钻井液浸泡作用下脆性页岩强度特征实验

向朝纲,陈俊斌,杨刚

(中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院,四川 广汉 618300)

页岩是一种节理裂隙繁多的多裂纹介质脆性岩石.钻井过程中,钻井液的侵入使近井壁带岩石应力状态和内部结构发生改变,诱发井壁失稳等复杂问题.针对页岩地层井壁失稳的问题,国内外许多学者已开展了大量研究[1-5].葛修润等[6-8]应用CT扫描研究了外载荷作用下脆性岩石微观变形特征及裂纹演变规律,并指出由钻井液侵入引起的水化膨胀和化学碱液溶蚀是诱发失稳的主要原因.黄樽荣等[9-12]从泥页岩力学与化学耦合角度,对井眼周应力分布、水化应力以及井壁坍塌周期进行定量分析.从保护环境的角度出发,水基防塌钻井液替代了油基钻井液成为页岩气井钻探的首选,而维持页岩气井壁稳定对水基钻井液防塌性能的要求更高[13-15].因此,研究油基钻井液与水基钻井液对页岩强度的影响规律,揭示水基防塌钻井液的主要控制因素,对优化页岩储层水基防塌钻井液体系、完全实现"水替油"具有理论指导意义.

1 样品制备及实验方法

1.1 样品制备

实验样品采自四川盆地南部下古生界志留系龙马溪组页岩露头,该地层页岩弱结构面高度发育、易破碎,为黑色碳质页岩.矿物组分及理化性质分析表明:露头岩样的主要矿物组分为石英、方解石和黏土矿物,脆性矿物的质量分数为60%以上,黏土矿物的质量分数为14.6%左右(主要为伊利石和绿泥石),有少量的伊/蒙混层,不含高岭石和蒙脱石等膨胀性矿物;阳离子交换容量(CEC)平均为10.1 mmol/100 g,比表面积平均为10.54 m2/g,孔径平均为3.79 nm.该页岩属于脆性岩石.

1.2 实验方法

参照GB/T 50266-1999《工程岩体实验方法》,将露头制备成φ25 mmX50 mm标准试样,并将钻取的岩心进行端面磨平处理.采用室内配制的油基钻井液和水基钻井液作为浸泡介质,2种体系均含有纳米封堵材料及软化变形封堵材料复合防塌剂.配制的水基钻井液具有强封堵弱抑制性能,油基钻井液具有强封堵强抑制性能,选取蒸馏水为参照样完全无抑制和封堵性能.钻井液封堵性实验结果见表1,结果表明,这2种钻井液高温高压滤失量低,快速形成薄而致密的低渗透率滤饼,具有较强的封堵性能.

为了对比不同性质的流体介质对页岩强度的影响规律,每组选取5个岩样进行平行组实验.将岩样放置于装有上述流体介质的老化罐中,加压至3.5 MPa,密封后装入滚子炉中进行恒温浸泡.为真实模拟页岩储层地层环境,设置浸泡温度为120℃,围压分别为15,30 MPa,岩样浸泡时间分别为5,10,15,20 d,浸泡结束后取出进行力学实验,并对岩样端面进行电镜观察,分析其微观力学损伤以及裂缝演化过程.

表1 钻井液封堵性能评价实验结果

2 实验结果分析

2.1 页岩力学参数的变化

脆性页岩的力学性能受控于岩石中的弱面和外界流体的性质[8],在外载荷下原岩样呈脆性破坏特征,其脆性破坏方式呈现单个剪切破坏(围压15 MPa)和共轭剪切破坏(围压30 MPa)2种方式.图1-3分别为不同流体浸泡后页岩各项力学参数的变化情况.由图中实验结果可知,不同流体浸泡后页岩强度、弹性模量均呈现出降低趋势,而泊松比变化规律较差.其中:蒸馏水作用后的页岩强度和弹性模量随浸泡时间的增加而减小,10 d后其强度下降速度加快,肉眼可见试样表面多条裂纹相互交错.油基钻井液和水基钻井液浸泡后,页岩强度参数变化趋势基本相同.随着浸泡时间增加,其抗压强度和弹性模量先后经历了降低、增大,之后趋于平缓的变化过程,最终弹性模量降低了18.7%(油基钻井液)和19.8%(水基钻井液),且肉眼可见裂纹处有封堵隔离带形成.

图1 不同流体浸泡后页岩强度变化情况

图2 不同流体浸泡后页岩弹性模量变化情况

图3 不同流体浸泡后页岩泊松比变化情况

2.2 页岩内聚力和摩擦角的变化

钻井液浸泡下页岩内聚力和摩擦角的变化规律反映了岩石强度特征,图4、图5分别为不同流体浸泡后页岩内聚力及摩擦角的变化情况.

由图中实验结果可知:蒸馏水浸泡后,页岩内聚力和摩擦角随时间的增加而减小,具有封堵性能的水基钻井液和油基钻井液浸泡后页岩的内聚力先减小后增加;而摩擦角整体呈现下降趋势,油基钻井液浸泡后摩擦角波动最大,其次是水基钻井液.内聚力和摩擦角的降低可能是由于流体侵入导致页岩产生力学和化学损伤,而封堵作用可以阻止或减缓流体对页岩强度的不良影响.

图4 不同流体浸泡后页岩内聚力变化情况

图5 不同流体浸泡后页岩摩擦角变化情况

2.3 页岩硬度的变化

岩石硬度是反映岩石抵抗外部更硬物质压入(侵入)其表面的能力,在一定程度上能反映岩石的强度特性.在模拟地层温度(120℃)的情况下,每组实验选取6块岩样,将岩样浸泡于各种流体中15 d后取出,对浸泡前后岩样的硬度进行测试,实验结果见图6.由图6可知,浸泡钻井液后的页岩硬度有不同程度降低,蒸馏水浸泡的页岩硬度平均降幅最大,水基钻井液浸泡的页岩硬度平均降幅略大于油基钻井液.

结合宏观力学实验和岩样肉眼观察可知,页岩试样浸泡后,其物性、强度等参数的变化特征与流体性质有关,具有强抑制封堵作用的钻井液维持岩石强度的能力强.

图6 页岩经过不同方式处理后的硬度变化情况

3 页岩强度影响机制分析

3.1 页岩微观结构特征

岩石微观结构决定其宏观力学特征,用扫描电镜(SEM)观察不同流体浸泡后页岩试样的微观结构演化特征.通过宏观力学实验数据分析,揭示钻井液浸泡条件下页岩损伤机制以及影响岩石强度的主要因素(见图 7、图 8).

由图7可知:页岩内部及表面存在以矿物收缩缝和层理为主的薄弱结构,在蒸馏水浸泡初期,页岩表面产生多条裂缝,且裂缝长度和裂缝密度增大;随着浸泡时间增加,裂缝进一步延伸、贯通,微裂纹网络增大,且分叉不断增加,形成形态复杂的裂缝网.这是由于脆性页岩中的裂缝在高压流体浸泡下,流体渗透进入裂缝内部,在裂纹尖端处产生应力集中,使裂缝发生扩展、贯通[7].结合蒸馏水作用后微观结构特征和宏观力学参数实验结果,蒸馏水浸泡下裂缝的演化特征、发育程度以及几何特征决定了裂纹长度和数量的增加,随页岩强度等力学参数不断降低,最终导致破裂失稳.

由图8可知,钻井液中封堵粒子进入缝内,通过架桥、填充及软化变形等方式在裂缝内部形成封堵层.根据钻井液失水造壁理论和微裂缝封堵原理,页岩在水基钻井液和油基钻井液中存在自吸或渗透过程,导致流体渗入裂缝内部,裂缝出现增大趋势.随着钻井液的进入和封堵粒子的堆积,在裂缝处形成内外封堵层,阻隔了流体的进入,且有修复缺陷的功能.3种流体浸泡后岩样的结构特征与流体性质有关,流体渗入裂缝内部引起的弱结构面增大是页岩强度下降的主要原因,而封堵作用可以减缓或阻止这一趋势.

图7 页岩在蒸馏水中浸泡前后的微观特征

图8 微裂缝在钻井液中浸泡后形成的封堵层微观特征

3.2 "水力劈裂效应"引起的力学损伤

水基钻井液和油基钻井液与页岩接触时,流体在毛细管力、渗透力以及氢键等作用下侵入裂缝内部,在裂缝尖端产生应力集中.地层裂纹产生"水力劈裂效应",导致页岩裂缝扩展、页岩强度降低.由断裂力学理论可知,裂纹扩展必须满足应力强度因子大于岩石临界应力强度因子[12,14].钻井液的侵入引起缝内压力改变,此时产生的应力强度因子大小与钻井液封堵能力强弱有关.若钻井液能在裂缝内部快速形成低渗透的封堵隔离带,则能有效阻止流体压力的传递,降低缝内压力系数和应力强度因子,增强井壁岩石强度的保持能力.因此,防止产生"水力劈裂效应"的有效途径是提高钻井液的封堵性能.

3.3 页岩矿物引起的化学损伤

钻井液组分与部分页岩矿物发生化学反应,削弱了页岩微观结构的完整性,降低了页岩宏观力学参数值(如强度、内聚力等).油基钻井液和水基钻井液属于碱性体系,pH值一般在8～10,部分页岩矿物在碱性环境下会发生化学反应[7-8].这些化学反应破坏了岩石表面与内部矿物的微观结构特征,特别是裂缝尖端矿物和结构的改变,造成岩石化学损伤,从而引起页岩的临界应力强度因子减小[16].水是水基钻井液的主要组成部分,侵入页岩内部的自由水与页岩中少量的混合晶层黏土矿物(如伊蒙/混层)产生水化反应,降低了页岩颗粒界面的内聚力[17],破坏了页岩界面间的力学平衡关系,从而导致力学强度降低.

通过上述分析可知,钻井液浸泡下页岩强度弱化的主要原因是钻井液的侵入导致页岩内部的力学和化学损伤,从而引起裂缝尖端应力强度因子的增加以及内聚力降低.因此,加强封堵作用是阻止流体侵入,保持页岩强度的最有效方式.

4 结论

1)页岩的强度、弹性模量、内聚力及硬度等力学参数在不同流体中浸泡后均呈现降低趋势,而泊松比、摩擦角的变化规律较差.

2)钻井液对页岩损伤的主要方式为"水力劈裂效应"引起的力学损伤,以及钻井液碱性组分溶蚀矿物引起的化学损伤.

3)对于原生微裂隙发育的页岩地层,钻井液防塌技术主要采用封堵固壁的方式,阻止滤液侵入和局部压力传递.页岩原生弱结构面的修复,有助于提高井壁的稳定性,也是优化页岩气井水基钻井液体系的重要技术.