超深层碳酸盐岩裂缝面形态与摩擦因数研究

潘冠昌 ，杨斌 ，张浩 ，常坤 ，冯云辉

（1.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059；2.中国石化茂名石化公司，广东 茂名 525000）

随着我国油气资源开发加速向深层—超深层和非常规领域进军，钻完井和储层改造过程涉及到岩石力学，特别是岩石摩擦学的工程问题日益增多［1］。深井—超深井常钻遇裂缝性和破碎性地层，井壁剪切破坏和掉块垮塌失稳风险高［2］；储层改造过程中，天然裂缝和断层发生剪切滑移并激活，会直接影响缝网复杂程度和压裂施工安全［3-4］。同时，深部高地应力、差应力，以及改造作业产生的井周诱导应力场变化，则是导致井周岩体沿天然裂缝等弱结构面发生剪切滑移并产生严重套管变形损坏的关键原因［5-6］。根据摩尔-库伦定律，天然裂缝等弱结构面的摩擦特性是影响上述工程问题或现象的关键因素。

岩体裂缝面粗糙度［7-9］、矿物组分［10-11］、温度［12-13］、润滑条件［14］、断层泥等是影响摩擦特性的关键因素。裂缝面形态特征决定了岩体滑动产生机械摩擦阻力的大小。韩文梅等［7］指出微凸体轮廓最大谷深Rm和峰高Rp是影响缝面滑动摩擦因数的关键参数，且随粗糙度增加，摩擦因数呈指数规律增加。Reeves［8］指出微凸体的数量、大小、破裂特征以及接触应力是影响裂缝面摩擦力的主要因素，因此可根据裂缝面形貌特征计算摩擦因数。Jiang等［9］指出分形维数及y轴截距可分别表征裂缝面的粗糙度和微凸体斜率，并与摩擦因数正相关。此外，岩石矿物组分也是导致裂缝面摩擦特性差异的重要原因。Whittaker［10］结合蛇纹石的摩擦实验和矿物组分分析结果指出，蛇纹石部分矿物具有抑制缝面黏滑的作用，该类岩石更易发生稳滑。Horn等［11］研究指出矿物的晶体结构决定光滑矿物表面的摩擦特性，石英和长石等块状晶体结构矿物会增加滑动面的摩擦因数，云母和绿泥石等层状晶体结构矿物会减小其摩擦因数。

川西雷口坡组碳酸盐岩储层埋深超6 000 m，地应力高，水平差应力大，充填/未充填天然裂缝发育，钻井过程面临严重的井壁失稳问题。但目前针对裂缝性碳酸盐岩地层的井壁失稳机理分析未充分考虑基质与充填天然裂缝等弱结构面的摩擦特性差异，且缺少钻井液侵入和浸泡作用对岩石裂缝面摩擦性质的影响研究。因此，本文选取川西雷口坡组碳酸盐岩地层为研究对象，结合裂缝面摩擦因数测试、三维激光扫描、矿物组分和润湿性分析等方法，探索超深层碳酸盐岩裂缝面摩擦因数大小和控制机理，为钻井过程井壁剪切失稳防控提供基础支撑。

1 实验准备

1.1 实验岩样

本文测试岩心均来自川西坳陷广汉-中江斜坡带，取心段为区块主要含气层位——中三叠统雷口坡组四段，取心深度为6 197.92～6 278.58 m。雷四段碳酸盐岩储层岩性致密，孔隙度为2.0%～6.0%，平均3.81%，渗透率为 3.0×10-6～63.5×10-3μm2。测试岩样（见图 1）包括未充填和充填天然裂缝岩心，以及人工裂缝岩心（切割并用200目砂纸抛光）。

图1 实验岩心

1.2 实验方法及装置

摩擦因数测试实验前，采用光学三维形貌扫描仪系统（TNS）获取裂缝面三维形态信息后进行定量表征；然后将实验岩心各分为2组，一组保持干燥，另一组岩心在取心井所采的钻井液样品中浸泡48 h，浸泡温度为模拟地层温度。钻井液浸泡前后，采用光学接触角测量仪（DSA100HP）分别测试钻井液与裂缝面间的润湿接触角。

岩心浸泡钻井液前后，采用自研岩石摩擦因数测试装置（见图2）测试岩石摩擦因数。步骤为：1）将半圆柱形实验岩心切成薄片样品，放置在另一半圆柱形实验岩心上方；2）将薄片样品连接到拉力测试系统，在薄片样品上固定质量为50 g的砝码；3）启动电机，使薄片样品以4.0～5.0 mm/min的速度滑动，通过数据收集系统记录并保存摩擦力和位移数据；4）根据Amontons第一定律（式（1））计算摩擦因数。

图2 岩石摩擦因数测试装置示意

式中：μf为摩擦因数；Ff为传感器记录的拉力值，即摩擦力，N；WN为摩擦滑块质量，kg。

2 实验结果与讨论

2.1 摩擦因数测试实验

摩擦因素测试结果（见表1、图3、图4）显示，对于未浸泡钻井液的干燥岩心，未充填缝面岩心摩擦因数最高，抛光缝面岩心次之，充填缝面岩心最小。其中，充填缝面岩心由于充填物面积变化较大（48.7%～100%），使得摩擦因数发生明显变化。钻井液浸泡后，实验岩心的摩擦因数均有所下降。

图3 实验岩心缝面摩擦因数平均值对比

图4 钻井液浸泡前后岩心摩擦因数测试曲线

表1 钻井液浸泡前后岩心摩擦因素测试数据

2.2 摩擦因数影响因素

2.2.1 裂缝面粗糙度

图5为岩样裂缝面激光三维扫描视图（上、下视图分别表示圆柱形岩心的上、下两个裂缝面），通过分析不同裂缝面三维点云数据，以裂缝面的粗糙度系数JRC、分形维数等参数定量表征缝面形态特征。一般来说，裂缝面越粗糙，微凸体起伏程度越大，则宏观接触面上微凸体相互作用产生的机械阻力越强，摩擦因数越大。JRC由Tse和Cruden［15］给出的经验公式计算：

图5 实验岩心裂缝面三维视图

式中：M为被测量的粗糙区间数目；Dx为测量样本区间长度，mm；yi，yi+1分别为第 i个、第 i+1个粗糙高度，mm。

采用码尺法对剖面线进行分形测量［16］：

式中：D为分形维数，值为1～2；δ为码尺单位长度，mm；Nδ为不同码尺单位长度下测量的步数。

由表2可知，未充填裂缝面、充填裂缝面和抛光裂缝面剖面线的平均JRC分别为9.781，3.912，1.254，平均分形维数分别为 1.096 4，1.048 9，1.036 1，未充填裂缝面比充填裂缝面更为粗糙，抛光裂缝面JRC为三者中最小。由未充填裂缝面摩擦因数与粗糙度系数的关系（见图6）可以看出，天然裂缝面轮廓比人造裂缝面更为平整，而裂缝面越粗糙则摩擦因数越大。未充填裂缝面摩擦因数与JRC的关系为

表2 实验岩心等距剖面线的JRC和分形维数

图6 未充填裂缝面摩擦因数与JRC的关系

当岩石发生摩擦滑动时，裂缝面越粗糙，微凸体之间的“犁耕”“骑越”和“互锁”等相互作用越明显［17］。超深层碳酸盐岩天然裂缝在形成后往往经历多期构造和成岩作用［18-19］，无论是否被充填，裂缝轮廓都变得更为平整，微凸体遭到破坏后，裂缝面起伏减小，从而导致天然裂缝面摩擦因数降低。

2.2.2 裂缝充填物

由图5和表2可以看出，未充填裂缝岩样的裂缝面呈山谷状及凹坑状微凸体的数量明显多于充填裂缝岩样，说明裂缝充填物在缝面的二次沉积及结晶能够在一定程度上降低微凸体起伏程度和缝面粗糙度［20］。结合图3可知，虽然充填裂缝面比抛光裂缝面更为粗糙，但摩擦因数却比抛光裂缝面小，说明裂缝面的矿物颗粒类型、强度和相互作用对裂缝面摩擦因数同样具有显著的影响。裂缝充填物可从表面形貌和接触面等方面影响裂缝面的摩擦因数。

具体来看，X衍射矿物组分测试结果（见图7。图中数值为体积分数）显示，测试岩样基质以白云石（88%）为主，含少量方解石及斜长石；岩心裂缝充填物主要为方解石（86%），含少量白云石以及石英、斜长石。摩擦因数测试结果表明，方解石充填裂缝面摩擦因数明显小于以白云石为主的未充填裂缝面。分析认为：1）细观接触面上，白云石的晶体属三方晶系，单一的块状晶体结构使其断裂面较为粗糙；而方解石的层状晶体结构有利于形成平整的断裂面，导致矿物颗粒间的黏着摩擦较弱，因此充填裂缝面摩擦因数小于未充填裂缝面，这也与Horn等［11］的研究结果相符。2）宏观力学强度上，压入硬度测试显示岩样方解石充填层硬度仅为0.65～0.79 GPa，明显低于基质白云石的硬度（1.89～2.64 GPa），当裂缝沿充填层发生剪切滑移时，充填裂缝表面的微凸体更容易发生变形破坏，使裂缝表面平坦化，导致摩擦因数降低。

图7 矿物组分测试结果

选取研究层位8块基质岩心和2块充填缝面岩心在50 MPa围压下进行三轴力学实验。结果显示，基质岩心差应力为140～205 MPa，充填缝面岩心差应力为72～116 MPa，后者三轴抗压强度远低于前者，且岩心均沿充填裂缝发生剪切破坏（见图8）。低摩擦因数的充填缝面岩心更容易在应力作用下发生剪切失稳［21］。在实际钻井过程中，雷四段和雷三段地层也频繁发生井壁掉块，且岩块有沿天然裂缝滑动的痕迹，与实验结果吻合［22］。

图8 充填缝面岩心三轴应力应变曲线

2.2.3 钻井液润滑效应

钻井液浸泡后，各实验岩心裂缝面摩擦因数均有所下降。充填矿物白云石和方解石的主要成分CaCO3和CaMg（CO3）2都难溶于水，钻井液浸泡及后续水化作用对裂缝面摩擦因数的影响有限［23］。而由岩心裂缝面接触角测试实验结果可知，钻井液浸泡后未充填裂缝面与钻井液的接触角由48.29°下降到31.40°，充填裂缝面与钻井液的接触角由67.74°下降到33.29°。润湿性的增强会显著增加钻井液在裂缝壁面的附着，形成流体薄膜［24］，进而产生流体润滑效应，起到明显的减摩降阻效果［25］。裂缝面粗糙度越小，钻井液侵入后其摩擦因数下降幅度也越大，进一步说明钻井液的润滑效应对光滑平整接触面的作用更加明显；而深部地层天然裂缝面轮廓相比于岩石新鲜破裂面往往较为平整，导致钻井液侵入后对其摩擦弱化作用更显著。

3 矿场启示

本文实验测得的雷口坡组碳酸盐岩裂缝摩擦因数仅为0.307～0.550，远低于常规三轴力学实验获取的碳酸盐岩基质摩擦因数［26］。根据摩尔-库伦准则，岩石摩擦因数的降低，必将显著增大井壁岩体发生剪切失稳的风险，但现有的井壁失稳机理与模型分析尚未充分考虑碳酸盐岩基质与充填天然裂缝等弱结构面的摩擦因数差异性。因此，裂缝性地层的井壁失稳分析不仅应获取可靠的裂缝面摩擦因数，同时也要充分考虑表面粗糙度、充填情况和充填物类型等对摩擦因数的影响；对于深部地层，还应考虑高应力条件对弱结构面的摩擦弱化作用［21］。

碳酸盐岩地层往往不存在明显的水化作用，但针对井壁失稳难题，也应强化钻井液的封堵性能。因为钻井液的侵入往往能够润滑裂缝面，并通过水-岩作用溶蚀充填物，弱化微凸体力学强度，最终导致缝面摩擦因数和抗剪切性能降低，增大井壁沿天然裂缝等弱结构面的剪切失稳风险。

根据接触力学和摩擦学理论，摩擦阻力源于宏观微凸体的机械阻力和分子层面的黏着效应。在常规的裂缝性地层封堵防塌钻井液配方优化基础上，可以进一步考虑封堵防塌体系中固相颗粒的特征参数、液相润湿性等表/界面性质对裂缝面摩擦行为的影响，最终通过增强裂缝封堵系统的摩擦阻力提升井壁稳定性。

4 结论

1）川西雷口坡组碳酸盐岩未充填裂缝面、抛光裂缝面和充填裂缝面的摩擦因数分别为0.520～0.550，0.420～0.441，0.307～0.391；摩擦因数与未充填裂缝面JRC值满足幂函数关系，且随JRC值增大而增大。

2）钻井液浸泡岩心后产生的润滑效应使得充填、未充填、抛光裂缝面的摩擦因数均有所下降，且裂缝面越光滑，摩擦因数下降幅度越大。

3）对于超深层裂缝性碳酸盐岩地层，明确天然裂缝等弱结构面摩擦行为特征不仅是评价井壁稳定性的基础，也是从增强裂缝系统剪切摩擦阻力角度提出井壁封堵防塌强化对策的重要基础。