渤海油田渤中区域中深部泥页岩地层井壁稳定性

林 海, 邓金根, 谢 涛, 刘海龙, 罗 超, 刘 伟

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

泥页岩地层井壁失稳问题是一个长期困扰钻井工程的难题。据统计，钻井过程中发生的井壁失稳现象中90%左右出现在泥页岩层段，由于泥页岩地层坍塌掉块导致的钻具阻卡等钻井复杂事故严重影响油气井的安全钻进，给石油工业造成大量经济损失[1]。针对泥页岩地层的井壁失稳机理与定量分析，中外研究人员已经开展了大量研究。早在二十世纪五六十年代，Hubbert等[2]、Haimson等[3]基于各向同性线弹性力学理论，建立了地应力与泥浆液柱压力共同作用下的井周应力分布计算方法，为井壁稳定性定量分析奠定了理论基础。考虑到泥页岩地层沉积特征以及可能存在层理裂缝导致页岩地层呈现各向异性，Aadnoy等[4]进一步建立了各向异性线弹性地层井周应力的计算与井壁稳定性分析方法。金衍等[5]、马天寿等[6]、陈平等[7]、卢运虎等[8]考虑层理、裂缝的存在，基于线弹性理论理论与Jager[9]提出的弱面强度准则，建立了层理裂缝性泥页岩地层井壁稳定性定量分析模型，研究结果表明层理面的存在会显著增加地层坍塌压力，且不同层理产状使得坍塌压力分布更为复杂。赵凯等[10]根据多孔介质弹性力学理论，建立大斜度井井周应力状态，考虑层理面与岩石基体的破坏的摩尔-库伦准则，建立层理性泥页岩大斜度井井壁稳定分析方法。陈金霞等[11]则进一步考虑温度场的影响，建立了考虑弱面结构、温场作用、水化特性的泥页岩地层井壁稳定模型。陈卓等[12]将损伤力学和断裂力学相结合，建立了硬脆性泥页岩的损伤本构模型。计算结果显示，硬脆性泥页岩对钻井液的敏感度以及硬脆性泥页岩微裂缝的发育程度对井壁稳定影响最大。黄瑞等[13]建立有限元细观数值模型，从细观尺度对页岩硬脆性破坏机理进行研究。歹震东等[14]通过实验方法分析硬脆性泥页岩井壁失稳原因，研究结果表明硬脆性泥页岩宏观层理、层理、微裂纹均较发育，应力释放及钻具扰动易使岩石发生劈裂或滑移。

泥页岩地层井壁稳定性的另一个重要影响因素是水化作用。大量的实验研究结果表明，膨胀性黏土矿物含量高的泥页岩地层吸水后会发生水化反应，形成水化膨胀附加应力，且地层弹性模量与强度等力学参数也会劣化。针对该问题，20世纪90年代以来，中外学者如Yew等[15]、Yu等[16]、邓金根等[17]相继建立了泥页岩吸水量分布与水化后的井周应力分布计算和井壁稳定分析模型，定量刻画水化膨胀与泥页岩力学性质参数变化对井壁稳定性的影响规律。

水化膨胀导致的井壁失稳主要发生在蒙脱石等膨胀性黏土矿物含量高的泥页岩地层，如渤海油田浅部明化镇组与馆陶组泥岩层段[18]，而对于深部泥页岩地层，一般认为蒙脱石等膨胀性黏土矿物已经转化为伊利石、伊蒙混层等弱膨胀性黏土矿物，水化膨胀和分散性较弱，地层井壁失稳的主要原因是层理裂缝等弱面结构[18-19]。渤中区域是近年来目前渤海油田勘探开发的重点区块，前期探井钻井过程中中深部东营组、沙河街组泥岩地层井壁坍塌失稳现象频发，该区块的泥页岩地层特点仍不清楚，井壁失稳机理仍不明确。为此，现利用取自目标区块东营组的泥岩岩心开展理化性能与力学特性实验研究，揭示其井壁失稳机理，在此基础上建立井壁稳定定量分析模型，分析井壁稳定性影响规律，为该目标区块泥页岩地层以及类似泥页岩地层井壁稳定性分析和安全钻井设计提供参考。

1 泥页岩组构特征及理化特性分析

实验所用泥页岩取自渤中区域东营组，取样深度大约为3 877 m。如图1所示，泥页岩岩心尺寸为直径100 mm，长度分别为350、300 mm。

利用上述岩心，采用多晶X射线衍射仪器开展了8组全岩矿物组分及黏土矿物组分测试实验，结果如表1和表2所示。实验结果表明，渤中区域东营组泥页岩黏土矿物含量均值达到39.4%，黏土矿物以伊/蒙混层和伊利石为主，不含水化性最强的纯蒙脱石矿物。伊蒙混层相对含量均值为73.4%。伊/蒙混层中蒙脱石成分混层比均值为18%，即蒙脱石成分占黏土矿物的总比例约为13%。

图1 渤中区域东营组泥页岩Fig.1 Shale samples from Bozhong area

表1 全岩矿物组分测试结果Table 1 Mineral composition testing results

表2 黏土矿物组分测试结果Table 2 Clay mineral composition testing results

常温常压条件下测定的岩样在清水中的膨胀率如图2所示，实验结果表明，渤中区域东营组泥页岩在清水中的膨胀率初期随时间快速增加，一定时间后达到稳定，最终膨胀率为21%～28%。利用 6～10目的岩屑在130 ℃条件下开展了清水滚动回收率实验，实验老化时间16 h，实验测定的泥岩滚动回收率测试结果如图3所示，显示东营组泥岩的清水回收率为67%～81%。从上述水化膨胀和分散性测试结果来看，该区块东营组泥岩表现出中等程度的膨胀性和分散性，钻井过程与水基钻井液接触时仍然具有一定的水化作用。

图2 泥页岩水化膨胀测试结果Fig.2 Shale hydration and expansion testing results

图3 泥页岩清水热滚回收率Fig.3 Shale dispersion in water testing results

泥页岩微观结构特征显著影响其宏观力学性质。采用计算机断层扫描(computed tomography，CT)以及扫描电子显微镜(scanning electron microscope，SEM)对现场获取的全尺寸岩心开展了微观结构特征观测，结果如图4与图5所示，实验所用岩心尺寸为直径100 mm，长度350 mm，可以看到目标区块东营组泥页岩岩心发育近水平方向层理、微裂缝。SEM电镜观察结果显示典型微裂缝宽度为 3.5～6.5 μm。

图4 泥页岩CT扫描结果Fig.4 Shale sample CT scaning results

图5 泥页岩电镜扫描图Fig.5 SEM photos of shale sample

微裂缝的存在为钻井液侵入泥页岩提供了通道，而钻井液侵入后与裂缝填充物或裂缝面黏土矿物发生水化反应会促进裂缝的起裂延伸。利用现场获取的泥页岩岩心开展了常压下的清水浸泡实验。如图6所示，浸泡岩心尺寸为直径25 mm，长度10～40 mm，实验结果表明随着浸泡时间增加，原本肉眼观察无裂缝的岩心产生了多组水平产状的裂缝。

图6 泥页岩清水浸泡测试结果Fig.6 Shale soaking in water testing results

基于上述泥页岩组构和理化特征室内实验测试结果，可以发现渤中区域中深部泥页岩的黏土矿物以伊蒙混层和伊利石为主、不含纯蒙脱石等膨胀性黏土，仍表现出中等程度的膨胀性和分散性，具有一定水化作用。同时渤中区域中深部泥页岩发育有明显的近水平产状的层理、微裂缝，且泡水后大量微裂缝开启。综合上述实验结果，渤中区域中深部泥页岩属于中膨胀、中分散、发育有层理及微裂缝的泥岩[20]，兼具存在弱结构面和一定程度的水化两方面的特征。微裂缝发育一方面使地层存在弱结构面导致地层强度降低，同时也为钻井液侵入地层提供了通道，井眼打开后，钻井液滤液在正向压差和毛细管力的作用下沿微裂缝侵入泥页岩内部，升高近井地带孔隙压力的同时，与裂缝填充物或裂缝面黏土矿物发生水化反应进一步降低结构面强度，导致泥页岩在应力集中作用下发生坍塌。

2 岩石力学特征分析

层理、微裂缝等弱结构面的存在将使泥页岩力学性质呈现显著的各向异性。本文利用获取自现场的全尺寸岩心，按0°、30°、45°和90°方向钻取标准岩心(φ25 mm×50 mm)，λ为取芯夹角，取芯示意图如图7所示。利用TAW-1000深水孔隙压力伺服试验系统进行抗压强度实验，实验结果如表3所示。

图7 岩石取芯示意图Fig.7 Schematic diagram of rock coring

表3 岩石力学实验测试结果Table 3 Rock mechanical testing results

从表3的实验结果来看，由于发育近水平产状的层理、裂缝，渤中区域东营组泥页岩力学性质呈现显著的各向异性。含弱结构面的岩石存在基体破坏和弱结构面破坏两种形式，采用单一弱面强度准则[5, 9]，可分别表述如下。

岩石基质强度准则：

(1)

层理面强度准则：

(2)

式中：C为岩石本体黏聚力，MPa；φ为岩石本体内摩擦角，(°)；Cw为弱面黏聚力，MPa；φw为弱面内摩擦角，(°)；σ1和σ3分别为最大主应力和最小主应力，MPa；β为弱面发现方向与最大主应力之间的夹角，(°)。

基于上述强度准则，利用表3中沿不同方向取芯得到的室内力学实验结果，与理论计算数据进行拟合，结果如图8所示，拟合得到的渤中区域中深部泥页岩岩石的强度参数如下：岩石本体聚力为 13.5 MPa，本体内摩擦角为42.0°，弱面黏聚力为7.0 MPa，弱面内摩擦角为30.0°。

图8 页岩强度拟合结果Fig.8 Shale strength fitting results

如前所示，钻井液沿层理、裂缝侵入地层并与裂缝填充物或裂缝面发生水化反应将导致泥页岩强度降低，为揭示钻井液对渤中区域泥页岩强度的影响规律，分别取垂直于层理裂缝面和平行于层理裂缝面的岩心置于泥浆中浸泡不同时间后取出再开展岩石力学实验测试。实验中采用的泥浆为现场实际使用的钻井泥浆，同时考虑到实际钻井过程中井下存在一定的正压差，因此浸泡实验中对泥浆加压 3 MPa。浸泡后的实验结果如表4和图9所示。

表4 泥浆浸泡后的岩石力学实验测试结果Table 4 Rock mechanical test results after drilling fluid soaking

图9 浸泡后强度变化规律Fig.9 Variation of strength after soaking

从表4和图9的实验结果可以发现，受钻井液的作用后，0°和90°取芯方向岩石强度均出现明显下降趋势。在钻井液中浸泡48 h后，岩石强度下降趋于平缓。

基于上述泥页岩钻井液浸泡前后力学特性分析结果，可以发现渤中区域中深部泥页岩岩石强度较高，且发育层理、微裂缝，表现较强的各向异性，呈现一定的硬脆性泥页岩力学特征。受钻井液作用，泥页岩强度整体出现明显的下降趋势。浸泡钻井液24 h，围压10、20 MPa条件下，90°取芯与0°取芯岩石强度平均下降幅度分别约为20%、30%，钻井液浸泡48 h后，不同取芯方向的岩石强度随着浸泡时间增加下降幅值趋于平缓。

3 井壁稳定性分析

基于渤中区域中深部地层岩石组构分析、理化性能实验以及力学特性实验分析结果，可知中深部泥页岩表现出中等程度的膨胀性和分散性，具有一定水化作用。同时发育有明显的近水平产状的层理、微裂缝，呈现典型的硬脆性泥页岩的力学特性，表现出较强的各向异性。因此，不同于典型的硬脆性泥页岩和膨胀性泥页岩，渤海油田渤中区域中深部泥页岩处于由软泥岩向硬脆性泥页岩转变的过程阶段，既具有硬脆性泥页岩层理、裂隙发育的特征，又仍表现出一定的水化膨胀和分散特征。

钻井液作用下，钻井液滤液通过层理和微裂缝等通道进入近井地层，与裂缝填充物或裂缝面黏土矿物发生水化反应进一步降低结构面强度，导致泥页岩发生井壁坍塌等复杂事故。

3.1 井周应力分布模型

井周应力状态影响着石油工程钻井、完井、压裂等作业的成败。井斜角和方位角决定着井眼轨迹，原地应力采用三向主应力描述。通过应力坐标变换建立斜井井壁围岩应力公式。

3.1.1 井周应力分布

选取坐标系(x′、y′、z′)，Ox′轴，Oy′轴和Oz′轴分别与最大水平地应力σH、最小水平地应力σh和上覆岩层压力σv方向一致。建立井筒直角坐标系(x、y、z)与极坐标系(r、φ、z)，主地应力坐标系(x′、y′、z′)按图10所示用右手定则旋转到坐标系(x、y、z)。坐标转换关系为

(3)

(4)

式中:σij为井眼应力分量；α、β分别为井斜角、井斜方位角；L为转化矩阵。

θ为井壁上某点与最大水平地应的夹角图10 坐标转换关系示意图Fig.10 Schematic of coordinate transform

将地层假设为线弹性连续均匀介质。基于线弹性理论，建立井壁围岩应力公式为

(5)

式(5)中：Pi为钻井液液柱压力，MPa;τij为井壁上剪应力分量，MPa;ν为岩石泊松比。

3.1.2 井壁稳定模型

基于上述分析，结合式(1)及式(2)描述的岩石基质和弱面破坏准则，构建渤中区域中深部泥页岩坍塌压力计算模型。模型计算流程如图11所示。

图11 井壁稳定模型计算流程图Fig.11 Flow chart of wellbore stability model calculation

3.2 井壁稳定影响因素分析

利用上述模型，针对渤中区块中深部硬脆性泥页岩层段井壁稳定性开展影响规律分析，采用的参数如表5所示。

表5 计算基本参数Table 5 The basic parameters of the calculation

3.2.1 层理、微裂缝对井壁稳定性的影响

首先考虑层理、微裂缝对井壁稳定性的影响规律。不含层理、微裂缝的均质地层中，定向井坍塌压力随井斜角和方位角变化如图12所示。从方位角为0°瞬时间方向为方位角变化，沿半径方向为井斜角变化，最外围为井斜角为90°。分析计算结果可知：不同井斜角与方位角条件下的坍塌压力范围为1.23 ～1.35 g/cm3，其中沿最大水平地应力方位钻进坍塌压力相对较大，井壁失稳风险大、钻井难度大，沿最小水平地应力方位钻进坍塌压力相对较小，井壁失稳风险小。方位角一定时，随着井斜角的增加，坍塌压力总体上呈现增大趋势。

图12 均质地层坍塌压力分布风险图Fig.12 Risk distribution of uniform layer collapse pressure

考虑存在一组水平层理、微裂缝，地层坍塌压力分布计算结果如图13所示，与图12的结果相比，层理、微裂缝的存在使地层坍塌压力明显升高，坍塌压力范围变为1.27～1.52 g/cm3。同时，坍塌压力随井斜角、方位角的变化规律明显发生变化，均质地层条件下沿最小水平地应力方向钻进总体上较为安全，然而由于层理、微裂缝的存在，沿最小水平地应力方向钻大斜度井和水平井坍塌风险显著增加，坍塌压力明显高于沿最大水平主应力方向钻进的情况。由此可见，层理、微裂缝的出现不仅使得钻井整体坍塌压力升高，而且可能使得相对安全钻井的方位发生反转，在层理、微裂缝发育的泥页岩地层井壁稳定性分析中应重点考虑这一因素的影响。

图13 层理、微裂缝发育泥页岩地层坍塌压力分布Fig.13 Collapse pressure distribution of laminated shale formation collapse pressure

3.2.2 钻井液浸泡对井壁稳定性的影响

基于上述实验研究结果，由于目标区块泥页岩仍然表现出一定的水化特征，钻井液浸泡会导致岩石强度降低。井眼钻开后，钻井液与泥页岩地层接触，滤液沿层理、微裂缝侵入井周地层必将导致泥页岩地层坍塌压力的变化。图14所示为基于浸泡48 h后的泥页岩强度实验结果计算的坍塌压力分布，结果表明，浸泡48 h条件下，由于泥页岩强度的降低，坍塌压力明显升高，范围变为1.43～1.63 g/cm3，此时钻井液安全泥浆密度窗口变窄，增加钻井难度。

泥页岩水化效应与时间密切相关，图15所示对浸泡24、48、72 h钻井液后，井斜角45°的定向井坍塌压力随方位角的变化情况，分析可知：泥页岩地层坍塌压力均明显升高，且随着时间的增加，坍塌压力增加幅值逐渐趋于平缓；沿最小水平主应力方向上坍塌压力最大，失稳风险最大。

图14 钻井液浸泡后坍塌压力风险图Fig.14 Collapse pressure risk after drilling fluid immersion

图15 坍塌压力随方位角的变化Fig.15 The variation of collapse pressure with azimuth

3.3 实例分析

采用本文模型，对渤中区域某开发井X1井的井壁稳定性进行了分析。设计资料显示，X1开发井在东营组深度为3 877 m处井斜角为14°，方位角为156°。水平最大地应力梯度为2.02 MPa/100 m，水平最小地应力梯度为1.67 MPa/100 m，上覆应力梯度为2.27 MPa/100 m，孔隙压力梯度为1.28 MPa/100 m。

图16 X1井安全泥浆密度窗口Fig.16 X1 Well safety mud density window

图16为采用坍塌压力计算模型得到的X1开发井安全密度窗口，其中泥页岩地层考虑了井眼钻开48 h、钻井液侵入导致强度降低的因素。结果表明：东营组深度为3 877 m处坍塌压力为1.42 g/cm3，而采用均质模型计算的X1开发井中深部泥页岩地层坍塌压力为1.26 g/cm3，坍塌压力明显偏小，不足以稳定地层，不具备现场适用性，在考虑层理和微裂缝以及钻井液作用后，坍塌压力明显升高，泥浆密度窗口变窄，钻井难度增加。因此在钻井过程中为确保钻井安全、快速钻进，中深部泥页岩段钻进一方面需要确保足够的泥浆密度和封堵性、抑制性，另一方面也需精细控制钻井液密度。

4 结论

基于室内实验分析渤中区域中深部泥页岩地层特点，揭示了其井壁失稳机理，建立了井壁稳定定量分析模型，基于该模型分析了不同因素对井壁稳定性的影响，得到以下结论。

(1)渤中区域中深部泥页岩黏土矿物以伊/蒙混层和伊利石等弱膨胀的黏土为主，不含纯蒙脱石等膨胀性黏土，仍表现一定的水化特性，同时发育层理、微裂缝，表现出较强的各向异性。因此该区块中深部泥页岩属于中膨胀、中分散、发育有层理及微裂缝的泥岩，兼具存在弱结构面和一定程度的水化两方面的特征。

(2)钻井液滤液在正向压差和毛细管力的作用下沿微裂缝侵入泥页岩内部，与裂缝填充物或裂缝面黏土矿物发生水化反应，导致裂缝面强度降低是井壁失稳的主要机理。

(3)泥页岩中层理、微裂缝的存在导致钻井坍塌压力明显升高以及相对安全钻井的方位发生反转，在层理、微裂缝发育的泥页岩地层井壁稳定性分析中应重点考虑这一因素的影响。

(4)钻井液沿层理、微裂缝侵入泥页岩地层发生水化反应导致的强度降低将导致钻井液密度显著增加，使得安全泥浆密度窗口变窄，增加钻井难度，在井壁稳定分析预测中应加以考虑。

通过室内实验揭示的失稳机理以及通过模型分析得到的井壁失稳影响规律对于渤中区域开发井中深部泥页岩层段安全钻井具有一定的指导意义。