准噶尔南缘冲断带破碎地层井壁稳定性机理

叶 成，任 涛，尹泽斌，李 成，白 杨

1.中国石油新疆油田公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000 2.油气藏地质及开发工程全国重点实验室·西南石油大学，四川 成都 610500

引言

勘探表明，断裂控烃和控藏是中国大型含油气盆地油气藏形成与分布的重要特征，而断裂输导体系约占中国准噶尔、塔里木、鄂尔多斯、四川、松辽、渤海湾和柴达木等大型含油气盆地输导体系的72.5%[1-6]。在脆性—半脆性地层中，断层两盘在主破裂面处产生滑距，两盘岩石在碰撞、破碎、研磨后最终形成滑动破碎带和上下盘诱导裂缝带[7]。钻井液是深层油气勘探开发的核心工程技术，直接影响钻井安全与效率，而伴生、诱导型高渗透性裂缝极度发育导致南缘破碎地层胶结性差，使得钻井时极易发生垮塌、卡钻和恶性漏失事故。油基钻井液具有天然的抗高温、抑制和润滑性，是当前准噶尔盆地南缘冲断带（简称南缘）泥岩稳定井壁和钻井提速的主要手段[8]。然而，现场施工表明，南缘深部地层频繁井漏、阻卡难题尚未实现有效解决，而大幅提高油基钻井液封堵能力存在技术瓶颈。以霍尔果斯背斜4 口开发井为例，共发生恶性卡钻14 次，漏失钻井液5 744 m3，损失钻井周期高达334.6 d。较之油基钻井液，水基钻井液具有强滤失造壁性，在钻开地层的瞬间可实现快速封堵，有效遏制井周发育孔缝层理增压滑脱剥落[9-10]。而水基钻井液在南缘深层190°C、密度2.4 g/cm3条件下钻进时，暂未实现流变性、滤失造壁性、沉降稳定性、抑制性和润滑性的高效多元协调[11-12]，难以有效满足南缘中下组合深部地层安全钻井需求。

鉴于此，在南缘地层压力系统复杂、邻井资料匮乏、可钻性差的勘探背景下，研究南缘冲断带破碎地层岩性、水化和岩石力学特征，明确钻井过程中的井壁失稳机理、钻井液稳定井壁机理，可为南缘乃至准噶尔盆地深部复杂破碎地层钻井液关键参数设计提供参考。

1 地层岩性特征

1.1 吐谷鲁背斜

取南缘吐谷鲁背斜沙湾组（N1s）、安集海河组（E2-3a）、紫泥泉子组（E1-2z）、东沟组（K2d）、连木沁组（K1l）、呼图壁河组（K1h）和清水河组（K1q）共13 组岩屑样品，通过X 射线衍射测试其全岩矿物和黏土矿物组成，结果如表1 所示。

表1 吐谷鲁背斜岩石矿物组成Tab.1 Mineral composition of anticlinal formation in Tugulu

由表1 可知，南缘吐谷鲁背斜沙湾组－清水河组岩性以泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩为主；全岩矿物组成以黏土矿物（平均26.5%）、斜长石（平均25.2%）和石英（平均18.0%）为主，兼有少量重晶石（平均7.7%）、方沸石（平均7.1%）和硬石膏（平均6.8%），偶见方解石（平均4.1%）、白云石（平均2.4%）和石盐（平均2.1%）；黏土矿物以伊利石（平均35.6%）和伊/蒙混层（平均24.8%）为主，兼有部分蒙脱石（平均20.5%）和高岭土（平均19.2%）。就黏土矿物绝对含量而言，安集海河组＞沙湾组＞东沟组＞呼图壁河组＞清水河组＞紫泥泉子组＞连木沁组。

1.2 呼图壁背斜

取南缘呼图壁背斜独山子组（N2d）、塔西河组（N1t）、沙湾组（N1s）、安集海河组（E2-3a）、紫泥泉子组（E1-2z）、东沟组（K2d）、连木沁组（K1l）、呼图壁河组（K1h）和清水河组（K1q）共14 组岩屑样品，通过X 射线衍射测试其全岩矿物和黏土矿物组成，结果如表2 所示。

表2 呼图壁背斜岩石矿物组成Tab.2 Rock mineral composition of anticlinal formation in Hutubi

由表2 可知，南缘呼图壁背斜独山子组—清水河组岩性以泥岩、含砾泥岩、含砂质泥岩、砂岩、泥质粉砂岩和石膏质粉砂岩为主；全岩矿物以黏土矿物（平均30.0%）、斜长石（平均24.0%）和石英（平均17.8%）为主，兼有少量重晶石（平均6.8%）、方沸石（平均6.7%）和硬石膏（平均6.4%），偶见方解石（平均4.3%）、石盐（平均2.0%）和白云石（平均2.0%）；黏土矿物以伊利石（平均32.1%）和伊/蒙混层（平均25.4%）为主，兼有部分蒙脱石（平均23.9%）和高岭土（平均18.6%）。就黏土矿物绝对含量而言，安集海河组＞塔西河组＞沙湾组＞独山子组＞清水河组＞连木沁组＞紫泥泉子组＞呼图壁河组＞东沟组。

2 地层水化特征

2.1 吐谷鲁背斜

取南缘吐谷鲁背斜东沟组、连木沁组和呼图壁河组等4 组岩屑或掉块样品，使用高温滚子炉和双通道线性膨胀仪开展滚动回收率和线性膨胀实验，评价岩样的水化分散和水化膨胀性能，结果如表3和表4 所示。

表3 吐谷鲁背斜岩样滚动回收率实验结果Tab.3 Experimental results of core samples rolling recovery of anticlinal formation in Tugulu

表4 吐谷鲁背斜岩样膨胀应变实验结果Tab.4 Experimental results of core samples swelling strain of anticlinal formation in Tugulu

由表3 可知，地层温度下热滚16 h 后，东沟组和连木沁组岩样在清水中的分散性极强，水化分散后岩样质量减少量极大，滚动回收率分别为4.8%和16.9%；相较而言，呼图壁河组岩样在清水中的分散性较弱，水化分散后岩样质量减少量较小，滚动回收率平均为78.7%。

由表4 可知，东沟组岩样在清水中浸泡2 和16 h 的膨胀应变分别为1.4%和5.2%，连木沁组岩样在清水中浸泡2 和16 h 的膨胀应变分别为2.9%和3.1%，水化膨胀应变弱；相较而言，呼图壁河组岩样在清水中浸泡2 和16 h 的平均膨胀应变分别为11.6%和15.6%，水化膨胀应变中等。

2.2 呼图壁背斜

取南缘呼图壁背斜沙湾组、安集海河组、紫泥泉子组、东沟组和喀拉扎组等5 组岩屑或掉块样品，使用高温滚子炉和双通道线性膨胀仪进行滚动回收率和线性膨胀实验，评价岩样的水化分散和水化膨胀性能，结果如表5 和表6 所示。

表5 呼图壁背斜岩样滚动回收率实验结果Tab.5 Experimental results of core samples rolling recovery of anticlinal formation in Hutubi

表6 呼图壁背斜岩样膨胀应变实验结果Tab.6 Experimental results of core samples swelling strain of anticlinal formation in Hutubi

由表5 可知，地层温度下热滚16 h 后，沙湾组、安集海河组和东沟组岩样在清水中的分散性极强，水化分散后岩样质量减少量极大，滚动回收率分别为0.4%、4.1%和9.9%；相较而言，紫泥泉子组和喀拉扎组岩样在清水中的分散性较弱，水化分散后岩样质量减少量较小，滚动回收率分别为89.7%和93.2%。

由表6 可知，安集海河组岩样在清水中浸泡2和16 h 的膨胀应变分别为9.6%和11.3%，东沟组岩样在清水中浸泡2 和16 h 的膨胀应变分别为10.4%和12.6%，水化膨胀应变中等。相较而言，沙湾组岩样在清水中浸泡2 和16 h 的膨胀应变分别为5.2%和21.2%，紫泥泉子组岩样在清水中浸泡2 和16 h的膨胀应变分别为13.6%和20.0%，喀拉扎组岩样在清水中浸泡2 和16 h 的膨胀应变分别为4.4%和24.6%，水化膨胀应变强。

就黏土矿物水化分散强度而言，沙湾组＞安集海河组＞东沟组＞连木沁组＞呼图壁河组＞紫泥泉子组＞喀拉扎组。就黏土矿物水化膨胀强度而言，喀拉扎组＞紫泥泉子组＞沙湾组＞呼图壁河组＞安集海河组＞东沟组＞连木沁组。

3 岩石力学特征

取南缘呼图壁背斜沙湾组和齐古组岩样各5 组，其中，1～3 号岩样分别用于测试无围压、5 和10 MPa 围压下的力学性能，4 号和5 号岩样分别用于测试南缘钻井现场用水基钻井液和油基钻井液浸泡48 h 后在围压10 MPa 下的力学性能。

3.1 沙湾组

沙湾组岩石力学实验结果如表7 所示。由表7可知，沙湾组1 号岩样在无围压加载时，岩样抗压强度较低，受力后岩样破碎，产生裂缝；2 号和3 号岩样分别在5 和10 MPa 围压、三轴加载下，发生剪切破坏，表明其塑性较强；随着围压的不断升高（0↗10 MPa），岩样的抗压强度（破裂压力）亦快速上升；4 号岩样在现场用水基钻井液中浸泡48 h后，在10 MPa 围压、三轴加载下，分散崩塌，表明黏土矿物水化对沙湾组强度的破坏作用强烈；5 号岩样在现场用油基钻井液中浸泡48 h 后，在10 MPa围压、三轴加载下，较之3 号岩样，抗压强度和弹性模量略有降低，但整体变化不大，表明钻井过程中油基钻井液对沙湾组黏土矿物水化的抑制性和对井周地层强度的保护作用较强。

表7 沙湾组岩石力学实验结果Tab.7 Experimental results of rock mechanics of Shawan Formation

3.2 齐古组

齐古组岩石力学实验结果见表8。由表8 可知，齐古组1～3 号岩样在测试过程中，均发生拉伸破坏，出现了破坏面和破坏形态，表明其脆性较强；随着围压的不断升高，岩样的抗压强度（破裂压力）亦快速上升；4 号和5 号岩样分别在现场用水基钻井液和油基钻井液中浸泡48 h 后，在10 MPa 围压三轴加载下，较之3 号岩样，抗压强度略有降低，但整体变化不大，弹性模量略有升高，表明钻井过程中齐古组的黏土矿物水化作用较弱、井壁较为稳定。

表8 齐古组岩石力学实验结果Tab.8 Experimental results of rock mechanics of Qigu Formation

整体而言，在10 MPa 围压三轴加载下，使用现场水基钻井液浸泡48 h 后，沙湾组岩样松散破碎，而齐古组岩样较为完整，使用现场油基钻井液浸泡48 h 后沙湾组和齐古组岩样较为完整。结合现场实钻资料，南缘地层抗压强度排序为：齐古组＞紫泥泉子组＞沙湾组＞塔西河组＞安集海河组。

4 破碎地层井壁失稳机理

由地震解释剖面（图1）可知，南缘冲断带地层主干断裂构造以挤压为主，呈高角度强烈逆冲和滑脱断裂，地层高陡、压力系统复杂、构造应力高，加之成层叠置断裂在古近系安集海河组和侏罗系发生滑脱和推覆体切割，造成新老地层重复，地层破碎，井眼稳定性差。南缘呼图壁河组和清水河组野外露头岩样图（图2，图3），也印证了地震剖面解释的准确性。

图1 呼图壁背斜X 井地震解释剖面图Fig.1 Seismic interpretation profile of Well X of anticlinal formation in Hutubi

图2 呼图壁河组野外露头岩样Fig.2 Outcrop rock sample of Hutubihe Formation

图3 清水河组野外露头岩样Fig.3 Outcrop sample of Qingshuihe Formation

地层岩性特征表明，南缘破碎地层岩性以泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩为主，全岩矿物以黏土矿物（17.6%～42.4%）、斜长石（10.9%～36.4%）和石英（10.3%～29.0%）为 主，黏 土 矿物 以 伊/蒙 混层（16.6%～35.8%）、伊利石（24.2%～48.1%）和蒙脱石（15.2%～36.9%）为主。

南缘冲断带破碎地层钻进时，在井筒液柱压力的作用下，钻井液滤液将快速侵入近井筒破碎地层的大量孔隙、微裂缝和裂缝中，其表面发育的蒙脱石、伊/蒙混层将发生强烈水化膨胀，而伊利石和高岭土在钻井液高压射流冲刷作用下发生无规律运移后，将对孔隙、喉道和裂缝造成分割和堵塞。同时，滤液沿裸露的泥岩或砂岩基质和孔隙发生水力尖劈，导致孔隙压力增加，而层面粒间孔溶解将加剧钻井液对微裂缝的侵蚀剥落[13-15]。黏土矿物水化膨胀分散和破碎地层发育微孔缝延伸拓宽增压剥裂二者作用叠加，使井周地层抗压强度降低、坍塌压力增高，钻井液密度窗口降低，导致井壁失稳。

地层水化特征表明，南缘冲断带沙湾组、安集海河组、东沟组和连木沁组岩样在清水中发生剧烈水化分散和自造浆，导致近井周地层岩石胶结强度下降和坍塌压力增高；呼图壁河组、紫泥泉子组和喀拉扎组岩样在清水介质中呈弱水化分散，井壁相对稳定；沙湾组、紫泥泉子组、喀拉扎组和呼图壁河组岩样在清水中发生强－中强水化膨胀应变，导致近井周地层孔隙压力增加、抗压强度降低和坍塌压力增大；东沟组和连木沁组岩样在清水介质中呈弱水化膨胀，井壁则相对稳定。

基于水基钻井液渗透对南缘冲断带破碎地层的强度破坏实验[16]可知，较之原始地层，在40 MPa 围压下岩样在钻井液中浸泡0.1、1.0、5.0 和15.0 h 后，抗压强度同比损失8.5%、11.8%、39.3% 和57.8%，据此建立南缘冲断带破碎地层强度随水基钻井液渗透时间的指数变化模型，见图4[16]。计算表明，水基钻井液渗透40 h 后，南缘破碎地层的抗压强度同比损失高89.8%。

图4 近井筒地层强度随钻井液渗透时间的变化Fig.4 Change of near-wellbore formation strength with drilling fluid penetration time

据此可知，在南缘破碎地层“压力系统复杂、纵向存在高低压互层、钻井液安全密度窗口窄、地质不确定性极强”的背景下，若无法有效实现近井周地层强封堵，在井内液柱压力下钻井液将向地层渗透产生渗透压，导致井周地层孔隙压力改变和坍塌压力增大[17-18]，而单纯提高密度又易诱使钻井液滤液加速侵入井周破碎地层发育微孔缝。同时，水化膨胀、水力尖劈和压力传递的交迭将造成“井壁失稳→提高密度→短暂稳定→滤液侵入加剧→垮塌掉块恶化”的恶性循环[19-20]。此外，若钻井液密度突破窄安全密度窗口，又将引发频繁井漏，导致钻井液密度控制难度进一步增大。

5 钻井液井壁稳定机理

井周地层封堵强化主要通过在钻井液中加入不同类型、大小和分布的工程颗粒混合物来实现[21-22]，使封堵材料堵塞或沉积作用迅速发生，阻止裂缝扩展劈裂[23-24]。由颗粒物理学和颗粒堵塞区特性理论分析可知，接触变形、堵漏材料体积分数和表面摩擦系数是影响堵塞能力和稳定性的关键，由稳定堵塞区物理模型（图5）[25]可知，刚性颗粒（红色）、纤维（黄色）和弹性颗粒（黑色）糅合紧密，可实现接触变形、堵漏材料体积分数和表面摩擦系数高值，增强封堵强度和稳定性。弹性颗粒能提高堵塞区的回弹性和接触变形量，防止刚性颗粒在压力下破碎，提高堵塞稳定性[26]。

图5 稳定堵塞区物理模型Fig.5 Physical model of the stable plugged zone

实践表明，钻井液排量高于2.19 m3/min 时，井眼失稳现象明显；当排量降至1.89～2.08 m3/min 时，环空流动状态以层流为主，消除了对井眼的过度冲刷[27]。临界切割输送速度是防止切割床形成和切割向上运动所需的最小流体速度，而环空速度和流变性是控制钻井液切削传输的重要因素[28-29]。模拟研究（图6）表明[27]，在0.42 m/s 附近，岩屑的输运比随速度的增加而迅速增加，但在0.80～1.42 m/s 的速度范围内，输运比开始趋于平稳，增加变慢[30]。

图6 输运比和环空速度图Fig.6 Conveying ratio and ring-space velocity graph

基于南缘冲断带破碎地层的岩性特征、水化特征、岩石力学特征和钻井过程中的井壁失稳机理可知，为实现安全钻井和井壁稳定，需满足：1）根据地层孔隙压力和破裂压力合理确定钻井液密度，有效平衡地层压力和构造应力。2）南缘破碎地层多呈极强 弱分散、易 中等膨胀特征，为避免钻井过程中地层发生剧烈水化作用，钻井液需有效抑制黏土矿物水化分散膨胀和全面致密封堵地层发育孔隙、微裂缝和裂缝（0.1～100.0µm）。3）深部地层钻进时，调控钻井液在井底温度下的高温高压初失水≤1 mL，高温高压总失水≤10 mL，遏制钻井液滤液侵入。4）深部地层钻进时，选用合适的泵量与环空返速，严格保持环空钻井液呈平板型层流（调节钻井液在井底温度下的动切力至0.4～0.5 Pa），确保及时快速携带出钻屑和掉块，有效遏制井眼冲刷和坍塌。

6 结论

1）南缘冲断带破碎地层岩性以泥岩和砂岩为主，全岩矿物以黏土矿物、斜长石和石英为主，黏土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主，地层水化特征非均质性强，包括极强－较弱分散和强－中等－弱膨胀，油基钻井液对黏土矿物水化的抑制性较好，有利于井壁稳定。

2）南缘冲断带主干断裂构造以挤压为主，井眼稳定性差，而黏土矿物水化膨胀分散和井周破碎地层发育微孔缝延伸拓宽增压剥裂作用叠加，造成地层抗压强度降低、坍塌压力增高、钻井液密度窗口降低，是破碎地层钻进时井壁失稳的主要原因。

3）为实现南缘冲断带破碎地层安全优快钻井，在合理确定钻井液密度的基础上，需实现有效抑制水敏性黏土矿物水化膨胀分散、全面致密封堵井周地层发育微孔缝、严控钻井液高温高压滤失性能、长效保持钻井液高效携岩性能。