泥页岩井壁稳定耦合研究

王倩，王刚，蒋宏伟，王鹏，刘玉石

（1.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京 100195；2.中国石油勘探开发研究院研究生部，北京 100083）

泥页岩井壁稳定耦合研究

王倩1，2，王刚1，蒋宏伟1，王鹏1，刘玉石1

（1.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京 100195；2.中国石油勘探开发研究院研究生部，北京 100083）

从实验和理论研究2个方面，对近年来国内外泥页岩井壁稳定耦合研究的现状进行了分析。目前，泥页岩井壁稳定耦合研究主要有3种方法：一是通过泥页岩水化实验和吸水实验，用热弹性比拟法研究由于含水量变化引起的水化应力；二是通过压力传递实验，用非平衡热动力法研究化学渗透作用引起岩石内部孔隙压力变化而导致的附加应力；三是通过压力传递与水化实验，用总水势法研究基于膨胀机理和耦合渗透流动而导致的膨胀应力。通过分析认为，泥页岩井壁稳定的研究虽然取得了一定成效，但仍然存在着复杂的问题和不足，还需要进一步深化机理和应用方面的研究。

泥页岩；井壁稳定；耦合；水化；渗透作用

大约有90%的井眼垮塌问题都与泥页岩不稳定有关［1］。泥页岩地层具有水敏性强、容易与钻井液发生反应等特殊性质，从而导致井壁岩石应力和力学性能改变；这不仅是岩石力学方面的问题，还与钻井液化学性质的影响有关［2-4］，研究方法比一般的井壁稳定力学方法复杂。国内外许多学者研究认为，单从力学角度分析泥页岩井壁稳定性问题是不合理的，而应从力学-化学耦合方面来研究。首先从实验研究着手，然后尝试建立泥页岩井壁稳定的力学-化学耦合模型，使研究进入数学模拟阶段。笔者总结了主要的研究方法和思路，并进行了详细的分析。

1 泥页岩井壁稳定耦合实验

1.1 水化实验

泥页岩吸水后，会引起黏土晶层之间的双电层作用及作用力发生变化，黏土颗粒之间的位置需重新调整。此时如果没有外力束缚，泥页岩水化将会以膨胀的形式表现出来；如果控制岩样的体积不变，它就会以应力的形式表现出来。

M.E.Chenevert［5］研究了页岩膨胀和含水量的关系，结果表明，页岩的膨胀量与含水量成正比，垂直于层理方向的应变大于平行于层理方向的应变。C.H. Yew等［6］对Mancos页岩和清水在常温、常压下进行接触实验，得出膨胀应变与含水量存在一定的关系。

P.Tan Chee等［1，7］研发了膨胀水化测试仪，确定了页岩与钻井液接触时的体积变化系数或水化应力。对岩样施加轴压和围压，用模拟孔隙流体饱和岩样，当两端压力稳定后提高上流压力；上流端用钻井液滤液代替，钻井液滤液注入到岩样达到足够量后，下流压力增高至上流压力。当钻井液注入到岩样时，便发生反应，孔隙压力和围压随后开始变化；此时监测轴向和径向变形，直至达到平衡。为了确定水化应力，在实验中保持岩样长度和直径不变，轴压和围压分别升高。根据轴压、围压的变化，确定轴向和径向水化应力。

国内学者也研发了一些设备，进行类似的水化实验［8-9］。在钻井液循环时，对井下温度、压力条件下连续测量的膨胀应变或水化应力进行模拟。实验结果表明，最大水化应力是在岩层钻开一定时间后产生的，这为解释泥页岩井壁周期性坍塌提供了依据。

1.2 吸水实验

C.H.Yew等［6］设计了泥页岩吸水实验，研究井壁上泥页岩吸水规律，确定泥页岩的吸水能力，即吸附扩散系数。在施加轴压的条件下，将用蜡包裹的岩样留出一端暴露在恒定流动的蒸馏水中，达到预定的实验时间后，将实测的水吸附数据与一维水分吸附方程的解进行拟合，求得泥页岩吸水扩散系数。M.E.Chenevert［5］进行的实验，没有考虑围压和温度条件，与现场情况不符。后来国内的学者改进了实验条件，研制出先进的实验装置，用来模拟泥页岩吸水实验［10-11］。

1.3 井下模拟实验

Jay P.Simpson等［12］研发了井下模拟装置（DSC）。该装置能模拟井下条件，施加轴压和围压，模拟地应力状态；通过加热模拟井下温度；在钻进过程中循环钻井液，进而研究钻井液对泥页岩井壁稳定性的影响，进行短、长时间的DSC实验。通过实验发现，页岩水化具有时间效应。用水基钻井液、木质素磺酸盐/木质褐煤与氢氧化钾碱性钻井液，对Pierre页岩进行DSC实验，表明钻井液和泥页岩性质对泥页岩水化有影响。

A.H.Hale等［13］用高矿化度油基钻井液进行DSC实验，表明泥页岩含水量变化是井眼中心距离和时间的函数。对于一定的钻井液接触时间，离井眼中心越远，含水量变化相对于原始含水量越小。然而，随着接触时间的增加，近井壁含水量逐渐减少，这是由于钻井液化学势低于泥页岩孔隙流体的化学势。由于泥页岩含水量是时间的函数，所以，近井壁地层内孔隙压力的分布，使井眼应力分布为距离和时间的函数。应力分布和岩石强度的变化，控制着井眼的稳定性。

F.K.Mody和P.Tan Chee等［14-15］研发了井壁坍塌测试装置，用来研究泥页岩相互作用机理对井壁稳定性的影响。岩样为中空的圆柱体，在围压和井眼压力下用模拟孔隙流体饱和岩样，用井壁内衬薄膜隔离井眼流体和岩样。岩样饱和、固结后，钻井液在预定压力下沿井壁循环，以恒定的速率减小井眼压力，直至井壁发生破坏。井眼变形和井壁破坏用内置应变计测量。

1.4 压力传递实验

A.H.Hale等［13］研究了油基钻井液与泥页岩的相互作用。结果表明，油基钻井液中盐水乳化形成半透膜，钻井液中水的摩尔自由能和泥页岩中水的摩尔自由能之差，提供了泥页岩水渗透进入或流出泥页岩的动力，导致泥页岩水化或脱水。对于油基钻井液，由于压差不超过毛细管吸入压力，所以油不会进入泥页岩孔隙。实验表明，界面张力阻碍了压力传递，油基钻井液的连续相能减小钻井液和孔隙流体之间的有效传递，故在井壁上产生了净径向压力，提高了井壁稳定性。

F.K.Mody等［16］研究了水基钻井液与泥页岩的相互作用。研究认为，在水基钻井液体系中，钻井液与泥页岩的相互作用更复杂，地层水和钻井液中各个组分的分子自由能提供的驱动力可导致不同类型的运移。另外，由于水润湿泥页岩和水基钻井液不存在表面张力，故水力压差可进行交换。然而，一些文献的实验数据表明［5，17-19］，泥页岩在地应力条件下，受电斥力和孔隙大小的限制，具有半透膜性质。

用F.K.Mody等［16］设计的渗压仪，模拟现场条件，进行泥页岩岩样实验，确定钻井液和泥页岩间的化学势差对泥页岩孔隙压力的影响。在轴向加载应力和井眼压力下，岩样达到初始饱和平衡，此时，井眼压力大致等于泥页岩孔隙压力。用6%NaCl溶液初始饱和泥页岩岩样，当达到平衡后，用不同钻井液替换6%NaCl溶液，在相同井眼压力下进行测试。在恒定体积条件下，用36%CaCl2溶液替换时，观察到孔隙压力降低很多，从而导致上覆应力也降低。在恒定上覆应力条件下，同样观察到孔隙压力的降低，但速率低一些。实验观察到的现象与化学势差的论证一致。

E.van Oort［20］研发了压力传递实验仪，研究水基钻井液泥页岩耦合渗透流动，认为控制化学渗透流动大小的主要因素是页岩-流体膜效率，先后进行了PTE（压力传递交换）和PTB（压力传递增长）实验。PTE实验表明，膜效率大小取决于流体参数（水化溶质的半径）、页岩参数（孔隙喉道尺寸、比表面积、CEC）及外部因素（压实、固结及成岩作用）。一系列氯化盐溶液实验表明，增大溶质孔隙尺寸比可增大膜效率；不同页岩岩样实验表明，膜效率随比表面积、CEC的增加而增加。PTB实验表明，增大侧限压力或减小渗透率能提高膜效率。不同聚合物和盐组合的钻井液实验表明，PECE、甲基葡糖苷、（聚）甘油、聚乙二醇及盐组合，可提高低选择性或无选择性页岩-钻井液体系的膜效率。优化水基钻井液环境下页岩-钻井液体系膜效率引起的渗透流动，可作为改善泥页岩井壁稳定性的新方法。

P.Tan Chee等［7，21］研发了钻井液压力穿透实验装置，用来研究钻井液与泥页岩的化学渗透作用，得出的结论与前人的研究相符，即页岩-水基钻井液体系的膜效率，可通过改善钻井液的化学性质来提高。P.Tan Chee等［22-23］后来又研发了膜效率测试装置，用来评价不同钻井液体系及合成物的膜效率。A.Tare Uday等［24-25］所做的孔隙压力传递实验有所不同，在实验过程中监测了声波数据，并提供了计算岩石动态参数的数据。

1.5 泥页岩水化力学性质影响

A.H.Hale等［13］研究了油基钻井液的化学性质是怎样影响井壁稳定性的，分析了不同的钻井液参数及油基钻井液油水比对页岩含水量、抗压强度及力学性质的影响。页岩岩样在一定的温度和环境下，浸泡在不同的油基钻井液中一定时间后，在不同围压下做三轴压缩实验，测量抗压强度和弹性模量。在排水条件下进行实验，连续监测轴向载荷和轴向、径向应变。研究认为：影响页岩含水量的主要因素是钻井液活度和无机盐类型；含水量变化直接影响页岩性质，含水量减小导致岩石强度增强，含水量增大导致岩石强度减弱；泊松比不随含水量而变化。

黄樽荣等［26］进行了大庆油田泥页岩岩样实验，认为泊松比也与含水量有关，弹性模量与含水量为指数关系，而非线性关系，页岩的内聚力和摩擦角与含水量呈线性关系。罗建生等［27］利用美国TerraTek公司的三轴岩石力学测试装置，测定岩石抗压强度随含水量的变化情况，认为岩样的含水量可通过浸泡前后的重量差测得。分别用页岩与KCl两性离子聚磺钻井液，在70℃和20 MPa围压下，测定岩石抗压强度随时间的变化情况。路保平等［28］分别用4种典型钻井液浸泡的不同蒸馏水湿度条件下的标准样品，进行了单轴岩石强度、弹性模量及泊松比3项力学参数的测试评价实验，认为随含水量的增加，泊松比和内摩擦角也增加，而单轴抗压强度、弹性模量及内聚力减小。

2 泥页岩井壁稳定耦合模型

2.1 热弹性比拟法

Texas大学的C.H.Yew等［6］将泥页岩水化膨胀应力比拟为膨胀温变应力，将水向页岩中的运动比拟成热扩散。泥页岩吸水膨胀类似于受热膨胀，根据热扩散模型模拟吸附水扩散，建立了泥页岩吸水扩散方程：

式中：r为吸水半径，m；w为含水量，%；cf为吸附常数，cm2/h，由一维水吸附实验测得；t为时间，h。

由式（1）可得出含水量的分布情况。假定由于吸水产生的应变呈各向异性，在水平底面上的应变为εh，垂直方向上的应变为εv。εv与泥页岩含水量w相关（通过吸水实验确定）。研究认为，弹性模量与总吸附水量呈二次多项式相关，为含水量的函数，由多组泥页岩岩样的强度实验确定，但认为泊松比与吸附水量基本无关。通过建立泥页岩吸水膨胀的岩石应力、应变关系，结合井眼周围岩石的平衡状态方程和几何方程，得出轴向应变、弹性模量与含水量的关系，以及泥页岩水化后的位移，进而得出应变及应力。黄樽荣、邓金根等［26，29］也进行过类似的研究。

2.2 水分子自由能热动力法

A.H.Hale等［13］在油基钻井液与泥页岩间水分子自由能差热动力学理论的基础上，从微观角度进行了孔隙压力的推导和计算，并根据半透膜渗透压的概念，将一定化学势差条件下的渗流等效于某一压力差下的渗流，得到化学势产生的等效孔隙压力。

1993年，F.K.Mody等［16］将半透膜等效孔隙压力理论，应用于页岩与水基钻井液的相互作用上，认为页岩与水基钻井液表面存在半透膜，但不是理想的半透膜，从而引入膜效率Im来描述非理想半透膜（0＜Im＜1），把等效孔隙压力计算式修改为

式中：Im为膜效率，无量纲；R为气体常数，J/（mol·K）；T为绝对温度，K；为水的偏摩尔体积，mL；adf为钻井液水活度，无量纲；ash为泥页岩孔隙水活度，无量纲；Δp为泥页岩和钻井液水活度引起的孔隙压力差，MPa；p为井筒压力，MPa；po为远场孔隙压力，MPa。

在此基础上，借助于简单的多孔介质弹性力学理论，发展了耦合水化渗透压的计算方法，否定了压差对水在页岩中运动的影响，认为渗透率在10-12～10-15μm2内几乎不存在压差渗透，同时也否定了离子扩散和离子交换对页岩水化的影响。该方法认为化学平衡是瞬间的，没有考虑时间效应。

2.3 非平衡热动力法

E.van Oort等［30］于1994年首次从非平衡热动力学角度，提出泥页岩中物质传输与能量传输的唯象模型构架，认为在页岩中传输的物质和能量有自由水、化学离子、热量与电流，而这些传输的驱动力有压力势、化学势、电势和热势。其中最主要的2种驱动力是：钻井液柱压力和泥页岩孔隙压力之间的水力压差及钻井液和孔隙流体之间的化学势差。

F.T.Lomba等［31］进行了更深入的研究。将页岩渗透膜抽象为2个相隔较近、带负电的平行板，流体和离子在板间运移，由此建立了模拟水和离子在页岩中运移的模型。

模型中计算唯象系数和反射系数的理论表达式，用来表征页岩膜性质。该模型给出了页岩膜性质的物理机理和分析模型参数敏感性的方法，表明页岩膜效率受间隙流体的质量浓度、晶片间隔距离及膜中离子类型的影响。离子质量浓度越高，晶片间隙越大，膜效率就越低。模型中得出的反射系数和实验数据一致。

F.T.Lomba等［32］经过研究建立了不同条件下瞬时压力剖面和溶质扩散通过低渗透泥页岩的计算模型。该模型考虑了加在地层上的水力，以及渗透和电势梯度导致的水和离子的耦合流动，可用来计算任意时刻远离井壁的溶剂和溶质流量、溶质浓度剖面和水力压传播。建立的耦合模型为

式中：cs为溶质浓度，mol/L；t为时间，s；Deff为溶质扩散系数，m2/s；p为孔隙压力，MPa；n为溶质可移动粒子数，无量纲；KⅠ，KⅡ为耦合系数，m3·s/kg；C为地层水压缩系数，MPa-1。

研究表明，渗透的影响对地层压力剖面起重要作用。渗透势在近井壁产生高水力压梯度，控制水流动，水力压差对地层中水和溶质流动的影响比渗透势小。在井眼和地层存在高离子质量浓度差的情况下，即使在相反方向上有高水力压差，水也可以流向井眼。此时由于渗透的影响，井壁周围孔隙压力减小，可使井壁稳定。要减小导致井壁不稳定的流动，应确定合理的井底水力压差和渗透势。

Yu等［33］和Zhang等［34］用类似的方法对泥页岩井壁稳定性进行了分析，不同的是他们考虑了温度的影响。其他一些学者也进行了类似研究［35-37］。研究结果表明，冷却井壁可减小坍塌压力和破裂压力，相反，加热钻井液会使之增高。温度对直井坍塌压力的影响比较明显，对定向井和水平井的影响则较小。

非平衡热动力法是较全面研究井壁稳定性力学-化学耦合的方法，但也存在一些缺点。在应用唯象定律建立的多场耦合模型中，耦合系数KⅠ，KⅡ是唯象系数Lij（三阶矩阵）的函数。由于泥页岩孔隙复杂及板间距离非单一分布，给出的理论表达式非常复杂，数学上很难准确计算唯象系数。模型中假定溶液为理想的低质量浓度溶液，则溶质扩散系数为常数，然而，对于非理想溶液来说，扩散系数与质量浓度分布的不均匀性有关，不再是常数。模型中没有考虑流体孔隙压力与岩石变形的联合作用，且泥页岩水化后很可能已具有塑性，在耦合模型中采用线弹性理论过于保守。

2.4 总水势法

P.Tan Chee等［1，7，21］研究了泥页岩膨胀和水化应力机理的基本概念和模型，以及当钻井液与页岩相互作用时有效支撑能力的变化，认为总水势（孔隙压力和化学势之和）差是导致水流动的根本原因。当孔隙流体总水势增加时，水被吸入黏土层中，导致层间距增大。如果黏土可以自由移动，就会产生膨胀；如果膨胀被限制，就会产生水化应力。水化应力导致孔隙压力增加，继而使钻井液的有效支撑能力降低，导致井眼不稳定。除此之外，水吸入会降低材料强度。

总水势法考虑了孔隙压力和化学势的综合效应。在溶质流动过程中考虑的因素较多，得出井壁岩石孔隙压力和溶质浓度的变化结果后，通过实验和增量理论，确定总水势与体积应变的增量关系，计算膨胀应力。

3 结论

1）泥页岩井壁稳定耦合研究的理论模型，还存在一定缺陷。热弹性比拟模型只考虑了含水量变化的影响，没有涉及到泥页岩与钻井液之间化学作用的本质；水分子热动力模型否定了压差对水在页岩中运动的影响，且没有考虑时间效应；非平衡热动力模型参数确定困难，只适用于理想的低质量浓度溶液，而且模型中没有考虑流体孔隙压力与岩石变形的联合作用；总水势模型的溶质流动参数难以确定，且没有给出解决的方法。

2）泥页岩井壁稳定耦合模型，由于涉及的参数比较复杂，模型的适用性大大减小。但是，如果竭力将模型进行简化，又不能准确地模拟耦合过程，将使模型精确度大打折扣。因此，应提高井壁稳定耦合模型的合理性和实用性。

3）泥页岩井壁稳定耦合理论研究的目的在于现场应用，但现阶段的研究还只是停留在泥页岩井壁稳定模拟分析方面，并没有形成用于现场分析的理论成果。在今后的研究中，应注重理论与现场实际相结合，形成实用的泥页岩井壁稳定分析技术。

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（编辑 姬美兰）

Study on shale wellbore stability coupling

Wang Qian1，2,Wang Gang1,Jiang Hongwei1,Wang Peng1,Liu Yushi1
(1.Research Institute of Drilling Engineering and Technology,CNPC,Beijing 100195,China;2.Graduate School,Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina,Beijing 100083,China)

This paper analyzes the present situation of shale borehole stability coupling in recent years at home and abroad from principal experiment and theory researches.At present,there are mainly three methods for studying the shale wellbore stability coupling.One is the study of hydration stress induced by change of water content using thermoelasticity analog technique through shale hydration test and water absorbing test.Another is the examination of additional stress induced by change of pore pressure based on chemical osmosis using nonequilibrium thermodynamics through pressure transmission test.The third is the exploration of swelling stress induced by swelling mechanism and coupled osmosis flow using total water potential through pressure transmission and hydration test.It has been found that the research of shale borehole stability have acquired some good results.However,because of complexity of the problems,there have been a few defects in existing research results,which needs the further research on mechanism and application.

shale;wellbore stability;coupling;hydration;osmosis

国家科技重大专项“西部山前复杂地层安全快速钻完井技术”（2008ZX05021-001）

TE283

A

10.6056/dkyqt201204027

2011-12-22；改回日期：2012-05-15。

王倩，女，1983年生，在读博士研究生，从事钻井岩石力学方面的研究工作。E-mail：wangqiandri@cnpc.com.cn。

王倩，王刚，蒋宏伟，等.泥页岩井壁稳定耦合研究［J］.断块油气田，2012，19（4）：517-521.

Wang Qian，Wang Gang，Jiang Hongwei，et al.Study on shale wellbore stability coupling［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（4）：517-521.