硬脆性泥页岩斜井段井壁稳定力化耦合研究

温航，陈勉，金衍，王凯，夏阳，董京楠，牛成成

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司；3.中国石化集团股份有限公司石油工程技术研究院）

硬脆性泥页岩斜井段井壁稳定力化耦合研究

温航1，陈勉1，金衍1，王凯2，夏阳1，董京楠1，牛成成3

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司；3.中国石化集团股份有限公司石油工程技术研究院）

建立了考虑结构特点和弱面水化的硬脆性泥页岩斜井段井壁稳定力化耦合模型，利用模型分析了坍塌压力分布的影响因素，并进行了现场实例分析。基于硬脆性泥页岩理化性能特点，根据钻井液活度-岩石膨胀率、岩石活度-吸水量等关系，给出了钻井液活度窗口，进而确定岩石临界膨胀率及合理吸水量，并给出了坍塌压力的计算方法。分析发现：弱面倾角固定时，随着弱面倾向的变化，坍塌压力呈四分之一对称分布，且不存在坍塌压力单调递增或单调递减的井斜方位，危险区域和安全区域交替出现；与弱面黏聚力相比，弱面内摩擦角的水化程度对坍塌压力分布的影响更大。现场实例分析结果表明：利用提出的力化耦合模型可以准确地预测坍塌压力分布，只要将钻井液活度控制在活度窗口内，就能保证井壁稳定并降低钻井液密度。图9表1参16

硬脆性泥页岩；钻井液活度；井壁稳定；力化耦合；大斜度井；坍塌压力

0　引言

硬脆性泥页岩中裂缝和微裂缝十分发育，其中一部分裂缝结构会导致钻井过程中掉块、阻卡、坍塌等井下复杂情况和事故频发。对于泥页岩井壁失稳问题，前人进行了大量研究：Deily F H等[1]建立了井壁围岩应力状态模型；Chenevert M E[2]首先对泥页岩进行含水量方面的实验研究；Aadnoy B S等[3]在井壁围岩应力状态模型中考虑了弱面因素；Mody F K等[4]考虑了化学因素引起的应力变化；黄荣樽等[5]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；近年来的研究多为基于先进工具观察硬脆性泥页岩内部微裂缝结构特点的实验研究[6-7]。由于产能需求和工程地质特点，近年来中国水平井数量逐步攀升，且在造斜段多钻遇硬脆性泥页岩地层。笔者认为，由于硬脆性泥页岩自身理化性能特点，在接触性能不稳定的钻井液时，相对岩石本体而言，水化效应会对其中的裂缝结构产生影响，考虑结构缺欠和水化效应共同作用而建立起来的力化耦合模型，更能描述硬脆性泥页岩的井壁稳定问题。因此，本文建立考虑弱面破坏和钻井液活度窗口的硬脆性泥页岩斜井段井壁稳定模型，从力学和化学两方面为硬脆性泥页岩斜井段井眼轨迹设计和钻井液性能设计提供理论依据。

1　硬脆性泥页岩理化性能分析

1.1矿物组分与微观描述

图1为中国西北部A油田志留系硬脆性泥页岩岩心照片。X衍射矿物分析试验表明，该岩心石英含量为16%～40%，黏土矿物总含量为18%～37%，其余矿物类型为钾长石、斜长石、方解石；黏土矿物分析试验表明，伊蒙混层相对含量为48%～61%，伊利石含量为13%～32%。利用扫描电镜观察岩心微观结构（见图2）可以看出，主要胶结物为石英和黏土矿物，岩心中微裂缝发育，黏土矿物的定向排列增加了微裂缝丰度。

图1　层理明显的硬脆性泥页岩

图2　硬脆性泥页岩微观结构

1.2钻井液活度与泥页岩吸水量

研究表明，钻井液活度与地层岩石膨胀率有密切关系，且可依此界定岩石水化程度[8-13]：

其中 x=Swell+e

根据（1）式可以得到钻井液活度-地层岩石标准膨胀率曲线（见图3），将地层岩石活度值作为控制地层井壁稳定的钻井液活度窗口上限Awshale，对应的岩石膨胀率为界定表面水化和渗透水化的临界膨胀率Swellc，零膨胀率对应的钻井液活度Awlower为活度窗口下限。只有将外界滤液活度控制在活度窗口内，才能保证地层岩石处于临界膨胀率之内的表面水化阶段，膨胀率过高、处于渗透水化阶段和膨胀率过低（甚至为负）、处于去水化阶段，都会导致地层岩石强度大幅劣化，引起地层分散垮塌。

图3　钻井液活度-地层岩石标准膨胀率曲线

对外界滤液活度的控制直接影响地层岩石的吸水量。地层岩石活度与吸水量的关系虽在基本形式上遵从常用建筑材料平衡含湿量曲线数学表达式[14]，但改进后的形式更加符合二者的实际关系：

通过对活度的限定，可以得出地层岩石标准吸水量窗口（见图4中Ⅱ区），只有在吸水量窗口内，地层岩石才可以承受水化作用。图4中Ⅰ区以化合水为主，即水分子和岩石成分中的离子基团通过离子-偶极相互作用牢固结合，可以认为是岩石的固有部分，若岩石活度在此范围则认为是干物质，不是本文研究范围；Ⅱ区以吸附水为主，即水在干物质亲水基团周围形成多层吸附，这部分水可以通过物理手段从岩石中抽离，若岩石活度在此范围则认为处于自然状态下；Ⅲ区以体相水为主，即所含水分仅是因为人为原因出现在岩石当中，属于自由水，当岩石活度处于此范围则认为其力学性质已发生质的变化。

图4　地层岩石标准吸水量窗口

为保证井壁围岩稳定性，应该明确钻井液活度窗口，从而严格控制泥页岩吸水量，在钻井液接触地层岩石之前为井壁稳定提供先行保障。

2　斜井段井壁稳定力化耦合模型

基于硬脆性泥页岩理化性能特点，认为岩石属小变形弹性体，建立考虑地应力、液柱压力、钻井液渗流效应、地层水化效应的斜井段井壁稳定力化耦合应力分布模型，该模型假设地层为均匀各向同性、线弹性多孔材料，并认为井壁围岩处于平面应变状态[15-16]。

图5为地应力与井壁、弱面坐标转换关系，井壁应力分量在斜井状态下可表示为：

图5　地应力与井壁、弱面坐标转换关系

由于硬脆性泥页岩微裂缝发育，认为岩石破坏服从考虑裂缝、节理存在的横观各向同性的弱面破坏准则，斜井柱坐标系中井壁的最小、最大主应力可表示为：

井壁最大主应力与z轴夹角为：

弱面法向的方向矢量为：

井壁最大主应力的方向矢量在斜井直角坐标系中可表示为：

井壁最大主应力与弱面法向的夹角满足以下关系：

考虑水化作用对硬脆性泥页岩岩石力学性质影响，弱面吸水后黏聚力及内摩擦系数分别为：

根据弱面破坏准则求取地层沿弱面产生剪切破坏时的坍塌压力：

3　坍塌压力分布影响因素

进行坍塌压力分布影响因素分析时模型中地层岩石力学参数设定为：地层深度5 200 m，上覆岩层压力梯度2.30 MPa/100 m，最大水平地应力梯度2.4 MPa/100 m，最小水平地应力梯度1.7 MPa/100 m，孔隙压力梯度1.09 MPa/100 m，孔隙度8.5%，比奥系数0.85，泊松比0.24，岩石本体黏聚力40 MPa，本体内摩擦角43°，弱面原始黏聚力10 MPa，弱面原始内摩擦角26°。

3.1弱面产状

地层岩石力学参数固定时，弱面倾角和倾向将对坍塌压力分布产生重要影响。当弱面倾角固定仅考虑弱面倾向时，坍塌压力分布呈四分之一轴对称（见图6）。因此，在分析弱面倾角和倾向对坍塌压力的影响时，仅考虑弱面倾向60°（最大地应力方向）、105°、150°（最小地应力方向）的情况及弱面倾角15°、45°、75°的情况（见图7）。从图7可以看出：由于弱面的存在，不再存在坍塌压力单调递增或递减的井斜方位；随着井斜角的增加，危险区域（红色部分）和安全区域（蓝色部分）交替出现，其中弱面倾角75°、倾向150°时趋势比较明显；最佳井眼轨迹可沿以井斜方位60°、240°为轴的西北方的大部分方向。

3.2化学因素

分析化学因素时，主要考虑弱面水化的影响，水化后弱面黏聚力和内摩擦角都会发生变化，随水化程度的加深，二者均呈下降趋势，且弱面黏聚力对坍塌压力的影响远不及弱面内摩擦角。图8为井斜角30°、弱面倾角75°、弱面倾向150°时弱面水化程度对坍塌压力分布的影响，可以看出：坍塌压力最小值出现在井斜方位30°和270°附近，危险区域在60°～240°，与仅考虑本体计算时走滑断层条件下最佳井眼轨迹方位应沿最小地应力方向（150°）不同；仅考虑弱面黏聚力水化影响时，坍塌压力梯度在（0.9～1.6）MPa/100 m，仅考虑弱面内摩擦角水化影响时，坍塌压力梯度在（0.9～2.7）MPa/100 m。

图6　弱面倾角15°时坍塌压力随弱面倾向的变化

4　实例分析

以中国西北部A油田S水平井为例：该井位于志留系的斜井段剥落掉块严重，通井划眼期间遇阻严重，共耗时27 d；四开定向钻进下钻遇阻，划眼困难，扭矩大，钻井液密度提至1.45 g/cm3，反复划眼效果不明显，后改用油基钻井液体系，钻井液密度提至1.80 g/cm3，发生井漏事故后降低至1.70 g/cm3；造斜段平均井径扩大率达28.73%，最高达46.20%。

相关地层岩石力学参数为：地层深度5 313 m，上覆岩层压力梯度2.4 MPa/100 m，最大水平地应力梯度2.5 MPa/100 m，水平最小地应力梯度1.9 MPa/100 m，孔隙压力梯度1.33 MPa/100 m，孔隙度7.5%，比奥系数0.85，泊松比0.20，岩石本体黏聚力35 MPa，本体内摩擦角40°，弱面黏聚力19 MPa，弱面内摩擦角22°，弱面倾角15°，弱面倾向130°左右，最大地应力方向40°左右。

图7　坍塌压力随弱面倾角和倾向的变化

图8　弱面水化程度对坍塌压力分布规律的影响

根据本文建立的模型，对25块现场垮塌段岩心进行测试，其中6块用于岩石膨胀率与活度关系测试，6块用于岩石活度与吸水量关系测试，7块用于岩石力学性能测试，6块用水基钻井液浸泡后岩石弱面强度测试。表1为各关系式中待定系数的拟合值。

分析可知，该井段合理的钻井液活度窗口为0.30～0.56，临界膨胀率为3.3%，则地层岩石标准吸水量窗口上限为1.8%；实际接触了活度为0.98的水基钻井液之后，地层吸水量达到2.5%，吸水后岩石弱面黏聚力15 MPa，降低21.1%，内摩擦角19°，降低13.6%。

表1　S井各关系式中待定系数拟合值

S井井深5 313 m时井眼轨迹在井斜方位285°、井斜角13°上，分别利用不考虑弱面和水化影响的本体模型、考虑天然裂缝的弱面模型和本文力化耦合模型进行坍塌压力计算，结果（见图9）表明：①本体模型计算的坍塌压力梯度在（1.04～1.20）MPa/100 m，随井斜角增大而降低，考虑到地层异常高压情况，由于地层孔隙压力梯度为1.33 MPa/100 m，钻井液密度需高于1.33 g/cm3。②弱面模型计算的坍塌压力梯度在（1.15～1.44）MPa/100 m，不仅数值整体提高，变化趋势也不再随井斜角单调递减，而是在10°附近出现高危区域。③本文力化耦合模型计算的坍塌压力变化趋势与弱面模型相似，在活度0.98的水基钻井液环境下，由于化学因素影响，地层已经处于极不稳定状态，即使钻井液密度能达到1.40～1.71 g/cm3，井壁也随时有因过度吸水而产生裂缝的危险；在活度0.56（活度窗口上限）的钻井液环境下，坍塌压力梯度在（1.24～1.55）MPa/100 m，则在相同地质条件下，仅需将钻井液活度控制在活度窗口内，可将钻井液密度降低10%左右，既节约成本，又可保证井壁稳定。

图9　S井井深5 313 m、井斜方位285°时坍塌压力分布规律

5　结论

根据硬脆性泥页岩理化性能特点，研究大斜度井造斜段的井壁稳定问题，建立了考虑弱面水化的力化耦合模型，通过膨胀率-活度-含水量-弱面力学参数关系的建立，给出合理的钻井液活度窗口，从而界定能够保持岩石力学稳定的岩石临界膨胀率及合理吸水量，得到弱面力学参数可承受的水化程度，计算坍塌压力。

弱面产状对坍塌压力分布有重要影响，弱面倾角固定时，坍塌压力随弱面倾向变化且呈四分之一对称分布，不存在坍塌压力单调递增或单调递减的井斜方位，危险区域和安全区域交替出现。对于硬脆性泥页岩，认为可以忽略程度不明显的本体水化作用，但其内部发育的裂缝作为弱面结构则需要考虑水化产生的影响。与弱面黏聚力相比，硬脆性泥页岩井壁稳定性对弱面内摩擦角的弱化更敏感，即弱面内摩擦角的水化程度对坍塌压力分布有更大影响。

实例分析结果表明：与不考虑弱面和水化影响的本体模型及考虑天然裂缝的弱面模型相比，本文建立的力化耦合模型可以更准确地预测坍塌压力，且只需将钻井液活度控制在活度窗口内，就能保证井壁稳定，还能降低钻井液密度。

符号注释：

Aw——钻井液活度；a，b，c，d——待定系数；Swell——与外界滤液接触后地层岩石标准膨胀率，%；e——对膨胀实验中出现的负膨胀率的修正值，一般取负膨胀率绝对值加0.1；Swellc——用以界定表面水化和渗透水化的临界膨胀率，%；Awshale，Awlower——可控制井壁稳定的钻井液活度窗口上限和下限；W——地层岩石吸水量，%；Aws——地层岩石活度；p，q，t，s——待定系数；Wshale，Wlower——地层岩石吸水量上限和下限，%；σr，σθ，σz，σθz——柱坐标系中的应力分量，MPa；pi——井内液柱压力，MPa；pp——地层孔隙压力，MPa；φ——地层孔隙度，%；σxx，σxy，σxz，σyx，σyy，σyz，σzx，σzy，σzz——地应力分量，MPa；K1——渗流效应系数；θ——井周角，（°）；υ——泊松比；α——比奥系数；δ——井壁渗透系数；σv——上覆岩层压力，MPa；σh——水平最小地应力，MPa；σH——水平最大地应力，MPa；Ω——相对于最大水平地应力的井斜方位，（°）；ψ——井斜角，（°）；σ1，σ3——井壁处最大及最小主应力，MPa；γ——井壁最大主应力与z轴的夹角，（°）；n——弱面法向的方向矢量；i，j，k——x、y、z轴的方向矢量；θDIP——弱面倾角，（°）；θTR——弱面倾向，（°）； N——井壁最大主应力的方向矢量；β——井壁最大主应力与弱面法向的夹角，（°）；Fw0——弱面原始黏聚力，MPa；μw0——弱面原始内摩擦系数；Fw——弱面吸水后黏聚力，MPa；μw——弱面吸水后内摩擦系数；m1，m2，n1，n2——待定系数。

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（编辑 胡苇玮 绘图 刘方方）

A chemo-mechanical coupling model of deviated borehole stability in hard brittle shale

Wen Hang1,Chen Mian1,Jin Yan1,Wang Kai2,Xia Yang1,Dong Jingnan1,Niu Chengcheng3
(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum (Beijing),Beijing 102249,China;2.CNOOC EnerTech-Drilling &Production Co.,Beijing 100010,China;3.Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering,Beijing 100010,China)

A chemo-mechanical coupling model of borehole stability in hard brittle shale considering structure characteristics and targeted hydration was established,the influencing factors of the distribution of collapse pressure were analyzed based on the model,and a field case analysis was conducted.Based on the physicochemical properties of hard brittle shale,a drilling fluid activity window was proposed for calculating collapse pressure by establishing the relationships of drilling fluid activity vs.swelling ratio of rock and rock activity vs.moisture content to determine critical swelling ratio of rock and reasonable moisture content.The results show that,when fixing the dip angle of weak plane,the collapse pressure appears a quarter symmetric distribution with the change in tendency,there is no azimuth angle who has a monotonic increasing or decreasing collapse pressure,and dangerous sections and safe sections exist alternately;compared with cohesion of weak plane,collapse pressure is more sensitive to internal friction angle.Field case shows that,accurate prediction of collapse pressure distribution can be obtained by the chemo-mechanical coupling model,in which borehole stability can be ensured and the density of drilling fluid can be decreased as long as the drilling fluid activity is controlled in the window.

hard brittle shale;drilling fluid activity;borehole stability;chemo-mechanical coupling;deviated well;collapse pressure

国家科技重大专项（2011ZX0503-004-001-001）；国家自然科学基金杰出青年基金项目“石油工程岩石力学”（51325402）

TE243

：A

1000-0747(2014)06-0748-07

10.11698/PED.2014.06.16

温航（1984-），女，黑龙江齐齐哈尔人，现为中国石油大学（北京）油气井工程专业在读博士研究生，主要从事油气井岩石力学与工程方面的研究工作。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学（北京）289信箱，邮政编码：102249。E-mail：wenhang6024@126.com

联系作者：金衍（1972-），男，浙江临海人，中国石油大学（北京）石油工程学院教授，主要从事油气井岩石力学与工程方面的研究工作。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学（北京）289信箱，邮政编码：102249。E-mail:jinyancup@163.com

2014-03-05

2014-08-26