基于巖石力學特性的鉆井液優選研究
——以鄂爾多斯盆地長7頁巖地層為例

余海棠,莊 嚴,梁利喜,丁 乙

(1.延長油田股份有限公司,陜西延安 716000;2.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室,四川成都 610500)

鉆井液性能的優劣是油氣井順利鉆進的保障,鉆井液體系優選主要通過評價流變、濾失量、密度等參數[1]。王曉軍等[2]通過對流型調節劑、抗鹽降濾失劑等優選,形成了性能良好的無固相鹵水鉆井液體系,并評價了抗溫性能、抗污染性能以及滾動回收率等。馬騰飛[3]、張建斌[4]、于欣[5]等通過優選出封堵劑、抑制劑,形成了高性能鉆井液體系,并對其高溫高壓濾失量、封堵率、密度等進行了室內實驗評價。常規優選方法忽略了鉆井液與巖石之間的相互作用,目前鉆井液優化設計主要基于化學評價原理,以鉆井液作用下的封堵率、巖石線性膨脹率等參數對鉆井液進行評價,然而,井壁失穩的本質是井壁巖石的力學失穩,鉆井液作用下的巖石力學行為特征是評價鉆井液性能的關鍵。基于此,眾多學者[6-8]研究了不同體系鉆井液對地層力學性質的影響[9-11],進而分析目標地層的坍塌周期,結果表明鉆井液與地層的相互作用是鉆井液優選過程中不可忽略的重要因素。黃杰、鄧富元、趙凱等[12-14]分析了鉆井液性能對井壁穩定性的影響,指出鉆井液作用下巖石強度弱化,坍塌壓力增加,尤其當鉆井液與地層不配伍易誘發井壁失穩,延長鉆井周期[15]。

目前已經開展鉆井液作用下的巖石力學評價研究,但主要分析了鉆井液對地層力學性質的影響,并未形成基于鉆井液與地層配伍性的系統鉆井液優選方法。為此,本文以鄂爾多斯盆地延長組陸相頁巖為研究對象,從鉆井液與地層配伍性的角度,分析了不同鉆井液作用前后巖石力學性質的變化和對地層坍塌壓力的影響,對鉆井液進一步優選,優選出基礎性能優、與地層配伍性好、對地層力學特性影響小的鉆井液體系,為同地區地層的安全快速鉆井提供參考。

1 地層巖石力學特征

本次實驗巖心取自張家灣地區L井,為鄂爾多斯盆地延長組長7段頁巖,微裂縫比較發育,黏土礦物含量較高,鉆井過程中經常出現掉塊等井壁失穩問題[16]。以此為研究對象,通過巖石硬度與三軸測試,明確目標地層原狀條件下的巖石力學特征。

1.1 地層硬度

本次實驗采用史氏壓入硬度的測定方法,通過巖石破壞時所加的壓力與壓頭的面積,計算巖石的硬度,如式(1)所示。硬度試驗的典型巖樣和應力應變曲線,如圖1所示,本文對6塊頁巖巖樣開展硬度測試,實驗測試結果見表1。目標地層頁巖硬度為123.95～604.48 MPa,平均硬度為328.96 MPa。

圖1 原巖硬度實驗的載荷與位移關系曲線

表1 原巖的硬度實驗統計結果

(1)

1.2 地層抗壓強度

三軸壓縮實驗是評價地層巖石力學變形破壞特征,獲取巖石力學參數最常用的方法[17]。通過不同圍壓下(0、15、30 MPa)的三軸試驗,得到巖石的楊氏彈性模量、泊松比、內聚力和內摩擦角等參數,從而對巖石力學特征進行綜合性分析,實驗結果見圖2。

圖2 原巖的應力-應變曲線

從圖2可知,長7原巖的單軸抗壓強度為69.82 MPa,隨著圍壓增大,抗壓強度也增大。從應力-應變曲線可以看出,軸向應力應變曲線基本呈直線上升,達到峰值后迅速下降,這說明隨著軸向應力的增大,頁巖發生了脆性破壞;同時,基于不同圍壓的抗壓強度,可以得到長7原巖地層的內聚力為20.81 MPa,內摩擦角為27.04°。

地層的原地應力、內聚力、內摩擦角等參數是計算地層坍塌壓力的重要參數。地層的原地應力一般采用三向主應力描述,井周應力通過坐標轉化即可得到地層的三向主應力,對于任意井眼軌跡,假設地層為線彈性均勻連續介質,通過井眼坐標轉換,可以建立井周應力分布如下所示[18-19]:

(2)

其中K1為:

(3)

基于井周應力分布,進而可以獲取井壁任意位置三向主應力,如式(4)所示。通過對比,進而可以確定井壁巖石最大和最小主應力。

(4)

以最大和最小主應力為依據,借助摩爾庫倫準則,推導得到直井段坍塌壓力計算公式:

(5)

進而明確坍塌壓力密度當量為:

(6)

根據整理現場資料可以獲知,原巖為鄂爾多斯盆地長7段陸相頁巖,井深1 650 m,水平向最大主應力(σH)為32.69 MPa,水平向最小主應力(σh)為31.34 MPa,地層的孔隙壓力(Pp)為17.66 MPa。根據公式(2)及公式(6)可以計算出地層原巖的坍塌壓力密度當量為0.51 g/cm3。

2 現場鉆井液對地層力學特征的影響

頁巖與鉆井液接觸后,會發生水化作用,從而降低地層的強度[20-21],增大地層坍塌壓力,造成井壁坍塌等井壁失穩的問題。準確認識鉆井液對地層力學特性的影響,可以為優化鉆井液性能提供重要依據。為此,本文基于鄂爾多斯盆地陸相頁巖地層目前現場所用鉆井體系,開展鉆井液作用下的巖石力學實驗,為實現鉆井液的優化設計奠定基礎。所用的鉆井液為水基鉆井液(井漿: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較差等問題。通過優化封堵劑和抑制劑,篩選出了兩套具有較好性能的鉆井液。

鉆井液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(封堵劑)+1.5%ZD-1(新型納米封堵劑)+1.5%ZD-2(新型納米封堵劑)+7.0%KCl+0.6%磺化瀝青;

鉆井液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%磺化瀝青。

2.1 現場鉆井液作用后地層硬度

本次實驗的鉆井液取自鄂爾多斯盆地張家灣地區L井,用現場鉆井液作用長7段陸相頁巖48 h,然后進行硬度測試,用來評價現場鉆井液對地層力學特征的影響,實驗結果見表2。

表2 現場鉆井液作用后頁巖的硬度統計結果

從表2可以看出,現場鉆井液作用后,巖石硬度出現下降,現場鉆井液作用后地層的硬度分布范圍為68.49～142.63 MPa,平均硬度為103.06 MPa,較原巖強度明顯下降,現場鉆井液不能很好地維持地層原本的力學特征。這是因為長7段頁巖微裂縫較為發育,為鉆井液與頁巖接觸提供了通道,鉆井液與頁巖發生水化,產生水化裂紋造成地層巖石的力學強度下降。

2.2 現場鉆井液作用后地層抗壓強度

為了準確評價現場現用鉆井液,將長7段頁巖與現場鉆井液作用48 h,將作用后的巖心進行三軸壓縮試驗[22],評價其力學性能變化,實驗結果見圖3。

圖3 現場鉆井液作用后頁巖的應力-應變曲線

從圖3可以看出,現場鉆井液作用后長7段頁巖的地層強度有了明顯下降,單軸抗壓強度從69.82 MPa下降至35.14 MPa,圍壓為30.00 MPa條件時的抗壓強度也從149.26 MPa下降至101.74 MPa,說明現場鉆井液對長7段頁巖的影響較大,大幅度降低了地層的強度,容易造成井壁失穩。將井漿作用后的不同圍壓下的三軸壓縮試驗結果進行整理,得到其內聚力為12.93 MPa,內摩擦角為22.02°。與原巖相比,內聚力明顯下降,內摩擦角也下降。根據坍塌壓力預測公式,計算得到現場鉆井液作用48 h后的坍塌壓力密度當量為0.94 g/cm3,與原巖相比,井漿作用后的坍塌壓力密度當量上升了0.43 g/cm3,增大了井壁失穩的可能性,使安全密度窗口變窄,不利于安全鉆進。

3 穩定井壁鉆井液室內優選與評價

根據現場井漿的實驗結果以及對長7頁巖物性的認識,優化出了兩套良好性能的鉆井液,即鉆井液A和B,室內常規鉆井液的化學性能評價結果顯示,兩套鉆井液均可滿足長7段的鉆井需求。從常規化學測評角度而言,難以區分鉆井液A和B的優劣性。因此,需要引入巖石力學測試評價方法,從而選取穩定井壁效果最優的鉆井液體系。

3.1 基于巖石硬度的鉆井液優選

為了評價鉆井液A體系的性能,將長7頁巖浸泡于優化后的鉆井液A體系中,作用48 h,對取出的頁巖進行硬度測試,實驗結果見表3。

表3 鉆井液A浸泡48 h后鉆井液的硬度統計結果

從表3可以看出,鉆井液A作用后的頁巖硬度分布在68.49～200.11 MPa,平均硬度為151.01 MPa。鉆井液A體系作用后的頁巖與原巖相比,硬度具有較為明顯下降。從328.96 MPa下降至 151.01MPa,說明鉆井液會對頁巖硬度具有較大影響;同時,鉆井液A作用后的頁巖硬度比現場鉆井液作用后有了較為明顯的提高,從103.06 MPa提高至151.01 MPa,這說明鉆井液A比現場鉆井液具有更好地維持地層原有力學特征的性能。

為了評價鉆井液B體系的性能,將長7頁巖浸泡于優化后的鉆井液B體系中,作用48 h,對取出的頁巖進行三軸壓縮實驗,實驗結果見表4。

表4 鉆井液B浸泡48 h后鉆井液的硬度統計結果

從表4可以看出,鉆井液B作用后的頁巖硬度分布在97.35～221.30 MPa,平均硬度為145.35 MPa,與原巖相比,鉆井液B作用后的頁巖硬度平均下降183.61 MPa,但與現場鉆井液作用后的硬度相比,有了一定的提高,硬度提升約為42.29 MPa。說明鉆井液B體系在維持原巖硬度方面要優于現場鉆井液。

以巖石硬度為標準,鉆井液B體系和鉆井液A體系相互對比而言,都優于現場鉆井液,但鉆井液A作用后的頁巖硬度高于鉆井液B作用后的硬度,兩者平均值相差5.66 MPa。由此說明,鉆井液A穩定井壁的能力強于鉆井液B。

3.2 基于巖石抗壓強度的鉆井液優選

分別將長7頁巖浸泡于現場及優化后的鉆井液A和B中,作用48 h,對取出的頁巖進行三軸壓縮實驗,結果見圖4和圖5。

圖4 鉆井液A作用后頁巖的應力-應變曲線

圖5 鉆井液B作用后地層的應力-應變曲線

從圖4可以看出,鉆井液A作用后長7段頁巖的地層強度為44.74 MPa,與原巖地層強度相比,有所降低,降幅為25.08 MPa。應力-應變曲線特征與原巖類似,軸向應力應變曲線呈直線上升,達到峰值后迅速下降,展現脆性破壞特征。將不同圍壓的三軸壓縮試驗數據進行整理,得到其內聚力為18.71 MPa,內摩擦角為27.17°,鉆井液A作用后地層的內聚力比原巖內聚力有所下降,降幅為2.1 MPa,內摩擦角相近,與井漿作用后的地層相比,鉆井液A作用后的內聚力和內摩擦角都相對較高,兩者差值分別為5.78 MPa和5.15°。說明鉆井液A對地層的影響比井漿的影響小,能夠更好地維持地層原有的力學特征。

根據地應力、內聚力及內摩擦角等參數,可以算出鉆井液A作用后地層的坍塌壓力密度當量為 0.58 g/cm3,對地層坍塌壓力的影響相對較小。

從圖5可以看出,鉆井液B作用后長7段頁巖的地層強度也有所下降。單軸抗壓強度從69.82 MPa下降至44.35 MPa,圍壓為30.00 MPa條件時的抗壓強度也從149.26 MPa下降至122.88 MPa,將鉆井液B作用后不同圍壓的三軸壓縮試驗數據整理,得到其內聚力為18.27 MPa,內摩擦角為26.43°。與鉆井液A的實驗結果相近,內聚力均高于井漿作用后的地層(差值約為5.34 MPa),低于原巖地層(差值約為2.54 MPa),說明優化后的鉆井液A和B對地層力學性質的影響都相對較小。通過地應力、地層壓力特征及巖石力學強度參數,整理可得鉆井液B作用后的地層坍塌壓力密度當量為0.61 g/cm3,對地層坍塌壓力的影響相對較小。

為了更好地對比原巖地層、井漿作用后地層、鉆井液A作用后地層和鉆井液B作用后地層的強度及坍塌壓力的變化,將相關實驗數據進行整理,結果見圖6。原巖地層的抗壓強度最大,坍塌壓力當量密度最小,其次是鉆井液A、鉆井液B、井漿。鉆井液作用后地層強度會降低,這是鉆井液進入地層與黏土礦物等發生水化的結果,井漿作用后的地層抗壓強度最低,坍塌壓力當量密度最高。本次實驗都是作用48 h后的實驗結果,而鉆井周期會更長,坍塌壓力當量密度高于現場所用的鉆井液密度,造成井壁坍塌,而優化后的鉆井液A和B都表現出較好維持地層強度的特性,并且坍塌壓力當量密度的上升幅度也很小,能夠滿足現場需求。

圖6 不同條件地層力學特征統計

此外,鉆井液A和B作用后地層的抗壓強度相近,但鉆井液A作用后地層坍塌壓力當量密度要低于鉆井液B,可以使長7地層具有更長的坍塌周期。因此,通過鉆井液對地層巖石力學特征影響的研究,可以看出鉆井液A體系比B體系具有更好的效果。

4 現場應用

為了更好地驗證本文中文所建立的優選鉆井液方法的效果,將篩選出的鉆井液A體系,在鄂爾多斯盆地的L-64井進行了現場試驗。在長7段頁巖的鉆進過程中,并未出現垮、塌掉塊等鉆井事故。為了更好地對比鉆井液的效果,采用同地區的L-155井為對比對象,以長7段鉆井過程中的井眼擴徑率為參考,長7段地層主要分布在1 200～1 600 m,擴徑率的對比結果見圖7。

從圖7可以看出,現場鉆井液鉆進過程中,長7段擴徑率較高,最高擴徑率在9%以上,整個長7段的平均擴徑率在5%左右;而篩選出來的鉆井液A 體系具有良好的維持井壁穩定的效果,其擴徑率基本都在5%以下,平均擴徑率在3%左右。這說明通過巖石力學特性優選的鉆井液A體系,能夠很好地維持地層的原始力學特性,較好地保持了井壁穩定。

5 結論

1)鄂爾多斯盆地長7段頁巖的單軸抗壓強度為69.82 MPa,坍塌壓力當量密度為0.51 g/cm3,具有較寬的安全密度窗口。

2)長7段頁巖微裂縫比較發育,為鉆井液進入地層與頁巖發生水化提供了通道,頁巖的水化作用是造成井壁失穩的重要原因。頁巖與現場鉆井液作用48 h后,地層的強度大幅度下降,安全密度窗口變窄,縮短坍塌周期,不利于井壁穩定。

3)通過室內實驗優化后的鉆井液A和B都表現出良好維持井壁穩定的性能,對地層強度和坍塌壓力的影響均小于現場鉆井液,均可滿足現場需求。鉆井液A和B作用后地層的抗壓強度相近,但鉆井液A作用后地層的坍塌壓力當量密度要低于鉆井液B,因此優選出鉆井液A體系作為長7頁巖段地層的鉆井液。

4)通過現場應用不同鉆井液后的擴徑率對比,發現優選后的鉆井液體系表現出優于現場鉆井液維持井壁穩定的效果,說明基于巖石抗壓強度的鉆井液優選方法是可行性,對優選鉆井液體系具有較強的參考價值。

符號注釋

F為巖石硬度,MPa;P為巖石軸向壓力,kN;S為壓頭面積,mm2;Ea、Er、Ev分別為軸向應變、徑向應變和體積應變,%;σr、σθ、σz分別為柱坐標系下徑向、周向和軸向正應力,MPa;σθz、σrθ、σrz分別為柱坐標下θz、rθ、rz平面切應力,MPa;θ為井周角,(°);v為泊松比;pi為液柱壓力,MPa;a為Biot系數;δ為井筒滲流系數;φ為孔隙度,%;pwf為坍塌壓力,MPa;σi、σj、σk分布為井壁任意位置i、j、k方向的主應力,MPa;σH、σh分別為水平最大主應力和水平最小主應力,MPa;K1為井壁滲透能力綜合系數。