泥页岩水化对岩石力学参数的影响

吴 超，罗健生，田荣剑 刘 刚，李怀科，张兴来 （中海油田服务股份有限公司，河北 三河065201）

泥页岩水化对岩石力学参数的影响

吴 超，罗健生，田荣剑 刘 刚，李怀科，张兴来 （中海油田服务股份有限公司，河北 三河065201）

根据泥页岩吸水扩散系数测试方法，在模拟井下温度和压力条件下，测定了现场泥页岩岩心在不同钻井液体系中的吸水率，计算了泥页岩吸水扩散系数，并通过泥页岩水化前后岩石弹性模量、内摩擦角、粘聚力及岩石强度的变化，揭示了钻井液在泥页岩地层中的渗透运移规律，为保证现场正常钻进及井壁稳定提供了一定的理论依据。

泥页岩；水化；吸水扩散系数；岩石力学参数

在钻井过程中，经常钻遇到泥页岩地层。当地层被钻开之后，钻井液和泥页岩接触并使之发生水化反应，导致岩石强度降低，造成井壁坍塌或缩径。要评价钻井液抑制性的强弱，仅仅依靠传统方法——泥页岩的滚动回收率及膨胀率还不够全面。尤其对硬脆性泥页岩，虽然其滚动回收率很高，膨胀率也很小，但是现场钻进时，若封堵效果不好，经常出现岩石剥落掉块现象。这是由于在地层水化的过程中，岩石强度和粘聚力等一些力学参数发生了很大的变化。因此，就有必要找出一些合理的参数来表征岩石水化前后的性能变化，从而能较为全面地评价在钻遇易水化地层时发生的井壁失稳及井眼不规则等问题。

1 泥页岩吸水扩散系数的测定

泥页岩地层被钻开后，离井壁越近，泥页岩吸水越多，岩石强度降低程度越大，井壁坍塌的可能性也就越大。但如果钻井液的抑制性较好，封堵泥页岩微裂缝的能力更强，泥页岩吸水量就更少，更有利于井壁稳定。笔者采用中国石油大学研制的泥页岩吸水扩散系数试验装置，测定了渤海A油田现场泥页岩岩心在两种不同钻井液体系中的吸水量［1］，再通过泥页岩吸水特征方程计算出其吸水扩散系数Cf值。

试验采用的钻井液有2个配方，1＃配方：3%海水膨润土浆 ＋Na2CO3＋NaOH＋PAC-HV＋PF-FLOCAT＋XC＋KCl＋PF－JLX＋ 包被剂，采用重晶石加重至密度为1.20g/cm3；2＃配方：1＃配方＋2%成膜封堵剂。

表1 渤海A油田泥页岩岩心在不同钻井液中吸水量

表1是渤海A油田泥页岩岩心在2种不同钻井液中的吸水量试验结果，试验数据与拟合曲线对比见图1，岩心在不同钻井液中吸水扩散系数见表2。

在试验条件下，泥页岩水化仅沿轴向向前延伸，为一维传播。此时泥页岩吸附水的特征方程可写为：其边界条件为：

式中，Cf为泥页岩的吸水扩散系数，cm2/h；W为泥页岩的含水量，%；x为距井壁的距离，cm；Ws为泥页岩的饱和含水量，%；W0为泥页岩的初始含水量，%；t为吸水时间，h。

图1 泥页岩标准岩样（在1＃配方钻井液中）水吸附曲线拟合图

方程（1）的解为：

式中，erfc（）为误差补偿函数。

根据最小二乘法把式（2）与表1中的实测水吸附数据进行拟合，即可求得泥页岩的吸水扩散系数Cf。

根据表1中1＃配方钻井液试验数据，采用迭代方法计算得到吸水扩散系数为：Cf＝0.0188cm2/h。

把W0、Ws、t和Cf等值代入式（2），得到标准泥页岩岩样的水吸附拟合方程为：

从图1可以看出，试验数据与拟合曲线相关性较好，表明试验及数据处理方法正确。

表2结果表明，对于渤海A油田泥页岩岩心，在不同的钻井液中吸水扩散系数是不同的，其中在清水中的吸水扩散系数最大，在2＃配方钻井液中的吸水扩散系数最小。

依据上述方法，还测定了渤海B油田C1井、C2井泥页岩岩心在不同钻井液中的吸水量，并计算了泥页岩的吸水扩散系数，试验结果见表3。

表2 渤海A油田泥页岩岩心在不同钻井液中的吸水扩散系数

表3 渤海B油田岩心在不同钻井液中的吸水扩散系数

表3结果表明，不同的岩心在同一种钻井液中的吸水扩散系数是不同的；同一井位岩心在不同钻井液中的吸水扩散系数也不同，在加有成膜封堵剂的2＃配方钻井液中岩心吸水扩散系数小于未加封堵剂的1＃配方钻井液的吸水扩散系数。

为了对上述试验结果进行验证，还进行了渗透封堵试验评价，即PPA（Permeability Plugging Apparatus）试验，以评价2种钻井液的封堵效果，测试结果表明，加有成膜封堵剂的2＃配方钻井液，PPA沙盘漏失量较小，说明2＃配方钻井液封堵效果较1＃配方钻井液好。这与泥页岩在钻井液中的吸水扩散系数测定结果相互印证。

2 井眼周围泥页岩地层吸水随时间的变化规律

将测得的渤海A油田泥页岩岩心的吸水扩散系数代入吸水扩散方程，可以计算出井眼周围泥页岩地层吸水后不同时间的含水量，见图2。图3为吸水扩散系数与滤液侵入的极限深度的关系曲线。

从图2可知：①当泥页岩与钻井液接触时，靠近井壁地带的泥页岩吸水量很快达到饱和值。②当时间一定时，泥页岩的吸水量随距井眼距离的增加而减小，这样在井眼周围的泥页岩地层中形成一水化带，但至一定的距离后，其含水率接近于原始含水量。③在水化带内，当距离一定时，时间越长，泥页岩的吸水量越多，但到一定时间后将趋于饱和、趋于稳定。

从图3可知，钻井液侵入地层的极限深度与吸水扩散系数密切相关，滤液侵入极限深度随扩散系数增大而增大。这进一步说明要防止泥页岩水化，必须增强钻井液的抑制性及封堵能力。

图2 井眼周围岩石含水量分布规律

图3 在不同吸水扩散系数下滤液侵入的极限深度

3 水化对岩石力学参数及钻井液密度的影响

岩石力学参数包括岩石的弹性模量、泊松比、粘聚力及内摩擦角等。当泥页岩发生水化后，这些岩石力学参数均会发生较大的变化。为了全面地评价在钻遇易水化地层时发生的井壁失稳问题，利用高温高压三轴岩石强度试验装置测定了在不同含水量下泥页岩的强度，根据应力应变曲线计算了岩心的弹性模量；同时还测定了岩心在不同围压条件下，在钻井液中浸泡前后岩石的强度，并利用摩尔－库伦准则，计算了泥页岩岩心水化前后的粘聚力及内摩擦角［2］，以找出泥页岩水化后对岩石力学参数及钻井液密度的影响规律。

图4为泥页岩不同含水量下的弹性模量；表4为水化前后岩心的粘聚力及内摩擦角。

图4 含水量对泥页岩弹性模量的影响

表4 现场泥岩岩心粘聚力和内摩擦角的测定结果

从图4可知，泥页岩弹性模量随含水量的增加而减小；表4表明，在钻井液中浸泡36h后，岩心的抗压强度、粘聚力及内摩擦角均比未浸泡的岩心降低了。

对于现场的泥页岩，根据声发射凯塞尔效应试验所测得的地应力，算出了构造应力系数；根据构造应力系数，算出了不同层位的地应力；根据摩尔－库伦准则及破裂准则［3］，算出了泥页岩岩心水化前后钻井液的坍塌压力和破裂压力所对应的密度（计算步骤不在此赘述）。其结果见表5及图5。

表5 现场泥页岩水化前后坍塌压力和破裂压力所对应的密度

图5 现场泥页岩水化前后安全钻井液密度窗口

从表5可知，泥页岩水化后，井壁坍塌压力所对应的密度增加了0.11g/cm3，而破裂压力所对应的密度却减少了0.12g/cm3。图5的结果表明，由于水化后岩石的粘聚力减小，其强度减弱，从而使得钻井液安全密度窗口变小。

4 结 论

1）在模拟井下温度和压力的条件下，测定了泥页岩在不同钻井液中的吸水量，求出了泥页岩在不同钻井液中的吸水扩散系数。

2）不同的泥页岩，在同一种钻井液中的吸水扩散系数不同，越容易水化的泥页岩，其吸水扩散系数越大。

3）钻井液滤液在井壁附近的运移规律与吸水扩散系数密切相关，钻井液封堵性越好，泥页岩吸水扩散系数越小，滤液侵入地层的深度越小，因此吸水扩散系数是体现钻井液性能与泥页岩地层相互作用强弱的一个重要指标。

4）泥页岩水化后，弹性模量、粘聚力及内摩擦角均减小，从而导致了井壁坍塌压力所对应的密度增加，破裂压力所对应的密度减小，钻井液安全密度窗口变小。

［1］邓金根，程远方，陈勉，等.井壁稳定预测技术 ［M］.北京：石油工业出版社，2008.

［2］Stephen Edwards，Bruce Matsutsuyu，Steve Willson.Imaging unstable wellbores while drilling ［J］.SPE79846，2003.

［3］邓金根，张洪生.钻井工程中井壁失稳的力学机理 ［M］.北京：石油工业出版社，1998.

The Effect of Mud-shale Hydration on Rock Mechanic Parameters

WU Chao，LUO Jian-sheng，TIAN Rongj-ian，LIU Gang，LI Huai-ke，ZHANG Xingl-ai（Authors'Address：Oilfield Chemicals，China Offshore Oilfield Services Limited，Sanhe 065201，Hebei，China）

On the basis of detecting method of mud-shale absorption and diffusion and by simulation of down-hole temperature and pressure，the mud-shale absorption ratio in different drilling fluids was detected，the mud-shale absorption and diffusion index was calculated.In addition the core's elasticity modulus，its internal friction angle，adhesive power and core intensity before and after its hydration were studied，the law of drilling fluid pervasion and immigration in formation was presented.It provides theoretical reference for successful operation of drilling fluid and wall sloughing.

mud-shale；hydration；absorption-diffusion index；rock mechanic parameter

TE242

A

1000-9752（2012）04-0147-04

2012-01-10

吴超（1958-），男，1982年西南石油学院毕业，高级工程师，现从事钻井工程、随钻测井、导向钻井、物探采集设备、油田化学及深海油气开发等相关技术研发工作。

［编辑］ 苏开科