当裂缝倾向为90 °、倾角为30 °时，不同井眼轨迹对井壁渗流能力的影响如图3所示。由图3可知，井眼轨迹变化严重影响井壁渗流能力。当井眼方位角为270 °、井斜角为30 °、井周角为30 °时，井壁渗流能力最大为1.080 0 mD，最大渗透率在4个方位角中最小。当井眼方位角为0、90 °时，径向平行于层理处的井壁渗流能力最大，其他情况井壁渗透率大多超过0.882 5 mD。因此，在钻井工程中选择合理的钻进方向及封堵性钻井液可以有效提高深层脆性页岩井壁稳定性。

图3 井眼轨迹对井壁渗流能力的影响Fig.3 The influence of borehole trajectory on the seepage capacity of the borehole wall

当裂缝倾角为30 °，倾向不同时，井眼轨迹对坍塌压力当量密度的影响如图4所示。由图4可知，井壁坍塌压力当量密度与裂缝倾向及井眼轨迹间存在较好的相关性。当裂缝倾向为270 °时，井壁坍塌压力当量密度最大值较小，水平井井壁稳定性较好，因此，沿着裂缝面的法线方向钻进，井壁的稳定性将会有所提高；裂缝倾角为270 °，井斜角为60～90 °时，坍塌压力当量密度最大(图4d)，此时钻井处于造斜段，因此，可适当增加钻井液密度，可确保造斜段的井壁稳定性。

图4 不同井斜角、方位角与坍塌压力当量密度的关系Fig.4 The relationship between different well deviation angles,azimuth angles and equivalent density of collapse pressure

当裂缝倾向为90 °、倾角为30 °时，井眼轨迹对坍塌压力当量密度的影响如图5所示。由图5可知，井眼方位角为270 °时，井壁坍塌压力当量密度最大值在4个情况下最小。由图5b可知，井斜角为0～30 °时，井壁坍塌压力当量密度最小。当井斜角为30～90 °，方位角为30～150 °和210～330 °时，井壁的坍塌压力当量密度高达1.790 g/cm3以上，井壁处于易坍塌状态，不利于造斜段以及水平井的井壁稳定。坍塌压力当量密度增大的主要原因：该层段岩石破碎导致近井壁地带钻井液渗流能力增大，压力穿透破碎地带，孔隙压力增大，同时，起下钻过程中井筒孔隙压力瞬间减小，形成异常低压，导致井壁岩石崩落，井筒形成卡钻。

图5 不同井斜角、井周角与坍塌压力当量密度的关系Fig.5 The relationship between different well deviation angles,circumference angles and equivalent density of collapse pressure

5 结论与建议

(1) 川中3 500 m以深页岩储层的石英、长石等脆性矿物含量高，方解石条带发育，脆性指数高达70%，黏土矿物主要以高岭石、绿泥石、伊高混层为主，水化膨胀作用弱。微裂缝和层理较为发育，且裂缝和层理存在交叉，岩体破碎，薄层特征明显，穿越薄层可钻性差。

(2) 自201井龙马溪组页岩水化膨胀应变较小，水化膨胀分散能力弱，油基钻井液抑制膨胀分散能力强；无裂缝基质力学性能较好，含裂缝页岩力学性能差，易造成井下事故发生。

(3) 结合含裂缝岩样的抗压强度、弹性模量、内聚力、内摩擦角等岩石力学参数建立了井壁围岩的渗流能力和井壁岩石的坍塌压力当量密度模型，确定井眼方位角为270 °、井斜角为30 °、井周角为30 °时，井壁渗流能力最低为1.080 0 mD；当裂缝倾向为270 °时，井壁坍塌压力当量密度最大值较小，仅为1.632 g/cm3，水平井井壁稳定性较好。

(4) 对于裂缝发育层段需采用封堵性较好的钻井液进行封堵，防止因钻井液过量渗入井壁岩石中，导致井壁坍塌，其次对于造斜段以及水平井应该使用合理的钻井液密度，避免因压力过大而导致压力穿透或因压力过小而导致井壁坍塌，建议现场采用1.800 g/cm3钻井液，来确保井壁稳定。