钻井液处理剂对长宁地区页岩抗压强度的影响研究

晏 军，张 潇，梁 冲，郝安乐，吴 波，陈 庆，刘晓娟

(1中石油勘探开发研究院 2中国石油青海油田公司采油三厂 3西部钻探克拉玛依钻井公司 4玉门油田分公司 5西安石油大学石油工程学院)

当水基钻井液与地层页岩接触时，其中钻井液中的液相在压差的作用下通过页岩内大量发育的微裂缝和微节理渗入地层引起一系列的物理化学反应，从而降低页岩地层的坍塌应力[1]。影响页岩地层坍塌应力的因素当中，抗压强度是关键因素所在[2]。研究钻井液处理剂对页岩地层抗压强度的影响规律，利于钻井液性能的进一步改善，为降低页岩地层坍塌应力提供新的研究方向，同时为井下安全工作提供理论支撑。本文在不同钻井液处理剂及钻井液体系浸泡岩心后表现出不同强度的基础上，开展对钻井液处理剂及体系进一步优化。并将该研究引入钻井液体系中，解决了长久以来钻井液与页岩地层之间可能存在的化学-力学耦合作用带来的不确定影响，从而为钻井液处理剂及体系配方优选提供指导。

一、长宁地区页岩抗压强度实验

1.实验药品与仪器

本实验选用的是龙马溪组页岩岩心露头，无机盐KCl和NaCl，有机盐甲酸钾，封堵剂：纳米Fe3O4和聚合醇Ⅰ型，聚胺抑制剂HGI，三轴岩石强度测试仪RTR-1000。

2.实验样品的制备

选取长宁地区新鲜露头页岩，钻取Ø25 mm×50 mm的标准岩心。将页岩岩心露头与不同浓度和不同类型的钻井液处理剂溶液在专门设计的容器、设定好的地层温度下浸泡相应时间。将经过处理后的页岩岩心露头(为同层位露头、均质性好的页岩)放入三轴岩石强度测试仪RTR-1000中来测定其力学性质(如岩石抗压强度、弹性模量、泊松比、应力值)及应力-应变曲线。

3.实验相关条件的确定

根据长宁地区页岩岩心埋藏深度，计算出测量时所需要模拟的温度及围压。实验所用岩心所处井深为2 500 m，经计算得知所需模拟的地层温度为80℃，围压为25 MPa。

当钻井液与页岩接触时，钻井液中的水分会沿着页岩中微裂缝和微节理渗入，导致页岩的吸水量会随着时间的增加而增大，吸水量越多导致页岩的抗压强度下降得越快，并在一定时间内页岩吸入的水分趋于饱和[3]。通过测定页岩岩石饱和水需要多少时间即利用吸水率来确定浸泡时间。

由图1可以看出，将页岩放入钻井液中，随着时间的增加，页岩的吸水率呈上升的趋势，在前2 h内，吸水率急剧上升，在接下来的4 h内，吸水率的增加趋势放缓，在6 h左右基本上达到饱和状态，在24 h时吸水率基本上不再发生改变。考虑到长宁地区页岩岩心浸泡时间与吸水率的关系，同时又本着节省实验时间的目的，确定24 h为理想浸泡时间。

图1 泥页岩吸水率随时间变化图

二、钻井液处理剂对页岩强度的影响

近年来，国内外有不少研究学者围绕泥页岩地层与不同钻井液体系接触时所表现出的强度特性变化规律进行了理论和实验研究。Miller Jamas F[4]等人模拟井下条件下的页岩接触流体，在各种施加压力和压差下，通过流体处理剂之前和之后的渗透率的原位测量来评估效果。Prahlad Kumar Yadav[5]等人发现通过钻井液与储层岩石接触产生的化学-机械效应入手，来考察钻井液对常规和非常规岩石样品力学性能参数的影响。鄢捷年和罗健生[6]指出，在钻井液的性能评价中应加入岩石抗压强度。罗平亚和刘向君[7]提出在现有的钻井液体系评价的基础上，通过泥页岩在不同钻井液体系浸泡下所表现的强度变化来对钻井液体系做进一步优化。在前人研究的基础上，将页岩浸泡在不同关键钻井液处理剂浸泡下表现出的抗压强度变化规律应用于钻井液体系优化中，将前人的研究做进一步丰富与完善。

1.原始岩心的抗压强度

首先测定了长宁地区原始页岩岩心的抗压强度，结果如下：

图2为长宁地区原始岩心的应力-应变关系曲线，由图2可知长宁地区的原始岩心的强度较高，岩石抗压强度达到182.1 MPa,表明具有较强的稳定性和弹性变形特征。达到最大应力值后岩心随即内部发生破坏，产生裂缝。

图2 长宁地区原始岩心的变形和破坏规律

2.无机盐对页岩抗压强度的影响

由于K+相对于其他阳离子来说水化能低，因此能够优先被黏土吸附，使得晶层间脱水促使晶层空间受到压缩，同时K+粒径能够进入黏土氧六角环之间的间隙，形成氢键。在这两种作用下形成较致密的结构，从而起到抑制水化的作用[8]。表1为经无机盐浸泡后岩石三轴实验结果。

表1 无机盐浸泡后岩石三轴实验结果(长宁地区)

由表1可看出，在经不同浓度KCl溶液浸泡后，页岩抗压强度均有一定的减小，但减小程度较小，抗压强度整体保持在 150～170 MPa之间。经过7%浓度KCl溶液浸泡后的岩心应力值达171.0 MPa，与原始页岩岩心的应力值接近，故视7%浓度的KCl溶液为最佳浸泡浓度。经较低浓度NaCl浸泡后页岩岩心的应力值下降幅度较大，当7%浓度时页岩岩心的应力值得到提升，说明当溶液中Na+浓度越高时，抑制性就越强。从表1数据上可以看出相同浓度下NaCl的抑制性弱于KCl。

3.有机盐甲酸钾对页岩抗压强度的影响

甲酸钾溶液中高浓度的离子能够压缩黏土胶体颗粒双电层，从而减弱黏土所带负电性来达到降低页岩水化膨胀的目的[9]。表2为经不同浓度甲酸钾浸泡后页岩三轴实验结果。

表2 经甲酸钾溶液浸泡后岩石三轴实验结果

通过表2中实验数据可以看出，甲酸钾的抑制效果要优于无机盐KCl，在2%浓度下岩心的应力值达到了182.6 MPa，大大提高了页岩岩心的抗压强度，同时可以看出甲酸钾的浓度越高，页岩岩心应力值呈降低趋势，从经济性和效果来看，甲酸钾的最佳浓度在2%左右。

4.抑制剂对页岩抗压强度的影响

聚胺在钻井液中可解离成胺基阳离子，在静电作用下中和黏土表面负电荷，降低黏土水化斥力；同时聚胺与黏土晶层表面形成氢键，在静电引力和氢键共同作用下束缚黏土片层，排挤出层间吸附水，削弱黏土水化现象；通过增强黏土表面的疏水性来阻止水分子的侵入，从而抑制黏土水化分散[10]。故聚胺抑制剂可表现出良好抑制性能。表3为经聚胺抑制剂浸泡后岩石三轴实验结果。

表3 经抑制剂HGI溶液浸泡后岩石三轴实验结果

经过抑制剂HGI溶液浸泡后，岩心的应力值较原始岩心应力值减小幅度很小。随着抑制剂HGI溶液的增加，可以看出在1%浓度时，应力值最大(即抗压强度最大)，达到173.8 MPa,与原始岩心的应力值非常接近，故在配制钻井液体系时抑制剂HGI的最佳加量为1%。

5.封堵剂对页岩抗压强度的影响

大量实验表明，当液相侵入页岩内部时，仅提高体系抑制性能，并不能达到理想稳定井壁的目的。因此要达此目的还需提高体系封堵能力。

聚合醇在压差的作用下沿页岩微裂缝和微孔隙侵入地层，形成封堵，起到防止页岩的水化分散的作用，达到稳定井壁的目的[11]。

在做聚合醇浸泡实验时，需将配置好的聚合醇体系加热到80℃，将岩心露头放入浸泡16 h，使岩心完全被浸泡的时间和聚合醇达到浊点的时间一致，使聚合醇发挥最佳效果。随后将岩心取出在烘箱内高于浊点温度(120℃)烘1 h，取出进行三轴抗压实验。此实验方法为模拟聚合醇I型在地层下与地层接触并进入地层，当温度高于其浊点析出时的情况。

表 4 经聚合醇Ⅰ型溶液浸泡后岩石三轴实验结果

从表4可知，岩心的抗压强度与聚合醇I型浓度呈正相关，由153.1 MPa增加到 171.4 MPa，该数值接近原始岩心的抗压强度，说明聚合醇I型的加入可以封堵地层孔隙，提高抗压强度。

6.无机盐、有机盐、封堵剂与抑制剂复配对岩石抗压强度的影响

由上述实验可知，经无机盐、有机盐、封堵剂和抑制剂浸泡后，岩石的抗压强度均有一定幅度的降低。下面将无机盐、封堵剂以及抑制剂复配来浸泡岩心，来考察其对岩石抗压强度的影响。现取钻井液处理剂最佳加量进行配置，将岩心浸泡在7%KCl+2%甲酸钾+5%聚合醇I型+1%抑制剂HGI的溶液中24 h，然后进行三轴应力实验，其结果如表5。

表5 复配溶液浸泡后岩石三轴实验结果

由表5可以看出，其最大应力值为177.4 MPa，十分接近原始岩心的应力值，这依赖于良好封堵性与抑制性，一方面无机盐KCl通过晶格固定和离子交换作用，甲酸钾电荷中和和低活度形成渗透压差阻止压力进一步向页岩岩石内部传递，来抑制页岩水化，抑制剂通过静电中和和表面吸附作用抑制黏土水化，聚合醇封堵剂通过其浊点效应来封堵裂缝，经过多元协同作用，达到稳定页岩井壁的目的。

三、现场应用效果

依据上述试验所得数据及关键处理剂配比在长宁地区威204H10-7井进行了现场试验，试验结果表明试验井的钻井液密度要显著低于邻井钻井液密度，且钻井液密度可维持在一个稳定的范围，如图3所示，低钻井液密度可使钻速得到提高从而使钻井周期大幅度缩减。故将页岩在钻井液处理剂浸泡后所得抗压强度变化规律应用于钻井液体系研究中后，可达到改进和提高钻速及提高钻井液体系稳定井壁稳定性的目的。

图3 试验井与邻井使用的钻井液密度对比

四、结论

(1)通过对无机盐浸泡岩心的结果分析，无机盐KCl的加入会大幅度提高岩心的抗压强度。其中无机盐KCl通过晶格固定和离子交换作用来抑制页岩水化，其最佳加量为7%。NaCl则是通过阻止液相侵入来达到减弱页岩水化的目的，其抑制效果要弱于KCl。

(2)经聚胺抑制剂HGI浸泡后页岩岩心应力值为173.8 MPa，说明聚胺类抑制剂有助于提高页岩的抗压强度。聚胺抑制剂是通过静电中和以及表面吸附作用来阻止黏土的进一步水化，从而达到稳定井壁的目的。其中抑制剂HGI的最佳加量为1%。

(3)通过对聚合醇I型浸泡岩心后的结果分析，发现封堵剂的加入会大幅度提高岩心的抗压强度，并且产生残余强度。其中聚合醇封堵剂通过其浊点效应来进行有效封堵，从而抑制黏土水化。

(4)长宁地区原始岩心的应力值(即抗压强度)很高，应力值最大可达178.1 MPa，经过无机盐、封堵剂和抑制剂浸泡后的岩心的抗压强度都有下降的趋势，但是都没有将三者按照最佳比例复配浸泡后岩心抗压强度下降的幅度小。说明在无机盐KCl和有机盐甲酸钾抑制页岩水化、封堵剂提供软化粒子、聚合醇浊点效应以及抑制剂静电中和和表面吸附，在多元协同作用下起到良好的井壁稳定效果。

(5)将页岩在钻井液处理剂浸泡后所表现出抗压强度变化规律应用于钻井液体系的研究中，对钻井液体系的优化和提高页岩地层井壁稳定性提供数据支撑。