南堡2、3号构造中深层硬脆性泥岩漏失机理

周 岩, 陈金霞, 阚艳娜, 李 泽, 李红涛, 刘 林

(1.中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司， 唐山 063299；2.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)

南堡2、3号构造油气资源储量丰富，是冀东油田的主力勘探区块。但该区块中深层钻完井周期长，钻井液漏失问题严重。对该区块中的26口井中深层钻遇的107次复杂工况开展统计，其中发生漏失的井数为14口，发生次数达64次，共漏失钻井液3 684 m3。南堡2、3号构造的漏失问题已成为严重制约该区域油气资源高效开发的瓶颈。

钻井液漏失问题一直是中外学者关注的重点，大量学者在该领域开展了卓有成效的研究。Morita等[1]认为可结合水力压裂试验来确定漏失压力，水力压裂试验时的峰值压力为漏失压力。Verga等[2]指出漏失的发生与裂缝的宽度有明显的联系，此外孤立的天然裂缝的漏失特性与裂缝网络的漏失特性截然不同。金衍等[3]指出裂缝、溶洞发育，且钻井过程中激动压力过大和地层压力敏感是引起奥陶系碳酸盐岩地层井漏的主要原因。石林等[4]把钻井液的漏失分为自然漏失和压裂漏失，并对孔隙压力、漏失压力和破裂压力之间的关系进行了分析。李大奇等[5]从漏失机理出发，将漏失分为张开型裂缝/溶洞性漏失、闭合裂缝重张扩展性漏失和压裂性漏失三种情况，并提出了不同漏失类型下的漏失压力模型。舒刚[6]指出漏失速率主要取决于漏失压差和裂缝宽度，而钻井液的黏度影响较小。Jr等[7]应用离散元模拟法和颗粒流体动力学的欧拉法，模拟了裂缝性地层钻井液固相颗粒的沉降运移情况。沈海超等[8]指出漏失机理及漏层位置分析是堵漏作业的首要环节，应在漏失力学机理及漏失性质的基础上制订针对性技术方案。皇凡生[9]基于流量均衡原理，建立了赫巴型钻井完井液在离散裂缝网络中的漏失数学模型，通过求解确定了天然裂缝网络漏失动态的特有特征及规律，并提出以此作为裂缝性漏失和孔隙性漏失的判别规律。张磊等[10]指出裂缝性漏失分为天然裂缝性漏失和诱导裂缝性漏失，非致漏裂缝在钻井液的作用下逐渐扩展并与其他裂缝连通，并最终导致裂缝性漏失。李云峰等[11]指出南堡2号构造储层压力敏感，密度窗口窄，漏失问题严重，建议采用水平井微流量精细控压技术钻进以避免钻井液漏失问题。

目前尚未见文献针对南堡2、3号构造中深层硬脆性泥岩的漏失机理开展系统研究，该区块的钻井液漏失问题依然突出。现场统计资料显示南堡2、3号构造的漏失主要集中在东营组及沙一段等深层硬脆性泥岩地层。开展硬脆性泥岩的漏失机理研究对节约南堡构造整体钻井成本，减少钻井周期具有积极效果。

1 南堡构造深层硬脆性泥岩微组构分析

矿物含量是影响岩石物理性质的重要因素，采用X射线衍射仪分析了南堡2、3号构造深层泥岩试样的矿物组分及黏土矿物含量，结果如图1所示。

图1 岩石矿物成分Fig.1 Rock mineral composition

南堡2、3构造深层泥岩主要以黏土矿物及石英为主，测试岩样黏土平均含量为44.13%，以伊利石为主，不含蒙脱石，但伊/蒙混层平均值达34.03%，使得岩样具备一定的水化膨胀能力；石英含量为19.45%～34.9%，平均为29.71%，岩性表现为硬脆性，在应力扰动的情况下容易出现裂缝。

利用扫描电镜对岩样的微观结构进行观测，观测结果如图2所示。

图2 岩石微观结构Fig.2 Rock microstructure

根据扫描电镜结果可见，该区块深层泥岩结构较为致密，发育有微裂缝及微孔洞，可见丝缕状伊利石，未见膨胀性蒙脱石。通常该类泥岩具有典型的硬度高、脆性较强等特点。该类岩石水化膨胀能力不强，但微裂缝力学弱面效应较明显。钻井过程中，在钻井正压差以及毛管力的作用下，工作液滤液沿天然微裂缝或应力诱导缝侵入地层，易引起井漏。

2 南堡构造深层硬脆性泥岩理化特征分析

室内采用滚动回收率测量方法并测量浸泡16 h后的线性膨胀率，对南堡中深层泥岩进行了理化性能测试，实验结果如图3所示。

图3 清水回收率及线性膨胀率测试结果Fig.3 Test results of water recovery rate and linear expansion rate

实验结果表明，南堡2、3号构造中深层泥岩清水滚动回收率在80%～93%，膨胀率为15.87%～21.22%。据此可见该区块硬脆性泥岩水化膨胀能力不强，具有较高的滚动回收率，微裂缝发育。

采用标准岩样(长50 mm，直径25 mm)，利用三轴压缩实验测试该区块硬脆性泥岩力学性质，为分析钻井液对岩样的影响，对部分岩样进行了钻井液浸泡处理。实验条件及结果见如表1所示，三轴实验后的部分岩样破坏形态如图4所示。

图4 三轴压缩实验后岩样破坏形态Fig.4 Failure mode of rock sample after triaxial compression test

据三轴实验测试结果可见，该区块岩石强度具有较明显的围压效应，结合前述微组构分析认为该区块泥岩微裂缝发育，弱面效应较明显，而高围压下的岩样被压实，微裂纹对岩样强度的影响降低。对比干岩样及钻井液浸泡后的岩样可见，虽然硬脆性泥岩不含蒙脱石等水敏性矿物，但岩样遇水后强度仍出现较明显的下降。其原因为钻井液液相沿微裂纹侵入岩样，并在裂纹内堆积，当超过临界值后，弱面被激活，岩样整体胶结程度降低，力学强度减弱。从图4可见，三轴压缩实验后的岩样破坏状态均表现为沿裂缝面的张性劈裂破坏，表明微裂缝对该区块硬脆性泥岩的强度及破坏方式均具有显著的影响。

利用水力压裂法测取了NP3-20的破裂压力和最小水平主应力，该井某深度的最大水平主应力计算方式为

表1 南堡2、3号构造深层泥岩三轴压缩实验结果Table 1 Triaxial compression test results of deep mudstone in Nanpu 2 and 3 structures

σH=3σh-pf-αpp+σt

(1)

式(1)中：σH为最大水平主应力，MPa；σh为最小水平主应力，MPa；pf为地层破裂压力，MPa；pp为地层孔隙压力，MPa；σt为岩石抗拉强度，MPa；α为Biot系数。

水力压裂实验测试结果如表2所示。

表2 水力压裂实验测试结果Table 2 Results of hydraulic fracturing experiment

3 南堡2、3号构造漏失机理分析

井漏大体分为张开型裂缝/溶洞性漏失、闭合裂缝重张扩展性漏失和压裂性漏失三种情况。压裂性漏失为井筒裸露地层为完整或仅存闭合裂缝的地层,钻井过程中因井筒压力过大，使地层破裂或裂缝开启，产生人工诱导裂缝，导致钻井液漏失。裂缝扩展性漏失为井筒裸露地层存在开度较小的非致漏天然裂缝，在压力、温度、流体流动等作用下逐渐变宽，最终形成致漏裂缝而漏失。大型裂缝溶洞性漏失为井筒裸露地层裂缝和溶洞发育引起漏失通道尺寸变大，钻井液可在压差作用下自由流入地层。现对南堡2、3号构造的漏失原因及其机理开展统计分析。现场统计资料表明，南堡2、3号构造井漏复杂突出，占复杂事故中的59.8%。发生井漏的地层多为泥岩、砂泥岩互层，井漏发生相关性统计如图5所示。

图5 井漏复杂事故统计Fig.5 Statistics of complex leakage accidents

从图5可见南堡2、3号构造中井漏多发于钻进过程中的微裂缝发育的泥岩地层，部分漏失层位信息、漏失钻井液密度等信息如表3所示。

由表3可见，漏失层位岩性以泥岩为主，部分含有凝灰岩。对该区块中存在大段硬脆性泥岩的东营组及沙一段地层开展漏失机理分析。该地层孔隙压力系数普遍在1.01～1.23，最小水平主应力梯度为1.95 MPa/100 m左右，最大水平主应力为2.63 MPa/100 m，该地区地应力大小顺序为最大水平主应力≥上覆地层压力>最小水平主应力，该地区地应力为潜在正断层应力型或潜在走滑型应力型。结合式(1)可得东营组、沙一段地层破裂压力为2.3～2.6 MPa/100 m，结合该地区漏失压力当量密度普遍低于1.47 g/cm3，判断认为该地区井漏不是压裂性漏失。

闭合裂缝重张延伸漏失主要发生在微裂缝发育的地层，裂缝性地层漏失压力等于微裂缝张开所需井下压力。裂缝性漏失压力由于地层缝间抗拉强度为零，在计算裂缝性漏失压力时不需要考虑地层抗拉强度的影响。裂缝性地层裂缝重张延伸压力与区域最小水平主应力大小接近。现场资料表明：NP3-20井沙河街组最小水平主应力梯度为1.95 MPa/100 m,井漏钻井液密度最高为1.47 g/cm3，加上钻井过程中循环压耗附加值，井底有效液柱压力当量密度在1.6 g/cm3左右，井底有效液柱压力仍然低于最小水平主应力，判断认为南堡2、3号构造井漏类型不属于闭合裂缝张开延伸漏失。

表3 漏失层位及钻井液信息Table 3 Information of leakage layer and its drilling fluid

结合南堡2、3号构造东营组、沙一段地层孔隙压力系数多为1.02～1.23，漏失钻井液当量密度1.28～1.47 g/cm3，略高于地层孔隙压力当量密度，判断认为南堡2、3号构造井漏多为张开型裂缝性漏失，现场井漏漏失量普遍低于100 m3，这些漏失多为硬脆性泥岩、砂泥岩互层胶结面裂缝漏失造成的。从该区块岩样微组构及三轴压缩实验可知，在钻进过程中，在钻井液柱压力及微裂缝毛管压力作用下，钻井液将沿微裂缝侵入地层，硬脆性泥岩水化后强度降低，并产生水力尖劈作用，进一步造成地层的破碎，引起井漏。

NP3-19及NP3-20两口井在东营组一段均发生恶性漏失，钻井液漏失量分别为584 m3和586 m3，引发严重井漏，判断认为漏失原因为钻遇了断层。在部分原生裂纹不发育的原状泥岩地层，夹杂部分砂层，岩石呈现出硬脆性。钻井过程中由于卸荷导致应力释放、钻具机械扰动极易引发井壁岩石破裂，易造成沿薄泥层劈裂或滑移，而水化作用会加剧岩石沿薄泥层的破坏，从而为钻井液侵入提供新的次生通道，诱发井漏。

4 南堡2、3号构造漏失对策

通过对南堡2、3号构造的井漏事故统计及机理分析，明确了该区块的漏失原因主要以张开型裂缝性漏失为主。硬脆性泥岩地层微裂缝发育，液相沿裂缝侵入地层，水化后地层强度降低明显，裂纹宽度拓展，造成井漏的发生。但通过井漏复杂事故统计(图5)可见，南堡2、3号构造发生漏失的原因较为复杂，除张开型裂缝性漏失外，还部分夹杂其他因素。因此特提出以下四点应对措施。

(1)对于含节理、微裂缝本身较发育的泥岩层漏失，应降低钻井液密度，提高钻井液封堵性能，降低钻井液沿弱面侵入的深度。

(2)对于原生裂纹发育不充分的裂缝扩张型漏失，在降低钻井液密度，提高钻井液封堵性能的同时，应降低下钻及开泵引起的井底压力激动。这是由于裂缝开度对井底压力敏感，当井底压力过大时，裂缝开度变大，若超过临界宽度，则会发生漏失。

(3)对于压裂型漏失，应加强高渗低压砂层地层破裂压力预测(考虑注水开采等)，同时降低钻井液密度，优化作业参数设计及工程管理，避免重浆憋漏地层等再次发生。

(4)对于大型裂缝性漏失，应在钻前加强断层及大型裂缝发育预测，避免恶性漏失。若钻遇断层，应视漏失情况调整井底钻井液密度，采用堵漏作业或清水(海水)强钻等作业措施予以应对。

5 结论

(1)南堡2、3号构造深层泥岩硬脆性，水化膨胀能力不强，原生裂缝发育。液相沿裂缝侵入岩样后，其力学强度明显下降，破坏形态表现为沿弱面的张性劈裂破坏，微裂缝对硬脆性泥岩理化性质影响显著。

(2)南堡2、3号构造漏失多出现在钻进至裂缝发育的硬脆性泥岩地层。明确了南堡2、3号构造的井漏类型为张开型裂缝性漏失。钻井液在钻井压差及毛管力作用下沿裂缝侵入地层，造成地层强度下降，裂纹宽度拓展，进一步诱发井漏。并针对南堡2、3号构造的漏失原因及机理，提出了相应的漏失应对措施。