基于岩石力学特性的钻井液优选研究——以鄂尔多斯盆地长7页岩地层为例

余海棠,庄 严,梁利喜,丁 乙

(1.延长油田股份有限公司,陕西延安 716000;2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500)

钻井液性能的优劣是油气井顺利钻进的保障,钻井液体系优选主要通过评价流变、滤失量、密度等参数[1]。王晓军等[2]通过对流型调节剂、抗盐降滤失剂等优选,形成了性能良好的无固相卤水钻井液体系,并评价了抗温性能、抗污染性能以及滚动回收率等。马腾飞[3]、张建斌[4]、于欣[5]等通过优选出封堵剂、抑制剂,形成了高性能钻井液体系,并对其高温高压滤失量、封堵率、密度等进行了室内实验评价。常规优选方法忽略了钻井液与岩石之间的相互作用,目前钻井液优化设计主要基于化学评价原理,以钻井液作用下的封堵率、岩石线性膨胀率等参数对钻井液进行评价,然而,井壁失稳的本质是井壁岩石的力学失稳,钻井液作用下的岩石力学行为特征是评价钻井液性能的关键。基于此,众多学者[6-8]研究了不同体系钻井液对地层力学性质的影响[9-11],进而分析目标地层的坍塌周期,结果表明钻井液与地层的相互作用是钻井液优选过程中不可忽略的重要因素。黄杰、邓富元、赵凯等[12-14]分析了钻井液性能对井壁稳定性的影响,指出钻井液作用下岩石强度弱化,坍塌压力增加,尤其当钻井液与地层不配伍易诱发井壁失稳,延长钻井周期[15]。

目前已经开展钻井液作用下的岩石力学评价研究,但主要分析了钻井液对地层力学性质的影响,并未形成基于钻井液与地层配伍性的系统钻井液优选方法。为此,本文以鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩为研究对象,从钻井液与地层配伍性的角度,分析了不同钻井液作用前后岩石力学性质的变化和对地层坍塌压力的影响,对钻井液进一步优选,优选出基础性能优、与地层配伍性好、对地层力学特性影响小的钻井液体系,为同地区地层的安全快速钻井提供参考。

1 地层岩石力学特征

本次实验岩心取自张家湾地区L井,为鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩,微裂缝比较发育,黏土矿物含量较高,钻井过程中经常出现掉块等井壁失稳问题[16]。以此为研究对象,通过岩石硬度与三轴测试,明确目标地层原状条件下的岩石力学特征。

1.1 地层硬度

本次实验采用史氏压入硬度的测定方法,通过岩石破坏时所加的压力与压头的面积,计算岩石的硬度,如式(1)所示。硬度试验的典型岩样和应力应变曲线,如图1所示,本文对6块页岩岩样开展硬度测试,实验测试结果见表1。目标地层页岩硬度为123.95～604.48 MPa,平均硬度为328.96 MPa。

图1 原岩硬度实验的载荷与位移关系曲线

表1 原岩的硬度实验统计结果

(1)

1.2 地层抗压强度

三轴压缩实验是评价地层岩石力学变形破坏特征,获取岩石力学参数最常用的方法[17]。通过不同围压下(0、15、30 MPa)的三轴试验,得到岩石的杨氏弹性模量、泊松比、内聚力和内摩擦角等参数,从而对岩石力学特征进行综合性分析,实验结果见图2。

图2 原岩的应力-应变曲线

从图2可知,长7原岩的单轴抗压强度为69.82 MPa,随着围压增大,抗压强度也增大。从应力-应变曲线可以看出,轴向应力应变曲线基本呈直线上升,达到峰值后迅速下降,这说明随着轴向应力的增大,页岩发生了脆性破坏;同时,基于不同围压的抗压强度,可以得到长7原岩地层的内聚力为20.81 MPa,内摩擦角为27.04°。

地层的原地应力、内聚力、内摩擦角等参数是计算地层坍塌压力的重要参数。地层的原地应力一般采用三向主应力描述,井周应力通过坐标转化即可得到地层的三向主应力,对于任意井眼轨迹,假设地层为线弹性均匀连续介质,通过井眼坐标转换,可以建立井周应力分布如下所示[18-19]:

(2)

其中K1为:

(3)

基于井周应力分布,进而可以获取井壁任意位置三向主应力,如式(4)所示。通过对比,进而可以确定井壁岩石最大和最小主应力。

(4)

以最大和最小主应力为依据,借助摩尔库伦准则,推导得到直井段坍塌压力计算公式:

(5)

进而明确坍塌压力密度当量为:

(6)

根据整理现场资料可以获知,原岩为鄂尔多斯盆地长7段陆相页岩,井深1 650 m,水平向最大主应力(σH)为32.69 MPa,水平向最小主应力(σh)为31.34 MPa,地层的孔隙压力(Pp)为17.66 MPa。根据公式(2)及公式(6)可以计算出地层原岩的坍塌压力密度当量为0.51 g/cm3。

2 现场钻井液对地层力学特征的影响

页岩与钻井液接触后,会发生水化作用,从而降低地层的强度[20-21],增大地层坍塌压力,造成井壁坍塌等井壁失稳的问题。准确认识钻井液对地层力学特性的影响,可以为优化钻井液性能提供重要依据。为此,本文基于鄂尔多斯盆地陆相页岩地层目前现场所用钻井体系,开展钻井液作用下的岩石力学实验,为实现钻井液的优化设计奠定基础。所用的钻井液为水基钻井液(井浆:水+(0.5%～0.8%)KPAM+(0.1%～0.2%)NaOH+(0.4%～0.6%)PAM),存在抑制性和封堵效果较差等问题。通过优化封堵剂和抑制剂,筛选出了两套具有较好性能的钻井液。

钻井液A:水+(0.5%～0.8%)KPAM+(0.1%～0.2%)NaOH+(0.4%～0.6%)PAM+0.75%PAC-LV+1%SMP+2%EP-1(封堵剂)+1.5%ZD-1(新型纳米封堵剂)+1.5%ZD-2(新型纳米封堵剂)+7.0%KCl+0.6%磺化沥青;

钻井液B:水+(0.5%～0.8%)KPAM+(0.1%～0.2%)NaOH+(0.4%～0.6%)PAM+0.75%PAC-LV+1%SMP+2%EP-1+1.5%ZD-1+1.5%ZD-2+0.6%磺化沥青。

2.1 现场钻井液作用后地层硬度

本次实验的钻井液取自鄂尔多斯盆地张家湾地区L井,用现场钻井液作用长7段陆相页岩48 h,然后进行硬度测试,用来评价现场钻井液对地层力学特征的影响,实验结果见表2。

表2 现场钻井液作用后页岩的硬度统计结果

从表2可以看出,现场钻井液作用后,岩石硬度出现下降,现场钻井液作用后地层的硬度分布范围为68.49～142.63 MPa,平均硬度为103.06 MPa,较原岩强度明显下降,现场钻井液不能很好地维持地层原本的力学特征。这是因为长7段页岩微裂缝较为发育,为钻井液与页岩接触提供了通道,钻井液与页岩发生水化,产生水化裂纹造成地层岩石的力学强度下降。

2.2 现场钻井液作用后地层抗压强度

为了准确评价现场现用钻井液,将长7段页岩与现场钻井液作用48 h,将作用后的岩心进行三轴压缩试验[22],评价其力学性能变化,实验结果见图3。

图3 现场钻井液作用后页岩的应力-应变曲线

从图3可以看出,现场钻井液作用后长7段页岩的地层强度有了明显下降,单轴抗压强度从69.82 MPa下降至35.14 MPa,围压为30.00 MPa条件时的抗压强度也从149.26 MPa下降至101.74 MPa,说明现场钻井液对长7段页岩的影响较大,大幅度降低了地层的强度,容易造成井壁失稳。将井浆作用后的不同围压下的三轴压缩试验结果进行整理,得到其内聚力为12.93 MPa,内摩擦角为22.02°。与原岩相比,内聚力明显下降,内摩擦角也下降。根据坍塌压力预测公式,计算得到现场钻井液作用48 h后的坍塌压力密度当量为0.94 g/cm3,与原岩相比,井浆作用后的坍塌压力密度当量上升了0.43 g/cm3,增大了井壁失稳的可能性,使安全密度窗口变窄,不利于安全钻进。

3 稳定井壁钻井液室内优选与评价

根据现场井浆的实验结果以及对长7页岩物性的认识,优化出了两套良好性能的钻井液,即钻井液A和B,室内常规钻井液的化学性能评价结果显示,两套钻井液均可满足长7段的钻井需求。从常规化学测评角度而言,难以区分钻井液A和B的优劣性。因此,需要引入岩石力学测试评价方法,从而选取稳定井壁效果最优的钻井液体系。

3.1 基于岩石硬度的钻井液优选

为了评价钻井液A体系的性能,将长7页岩浸泡于优化后的钻井液A体系中,作用48 h,对取出的页岩进行硬度测试,实验结果见表3。

表3 钻井液A浸泡48 h后钻井液的硬度统计结果

从表3可以看出,钻井液A作用后的页岩硬度分布在68.49～200.11 MPa,平均硬度为151.01 MPa。钻井液A体系作用后的页岩与原岩相比,硬度具有较为明显下降。从328.96 MPa下降至 151.01MPa,说明钻井液会对页岩硬度具有较大影响;同时,钻井液A作用后的页岩硬度比现场钻井液作用后有了较为明显的提高,从103.06 MPa提高至151.01 MPa,这说明钻井液A比现场钻井液具有更好地维持地层原有力学特征的性能。

为了评价钻井液B体系的性能,将长7页岩浸泡于优化后的钻井液B体系中,作用48 h,对取出的页岩进行三轴压缩实验,实验结果见表4。

表4 钻井液B浸泡48 h后钻井液的硬度统计结果

从表4可以看出,钻井液B作用后的页岩硬度分布在97.35～221.30 MPa,平均硬度为145.35 MPa,与原岩相比,钻井液B作用后的页岩硬度平均下降183.61 MPa,但与现场钻井液作用后的硬度相比,有了一定的提高,硬度提升约为42.29 MPa。说明钻井液B体系在维持原岩硬度方面要优于现场钻井液。

以岩石硬度为标准,钻井液B体系和钻井液A体系相互对比而言,都优于现场钻井液,但钻井液A作用后的页岩硬度高于钻井液B作用后的硬度,两者平均值相差5.66 MPa。由此说明,钻井液A稳定井壁的能力强于钻井液B。

3.2 基于岩石抗压强度的钻井液优选

分别将长7页岩浸泡于现场及优化后的钻井液A和B中,作用48 h,对取出的页岩进行三轴压缩实验,结果见图4和图5。

图4 钻井液A作用后页岩的应力-应变曲线

图5 钻井液B作用后地层的应力-应变曲线

从图4可以看出,钻井液A作用后长7段页岩的地层强度为44.74 MPa,与原岩地层强度相比,有所降低,降幅为25.08 MPa。应力-应变曲线特征与原岩类似,轴向应力应变曲线呈直线上升,达到峰值后迅速下降,展现脆性破坏特征。将不同围压的三轴压缩试验数据进行整理,得到其内聚力为18.71 MPa,内摩擦角为27.17°,钻井液A作用后地层的内聚力比原岩内聚力有所下降,降幅为2.1 MPa,内摩擦角相近,与井浆作用后的地层相比,钻井液A作用后的内聚力和内摩擦角都相对较高,两者差值分别为5.78 MPa和5.15°。说明钻井液A对地层的影响比井浆的影响小,能够更好地维持地层原有的力学特征。

根据地应力、内聚力及内摩擦角等参数,可以算出钻井液A作用后地层的坍塌压力密度当量为 0.58 g/cm3,对地层坍塌压力的影响相对较小。

从图5可以看出,钻井液B作用后长7段页岩的地层强度也有所下降。单轴抗压强度从69.82 MPa下降至44.35 MPa,围压为30.00 MPa条件时的抗压强度也从149.26 MPa下降至122.88 MPa,将钻井液B作用后不同围压的三轴压缩试验数据整理,得到其内聚力为18.27 MPa,内摩擦角为26.43°。与钻井液A的实验结果相近,内聚力均高于井浆作用后的地层(差值约为5.34 MPa),低于原岩地层(差值约为2.54 MPa),说明优化后的钻井液A和B对地层力学性质的影响都相对较小。通过地应力、地层压力特征及岩石力学强度参数,整理可得钻井液B作用后的地层坍塌压力密度当量为0.61 g/cm3,对地层坍塌压力的影响相对较小。

为了更好地对比原岩地层、井浆作用后地层、钻井液A作用后地层和钻井液B作用后地层的强度及坍塌压力的变化,将相关实验数据进行整理,结果见图6。原岩地层的抗压强度最大,坍塌压力当量密度最小,其次是钻井液A、钻井液B、井浆。钻井液作用后地层强度会降低,这是钻井液进入地层与黏土矿物等发生水化的结果,井浆作用后的地层抗压强度最低,坍塌压力当量密度最高。本次实验都是作用48 h后的实验结果,而钻井周期会更长,坍塌压力当量密度高于现场所用的钻井液密度,造成井壁坍塌,而优化后的钻井液A和B都表现出较好维持地层强度的特性,并且坍塌压力当量密度的上升幅度也很小,能够满足现场需求。

图6 不同条件地层力学特征统计

此外,钻井液A和B作用后地层的抗压强度相近,但钻井液A作用后地层坍塌压力当量密度要低于钻井液B,可以使长7地层具有更长的坍塌周期。因此,通过钻井液对地层岩石力学特征影响的研究,可以看出钻井液A体系比B体系具有更好的效果。

4 现场应用

为了更好地验证本文中文所建立的优选钻井液方法的效果,将筛选出的钻井液A体系,在鄂尔多斯盆地的L-64井进行了现场试验。在长7段页岩的钻进过程中,并未出现垮、塌掉块等钻井事故。为了更好地对比钻井液的效果,采用同地区的L-155井为对比对象,以长7段钻井过程中的井眼扩径率为参考,长7段地层主要分布在1 200～1 600 m,扩径率的对比结果见图7。

从图7可以看出,现场钻井液钻进过程中,长7段扩径率较高,最高扩径率在9%以上,整个长7段的平均扩径率在5%左右;而筛选出来的钻井液A 体系具有良好的维持井壁稳定的效果,其扩径率基本都在5%以下,平均扩径率在3%左右。这说明通过岩石力学特性优选的钻井液A体系,能够很好地维持地层的原始力学特性,较好地保持了井壁稳定。

5 结论

1)鄂尔多斯盆地长7段页岩的单轴抗压强度为69.82 MPa,坍塌压力当量密度为0.51 g/cm3,具有较宽的安全密度窗口。

2)长7段页岩微裂缝比较发育,为钻井液进入地层与页岩发生水化提供了通道,页岩的水化作用是造成井壁失稳的重要原因。页岩与现场钻井液作用48 h后,地层的强度大幅度下降,安全密度窗口变窄,缩短坍塌周期,不利于井壁稳定。

3)通过室内实验优化后的钻井液A和B都表现出良好维持井壁稳定的性能,对地层强度和坍塌压力的影响均小于现场钻井液,均可满足现场需求。钻井液A和B作用后地层的抗压强度相近,但钻井液A作用后地层的坍塌压力当量密度要低于钻井液B,因此优选出钻井液A体系作为长7页岩段地层的钻井液。

4)通过现场应用不同钻井液后的扩径率对比,发现优选后的钻井液体系表现出优于现场钻井液维持井壁稳定的效果,说明基于岩石抗压强度的钻井液优选方法是可行性,对优选钻井液体系具有较强的参考价值。

符号注释

F为岩石硬度,MPa;P为岩石轴向压力,kN;S为压头面积,mm2;Ea、Er、Ev分别为轴向应变、径向应变和体积应变,%;σr、σθ、σz分别为柱坐标系下径向、周向和轴向正应力,MPa;σθz、σrθ、σrz分别为柱坐标下θz、rθ、rz平面切应力,MPa;θ为井周角,(°);v为泊松比;pi为液柱压力,MPa;a为Biot系数;δ为井筒渗流系数;φ为孔隙度,%;pwf为坍塌压力,MPa;σi、σj、σk分布为井壁任意位置i、j、k方向的主应力,MPa;σH、σh分别为水平最大主应力和水平最小主应力,MPa;K1为井壁渗透能力综合系数。