深部裂缝性碳酸盐岩储层井壁稳定技术研究现状及展望

金军斌， 欧彪，张杜杰，王希勇，李大奇，王逸

1.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101 2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101 3.中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川 德阳 618000 4.中国石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011

随着全球能源消耗的不断增大，目前深层、超深层油气资源日益成为国内外油气增储上产的主战场[1,2]。据统计，深层石油天然气探明可采储量高达729×108t油当量，占全球总可采储量49.07%[3,4]，而我国70%的剩余石油天然气资源位于深部地层。随着国内勘探开发技术的不断进步，目前我国已形成塔里木盆地和四川盆地等深层油气资源重要区域[5-7]。作为深部油气资源的重要组成部分，我国深层裂缝性碳酸盐岩油气藏分布广泛、资源量大，具有良好的勘探开发潜力。其中，顺北油气田奥陶系碳酸盐岩油气藏储层段埋深介于7500～8800m，初步估算油气资源量为17×108t，有望建成百万吨级的原油产能，顺北油气田已经成为中石化增储上产的重点区块[8]。

然而，由于构造历史时间长，埋深大，地应力条件复杂，地层孔、缝、洞发育等特点，深部裂缝性碳酸盐岩油气层钻井过程中井壁失稳情况十分突出，已经成为制约该类油气藏高效建井的突出问题[9,10]。基于此，笔者以塔里木盆地深部碳酸盐岩油气藏为背景，系统介绍了其工程地质特征及井壁失稳情况。从井壁失稳机理和井壁稳定控制方法2个方面对国内外深部裂缝性碳酸盐岩地层井壁稳定技术现状进行总结，并对深部碳酸盐岩地层井壁稳定技术发展趋势进行展望，以期为国内外相关研究提供借鉴。

1 典型深部碳酸盐岩井壁失稳现状分析

顺北油气田主体位于塔里木盆地顺托-果勒低隆起，其东南延伸至古城墟隆起的顺南斜坡，其储层主要发育段为一间房组～鹰山组上段，为断缝体碳酸盐岩油气藏。储层岩性为碳酸盐岩，具有良好的洞穴、裂缝及沿缝溶蚀孔洞型储集体，平均埋深超过7000m[11]。受强构造运动影响，该区碳酸盐岩油气层发育有大量网状天然微裂缝，裂缝线密度介于1.47～4.25条/m，部分层段由于受多期次复杂构造运动影响，甚至出现明显的破碎带(见图1)[12]。

注：σH为最大水平地应力；σv为垂向地应力；σh为最小水平地应力。图1 顺北工区地质构造及天然裂缝发育示意图Fig.1 Schematic diagram of geological structure and natural fracture development in Shunbei block

顺北油气田施工过程中在钻进奥陶系碳酸盐岩裂缝性地层时，掉块严重，影响钻井时效。据不完全统计，工区完钻的5口勘探评价井因井壁坍塌、掉块严重共侧钻了10余次，单井损失时间最长可达242d，累计损失时间超过669d，处理井筒周期占钻井总周期最高可达48.2%(见表1)。不难发现，深部裂缝性碳酸盐岩油气层井壁失稳问题已经成为制约该类油气藏高效建井的突出问题，深化深部碳酸盐岩地层井壁稳定技术研究意义重大。

表1 顺北区块钻井复杂及处置时间

2 深部碳酸盐岩地层井壁失稳机理

从力学角度分析，深部裂缝性碳酸盐岩地层井壁失稳的主要形式包括完整岩块的剪切破坏，破碎岩体的结构调整型破坏以及含弱面碳酸盐岩地层沿弱面切向的剪切滑移破坏等3种破坏形式(见图2)。影响井壁失稳破坏的因素是多方面的，但从失稳机理上主要可划分为力学以及力学-化学耦合2种失稳机理。

图2 深部地层井壁典型失稳力学破坏形式Fig.2 Typical mechanical failure modes of borehole instability in deep formations

2.1 力学失稳机理

2.1.1 静力学失稳机理

静力学理论是开展地层井壁失稳最常用的分析理论。未揭开地层时，受上覆地层压力、原地水平应力以及流体孔隙压力的综合作用，地层处于力学平衡状态。在钻揭地层过程中，由于失去井筒内岩石的支撑，井壁岩石只受到原地应力及钻井液液柱压力的作用，井筒周围应力状态发生重新分布。如果重新分布应力场的局部应力值超过岩石的抗压或者抗拉强度，就将导致井壁失稳。其中，岩石力学性质和裂缝发育程度是影响静力学失稳的关键因素。顺北W-1X井、顺北W-3井等在钻揭鹰山组碳酸盐岩地层过程中，钻开碳酸盐岩地层即发生失稳。综合分析认为，静力学失稳是该类井壁失稳的主要机理。

1)岩石力学性质 地层岩石力学性质是静力学分析井壁失稳的关键参数。根据不同的岩石破裂准则，岩石的抗压强度、抗拉强度、弹性模量、泊松比、内聚力和内摩擦角都对井壁稳定性有重要影响。研究发现，岩石强度越低，发生井壁失稳的风险越大。此外，地层岩石力学参数的各向异性对井壁失稳程度具有显著影响。弹性模量各向异性比值的变化会对井周应力产生较大影响，对井壁坍塌压力的影响程度较大，可能加剧井壁失稳风险。针对裂缝性地层，由于岩石胶结程度差，导致的岩石整体等效强度低，造成裂缝性地层更易发生井眼失稳[13]。

2)裂缝发育程度 地层裂缝发育程度不仅降低地层的等效岩体力学强度，同时可能导致高压钻井液流体侵入地层，改变地层流体孔隙压力，加剧井壁失稳。张广垠等[14]研究指出，钻揭加蓬G区块破碎性地层时，钻井液滤液沿裂隙和微裂隙进入地层深部，使井筒附近孔隙压力增大，造成井壁处力学平衡被打破，导致井壁坍塌掉块。LABENSKI等[15]研究发现，当钻井液液柱压力高于地层孔隙压力，且钻井液封堵性能不足时，钻井液极易侵入地层导致裂缝内压力与钻井液柱压力相等，弱化钻井液的井壁稳定效应，同时高角度裂缝将开启，降低裂缝界面的粘合力，加剧井壁失稳。此外，含弱面地层中，沿裂缝弱面滑移的破坏形式相比完整岩石破坏更易发生，是裂缝发育地层井壁失稳的最主要破坏形式。裂缝表面形态及岩石力学特征，主要包括摩擦系数及黏聚力是影响弱面滑移破坏的关键参数[16,17]。ZHANG等[18]基于极限块体平衡理论分析指出，裂缝面摩擦角和黏聚力越大井壁越稳定。此外，裂缝走向同样对井壁稳定性有很大影响。LIU等[19]研究发现当裂缝走向与最大水平主应力夹角为40°～60°时井壁更易失稳。KARATELA等[20]通过离散元方法分析了裂缝倾角对井壁稳定的影响，分析显示裂缝倾角从15°增加至60°过程中，井壁失稳有加剧的趋势；而从60°增加至90°过程中，井壁失稳风险有所降低。

2.1.2 动力学失稳机理

动力学失稳在以往的井壁失稳研究中较少提到，但是在矿场实际生产过程中却越来越突出。在钻揭裂缝性地层过程中，井壁掉块坍塌较为普遍，而当改变钻具组合后再上提下放过程中，井壁掉块的现象更加突出，这就是地层动力学失稳的主要表现。动力学失稳主要是针对裂缝性，尤其是破碎性地层，在起下钻过程中钻具组合将无可避免地与井壁发生机械碰击，而地层块体在外力动载荷作用下块体动量增加。为了平衡岩石块体的动量增量，地层块体与块体间将发生错动，使地层产生结构调整型破坏，从而诱发井壁失稳掉块(见图2(c))。当改变钻具组合进行起下钻划眼作业时，由于钻具刚性发生显著变化，钻具与井壁掉块接触时间和接触程度更大，造成地层块体动量增加更大，从而造成地层块体与块体间错动幅度及范围更大，井壁失稳的风险更大。此外，上提下放钻具过程中若速度越大，在相同接触程度下，钻具施加给井壁岩石块体的动能也就越大，同样将增加井壁失稳风险。钻井液上返过程中，钻井液流体将对井壁表面岩石块体产生冲刷作用，在液体拖曳力的作用下岩石块体动量同样将会发生变化。环空返速越大，那么钻井液流体对井壁岩石块体的拖曳力作用就越明显，同样将加剧井壁失稳风险[21]。

SHBe-1井在钻揭一间房组碳酸盐岩地层过程中发生了严重井壁失稳，持续钻揭过程中上部井壁基本稳定。考虑定向及提高钻速，起钻下螺杆，下钻划眼过程中上部层段遇阻明显，划眼过程中阻卡显著。分析认为，动力学失稳机理是碳酸盐岩地层该类井壁失稳的主控因素。

2.2 力学-化学耦合失稳机理

力学-化学耦合失稳是泥页岩等黏土矿物丰富地层的常见失稳机理[22,23]。通常认为，泥页岩地层膨胀性黏土矿物含量高，在表面水化和渗透水化的综合作用下，泥页岩吸水后大量的黏土矿物将发生水化膨胀、分散，产生水化应力、应变。泥页岩吸水后进行井壁受力状态分析时，井壁处应力-应变公式可转化为[24]：

(1)

式中：E为岩石弹性模量，Pa；μ为泊松比，1；εh、εv分别为水平、垂直方向上产生的膨胀应变，1；εr、εθ、εz分别为井壁径向、切向、垂向的应变分量，1；σr、σθ、σz分别为井壁径向、切向、垂向的应力分量，Pa。

黏土矿物水化应力加剧了井壁失稳风险。此外，由于泥页岩层理发育，是水基工作液侵入泥页岩的主要通道。黄荣樽等[25]研究明确随着含水量增加，泥页岩层理面内聚力和内摩擦角将发生显著降低，因此考虑水化作用时含弱面泥页岩更易失稳。

通过全岩及黏土矿物分析可知，碳酸盐岩地层主要由石灰石和白云石组成，黏土矿物含量低，水敏性黏土矿物含量低。因此大部分学者认为，碳酸盐岩地层由力学-化学耦合诱发的井壁失稳情况非常少，因此并没有进行深入研究。然而，通过调研发现，碳酸盐岩地层中普遍存在的大量的白云石可与NaOH发生反应。如化学式(2)～化学式(4)所示，ISLAM[26]通过实验及理论研究发现，当碱性溶液与白云石发生反应后将生成碳酸钙和氢氧化镁等产物，部分产物溶解后再沉淀将在裂缝面微凸体顶部等表面能大的部位发生结核沉淀，造成裂缝面形态及力学性质发生变化:

(2)

(3)

(4)

邵园芳等[27]通过实验研究发现，在常压条件下NaOH便可与钾长石发生水热反应，使钾长石发生溶解。目前，深部碳酸盐岩油气藏常用的水基钻井液均通过补充NaOH维持钻井液为强碱性状态。钻揭天然裂缝发育层段时，若钻井液封堵能力不足，钻井液滤液大量侵入地层，则侵入滤液中的OH-将与裸露在裂缝面上的钾长石发生反应，降低裂缝面摩擦系数，从而诱发碳酸盐岩地层井壁失稳。

顺北区块SHB-Y1井及SHB-P1井的碳酸盐岩地层在揭开3～10d后失稳，具有滞后失稳特征。分析认为，力学-化学耦合作用是导致滞后失稳的主控因素。

3 深部碳酸盐岩地层井壁稳定技术

3.1 钻井液封堵能力提高

对于碳酸盐岩裂缝性地层，提高钻井液封堵能力将有效控制钻井液滤液侵入地层的量，降低高压滤液对地层孔隙压力的扰动，减少滤液中OH-诱发的地层裂缝面摩擦系数的降低风险。邱正松等[28]提出“多元协同”稳定井壁理论，其中“物化封固井壁阻缓压力传递”是井壁稳定的第一步。胡成军等[29]基于“物化封堵+加强抑制+活度平衡+合理密度支撑”提出的“多元协同”钻井液稳定井壁防塌技术，保证了渤海油田深部地层井壁稳定得到有效控制。乌效鸣等[30]验证了细粒高强度骨架与耐高温软质悬浮体作为随钻泥浆封堵剂的封堵效果，建立了三颗粒桥组骨架自锁理论，取得了良好的现场应用效果。

陈修平等[31]针对顺北区块地质特征，根据水基钻井液中黏土粒径1～3μm、加重材料粒径30～100μm的实际情况，考虑全面封堵碳酸盐岩地层裂缝需要在钻井液中补充粒径3～30μm的固相颗粒。为此设计了2种刚性颗粒、2种塑性可变形颗粒和1种微纳米乳液，有效提高了钻井液封堵性。李成等[32]针对顺北工区，提出在裂缝性地层使用亚微米-微米(0.1～100μm)全面有效封堵的钻井液体系，从而遏制钻井液或滤液侵入井壁地层孔缝，达到稳定井壁的效果。

3.2 优化钻井液密度

在钻揭地层岩石强度低的地层时，通过提高钻井液密度从而加强对井壁的力学支撑有助于维持井壁稳定性，因此合理优化钻井液密度一直是学者关注的重点。地层坍塌压力、破裂压力和地层孔隙压力组成的三压力剖面是优化井壁稳定钻井液密度的基础，在保证地层不漏不溢的情况下维持井壁稳定是井壁稳定钻井液密度优化的重要目标。林永学等[13]通过研究发现，当钻井液密度由1.35g/cm3增加至1.55g/cm3后，顺北Y1井奥陶系破碎带地层起下钻遇阻及划眼困难情况有所好转，井壁失稳现象明显缓解，用矿场实践证明了在裂缝性地层通过优化钻井液密度仍然可以起到缓解井壁失稳的作用。

3.3 提高井壁强度

裂缝性地层失稳破坏的主要原因是地层破碎、岩石之间缺少胶结、岩石强度较低，如何提高裂缝性地层的井壁岩石强度是非常关键的问题[33,34]。宣扬等[35]模仿海洋生物贻贝分泌的贻贝蛋白具有超强黏附性能的特点，合成了仿生固壁剂GBFS-1和仿生页岩抑制剂YZFS-1，并基于此研制了可有效加固井壁并维持井壁稳定的仿生钻井液体系。LU等[36]研究了通过固壁浆液随钻注浆护壁的方式解决井下煤层气抽采钻井钻遇松散段遇到的井壁失稳问题的可行性，形成了2种随钻注浆钻井固壁浆液配方：①三醋酸甘油酯4%+20%～40%水玻璃；②1,4丁内酯+20%～40%水玻璃。通过煤粉对配方进行实验评价，结果显示煤粉固结45min后固结强度仍然不高，抗张强度仅为0.3MPa；固结72h后，煤粉颗粒间的固结材料形成了裂缝。实验说明钻井固壁浆液注入地层后在后续能够起到连通裂缝的作用，有助于降低储层损害。该研究思路对解决裂缝性碳酸盐岩储层井壁失稳问题具有一定借鉴意义。目前顺北工区正探索采用聚氨酯类、壳聚糖-邻苯二酚化学固壁剂化学固结类材料强化井壁强度，现场效果有待进一步研究。

3.4 优化工程参数

由于深部碳酸盐岩地层埋藏深、层厚大、岩石致密，钻井施工工艺复杂，通常需要多趟钻才能钻穿整套碳酸盐岩地层。起下钻过程中，动力学失稳是井壁失稳掉块的主要机理。因此，在钻揭深部厚层碳酸盐岩地层时，保持钻具组合不发生较大幅度的变化将有助于保持地层井壁稳定；控制上提下放钻具速度，防止急提快放，避免井壁与钻具的高速接触加剧井壁掉块；合理控制钻井液上返速度，在保证能及时将岩屑掉块带离井底的情况下适当降低钻井液环空返速，减少由于钻井液流体对岩石块体拖曳力增大造成的破碎井壁失稳掉块。

4 深部碳酸盐岩地层井壁稳定技术展望

随着近些年钻井技术的不断进步和井壁稳定技术研究的不断深入，浅层-中深层碳酸盐岩地层的井壁稳定技术已经取得了长足进步。然而，由于地质历史时间长、地应力条件复杂，深部碳酸盐岩地层出现了大量的裂缝性碳酸盐岩地层，目前针对该类地层的井壁稳定技术研究还相对滞后，井壁稳定成为高效开发该类地层的主要难题之一。为了进一步攻克这个难题，深部裂缝性碳酸盐岩地层尤其是破碎性地层的井壁稳定技术还需要从以下几个方面进行重点研究：

1)深部碳酸盐岩地层井壁失稳机理需要进一步明确。深部地层由于埋深大、构造历史时间长，地质历史时期可能经历多期次大型的地质构造运动。由于处于不同的构造部位，可能造成局部裂缝性地层存在能量没有及时释放、局部岩石储存能量较高的情况。目前的井壁失稳机理分析主要是从力学、力学-化学耦合以及热流固化等角度分析，不能充分反映局部岩石弹性储能的初始状态。因此，可以尝试从能量的角度对井壁失稳过程及机理进行分析。

2)深部裂缝性碳酸盐岩地层井壁稳定性模型需要深化研究。深部裂缝性地层，尤其是破碎性地层难以获得较为完整的岩心，且表征单元体积大，获得有代表性的等效岩体力学参数非常困难，如何通过地层掉块力学参数，基于一定的数学方法获得裂缝性岩体的岩体力学参数至关重要。此外，裂缝性地层局部地应力条件复杂，探究基于地层裂缝发育特征的局部地应力快速计算方法同样非常重要。

3)耐高温高强度井筒固壁核心处理剂及施工工艺需要尽快建立。基于裂缝性地层井壁稳定模型，可以通过敏感性分析获得地层井壁失稳的主控因素。根据目前研究基础可以推测，提高井壁岩石力学强度是较为成熟的井壁稳定技术思路。然而，目前的井筒固壁剂存在耐温性差、固结强度低、与钻井液不配伍等诸多问题。研发耐高温高强度井筒固壁核心处理剂，并形成可以矿场使用的配套工艺，诸如超前注入等，可能是突破深部裂缝性碳酸盐岩地层的关键。

5 结语

深层碳酸盐岩油气藏分布广泛、资源量大，具有良好的勘探开发潜力。然而，由于埋深大、地质条件复杂，井壁失稳成为阻碍深部裂缝性碳酸盐岩油气藏安全高效开发的突出问题，尤其是破碎带地层，井壁失稳问题更为突出。目前，针对深部碳酸盐岩地层井壁失稳的研究主要从失稳机理和井壁稳定技术2个方面进行:井壁失稳机理方面，力学失稳机理是目前分析深部碳酸盐岩地层井壁失稳的主要机理，而对钻井液中OH-溶蚀白云石及钾长石从而改变碳酸盐岩地层裂缝表面性质的力学-化学耦合失稳机理研究较少;井壁稳定技术方面，目前研究已经从提高钻井液封堵性、优化钻井液密度、提高井壁强度以及优化工程参数等4个方面进行，矿场应用效果得到了部分改善。通过分析目前技术的不足，认为深部碳酸盐岩地层井壁稳定技术需要从基于能量角度的井壁失稳机理、深部裂缝性碳酸盐岩地层井壁稳定性模型和耐高温高强度井筒固壁核心处理剂及施工工艺等3个方面进行突破。