钻井液浸泡页岩裂缝宽度的模拟及应用

康毅力 皇凡生 游利军 俞杨烽 练章华

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500）

钻井液浸泡页岩裂缝宽度的模拟及应用

康毅力 皇凡生 游利军 俞杨烽 练章华

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500）

鉴于我国页岩气开发试验区水平井油基钻井液钻井过程中，频繁出现严重的井壁失稳、井漏等井下复杂情况，选取渝东南龙马溪组露头页岩为实验岩样，开展了钻井液浸泡前后页岩岩石力学性质的测试，基于有限元数值模拟法建立了连通井筒单条垂直裂缝情况下的裂缝动态宽度预测模型，研究了钻井液浸泡后页岩裂缝宽度变化的行为，修正和完善了基于有限元的裂缝动态宽度预测方法，并讨论了裂缝宽度变化模拟在漏失性储层保护和井壁失稳控制方面的应用。结果表明，钻井液浸泡后页岩弹性模量减小，泊松比增加，岩石强度明显降低；钻井液浸泡后页岩裂缝动态宽度对井筒压力变化更加敏感，各裂缝长度和井筒正压差条件下的半缝宽增量均比浸泡前增加了约8%，且半缝宽增量随井筒正压差的增加而大幅度增加，动态缝宽可达数毫米量级；钻井液密度—裂缝宽度—架桥封堵颗粒粒径三者紧密相关。研究获得的裂缝动态宽度参数对优选钻井堵漏材料和粒径级配、控制合理钻井液密度、控制井漏和井壁失稳具有重要的意义。

岩石力学；页岩气；钻井液；井漏；裂缝宽度；数值模拟；威201-H1井

中国海相页岩、海陆交互碳质页岩和湖相页岩裂缝系统发育［1］，长水平段钻井过程中易发生井漏、井塌等现象，造成钻井液的大量漏失、卡钻、埋钻等复杂事故，严重制约着页岩气藏的安全、快速、高效钻井。以四川盆地威远构造页岩气钻井为例［2-4］，该区块钻井过程中井漏、井塌现象普遍存在，威72井漏失钻井液39.5 m3，威76井漏失钻井液42.8 m3，威105井漏失钻井液67.8 m3；龙潭组、龙马溪组、大乘寺组地层均出现不同程度的井壁掉跨和坍塌现象。尤其是龙马溪组作为页岩气井的目的层段之一，大斜度（水平）井钻井过程中井壁稳定性极差，发生严重井塌现象。由于该区块页岩地层层理、裂缝异常发育，尽管采用油基钻井液钻进，井漏和井塌现象仍普遍存在。研究发现提高油基钻井液的封堵性能，防止钻井液滤液沿层理或裂缝漏失，能够有效控制井漏和井壁失稳。

封堵漏失通道、强化井周应力和提高裂缝延伸压力是解决裂缝性地层漏失和井壁失稳的主要方法，其技术关键是准确预测井壁附近裂缝宽度和优选与之匹配的架桥封堵材料及其粒径级配［5-6］。目前预测裂缝宽度变化主要有如下3种手段：一是通过室内实验模拟应力变化直接或间接获得裂缝宽度，但室内研究仅能获得岩心柱塞尺度上的裂缝宽度变化；二是建立钻井液在裂缝内的漏失数学模型预测动态裂缝宽度变化，该方法因模型假设条件过于理想，预测结果与实际情况存在一定差距；三是根据岩石力学参数，利用有限元法预测钻完井过程中的动态裂缝宽度变化，该方法具有模拟储层尺度下裂缝宽度变化的技术优势且结果实用性强，得到广泛应用。钻井过程中钻遇的裂缝长度可以从几米到几十米［7］，如此大尺度裂缝的动态裂缝宽度变化难以在室内开展实验，主要采用有限元数值模拟方法进行研究。练章华［8］、李相臣［9］、汤夏岚［10］等采用有限元数值模拟法分别建立了与井筒连通的单条垂直裂缝、2条垂直裂缝和平行成组裂缝情况下的裂缝宽度预测模型，研究了不同模型中裂缝宽度、长度及井筒正压差的关系。李大奇和康毅力等［11］建立了考虑溶洞存在和漏失动态的有限元模型，研究了裂缝的宽度变化规律及其对钻井液漏失的影响。李松和康毅力等［12］建立了不同缝洞组合情况下裂缝宽度变化的有限元模型，研究了裂缝宽度、长度与井筒正压差以及溶洞发育情况的关系。然而上述研究所涉及的岩石力学参数均通过干岩样三轴岩石力学实验获取，尚未考虑钻井液浸泡对岩石力学性质的影响。作为裂缝宽度变化有限元模拟的基础参数，浸泡前后岩石力学参数的变化必将导致裂缝宽度变化行为的不同。因此，为了研究钻井液浸泡对裂缝宽度变化行为的影响，更为准确地预测不同正压差条件下连通井筒裂缝的缝宽变化规律，文中以渝东南龙马溪组露头页岩为实验对象，分析了钻井液浸泡对页岩岩石力学性质的影响，基于ANSYS有限元法模拟和对比了钻井液浸泡前后连通井筒单条垂直裂缝的缝宽变化规律，并讨论了裂缝宽度变化模拟在漏失性储层保护和井壁失稳控制方面的应用。

1 钻井液浸泡对页岩力学性质的影响

1.1 页岩矿物特征分析

实验以重庆彭水县长滩（CT）乡下志留统龙马溪组露头页岩为研究对象，选取3处不同位置的岩块（CT1、CT2、CT3）开展了全岩矿物和X线衍射分析实验，分析了全岩矿物组分和黏土矿物含量，实验结果如表1、表2所示。

表1 龙马溪组露头页岩岩样全岩矿物分析

表2 龙马溪组露头页岩岩样黏土矿物相对含量分析

分析实验结果可知，长滩区龙马溪组露头页岩脆性矿物含量丰富，水化膨胀性弱，具备古生界海相硬脆性页岩的特征。

图1为钻井液浸泡前长滩区龙马溪组露头页岩扫描电镜图像，分析可知，龙马溪组露头页岩微孔隙和微裂缝发育，石英、长石等构成岩石的骨架，黏土矿物呈片状充填于骨架颗粒之间和微裂缝中，起到胶结的作用。钻井过程中，钻井液的液相会沿微裂缝、微节理渗入地层内部，与黏土矿物发生物理、化学的反应，破坏岩石原始环境状态的平衡，导致页岩岩石力学性质发生变化。

1.2 力学测试岩样制备及实验方案

图1 钻井液浸泡前长滩区龙马溪组露头页岩SEM图像

考虑到各向异性对岩石强度和变形特征的影响，加工时需沿同一方向进行取样。根据国际岩石力学实验标准，把所取岩心制备成 25 mm×50 mm的标准岩样，并在相同条件下测量其孔隙度、渗透率等参数，从中选取2块物性接近的岩心（CT1-16和CT1-37），采用RTR-1000静（动）态三轴岩石力学伺服测试系统开展页岩力学实验研究。经测定某区块所用油基钻井液pH=11.59，故选用pH=12的NaOH+3%KCl溶液模拟该油基钻井液滤液。把岩样CT1-16放置于该钻井液滤液中，70 ℃条件下浸泡168 h，CT1-37不做任何处理。168 h后对浸泡岩样和干岩样进行三轴岩石力学测试，实验围压30 MPa，测试温度70 ℃。

1.3 实验结果分析

图2所示为页岩干岩样和受钻井液浸泡岩样的应力—应变曲线，从图中可以看出，受钻井液浸泡后页岩岩石强度明显降低，从钻井液浸泡前的221.2 MPa降低到浸泡后的167.7 MPa。由表3可知，钻井液浸泡作用使页岩岩石力学参数发生了明显变化，表现为弹性模量减小，泊松比增加，该实验现象也在诸多文献中被证实［13-15］。

图2 钻井液浸泡对页岩变形和破坏规律的影响

表3 钻井液浸泡前后页岩三轴压缩实验结果

2 钻井液浸泡前后页岩裂缝宽度动态变化模拟

2.1 有限元力学模型

（1）基本假设。①地层岩石为各向同性；②地层岩体为弹性变形体；③裂缝面为平面；④裂缝面渗透率为零。

（2）力学模型的建立。由岩心和测井资料分析可知，威远气田志留系龙马溪组页岩层段裂缝发育，以垂直缝、高角度缝为主，呈多组系交错切割分布［2］。根据该储层段裂缝发育特征，选择连通井筒的单条垂直裂缝情形进行模拟研究，实体模型如图3所示。根据弹塑性力学有限元法的理论，本研究属于平面应变问题，由于模型具有对称性，取其四分之一进行研究，建立了有限元力学模型，如图4所示。

图3 与井筒连通单条垂直裂缝实体模型

图4 与井筒连通单条垂直裂缝有限元力学模型

（3）边界条件。FA圆弧为井筒，AB为裂缝段，假设裂缝内压力与井筒内压力相等，即分析过程中，FAB施加井筒有效压力Δp，BC和EF段为对称段，施加对称位移。CD段施加最大有效水平地应力P1，DE段施加最小有效水平地应力P2，即裂缝AB是沿最大有效地应力P1方向。

（4）基本参数。钻井液浸泡前后的弹性模量和泊松比参考表3数据。由威201-H1井龙马溪组页岩地层的地应力［16］测试结果（见表4）可知，孔隙压力P0为28.55 MPa，最大水平主应力72.23 MPa，最小水平主应力49.11 MPa。

表4 威201-H1井龙马溪组地应力

选取比奥特系数α=0.5，根据孔隙弹性效应，有限元有效载荷如下：最大有效水平主应力P1=57.96 MPa，最小有效水平主应力P2=34.84 MPa，井筒正压差ΔP可以通过井筒压力P井筒调节大小，分析和预测裂缝动态宽度变化情况。

2.2 计算机模拟结果

设定井筒正压差为3 MPa、5 MPa、7 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa，裂缝长度为1 000 mm、5 000 mm、10 000 mm，分别模拟钻井液浸泡前后的裂缝宽度变化，预测结果如图5和图6所示。

图5 未考虑钻井液浸泡的半缝宽增量预测结果

图6 钻井液浸泡条件下半缝宽增量预测结果

2.3 模拟结果对比分析

堵漏材料能否在井壁裂缝较浅深度范围内稳定架桥（封喉）是漏失控制的关键［17-18］，故模拟研究注重于靠近井壁附近的裂缝宽度变化。表5给出了钻井液浸泡前后井壁处裂缝半缝宽增量的模拟结果。由表5可知，钻井液浸泡后，在各给定裂缝长度及井筒正压差条件下半缝宽增量均比浸泡前有所增加，增加幅度约8%，且半缝宽增量随井筒正压差的增加而大幅度增加，动态缝宽可达数毫米量级。

表5 钻井液浸泡前后井壁处半缝宽增量对比 mm

由于地层的岩石力学参数会随着钻井工程等作业发生变化，因此在实际应用中，如地层坍塌压力、破裂压力计算、连通井筒裂缝的缝宽变化预测等，应当考虑当时状态下的岩石力学参数值。以往有限元法预测裂缝宽度时采用的均是干岩样岩石力学参数，忽略了实际钻井过程中钻井液浸泡对岩石力学性质的影响，其模拟结果无法反映真实状态下裂缝宽度的变化情况。今后在储层保护钻井液设计前应首先开展钻井液浸泡对储层岩石力学性质的影响研究，然后基于浸泡后的岩石力学参数进行裂缝宽度变化的计算机模拟，只有这样才能更为准确地预测井壁附近裂缝的真实缝宽变化，提高裂缝宽度预测的精度，增强模拟结果的实用性。

3 工程应用

3.1 漏失性储层保护方面的应用

屏蔽暂堵技术是解决裂缝性漏失的主要手段，它主要是通过固相颗粒对孔喉或裂缝的架桥封堵作用，在井壁附近形成渗透率近于零的屏蔽暂堵带，从而有效地封堵漏失通道，其技术关键是需要准确预测井壁附近裂缝宽度的动态变化。而针对井筒压力高于地层破裂压力时产生的诱导裂缝性漏失，主要的预防和控制措施是采用井壁强化技术，它包括强化井周应力和提高裂缝延伸压力2种方法。

（1）强化井周应力。Aston等［19］引入了“应力笼”的概念，通过把固相颗粒像“楔子”一样楔进裂缝（即架桥和封堵），压缩井周地层，在近井眼地带产生一个附加周向应力（如图7），从而提高地层破裂压力或裂缝闭合应力，并在井壁附近形成致密封堵带，阻止流体向裂缝内的进一步漏失。该方法的技术关键是需要知道裂缝的缝宽，并在此基础上优选架桥封堵材料及其粒径级配［20］。

图7 “应力笼”形成基本原理

（2）提高裂缝延伸压力。通过固相材料在裂缝内部的架桥封堵，对裂缝形成末端隔离，阻断压力向裂缝尖端的传递，从而有效提高裂缝延伸的阻力，如图8所示。该方法的技术关键也是需要知道应力扰动下裂缝的动态宽度变化。

3.2 井壁失稳控制方面的应用

图8 提高裂缝延伸压力原理

统计表明，90%以上的井壁失稳发生在泥页岩地层［21］。页岩层段井壁失稳除了由水化膨胀和地应力不平衡造成的外，钻井液与页岩的物理化学作用导致的裂缝扩展、层理滑移也是井壁失稳的主要机理之一。当页岩浸泡于钻井液中，钻井液滤液沿层理面或微裂缝进入岩石，导致裂缝缝尖应力强度因子增加、临界断裂韧性降低、裂缝扩展，同时钻井液滤液改变层理面充填物的矿物成分，降低层理面的摩擦因数，导致层理滑移，从而诱发井壁失稳［14］。

使用油基钻井液、调整钻井液密度能有效减小页岩水化膨胀和地应力不平衡造成的井壁失稳，而针对裂缝扩展、层理滑移造成的井壁失稳，一般通过控制钻井液滤液渗入裂缝和阻止井筒压力向裂缝内部传递来解决，采用的主要方法是封堵漏失通道、强化井周应力和提高裂缝延伸压力，而这3种方法均需知道应力扰动下裂缝宽度的动态变化情况。

3.3 工程实例及分析

威201-H1井是中国第1口页岩气水平井，目的层段为龙马溪组，设计井深3 032 m，水平段长1 200 m，最终该井因水平段井壁坍塌而提前完钻，实钻井深2 823.48 m，水平段长991.48 m，处理复杂工况时间37.66 d，占总钻井时间的52.26%。

威201-H1井钻至井深1 865 m龙马溪组上部地层时，采用密度为1.20~1.22 g/cm3的油基钻井液发生井壁坍塌，并伴随井漏，随后把钻井液密度提至1.62 g/cm3，井壁坍塌依然存在，而且随着钻井液密度的提高，井漏现象也变得更加突出，最后把钻井液密度迅速提至2.21~2.30 g/cm3，并在钻井液中加入一些暂堵材料后，井下复杂状况才明显减少。

经分析钻井液封堵性能失效是诱发威201-H1井龙马溪组水平段复杂工况的主要原因。威远构造志留系龙马溪组页岩微孔隙、微裂缝发育，微孔隙直径主要在0.1~1 μm，微裂缝宽度主要在10~23 μm［2］。对该区块所用油基钻井液进行抽样，应用Mastersizer2000激光粒度仪测得其粒度分布为：D10=1.593 μm、D50=12.573 μm、D90=33.760 μm。室内实验表明该钻井液体系能够对基块孔喉和裂缝形成有效封堵，但由数值模拟结果可知，应力扰动下裂缝的动态宽度在几兆帕下就可达到数毫米量级，远远超过了钻井液的封堵能力。油基钻井液水平井钻井过程中井壁失稳主要是应力失稳和层理、裂缝失稳共同作用的结果。虽然增加钻井液密度能够有效解决应力失稳，但连通井筒裂缝的缝宽会随钻井液密度的增加而增加，当裂缝宽度超过钻井液的封堵能力时，钻井液就会沿层理和裂缝大量漏失，诱发层理、裂缝失稳。同时钻井液密度过大也会压破地层，进一步加剧井壁失稳。

胜利油田T2Y、T3W和T3L井钻井过程中井壁失稳现象频发，经分析钻井液封堵性能失效和钻井液的高pH值是诱发井壁失稳的主要原因，之后通过加入LF-2（一种暂堵材料）和降低pH值对该区所用钻井液进行改进，并把该改性钻井液体系应用于邻井T3ZV和T3ZS的钻进过程中，测井解释发现井径曲线规则，且取心、测井、完井等作业均顺利完成，取得了较好地稳定井壁的效果。

因此，钻井液密度—裂缝宽度—架桥封堵颗粒粒径三者紧密相关。为综合解决页岩地层水平井钻井过程中井壁失稳、井漏等问题，须在调整油基钻井液密度的同时，对架桥封堵材料及其粒径级配也进行相应调整，以保证钻井液封堵性能的有效性。

4 结论

（1）页岩储层钻井过程中，受钻井液长时间浸泡的影响，其岩石力学性质将发生明显变化，表现为弹性模量减小，泊松比增加，岩石强度降低。

（2）钻井液浸泡后，页岩裂缝动态宽度对井筒压力变化更加敏感，各裂缝长度和井筒正压差条件下的半缝宽增量均比浸泡前增加了约8%，且半缝宽增量随井筒正压差的增加而大幅度增加，动态缝宽可达数毫米量级。

（3）钻井液密度—裂缝宽度—架桥封堵颗粒粒径三者紧密相关，钻井液优化设计时，须在保证钻井液封堵性能的前提下，调整钻井液的密度，从而协同作用来稳定井壁和控制井漏。

（4）准确预测井筒附近裂缝宽度，明确其对井筒压力的动态响应规律，对优选钻井堵漏材料和粒径级配、控制合理的钻井液密度，从而更加有效地保护储层、控制井漏和井壁稳定具有重要的意义。

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（修改稿收到日期 2014-06-21）

〔编辑 薛改珍〕

Simulation and application of shale fracture width immersed in drilling fluid

KANG Yili,HUANG Fansheng,YOU Lijun,YU Yangfeng,LIAN Zhanghua
（State Key Laboratory of Oil &Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu610500,China）

In consideration of the fact that,during drilling of horizontal wells with oil-base mud in the pilot area for development of shale gas in our country,down-hole troubles like severe wellbore instability and lost circulation frequently occur,the outcrops of Longmaxi shale in the southeast of Chongqing were taken as experimental objects in order to carry out the tests of shale rock mechanical properties before and after immersion in drilling fluid;based on finite element numerical model,a model was built for predicting the dynamic fracture under the condition of single vertical fracture connecting the wellbore,the behaviour of shale fracture width variation after immersion was studied,the method for prediction of dynamic fracture width based on finite element was corrected and improved,and the application of fracture width variation simulation was discussed to the protection of leaking reservoirs and control of wellbore instability.The results show that,after immersion in drilling fluid,the elasticity modulus of shale decreased,the Poisson’s ratio increased and the rock strength reduced significantly;after immersion,the dynamic shale fracture width was more sensite to changes in wellbore pressures;the half-fracture width increment under posite pressure differential of each fracture length and wellbore all increased by about 8% compared with pre-immersion;and the increment of half width increased greatly with the increase of posite pressure differential in the wellbore,and the dynamic fracture width could be up to several millimeter order;the three factors:drilling density,fracture width and bridging grain sizes were closely related.The parameters of dynamic fracture width obtained by the research work are very significant for selecting the LCM materials and grain size grading,controlling proper drilling fluid density and hence more effectely protecting the reservoir,controlling lost circulation and wellbore instability.

rock mechanics;shale gas;drilling fluid;lost circulation;fracture width;numerical simulation;W201-H1 well

康毅力，皇凡生，游利军，等.钻井液浸泡页岩裂缝宽度的模拟及应用［J］.石油钻采工艺，2014，36（4）：41-46.

TE21

：A

1000–7393（2014） 04–0041–06

10.13639/j.odpt.2014.04.011

973计划课题“深井复杂地层漏失与井壁失稳机理及预测”（编号：2010CB226705）资助。

康毅力，1964年生。现主要从事储层保护理论及技术、非常规天然气开发、油气田开发地质研究与教学工作，教授，博士生导师。电话：028-83032872，83032118。E-mail：cwctkyl@vip.sina.com。