不同流体介质条件下龙马溪组页岩井壁稳定性能评价

王显光，高书阳，褚奇，张亚云 (页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101 中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

王松 (长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023)

甄剑武 (页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101 中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

近年来，我国先后在涪陵、长宁、威远等区块的海相龙马溪组页岩勘探开发中取得重大突破[1～3]。其中，截至2018年3月，涪陵页岩气年产已达100×108m3，标志着我国页岩气加速迈进大规模商业化发展阶段，对缓解我国能源压力具有重要意义[4,5]。与常规泥页岩不同，龙马溪组页岩储层层理性强、微裂隙发育，与钻井液接触后极易坍塌掉块，发生失稳，给水平井钻进带来极大的安全隐患。多个区块的龙马溪组页岩在钻进过程中频繁发生井壁坍塌现象，造成工期延缓，成本急剧增加[6,7]，因此,如何有效地评价龙马溪组页岩的井壁稳定性对安全快速钻井具有重大的意义。

刘向君等[8]通过浸泡方法研究了龙马溪组页岩浸泡前后裂缝的变化；姚光华等[9]、杨恒林等[10]研究了龙马溪露头岩样在不同层理角度下的力学特性，认为层理发育对力学性能具有较大的影响；崔云海等[7]、丁乙等[11]研究了不同条件下龙马溪组页岩力学性质的变化；林永学等[12,13]采用岩石强度连续刻划方法评价了矿物组分变化对强度的影响；马天寿等[14]采用扫描试验分析了龙马溪组页岩露头在清水浸泡前后的细观损伤特征，认为页岩损伤主要发生在浸泡前期。但目前尚未有论述不同流体介质条件下龙马溪组页岩井壁稳定性能评价方面的研究。为此，笔者采用川渝地区龙马溪组页岩岩心，采用多种不同的试验方法评价了龙马溪组页岩在油基钻井液体系、高性能水基钻井液体系、氯化钾聚合物钻井液体系及蒸馏水等4种流体介质条件下的井壁稳定性能，并进行了深入分析，旨在为进一步研究龙马溪组页岩井壁失稳机理及页岩水平井钻井液体系的研发提供理论参考。

1 矿物组分及微观结构分析

1.1 矿物组分

通过对威远、涪陵、彭水等多个区块近300个岩样进行矿物组分分析，发现不同区块的龙马溪组页岩矿物组分大体相当，均以黏土矿物和石英为主。其中黏土矿物质量分数在15%～76%之间，平均34%；石英质量分数在17%～72%之间，平均40%；且同一区块不同井深、不同位置处矿物组分变化也较大，表现出极强的非均质性特征。在黏土矿物中，各个区块龙马溪组页岩均以伊利石为主，不含蒙脱石。

1.2 微观结构

图1为涪陵区块龙马溪组页岩电镜扫描照片。通过图1(a)可见，龙马溪组页岩发育有大量平行的微裂缝，方向与层理面相同；另可见少量与层理面斜交的裂缝，走向较为随机；由图1(b)可见页岩微裂缝宽度主要集中在1～20μm之间；图1(c) 和图1(d)可见大量纳米级和亚微米级孔喉和晶间缝。

2 试验方案

2.1 试验样品

试验采用焦页11-4井、彭页1HF井和威页23-1H井龙马溪组各一段岩心，将岩心粉碎筛取6～10g岩屑用于页岩滚动回收试验；筛取大于100目岩粉，并在6000psi(1psi≈6895Pa)压力下经30min压制成岩心片用于线性膨胀试验；沿层理面方向用取心设备套取规格为∅25mm×50mm的岩心柱用于裂缝扩展试验、封堵试验和力学试验。

试验选取蒸馏水、氯化钾聚合物钻井液、高性能水基钻井液和油基钻井液等4种不同性能的流体。

蒸馏水：采用英国ELGA MICRA纯水仪制得。

氯化钾聚合物钻井液：4%膨润土+0.8%羧甲基纤维素钠盐LV-CMC+0.2%部分水解聚丙烯酰胺KPAM+0.5%NaOH +2%磺化酚醛树脂SMP-2+2%磺化沥青DF-1+5%KCl。

高性能水基钻井液：2%膨润土+0.5%聚阴离子纤维素LV-PAC+0.5%羧甲基纤维素钠盐LV-CMC +4%磺化酚醛树脂SMP-2+4%褐煤树脂SPNH+4%镶嵌成膜封堵防塌剂SMSHIELD-2+2%高酸溶磺化沥青FF-Ⅲ+1.5%微纳米封堵剂SMFD-1+2%纳米乳液SMNR-1+1.5%碳酸钙QS-2+0.3%聚胺SMJA-1+2%环保润滑剂SMLUB-E+2%高效润滑剂SMJH-1+6%KCl+0.5% KOH。

油基钻井液：白油+2%有机土SMGEL-O+1.5%主乳化剂SMEMUL-1+1%辅乳化剂SMEMUL-2+2%降滤失剂SMFLA-O+ 25%CaCl2溶液+1.5%流型调节剂SMHSFA-1+2%CaO。

2.2 试验设备

Fann2000型泥页岩线性膨胀仪、Phoenix v|tome|x型高精度工业CT、ShaleStab页岩压力穿透试验系统、TerraTek三轴岩石力学测试系统。

2.3 试验方法

采用Fann2000型泥页岩线性膨胀仪测定常温条件下龙马溪组页岩在不同流体浸泡条件下的线性膨胀曲线，进行对比分析;采用Phoenix v|tome|x型高精度工业CT扫描龙马溪组页岩在不同流体中浸泡0、0.5、2、720h时的二维图像，进行对比分析;采用ShaleStab页岩压力穿透试验系统测试不同流体对龙马溪组页岩的封堵情况，进行对比分析;采用TerraTek三轴岩石力学测试系统测试龙马溪组页岩在不同流体中浸泡0、7、14、28d时的岩石抗压强度，进行对比分析。

3 结果与分析

3.1 膨胀分散性能评价

3.1.1 线性膨胀性能

图2为蒸馏水条件下龙马溪组页岩与H泥岩和W泥岩的水化膨胀性能对比。从图2中可见,H泥岩最终线性膨胀率为67%，W泥岩最终线性膨胀率为45%；而涪陵和彭水龙马溪组页岩线性膨胀率仅为12.2%和11.6%。由此可以说明2个区块的龙马溪组页岩的水化膨胀性能相近，但都要远小于常规泥岩的膨胀性能。导致这一现象的原因主要在于龙马溪组页岩黏土矿物主要以伊利石为主，活度较弱，膨胀性能较差。

图3为涪陵龙马溪组页岩在4种不同流体介质条件下的线性膨胀性能对比情况。可以发现，龙马溪组页岩在蒸馏水、氯化钾聚合物钻井液、高性能水基钻井液和油基钻井液条件下的线性膨胀率分别为12.4%、10.4%、3.7%和1.6%。从上述结果可以发现，虽然龙马溪组页岩水化膨胀性能较弱，但不同的流体介质对其抑制能力仍具有显著的差异，因此在构建钻井液体系时需强化体系的水化抑制能力。

3.1.2 页岩水化分散能力

采用页岩滚动回收试验可有效评价页岩在高温滚动状态下的分散性能。试验评价了威远、涪陵和彭水等3个区块的龙马溪组页岩在4种流体介质条件下的滚动回收率，结果如图4所示。3个不同区块的龙马溪组页岩表现几乎相同，不论是蒸馏水，还是抑制能力最强的油基钻井液，高温滚动回收率都大于97%，且4种流体介质条件下滚动回收率差距极小，表明龙马溪组页岩水化分散能力极弱。

3.2 微观结构变化评价

采用美国通用电气公司的Phoenix v|tome|x型高精度工业CT评价了涪陵龙马溪组页岩在蒸馏水、氯化钾聚合物钻井液、高性能水基钻井液和油基钻井液浸泡条件下页岩微观结构随时间的变化情况。

图5为蒸馏水作用下不同时刻龙马溪组页岩微观结构变化情况。可以发现,与浸泡前(见图5(a))相比，浸泡0.5h时(见图5(b))在图像中间位置产生一条与层理方向相同的新缝；2h时(见图5(c))在图像上方又产生一条新的裂缝，该裂缝方向与层理面方向呈一定的夹角；2h之后直至720h内(见图5(d))图像再无明显变化，也即说明岩心内部无明显变化发生。上述现象也可以说明在毛细管力、渗透压等的作用下，蒸馏水可在极短的时间内快速进入页岩微裂缝、层理缝，并使裂缝壁面的黏土矿物等发生水化膨胀，促使裂缝逐渐扩张、延伸，最终导致宏观裂缝的产生；而在实际的钻井过程中，便可导致层状掉块剥落，井壁失稳发生。这也要求在钻井液设计和使用中，应在保持合理抑制的同时，也应强化钻井液体系的封堵性能，尽量在较短的时间内对页岩微裂缝形成良好的封堵效果，减少滤液的进入，方可保持页岩地层井壁的长期稳定。

图6为氯化钾聚合物钻井液作用下不同时刻龙马溪组页岩微观结构变化情况。该岩心在浸泡之前存在3条平行于层理的裂缝；浸泡0.5h时(见图6(b))与浸泡前(见图6(a))相比，页岩内部微观结构没有发生显著的变化；2h时(见图6(c))上部产生2条明显的裂缝;2h之后直至720h(见图6(d))，岩心内部再无明显变化发生。从上述现象可以发现与蒸馏水相比，氯化钾聚合物钻井液浸泡条件下龙马溪组页岩裂缝主要形成于0.5～2h内，同蒸馏水浸泡条件相比略晚。产生这一现象的主要原因在于体系中钾离子的存在可对页岩黏土矿物的水化作用具有一定的抑制效果，致使其裂缝形成及扩展较晚；然而由于氯化钾聚合物钻井液体系本身封堵能力较弱，虽可减缓但却无法阻止滤液的侵入，因此也就无法阻止裂缝的形成。

试验采用的高性能水基钻井液是依据龙马溪组页岩地层的储层特点，在“合理抑制、高效封堵”的技术思路指导下研发的强抑制强封堵水基钻井液体系。该体系以聚胺和氯化钾复合作为强抑制剂，以多种不同尺度的纳米级和微米级封堵材料复配作为强封堵剂，具有优异的井壁稳定性能。

图7为高性能水基钻井液作用下不同时刻龙马溪组页岩微观结构变化情况。该岩心在试验进行的720h内，其内部微观结构均无明显变化发生，说明高性能水基钻井液有效防止了页岩裂缝的形成。产生这一现象的主要原因在于体系中的氯化钾和聚胺强抑制剂可对页岩中的黏土矿物产生强抑制作用，阻止了黏土矿物的水化膨胀；而微米级和纳米级封堵剂可对页岩微裂缝及孔喉形成强力封堵作用，防止了滤液的侵入，从而达到了有效防止井壁失稳的效果。

由于油基钻井液井壁稳定及润滑减阻方面的突出优势，目前国内外绝大多数页岩储层长水平段钻井均采用油基钻井液进行钻井作业。图8为油基钻井液作用下不同时刻龙马溪组页岩微观结构变化情况，可以发现试验过程中没有新裂缝产生，其他部分也未有明显的变化，说明油基钻井液具有优异的封堵和抑制能力，可有效维持页岩的井壁稳定。

通过上述试验可以发现,龙马溪组页岩内部微观结构的变化主要为裂缝的形成和扩展情况，且其裂缝产生于同流体接触开始的极短时间内;受页岩层理发育的影响，形成的裂缝大都平行于层理面，具有明显的方向性;随着抑制能力和封堵性能的增强，钻井液体系可有效地延缓甚至是阻止页岩中裂缝的形成和扩展，起到井壁稳定的作用。

3.3 页岩微裂缝封堵评价

上述研究表明钻井液滤液沿层理、微裂缝持续侵入地层，使页岩微裂缝不断的扩展、贯通，最终导致页岩的整体破坏而失稳。因此，如何有效地封堵页岩层理微裂隙，减缓甚至是阻止滤液在页岩中的穿透效应，是维持页岩地层井壁稳定的关键。目前国内外学者主要采用常规滤失试验、铸体薄片、割缝钢板和玻璃刻蚀等方法来评价页岩微裂缝的封堵效果；然而这些方法都存在一定的缺陷，如割缝钢板和玻璃刻蚀等方法所模拟微裂缝大都在100μm以上，远大于页岩微裂缝及孔喉尺寸，而常规滤失试验和铸体薄片等无法反映页岩微裂缝的结构特征，致使封堵结果出现一定的偏差。

压力穿透试验是近年发展的一种井壁稳定评价方法，由于采用页岩岩心，可真实地反映裂缝壁面结构特征及尺寸，克服了上述评价方法的不足，准确反映不同流体对页岩微裂缝的封堵情况。其主要试验原理是将岩样置于岩样夹持器中，岩样上游通过钻井液循环维持一个恒定的压力，在压差和活度差影响下，流体向岩样内部渗透，并促使页岩下游压力逐渐升高，而通过检测页岩下游压力的变化即可获取流体在页岩中压力传递的情况。试验采用美国ShaleStab页岩压力穿透试验系统测定了不同流体在龙马溪组页岩中的压力穿透情况，结果见图9。试验所用岩心取心方向均平行于层理面。

由图9可知，当上游循环流体为蒸馏水时，随着上游压力的增大，下游压力也随之快速升高，在短短的30s内便由0psi快速上升至132psi达到平衡，随后维持该压力不再变化，通过计算在该条件下页岩相对渗透率高达8.87mD。形成这一现象的主要原因在于蒸馏水没有封堵作用，在压差的作用下，蒸馏水可快速通过层理微裂缝形成穿透。这种情况极易导致在实际的页岩地层钻进过程中，压力沿着页岩层理裂缝形成穿透，导致井筒围岩失去应力支撑而发生失稳。

当上游循环流体为氯化钾聚合物钻井液时，页岩岩心上游压力保持200psi基本不变，而下游压力缓慢增加；但随着时间的延长，下游压力增加的趋势逐渐降低，在14h时基本达到124psi的平衡状态，随后维持该压力不再变化，通过计算在该条件下页岩渗透率为7.32×10-2mD。与蒸馏水相比，氯化钾聚合物钻井液条件下页岩相对渗透率明显降低，说明体系中的膨润土等微颗粒对页岩微裂缝形成了一定的封堵作用。

在高性能水基钻井液条件下，当上游循环压力保持200psi时，下游压力在试验开始的前1.5h为0psi，说明高性能水基钻井液在试验开始的瞬间便对页岩微裂缝形成封堵；随后下游压力开始缓慢的增加；至14h时下游压力仅为25psi，通过计算在该条件下页岩渗透率为3.12×10-6mD，说明高性能水基钻井液体系中的微纳米封堵剂可对页岩微裂缝形成优异的封堵效应，极大地降低了滤液的压力穿透作用。

在油基钻井液条件下，页岩下游压力上升最慢；至14h时下游压力仅为10psi，通过计算在该条件下页岩渗透率仅为1.28×10-6mD，说明油基钻井液封堵效果最好。

3.4 力学性能评价

上述微观结构的变化评价中的试验表明与流体接触后会导致页岩中裂缝的形成和扩展，而裂缝的形成和扩展会对其力学性能产生显著的影响。采用美国TerraTek三轴岩石力学测试系统测试了龙马溪组页岩岩心在4种不同流体介质中浸泡0、7、14、28d后的力学性能变化情况。浸泡温度90℃，力学测试围压30MPa。

图10为4种不同流体浸泡条件下龙马溪组页岩三轴抗压强度的变化情况。由图10可知，龙马溪组页岩在4种流体中浸泡后，三轴抗压强度都随时间的延长呈现出降低的趋势；但不同流体作用下三轴抗压强度变化具有明显的区别，其中油基钻井液条件下抗压强度由浸泡前的235.64MPa降低至28d时的198.27MPa，强度降低了15.85%，强度降低幅度最小；高性能水基钻井液浸泡28d时三轴抗压强度为168.80MPa，降低幅度为28.06%；氯化钾聚合物钻井液浸泡28d时强度为140.34MPa，降低幅度为40.44%；蒸馏水浸泡后强度为72.63MPa,降低幅度达69.17%，降低幅度最大。

内聚力和内摩擦角是反映岩石破坏的2个主要参数，其中内聚力体现了岩体内部各相邻部分之间的吸引力；内摩擦角反映了岩体的摩擦特性，包括岩体表面摩擦力以及颗粒间的咬合力等。通过0MPa和30MPa这2种不同围压条件下的强度测试，采用摩尔应力圆法对不同流体介质条件下的内聚力和内摩擦角进行了计算。图11为4种不同流体浸泡后龙马溪组页岩内聚力的变化情况。由图11可知，在不同流体浸泡作用下，龙马溪组页岩内聚力变化区别较大。在油基钻井液作用下，不同浸泡时刻页岩内聚力几乎没有变化，始终维持在32～33MPa左右；在高性能水基钻井液作用下，内聚力降低较为明显，28d时降低至20.71MPa，降低率37.91%；在氯化钾聚合物钻井液作用下，岩石内聚力降低更为明显，28d时降低率已经达到了68.25%。在蒸馏水条件下，龙马溪组页岩内聚力降低程度最大，在14d时降低率已经达到了70%。

图12为4种不同流体浸泡后龙马溪组页岩内摩擦角的变化情况。由图12可知，不同时间条件下，不同流体浸泡后龙马溪组页岩内摩擦角都呈现出降低的趋势，但内摩擦角变化幅度较小，内摩擦角整体集中在28°～32°。

4 结论与建议

1)龙马溪组页岩黏土矿物主要以伊利石为主，水化膨胀性能较弱，在不同流体介质中的分散性能均较弱，具有明显的硬脆性特征。

2)与流体接触后，龙马溪组页岩可在极短的时间内完成裂缝的扩展和延伸，且生成的裂缝大都与层理平行；随着流体抑制和封堵能力的增强，龙马溪组页岩裂缝的形成可得到明显的推迟或阻止。

3)压力穿透试验表明，不同试验流体对龙马溪组页岩封堵效果差异较大；通过合理的粒径搭配强化钻井液体系的封堵能力，可有效地降低页岩的压力穿透效应。

4)流体浸泡对龙马溪组页岩抗压强度和内聚力影响显著，其中蒸馏水浸泡后抗压强度和内聚力降低程度最大，氯化钾聚合物钻井液、高性能水基钻井液次之，油基钻井液条件下降低程度最小。