The Impact of Drilling Unloading on Wellbore Stability of Shale Formations
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摘要: 钻进泥页岩地层时井壁易失稳，且井周岩石极易因钻井卸载产生诱导缝，导致岩石强度降低，从而加剧井壁失稳。因此，为确保泥页岩地层井壁的稳定，采用三轴力学试验仪模拟钻井卸载过程中的岩石应力变化过程，分析了卸载对泥页岩力学特性的影响，采用回归方法回归了泥页岩内聚力、内摩擦角与卸载幅度的关系，并将该关系引入到常规井壁稳定性模型中，建立了考虑卸载作用的泥页岩井壁稳定性模型。结果表明：卸载会使泥页岩的强度降低，随着卸载幅度变大，泥页岩强度的降低幅度增大；考虑卸载作用后，泥页岩地层的坍塌压力增大，尤其在高地应力和各向异性较强的泥页岩地层，由卸载造成的坍塌压力增量更为明显；井筒与最小水平主应力的夹角较小时，可以降低卸载对泥页岩井壁稳定性的影响。研究结果表明，卸载对泥页岩地层坍塌压力的影响不可忽视，进行钻井液设计时应考虑卸载对坍塌压力的影响。Abstract: It is easy for wellbores to lose stability during drilling through shale formations where induced fractures and cracks might be generated due to drilling unloading in rocks around the wellbore and the consequent reduces rock strength which thereby can cause wellbore instability.To ensure consistent wellbore stability while drilling through shale,the author simulated stress change process during drilling unloading with a triaxial testing system to analyze the impact of unloading on shale mechanical properties.Further,the relationship between shale cohesion,internal friction angle and the unloading amplitude was set up with the regression method,and a wellbore stability model was established that took into consideration the unloading effect by introducing the newly defined relationship into normal wellbore stability model.Testing results demonstrated that unloading will reduce shale strength and accordingly shale strength reduction will increase with the increase of unloading.Considering the unloading effect,wellbore collapse pressure will increase for the shale(especially for shale under high in-situ stress and strong anisotropy).When the angle between the borehole and the minimum horizontal stress is comparatively small,the effect of unloading on the shale wellbore stability is limited.The research results indicated that the effect of unloading on wellbore collapse pressure of shale should not be overlooked,and it should be taken into account in designing the drilling fluid.
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Keywords:
- unloading /
- shale /
- wellbore stability /
- wellbore collapse pressure
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页岩油是国家“十四五”石油增产的重要战略性接替资源[1–3]；其中，苏北地区页岩油的地质资源量达3.5×108 t，是近期国内页岩油增储上产的有利阵地，展现出良好的勘探潜力。其主体位于江苏省泰州市和盐城市，水网发达，环保要求严格。构造主要包括海安凹陷、溱潼凹陷、高邮凹陷和金湖凹陷[4]；主力储层古近系阜宁组烃源岩具有埋藏深（>3 800 m）、优质页岩厚度大（>150 m）、应力高（>70 MPa），纵向岩性复杂的特点。地层温度136～145 ℃，地层压力系数1.31～1.45。地层岩性以富有机质纹层状/层状灰云质页岩为主，局部发育含有机质层状灰云质页岩、块状泥岩等岩相。阜宁组泥页岩储层微裂缝、层理缝和溶孔较发育。微裂缝尺寸为纳米、微米级，主要为沉积形成的层理缝及后期构造活动形成的构造缝[5]。苏北页岩油区块阜宁组泥页岩前期所钻的6口井均出现了井壁坍塌，导致扭矩异常、钻具脱落、卡钻、埋钻及套管未下至设计位置等事故，复杂处理时间长，时效损失巨大。为保证陆相页岩地层井壁稳定性，科研人员先后构建了强抑制性水基钻井液和白油基钻井液体系[6–11]。然而实践表明强抑制性水基钻井液未能实现对阜宁组井壁稳定性的有效控制，阜宁组存在井壁失稳、掉块严重、卡钻、侧钻等现象。2口使用白油基钻井液的井均遭遇地层水侵入，导致钻井液性能恶化，引发井壁严重垮塌，造成卡钻，损失进尺超过5 000 m。原有钻井液体系无法满足阜宁组井壁稳定性的要求。
为此，笔者针对苏北页岩油工区前期钻井施工中出现的技术问题，深入分析阜宁组陆相泥页岩地层井壁失稳机理，提出了井壁稳定技术对策，研发了适用于苏北地区陆相页岩油储层的高性能水基钻井液体系，并在10口井进行了现场应用，这10井钻井过程中井壁稳定，套管顺利下至设计位置。
1. 技术难点
1）陆相页岩井壁失稳风险高。测试分析表明，阜宁组陆相泥页岩黏土矿物含量高达55%；黏土矿物以伊/蒙混层为主，占黏土矿物总量的50.9%，不含蒙脱石；清水条件下页岩线性膨胀率达17.5%，滚动回收率为72.68%，具有较强的水化分散性。阜宁组二段泥页岩层理性强、微裂缝发育，裂缝宽度集中在0.1～10.0 μm；润湿特征呈明显的双亲性。因此，钻井液滤液在压差和自吸作用下，易于沿地层微裂隙侵入，引起泥页岩局部水化[12–14]，产生水化膨胀（见图1），导致大量微裂缝沿层理面方向萌生延伸扩展，破坏岩石整体性[15–16]，地层岩石力学性能大幅降低，引发井壁失稳坍塌。
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图 1 阜二段掉块岩样水化前后微观形貌对比Figure 1. Comparison of micromorphology before and after hydration of straggly rock samples in the second member of Funing Formation2）降摩减阻性能要求高。苏北页岩油水平井钻井时通常采用随钻测井（LWD）常规导向钻具，在造斜段滑动定向时容易形成台阶，造成托压、工具面不稳定[17–18]；水平段施工时，由于狗腿严重度大等原因造成钻具与井壁之间摩擦力大，对钻井液润滑降摩减阻要求更高。
3）阜宁组二段页岩储层裂缝发育，储层物性好。水平井钻井时，钻井液易与裂缝系统中的原油发生置换，造成原油污染钻井液，黏度控制困难。
2. 技术对策及关键助剂研选
苏北页岩油水平井钻井过程中，钻井液需具有良好的井壁稳定控制能力、降摩减阻能力和优异的抗原油污染能力。
2.1 井壁稳定性控制
井壁稳定是苏北页岩油水平井正常钻进的基础和关键[19]。基于井壁失稳机理分析，提出了“内控膨胀、外防水侵”的井壁稳定性控制方法，制定了“封堵为主+强化抑制+润湿反转+合理密度”的技术措施。
“内控膨胀”是在选择合理钻井液密度保持对井壁有效应力支撑的基础上，强化钻井液对页岩油储层所含大量黏土矿物的抑制能力，控制黏土矿物内部晶层间水化膨胀分散作用。通过室内评价，优选无机盐抑制剂KCl，与聚胺抑制剂配合，提高阜二段页岩岩屑的滚动回收率。
“外防水侵”的井壁稳定性控制思路是因为阜二段页岩微裂缝极为发育，需及时有效封堵微裂缝、防止钻井液中的水相大量侵入来维持井壁稳定性。基于苏北页岩油储层岩石微裂缝的宽度范围，研发可变形微纳米聚合物封堵剂SMNP-2和纳米乳液SMNR-1，提高裂缝封堵率，减少钻井液滤液的侵入量（见图2）。此外，针对页岩油储层呈明显双亲性的特性，研发了页岩润湿反转剂SMSWET-1。该润湿反转剂主要由两性离子表活剂和聚醇单元构成，可在页岩表面快速成膜，改变页岩表面的润湿性，使岩石由“亲水”向“憎水”转变（见图3），进一步提高钻井液体系阻止水相侵入的能力。
2.2 润滑减阻技术对策
在保证优良的携岩能力的同时，提高钻井液的润滑性能是降摩减阻的关键。为达到高效润滑效果，提出“液+固”复合成膜润滑减阻技术对策，通过液体类润滑剂极性基团在钻具和岩石界面高效吸附，形成结构规整的疏水吸附润滑膜[20–23]；辅以石墨类固体润滑剂改善滤饼摩阻系数，达到协同润滑的效果。通过室内试验，对醇醚类、改性植物油类、固体类等10余种国内外润滑剂进行系统评价，优选极压润滑剂SMJH-1、环保润滑剂SMLUB-E和固体润滑剂SMSL-1作为润滑的关键助剂（见表1）。
表 1 不同润滑剂的润滑效果Table 1. Effect comparison of lubricant agents润滑剂及加量 极压润滑系数 黏滞系数 0.237 0.16 1.5%SMJH-1+1.5%SMLUB-E 0.122 0.07 2%SMJH-1+2%SMLUB-E 0.106 0.06 2%SMJH-1+2%SMLUB-E+
1%SMLS-10.092 0.04 2.3 流变性控制
针对水基钻井液被原油污染后流变性能难以控制的问题，基于表面化学原理，根据原油乳化分散降黏剂本身表面活性基团的高分散作用，优选出具有优异降黏度效果的、适用于水基钻井液的原油乳化分散降黏剂EMU-1，抑制沥青质、石蜡等组分聚集，减弱堆积作用，以达到控制钻井液流变性的目的。
3. 钻井液体系构建与评价
通过优选处理剂种类和优化其加量，形成了高性能水基钻井液体系SM-ShaleMud-II：2.0%～3.0% 膨润土+0.8%～1.0%聚合物降滤失剂+3.0%环保降滤失剂SMCQ-1+2.0%～3.0%温敏防塌封堵剂+2.0%～3.0%变形微纳米聚合物封堵剂SMNP-2+2.0%纳米乳液SMNR-1+3.0%QS-2+0.5%页岩润湿反转剂SMSWET-1+1.0%～2.0%环保润滑剂SMLUB-E+1.0%～2.0%高效润滑剂SMJH-1+1.0%SMLS-1+0.3%～0.5%聚胺SMJA-1+5.0%～7.0%KCl+0.5% KOH+重晶石。
3.1 基础性能评价
室内评价试验结果表明：高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II在不同密度下均具有良好的流变性能，塑性黏度22～26 mPa·s，动切力7～9 Pa，动塑比均大于0.30；室内150 ℃条件下高性能水基钻井液SM-ShaleMud-I的高温高压滤失量小于6.0 mL，显著低于常规水基钻井液（见表2）。
表 2 高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II的基础性能评价结果Table 2. Basic performance evaluation results of high-performance water-based drilling fluid SM-ShaleMud-II编号 密度/（kg∙L−1） 表观黏度/（mPa·s） 塑性黏度/（mPa·s） 动切力 /Pa 动塑比 静切力/Pa 高温高压滤失量/mL API滤失量/mL 1 1.20 29 22 7 0.32 2.0/13.0 6.0 1.8 2 1.50 31 23 7 0.30 2.5/12.5 5.8 1.6 3 1.80 35 26 9 0.35 3.5/14.0 5.4 1.2 3.2 井壁稳定性评价
采用线性膨胀试验和岩石力学试验，评价去离子水、聚合物钻井液、水基钻井液SM-ShaleMud-II和油基钻井液对阜宁组地层井壁稳定性的控制能力。去离子水由Elga Micra纯水仪制得。聚合物钻井液的配方为：3.0%膨润土+0.8%LV-CMC+0.2%KPAM+0.5%NaOH +2.0%YH-8+2.0%DF-1+重晶石。油基钻井液的配方为白油+2.0%有机土+1.5%主乳化剂+1.0%辅乳化剂+2.0%降滤失剂+ 25.0%CaCl2溶液+1.5%流型调节剂+2.0%CaO+重晶石。
阜宁组二段页岩在不同流体条件下的线性膨胀率评价结果如图4所示。由图4可以看出，阜宁组二段页岩在去离子水中的最终线性膨胀率为17.84%，在高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II中的线性膨胀率仅为2.85%，与在油基钻井液中线性膨胀率接近。表明高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II可大幅度降低阜二段泥页岩的膨胀率，起到良好的抑制作用。
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图 4 阜二段易塌地层页岩的线性膨胀率Figure 4. Linear swell rate of fragile formation shale in the second member of Funing Formation采用TerraTek三轴抗压强度测试系统，评价阜二段泥页岩在4种流体中常温浸泡48 h后的力学性能，测试结果如图5和图6所示。由图5和图6可以看出：阜二段泥页岩经4种流体浸泡后力学性能均呈降低趋势，其中经去离子水浸泡后的降低幅度最大，其单轴抗压强度由30.42 MPa降至16.77 MPa，弹性模量由14.66 GPa降至9.82 GPa；经油基钻井液和高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II浸泡后，单轴抗压强度和弹性模量降低幅度相对较小，其中，经高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II浸泡后，单轴抗压强度仅降至29.22MPa，弹性模量仅降至12.44GPa，与经油基钻井液浸泡后相当，说明抑制性和封堵性得到强化的高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II可有效维持阜二段页岩地层的力学性能，起到稳定井壁的作用。
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图 5 储层岩心经不同流体浸泡48 h后的单轴抗压强度Figure 5. Uniaxial compressive strength of reservoir cores after soaking in different fluids for 48 h![]()
图 6 储层岩心经不同流体浸泡48 h后的弹性模量Figure 6. Elastic modulus of reservoir cores after soaking in different fluids for 48 h3.3 润滑性能评价
采用E-P极压润滑仪和NZ-3A黏滞系数测定仪，评价高性能水基钻井液体系SM-ShaleMud-II的润滑性能。对比可见，SM-ShaleMud-II具有极佳的润滑性能，极压润滑系数为0.092，滤饼黏滞系数为0.041，润滑性能略差于油基钻井液，但远好于常规聚合物钻井液体系。
3.4 抗原油污染能力评价
采用Fann35六速旋转黏度计，测定常规水基钻井液和高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II在不同原油侵入量下的表观黏度，结果如图7所示。由图7可以看出：在原油侵入量达到10%后，常规水基钻井液的表观黏度开始呈指数增大，流变性能失去控制；高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II的表观黏度随原油侵入量增大缓慢增大，在原油侵入量达40%时，其表观黏度为64 mPa·s，表现出良好的抗原油污染能力。
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图 7 不同钻井液在不同原油侵入量下的表观黏度Figure 7. Apparent viscosity of different drilling fluids with different crude oil invasion4. 现场应用效果
高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II在苏北页岩油区块的10口井进行了应用。与前期完钻的井相比较，取得了显著的井壁稳定效果和经济效果。具体表现在以下3个方面。
1）井下复杂情况大幅度降低。有效保持了苏北页岩油阜宁组的井壁稳定性，避免了油基钻井液遇水后性能恶化引发的复杂情况，复杂时效由16%降至0，应用井均起下钻通畅，套管一次成功下入至设计位置，其中SY3-7HF井有效保持阜二段页岩储层井壁稳定110 d。
2）解决了大量原油侵入后流变性能难以控制的问题。通过应用原油乳化分散降黏剂，实现了对原油侵入后钻井液黏度的有效控制，减少了因钻井液黏度升高而带来的漏失等复杂情况。QY1-1S3HF井施工后期，原油含量高达32%，钻井液漏斗黏度仍可控制在80 s以内，保持了良好的流变性。
3）大幅度降低了钻井成本。通过应用该技术防止了井壁垮塌，避免了处理垮塌造成的钻井周期的增长和成本增加。同时，以水基钻井液SM-ShaleMud-II替代油基钻井液，从源头上避免了油基钻井液对环境的潜在危害，节省了废弃钻井液昂贵的处理费用，平均单井节约100万元。
现场应用表明，高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II解决了苏北阜宁组页岩储层钻进中所遇到的井壁垮塌问题，可有效控制原油侵入后的增黏问题，避免了井下复杂，大幅度降低了钻井成本和环保风险。
5. 结论与建议
1）采用“内控膨胀、外防水侵”的井壁稳定控制方法，通过应用高性能水基钻井液技术，有效解决了钻井过程中的井壁失稳难题，降低了复杂时效和钻井成本。
2）研发了变形微纳米聚合物封堵剂、页岩润湿反转剂和环保润滑剂等关键助剂，构建了高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II。该钻井液的高温高压滤失量小于6.0 mL、极压润滑系数小于0.12，可有效降低泥页岩力学性能的弱化程度。
3）建议在其他陆相页岩油气区块开展高性能水基钻井液SM-ShaleMud-II体系适用性评价，并进行推广应用，以达到降低钻井成本和环保风险的目的。
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