龙马溪页岩井壁失稳机理及高性能水基钻井液技术

唐文泉， 高书阳， 王成彪 甄剑武， 陈晓飞， 柴龙（.中国地质大学（北京），北京 0008； 2.中国石化石油工程技术研究院，北京 000；. 页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京000）

龙马溪页岩井壁失稳机理及高性能水基钻井液技术

唐文泉1，2，3， 高书阳2，3， 王成彪1， 甄剑武2，3， 陈晓飞2，3， 柴龙2，3
（1.中国地质大学（北京），北京 100083； 2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；3. 页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京100101）

唐文泉，高书阳，王成彪，等.龙马溪页岩井壁失稳机理及高性能水基钻井液技术[J].钻井液与完井液，2017，34（3）：21-26.

TANG Wenquan, GAO Shuyang, WANG Chengbiao, et al.Research on mechanisms of wellbore instability of longmaxi shale formation and high performance water base drilling fluid technology[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid， 2017， 34（3）：21-26.

目前长水平井段井壁失稳问题仍是制约国内外页岩气资源钻探开发的重大工程技术难题。为解决龙马溪组页岩长水平井段的井壁失稳问题，采用X射线衍射分析、氦气孔隙体积测试、高压压汞测试、高分辨率场发射扫描电镜、CT扫描、岩石连续刻划强度等实验，分析了龙马溪组页岩微观组构特征及理化特性，探讨了微观组构特征、理化特性对龙马溪组页岩井壁稳定的影响。研究表明：龙马溪页岩富含脆性矿物，黏土矿物以伊蒙混层为主，微纳米孔隙发育，微裂隙呈缝状、近平行分布，敏感性矿物的存在及其层理、微裂缝发育是导致页岩井壁失稳的主要内在因素。为此，针对性地提出了多元协同稳定井壁水基钻井液防塌技术对策，即“强化封堵-适度抑制-合理密度-高效润滑”。应用该技术对策构建了高性能水基钻井液优化配方，评价表明，该体系有较好的封堵性和抑制裂缝扩展的能力。该体系在黄金坝区块2口井三开进行了现场试验。现场试验结果表明，该体系较好地解决了页岩长水平井段的井壁失稳和水平段摩阻较大的问题，为中国采用水基钻井液技术高效钻探开发页岩气资源提供了新的思路及经验。

页岩气；井壁失稳；微纳米尺度；孔隙结构；水基钻井液

中国页岩气资源约100×1012m3，具有良好的勘探开发前景。水平井钻井技术是页岩气开发的核心技术之一，广泛应用于页岩气勘探开发。页岩气水平井钻井液技术作为水平井钻井的关键技术，面临着水平井段井壁失稳、井漏、易卡钻等技术难题[1-4]，制约了中国页岩气资源的钻探开发进程。传统的油基钻井液以及合成基钻井液可较好地解决以上问题，但存在配制使用成本高，环境可接受性差等问题，且仍易出现井壁垮塌、井漏、固井质量差等问题，促使国内外钻井液行业兴起了页岩气水平井高性能水基钻井液研究热潮。国外学者在研发高性能页岩气水平井水基钻井液时[5-9]，注重测定岩石的矿物组成、结构、裂缝分布等特征，通过多种方法和途径封堵页岩微纳米孔隙，如引入纳米颗粒，通过调节钻井液水活度等方式，降低毛细管作用，减小滤液向页岩的侵入和运移，从而降低压力传递作用对井壁稳定的影响，同时注重钻井液抑制性和润滑性。笔者通过对四川盆地龙马溪组页岩组构、理化性能、岩石浸泡前后力学性能变化等进行测试，深入分析了岩石破坏的影响因素及井壁失稳机理，制定出水基钻井液防塌技术对策，通过关键处理剂的研选，构建了高性能水基钻井液体系，在川南区块开展了现场应用并取得成功。

1 龙马溪页岩组构及特征分析

1.1 矿物组分分析

龙马溪组页岩为黑色碳质、硅质页岩。取该层段样品47个，进行X射线全岩矿物及黏土矿物分析。分析结果显示：脆性矿物含量49.9%～80.3%，平均值60.0%，以石英为主，占39.5%，其次为长石9.8%，方解石4.3%，黏土矿物含量19.7%～47.0%，平均值37.3%；黏土矿物以伊蒙混层为主，占58.0%，其次为伊利石，占36.7%。

1.2 孔隙度特征

采用氦气孔隙体积法测定158块岩石样品，测得岩样孔隙度为2.49%～7.08%， 平均3.92%。其中富有机质页岩段样品68块，孔隙度为2.78%～7.08%，平均4.64%；非富有机质页岩段样品90块，孔隙度为2.49%～6.67%，平均3.37%，富有机质页岩段孔隙度明显高于非富有机质页岩段。对40块岩心进行高压压汞实验，结果表明：龙马溪组微观孔隙结构可大体划分为两类。Ⅰ类为裂缝+孔隙型毛细管压力曲线，典型样品（井深2 380 m）表现为低孔隙度（4.13%）、较高渗透率（109.72 mD），曲线上为较低压力下开始进汞，进汞曲线为上升直线；Ⅱ类为孔隙型毛细管压力曲线，其典型样品（井深为2 411 m）表现为低孔隙度、低渗透率，排驱压力较大（多数大于20 MPa），孔喉半径较小，对渗透率起主要贡献所对应的孔喉半径为0.006 3～0.025 μm。

1.3 形貌特征

为避免传统的机械抛光造成的表面损害，通过氩离子抛光技术处理岩样表面，选用高分辨率场发射扫描电镜观察页岩表面微纳米孔隙特征[10-12]，结果见图1。

图1 龙马溪组页岩的SEM扫描电镜和CT扫描图片

由图1可见，岩样多发育纳米级孔隙（孔隙直径小于0.75 μm），形貌特征不一，或呈圆孔状、椭圆状、蝌蚪状、月牙状，无规则分布，部分孔隙相联通，见图1（a）、图1（b）；微裂隙连接微纳米孔隙，部分裂隙弯曲度较大，互相连接，形成空间网络结构；页岩内碎屑颗粒以粉砂为主，其间多被泥质充填，片状黏土质成分以伊利石为主，可见颗粒及片状黏土矿物间存在一定的微细孔隙，孔隙大于1 μm， 部分孔径大于10 μm， 主要分散于碎屑颗粒之间，如图1（c）、图1（d）；应用CT扫描技术，观察不加载状态下标准岩心正面及侧面的裂缝分布情况，发现裂缝宽度约91～110 μm，层理缝近平行分布，部分弯曲度较大，如图1（e）、图1（f）。

1.4 理化性能及力学性能

为了研究龙马溪页岩的理化特性，测定了阳离子交换容量、比表面积、滚动回收率，水化膨胀率等参数。测得龙马溪页岩的阳离子交换容量为3.5～6.8 mmol/100 g，比表面积值在16～35 m2/g之间；取粒径为2～4 mm的岩屑在100 ℃滚动16 h，测得清水的滚动分散回收率高达94.5%，清水的页岩膨胀率也仅为10.5%。结合矿物组分分析可知，龙马溪组页岩为硬脆性页岩，膨胀类黏土矿物含量低，表现出弱水化膨胀和分散的特性。

传统上，岩石水化前后力学性能参数测量多采用岩石三轴应力测试法，由于该方法属破坏性实验，岩心需求量较大，不能测量同一岩心水化前后强度的变化。为了克服该缺点，实验采用全尺寸岩石连续刻划强度测试系统TerraTek[13]，该系统使用金刚石刀片，以一定的横切面积和速率沿岩石表面刻划来获取岩石抗压强度参数，具有岩样损坏程度小、选样灵活、准确便捷、利用率高的特点，应用该方法测量了龙马溪页岩水化前后强度的变化情况，结果见图2。

图2 岩石水化前后抗压强度对比图

分析连续刻划岩石强度剖面图，发现岩石抗压强度在100～300 MPa之间不断起伏变化，均值为123.71 MPa，高强度点（如图2的2、4、6处）抗压强度可达250～320 MPa，低强度点处（如图2的1、3、7）抗压强度在80～150 MPa之间，最低强度点（图2的5、8处）有微裂缝存在。实验过程中发现：石英含量高、黏土矿物含量低的灰白色区域抗压强度大；黏土矿物含量高、石英含量低的黑色区域抗压强度小。

对比岩石浸泡前后抗压强度降低率发现：石英含量高、黏土矿物含量低的区域（如图2的2、4、6等处）岩石抗压强度降低程度较小，低于10%；而黏土矿物含量高、石英含量低的区域（如图2的1、3、7处）岩石抗压强度降低率都在40%～50%之间。微裂缝处（图2的5、8处）岩石抗压强度降低率达80%以上，说明流体浸泡对页岩微裂缝处的岩石强度影响极大。综上所述，微裂缝发育、黏土矿物是影响岩石水化前后强度变化的主要内在因素。

2 龙马溪页岩井壁失稳机理及防塌技术对策

综合分析龙马溪页岩微组构特征、理化性能、力学性能等实验结果，得出页岩气地层矿物组成、层理、微裂缝发育是影响岩石强度的主要内在因素，其井壁失稳机理为：一方面岩石层理及微裂缝发育，钻井液滤液在水力压差、毛细管作用、化学渗透压等作用下，易沿微裂隙侵入岩石，造成近井壁地带岩石孔隙压力上升，削弱了钻井液液柱压力对井壁的有效应力支撑，引发井壁失稳；另一方面，钻井液（滤液）的侵入，增大了滤液与页岩黏土颗粒间的接触面积，加剧了水化作用，改变了地层原有的物理化学平衡，降低了岩石强度，同时钻井液滤液的“楔入”作用促使微裂缝的开裂、扩展、分叉、再扩展，直至相互贯通，最终沿某一力学性质最弱的裂缝或层理面发生宏观破坏。

借鉴国内外水基钻井液体系研发和成功应用的经验[14-18]，针对实钻过程中，龙马溪组页岩定向段、长水平段多发掉块、井壁坍塌、漏失、起下钻频繁遇阻等复杂情况，结合井壁失稳主要影响因素及机理，基于微纳米尺度的泥页岩井壁失稳机理，结合“多元协同”井壁稳定新理论，提出水基钻井液防塌技术对策：即“强化封堵—适度抑制—合理密度—高效润滑”。

1）“强化封堵”。即在做好常规封堵的同时，注重微纳米缝隙的封堵。强化封堵微纳米尺度微裂缝、微孔隙是解决页岩气地层井壁失稳的技术关键，室内可通过压力传递实验，评价封堵剂阻缓压力传递的效果。此外，页岩微纳米尺度的孔隙发育，传统的水基钻井液封堵剂（如超细钙、重晶石、膨润土等）的粒径多为微米尺度，难以进入地层的微纳米尺度孔隙、裂隙形成内泥饼，阻缓滤液和压力传递。建议引入纳米封堵剂，封堵页岩地层微纳米孔隙，减小滤液的侵入和压力传递。

2）“适度抑制”。龙马溪组页岩硬脆性矿物含量较高，微裂隙发育，黏土矿物以伊蒙混层为主，占58.0%，其次为伊利石，占36.7%。低的钻井液抑制性易引起黏土发生强烈的水化作用，过高的抑制作用会造成地层脱水，产生新的微裂缝，不利于井壁稳定。通过实验优选适当浓度的氯化钾、胺类、硅酸盐类抑制剂来满足抑制的需要。

3）“合理密度”。龙马溪组页岩地层多发井漏，从钻井工艺角度出发选用合理的钻井液密度，即可以防止钻井液滤液侵入地层，又降低井漏风险。尽量采用近平衡钻井，降低循环当量密度。

4）“高效润滑”。长水平段扭矩和摩阻大，增加了卡钻风险。选用高效润滑剂是控制摩阻，保证起下钻顺畅，降低卡钻风险的关键性技术措施。

3 高性能水基钻井液及其性能

利用多元协同稳定井壁水基钻井液防塌技术对策，通过对封堵剂、抑制剂、润滑剂等核心处理剂的优选，构建了高性能水基钻井液体系配方如下。

（1.5%～4.0%）膨润土+（0～0.5%）XC+（0.2%～0.5%）PAC-LV+（2%～3%）SMP-2+（2%～3%）SPNH+ （0.5%～1.0%）SMJA-1+（5%～7%）KCl+0.5%KOH+（2%～3%）TCFD+（4%～6%）SMFD-1+（1%～2%）SMFD-2+（1%～2%）SMRH-1+（1%～2%）SMRH-2+重晶石

室内实验表明，该体系表现出较好的流变、封堵、抑制、润滑等性能，见表1。

3.1 页岩刻划强度评价

利用TerraTek仪器测量页岩岩心在不同实验流体下浸泡48 h前后强度的变化情况，见图3，实验流体分别为：清水、氯化钾聚合物钻井液、国外页岩水基钻井液、高性能水基钻井液（自制）和油基体系。实验结果表明，清水浸泡后的岩样岩石强度降低程度最大，达到了26.0%；水基钻井液体系中，KCl聚合物体系和国外页岩水基钻井液体系的岩石强度降低率次之，分别为19.0%和17.6%；高性能水基体系浸泡后的岩石强度降低程度最小，仅为10.1%，仅次于油基钻井液的8.2%，说明浸泡同样时间的情形下，该高性能水基钻井液体系优于其他的水基钻井液体系，与油基体系的差距不大，具有较强的井壁稳定性能。

表1 构建的高性能水基钻井液常规性能

图3 岩石在不同钻井液中浸泡后刻划强度降低率

3.2 页岩裂缝扩展评价

利用CT扫描实验仪观察页岩在浸泡过程中的裂缝扩展情况，见图4。结果表明，清水和KCl聚合物体系浸泡后，较短时间内即产生微裂缝，并迅速扩展，而使用高性能水基钻井液，浸泡64 h内未产生新裂缝。说明该体系可抑制页岩微裂缝的产生和扩展，具有较强的井壁稳定性能。

3.3 封堵性能评价

选用美国Shale STAB仪进行压力传递实验，岩心选取天然标准岩心，上游试液压力为1.38 MPa，下游压力为0，通过监控下游压力评价测试流体阻缓压力传递的性能，实验前对岩心进行地层水饱和处理。实验流体分别为清水、聚合物钻井液基浆、聚合物钻井液、国外页岩水基钻井液、油基钻井液以及研发的高性能水基钻井液。实验开始后，由于清水中无封堵剂，2.5 h即发生压力穿透，下游压力上升至1.38 MPa。基浆中无封堵材料，实验开始后 8 h发生压力穿透。而聚合物钻井液、国外某页岩水基钻井液、高性能水基钻井液、油基钻井液体系的下游压力上升非常缓慢。在阻缓压力传递方面，研发的页岩高性能水基钻井液优于其他水基钻井液体系，仅次于油基钻井液。如图5所示。

图4 页岩在不同钻井液中浸泡过程中的裂缝扩展情况

图5 高性能水基钻井液压力传递实验

4 现场应用

川南地区龙马溪组页岩岩性上部为灰黑色灰质泥岩、灰质页岩，下部为灰黑色、黑色页岩，实钻过程中该地层掉块严重，多发漏失，卡钻事故复杂频繁，掉块大小约2～6 cm，厚约0.3～1.2 cm， 面较平滑。井壁失稳事故频发，严重阻碍了钻井施工的顺利进行，延误了钻井周期，造成巨大的经济损失。

新研发的高性能水基钻井液体系在黄金坝区块2口井三开进行现场试验。其中，YS108-X井井深4 225 m，垂深2 539 m，裸眼段长2 750 m，其中水平段长1 700 m。平均钻时为6.77 min/m，钻井周期32.2 d，现场注意控制泥饼质量，保证滑块系数在0.06以下，提高了钻井液的润滑降阻能力，表现出显著的降摩减阻效果，起下钻顺畅，摩阻维持在正常范围以内，与邻井相比摩阻降低5～10 t，降低率达10%～20%，钻进过程中无复杂事故，起下钻和下套管作业顺畅，未发生任何复杂情况，较好地解决了长水平段井壁失稳问题和摩阻大的问题，实现了页岩水平井使用水基钻井液安全钻进的目标。钻井液性能参数：密度为1.80～1.84 g/cm3，API滤失量为0～0.4 mL，高温高压滤失量为4.4～5.0 mL；切力为为3.0/13.5 Pa/Pa，润滑系数为0.10。

5 结论

1.四川盆地龙马溪组页岩属黑色硬脆性页岩，脆性矿物含量较高，黏土矿物以伊蒙混层为主；页岩基质多发育微纳米孔隙，层理缝近平行状分布，部分微裂隙弯曲度较大，连接宏观裂缝与微纳米孔隙形成空间网络结构。

2.结合龙马溪组页岩微观组构特征、理化性能及力学性能参数测试等实验，深入探讨龙马溪组页岩井壁失稳机理。针对敏感性矿物的存在及其层理、微裂缝发育是导致页岩井壁失稳的主要内在因素，提出了“强化封堵—适度抑制—合理密度—高效润滑”的水基钻井液防塌技术对策，指导构建一种高性能水基钻井液体系。

3.室内实验表明：构建的高性能水基钻井液，在阻缓岩石强度降低、微裂缝扩展、压力传递等方面均表现出优良的性能；现场试验证明：该体系较好的解决了三开定向段、长水平段井壁失稳和摩阻大、易卡钻的问题，满足页岩水平井水基钻井液现场施工技术要求。

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Research on Mechanisms of Wellbore Instability of Longmaxi Shale Formation and High Performance Water Base Drilling Fluid Technology

TANG Wenquan1,2,3, GAO Shuyang2,3, WANG Chengbiao1, ZHEN Jianwu2,3, CHEN Xiaofei2,3, CHAI Long2,3
(1. China University of Geosciences (Beijing), Beijing 100083; 2. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101; 3. State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development, Beijing 100101)

Presently the problem of wellbore instability in long horizontal wells is still a major technical problem in hindering the development of shale gas resources in the world. To solve this problem encountered in the long horizontal well section penetrating the shaly Longmaxi Formation, XRD analysis, pore volume tests by helium adsorption, high pressure mercury test, high resolution field emission SEM, CT scanning and continuous rock engraving strength experiments were used to analyse the micro petro-fabric and physicochemical characteristics of the Longmaxi shale, and their effects on borehole stabilization. The studies showed that the Longmaxi shale was rich in brittle minerals, and the clay minerals were mainly I/S mixed layers. Pores of micro- and nano-meters in sizes were developed, and micro cracks in the formation were slit shaped and in nearly parallel distribution. The presence of water sensitive minerals and the beddings developed therein as well as the micro fractures were the main factors causing shale wellbore instability. A set of wellbore stabilization measures was presented to solve these problems using inhibitive water base drilling fluid with synergistic effect, that is, borehole wall plugging strengthening - controlled inhibitive capacity of drilling fluid – reasonable density ofdrilling fluid - efficient lubrication of drilling fluid. A high-performance water base drilling fluid was formulated based on this technical strategy, exhibiting good plugging, and the ability to suppress crack propagation. This drilling fluid was used in drilling the 3rd interval of two wells in the Huangjinba block, successfully resolved the problems of wellbore instability and high friction in the long horizontal section of the Longmaxi shale, providing a new clue and experiences of using water base drilling fluid in the drilling and exploring shale gas resources.

Shale gas; Wellbore destabilization; Micro/nano size; Pore structure; Water base drilling fluid

TE254.3

A

1001-5620（2017）03-0021-06

2017-02-21；HGF=1703W3；编辑 汪桂娟）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.004

国家重大专项“彭水地区常压页岩气勘探开发示范工程”（2016ZX05061）、国家自然科学基金重大项目“页岩油气高效开发基础理论研究”（51490650）、“川西低渗气藏低伤害钻井液技术研究”（2016ZX05021004-002）联合资助。

唐文泉，工程师，1982年生，在读博士研究生，主要从事地质工程、井壁稳定与钻井液技术研究工作。电话18610182733；E-mail：twq117@126.com。