Key Drilling Technologies for Horizontal Wells with Ultra-Long Horizontal Sections in Nanchuan Shale Gas Field
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摘要:
南川常压页岩气田采用超长水平段水平井开发可提高其开发效益，但存在水平段极限延伸能力预测难、井眼轨迹控制难、井眼清洁效果差、钻柱摩阻扭矩大、套管下入难和固井易漏易气窜等技术挑战。为此，进行了管柱力学和流体力学分析，明确了超长水平段钻进和下套管时钻柱的受力状态，分析了超长水平段的水力延伸能力及关键影响因素。基于分析结果和南川页岩气田钻井实践，形成了井眼轨道优化设计、低成本高效导向钻井、井眼高效清洁、套管安全下入、超长水平段泡沫水泥浆固井等关键技术。上述技术在2口水平段长度超3 500 m的水平井进行了现场应用，全部使用国产的钻头、螺杆钻具及常规LWD，2口井平均钻井完井周期较设计缩短25.4%，实钻整体靶框控制在5 m以内，优质页岩钻遇率平均在90%以上，水平段复合钻进比例平均达90.45%，最大狗腿度0.15°/30m，高效成井的同时，实现了提速降本。南川页岩气田超长水平段水平井钻井关键技术，可为国内水平段长超3 500 m水平井的钻井提速提供借鉴。
Abstract:The application of horizontal wells with ultra-long horizontal sections can improve the economic benefit of normal pressure shale gas in Nanchuan Shale Gas Field. However, there were many technical challenges with this technology, such as difficulties in predicting the ultimate extension capacity of horizontal sections and controlling wellbore trajectory, poor wellbore cleaning, large friction and torque, laborious casing running, frequent cementing leakage, and easy gas channeling, etc. Therefore, the pipe string mechanics and fluid mechanics were analyzed. Then, the force state of pipe strings during drilling and casing running in ultra-long horizontal sections was defined. Meanwhile, the hydraulic extension capacity of the ultra-long horizontal sections as well as the key influencing factors were analyzed. On the basis of the analysis results and drilling practices in Nanchuan Shale Gas Field, a group of key technologies were developed, such as wellbore trajectory optimization design, low-cost but efficient steering drilling, efficient wellbore cleaning, safe casing running, and foam cementing in ultra-long horizontal sections, etc. The above technologies were applied in two horizontal wells with horizontal section lengths exceeding 3 500 m. The whole drilling process was achieved by using drilling bits and positive displacement motors (PDMs) made in China as well as conventional logging while drilling (LWD). The average time for drilling and completion of the two wells was reduced by 25.4% compared with the design value, and the overall target frame of the actual drilling was controlled within 5 m. The encountering rate of high-quality shales and the compound drilling ratio in horizontal sections were above 90% and 90.45% on average, respectively. The maximum dogleg angle was 0.15°/30 m. It is not hard to see that the application of these technologies ensured efficient well construction while achieving increasing drilling speed and cost reduction. The key drilling technologies for horizontal wells with ultra-long horizontal sections in Nanchuan Shale Gas Field can provide a reference for speeding up the drilling of horizontal wells with a horizontal section length exceeding 3 500 m in China.
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松南气田位于松辽盆地长岭断陷，主要开发火石岭组中基性火山岩气藏[1]，井深一般在4 300～5 000 m。该气田为典型的低压力、低渗透、低产能油气藏，单井产量低，开发成本相对高[2]。由于青山口组、泉头组和登娄库组泥岩发育，钻井过程中易发生井壁失稳，制约着钻速的提高。
近年来，数字微观成像处理分析技术作为一种材料微观空间结构及几何形态的精确测量和数字表述手段，在很多行业和领域的微观结构定量分析中得到广泛应用[3]。该技术使以往的宏观间接定性测试转为微观直接量化测试，且测试结果被可视化、数字化，更便于观察、分析、研究和理解大量数据和各种复杂现象，可用于揭示相关的内在机理，指导技术研究。岩石的微观结构属性决定着其宏观物理属性，客观、准确、高效地分析岩石不同外界条件下的微观结构，是岩石力学重要的基础研究内容。
因此，为解决松南气田泥岩地层水敏性强及井壁极易吸水膨胀剥落、掉块甚至坍塌的问题，笔者从泥岩矿物组成、理化性能和泥岩经不同处理剂溶液及现场钻井液浸泡前后内部微观结构变化的角度，采用高精度工业CT扫描数字化成像技术[4-5]和岩石微观结构数字图像数值分析方法，揭示了井壁失稳形式及失稳机制，评价了现场所用处理剂、钻井液及其滤液对泥岩水化破坏作用的抑制效果，以期为优选钻井液处理剂、优化钻井液配方及解决地层垮塌掉块等复杂情况提供理论依据。
1. 泥岩组分及理化性能
1.1 X射线衍射矿物分析
分别选取井壁失稳较为严重青山口组、泉头组和登娄库组的泥岩岩样，按照石油天然气行业标准《沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法》（SY/T 5163—2010），利用D/max-IIIA X-射线衍射仪对全岩矿物及黏土矿物相对含量进行了分析，结果见表1和表2。
表 1 泥岩岩样全岩矿物分析结果Table 1. Whole-rock mineral analysis results of mudstone rock sample井深/m 地层 样品数量 全岩矿物含量，% 石英 钾长石 斜长石 方解石 白云石 赤铁矿 黏土矿物 2 100 青山口组 23 47.9 13.9 1.6 0.1 36.5 2 799 泉头组 43 38.8 2.6 7.3 10.4 4.0 36.9 3 288 登娄库组 50 51.6 6.8 10.6 0.7 30.3 表 2 泥岩岩样黏土矿物相对含量分析结果Table 2. Analysis result of relative content of clay mineral of mudstone rock sample井深/m 地层 黏土矿物相对含量，% 混层比，% 高岭石 绿泥石 伊利石 伊/蒙混层 2 100 青山口组 2.8 17.0 25.6 54.6 20.0 2 799 泉头组 2.0 15.7 33.0 49.3 25.0 3 288 登娄库组 0.5 9.1 44.0 46.4 26.5 由表1和表2可知：青山口组、泉头组、登娄库组岩样黏土矿物含量较高，最高可达36.9%，平均为34.6%，易产生水化作用；黏土矿物中伊/蒙混层相对含量较高，最高达54.6%，平均为50.1%，且混层比平均为23.83%；其次是伊利石，平均为34.23%。伊/蒙混层矿物颗粒同时具有2种晶层的膨胀特性，水化过程中会产生较大的膨胀应力，削弱岩石的内聚力，加剧颗粒间的应力不均；另外，伊利石颗粒表面具有极强的物理化学活性，与膨胀性较强的蒙脱石相比，虽然伊利石体积膨胀很小，但膨胀应力却与其接近[6]。钻井过程中泥岩水化产生膨胀应力的叠加导致岩石破碎，致使井壁坍塌掉块。
1.2 水化分散、膨胀性能分析
选取青山口组、泉头组、登娄库组泥岩岩样，进行线性膨胀率、滚动回收率等理化性能分析，结果见表3。
表 3 泥岩岩样的线性膨胀率及滚动回收率Table 3. Linear expansion rate and rolling recovery rate of mudstone rock sample井深/m 地层 线性膨胀率，% 滚动回收率，% 1 h 2 h 4 h 8 h 16 h 24 h 16 h 32 h 2 100 青山口组 0.98 1.53 3.50 7.65 9.20 9.26 89.6 86.4 2 799 泉头组 1.44 1.86 4.25 8.90 12.24 13.85 80.0 72.3 3 288 登娄库组 1.05 1.43 3.76 8.56 10.23 11.12 85.3 78.6 由表3可知：3组泥岩岩样的24 h线性膨胀率低于14.0%；16 h滚动回收率平均为85.0%，32 h滚动回收率平均为79.1%，两者相差不大；青山口组泥岩的滚动回收率达到86.0%以上，水化分散能力较弱。
2. 数字化测试分析方法
微观结构特征能很好地反映岩石的宏观特性[7]，深入研究微观结构特征对岩石宏观特性的把控、对钻井施工具有重要意义。以往的研究多集中于岩石水化破坏的宏观特性方面，且以间接定性评价为主，对岩石微观结构及其与宏观特性方面的关联性研究相对较少。无损CT数字成像识别技术为岩石微观损伤特性研究带来了可能。基于该技术构建数字化岩样，研究岩样浸泡在水、处理剂溶液和钻井液中时内部微观结构的变化和裂隙的演化过程及微观损伤特性，揭示传统试验无法展现的岩样内部物理化学现象，从微观到宏观研究揭示外来流体与泥岩相互作用的内部微观变化过程与机理、破坏方式和内在机制[8]，对于揭示井壁失稳的根本原因具有理论价值和实际意义，可为科学评价井壁稳定性、正确制定井壁稳定技术措施提供必要的依据，指导钻井液处理剂的优选和钻井液的研制。
2.1 测试仪器
采用高精度V|Tome| xs240工业CT机，其参数：电压240 kV，功率320 W，分辨率可达0.5 μm。
2.2 测试岩样
测试岩样为松南气田钻井过程中取得的青山口组、泉头组和登娄库组泥岩钻屑或掉块，其形貌如图1所示。
2.3 测试液体
采用现场钻井液处理剂，分别配制200 mL的6.0%KCl、0.5%KPAM和1.0%胺基聚醇溶液，并选用蒸馏水、现场用聚磺防塌钻井液及其滤液作为测试流体。
其中，聚磺防塌钻井液的基本配方为3.0%～5.0%NV-1+0.3%～0.6%KPAM+0.5%～1.0%NH4HPAN+0.3% ～0.5%LV-CMC+1.0%～2.0%KFT-II+1.0%～1.5%SMP-II+1.0%～1.5%SMC/SPNH+0.5%～1.0%FF-III+0.5%～1.0%SMSHIELD-2+0.3%～0.6%PAC-LV+1.0%～2.0%CaCO3+0.1%～0.3%SMGF-1+0.5%～1.5%SMLF-1+0.3%～0.6%SMLUB-E+BaSO4。
2.4 测试内容及步骤
将测试样品放置在CT机的载物台上，调试好其参数，将3组泥岩岩样分别浸泡在6种测试液体中，CT机在200 kV工作电压下扫描浸泡0，3，15，30，45，60，75和90 min时的岩样，扫描结束后，重建三维数字岩样前先降低伪影和射束硬化造成的影响，再利用专业数据处理软件对重建后的三维数字岩样进行分析处理，包括岩样数模可视化、岩样裂缝尺寸定位测量和孔隙提取分析、三维视图内部结构及连通性展示、断层切片立体动画等，得到相应的检测数据及二维、三维视图和立体动画，用于对比分析。
3. 泥岩井壁失稳形式及机制的微观揭示
3.1 泥岩岩样的微观结构特征
岩石本质上是一种非均质材料，其力学性质受微观孔隙结构的影响[9]。影响岩石微观结构的因素，就会影响岩石的力学性质，进而影响岩石结构的整体稳定性。根据CT成像的原理可知：介质密度越大，图像越亮；介质密度越小，图像越暗[10]。灰黑色的点线展示出岩样内部孔隙或裂隙分布，深暗线条即为微裂缝，白色的为高密度的赤铁矿等矿物（见图2）。从图2可以看出，青山口组、泉头组、登娄库组泥岩岩样基质结构致密，均不同程度地发育微裂缝，构成泥岩的薄弱面，在实际地层压力条件下，这些微裂缝通常处于闭合状态，胶结强度较低，往往先于泥岩基质本体被破坏。青山口组泥岩具有明显的纹层状构造，片理性强，而泉头组、登娄库组泥岩内部微裂缝的分布与走势基本无规律。
3.2 水化作用下泥岩微观结构损伤特征
3.2.1 青山口组灰色泥岩岩样
青山口组灰色泥岩岩样在蒸馏水中浸泡0，3和30 min后的微观结构如图3所示。由图3可看出：青山口组泥岩岩样在蒸馏水中浸泡3 min后，内部出现很多次生微裂缝，且有的已经快速裂解开，呈纹理或页理缝状，宏观上已经完全开裂破坏成更小碎片；浸泡30 min后开裂增多，大部分已经裂解开。
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图 3 青山口组泥岩岩样在蒸馏水中浸泡不同时间后的微观结构Figure 3. Microstructure of mudstone rock samples from Qingshankou Formation after soaking in distilled water for different times选取数字岩样内部一局部三维方块，分析蒸馏水沿微裂缝的扩展情况，结果如图4所示。
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图 4 青山口组泥岩岩样内部蒸馏水沿微裂缝的扩展情况Figure 4. Distilled water spreading along microfractures in mudstone rock samples from Qingshankou Formation从图4（a）可以看出，蒸馏水沿岩样内部原始微裂缝扩展，受到毛细管力的作用沿缝隙周围向内渗透。从图4（b）可以看出，蒸馏水渗透进的体积基本一致，反映出岩样内部孔隙结构相对均匀，持续的渗透进一步增大了水化作用的区域，同时逐步改变微裂缝的尺度，加剧内部结构的破坏，进而产生次生裂缝。由此说明，裂缝起到了渗透水化的通道作用，一旦有原始裂缝存在或次生裂缝产生，都将会使岩石内部结构的破坏加剧。
3.2.2 泉头组棕红色泥岩岩样
从CT扫描数字岩样中提取相同部位的二维剖面，得到泉头组棕红色泥岩岩样在蒸馏水中浸泡0，3，30，45，60和90 min后的微观结构，结果如图5所示。对比图5（a）—图5（f）可以看出：泉头组泥岩岩样经蒸馏水浸泡后，水化致裂特别迅速，浸泡3 min后内部就出现明显的次生裂缝；浸泡30 min后，内部次生裂缝快速形成并发展；之后随浸泡时间增长，微裂缝增多，缝宽增宽直至宏观上完全破裂开形成碎块，各种次生裂缝几乎完全贯通岩样。
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图 5 泉头组泥岩岩样在蒸馏水中浸泡不同时间后的微观结构Figure 5. Microstructure of mudstone rock samples from Quantou Formation after soaking in distilled water for different times另外，从CT扫描数字岩样中提取泉头组泥岩岩样水化过程中次生裂缝宽度变化及扩展情况三维视图（见图6），也可发现同样的规律。图6中，从蓝色到红色，表明次生裂缝的宽度逐渐增大；浸泡30 min后，次生裂缝迅速扩展增多；浸泡45 min后的视图与浸泡30 min后的基本一样，变化不大；浸泡90 min后，次生裂缝的缝宽略有变化，扩展速度明显降低。
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图 6 泉头组泥岩岩样次生裂缝扩展及缝宽变化情况Figure 6. Secondary fracture propagation and changes in fracture width of mudstone rock samples from Quantou Formation3.2.3 登娄库组浅灰色泥岩岩样
从CT扫描数字岩样中提取相同部位二维剖面，得到登娄库组浅灰色泥岩岩样在蒸馏水中浸泡0，3，30，45，60和90 min后的微观结构（见图7）。从图7可以看出：登娄库组泥岩岩样内部存在2～3条明显的初始微裂缝，以及分布不均的隐含微孔缝，说明内部结构具有一定的不均匀性；经蒸馏水浸泡后，初始微裂缝为次生裂缝提供了水化通道，浸泡3 min后岩样内部次生裂缝快速形成并发展；浸泡30 min后基本已达到极点，微裂缝增多，缝宽增宽直至宏观上完全破裂开形成碎块；之后变化缓慢，浸泡90 min后岩样已经完全碎裂开。从图8也能看到这一点。
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图 7 登娄库组泥岩岩样在蒸馏水中浸泡不同时间后的结构Figure 7. Structure of mudstone rock samples from Denglouku Formation after soaking in distilled water for different times![]()
图 8 登娄库组泥岩岩样次生裂缝扩展及缝宽变化情况Figure 8. Secondary fracture propagation and changes in fracture width of mudstone rock samples from Denglouku Formation3.3 钻井液处理剂抑制泥岩水化损伤的效果
3.3.1 6.0%KCl溶液
青山口组、泉头组和登娄库组的泥岩岩样在6.0%KCl中浸泡30 min后的微观结构如图9所示。从图9可以看出：浸泡30 min后，青山口组泥岩岩样内部出现多条微裂缝和宏观裂缝，且已经水化破坏裂解开成碎片；同时可以看出，泥岩的自发渗吸水化还与层理发育有关，平行层理的自发渗吸速度高于垂直层理的自发渗吸速度[11]；泉头组泥岩岩样内部次生微裂缝发展较慢，但微细裂缝明显较多；登娄库组泥岩岩样内部有少量次生裂缝，水化产生的结构损伤相对于蒸馏水浸泡明显较轻，说明KCl溶液抑制其水化的作用较强，测试结束后宏观上基本保持完整，没有裂解成碎块片。
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图 9 不同地层泥岩岩样在6.0%KCl中浸泡30 min后的微观结构Figure 9. Microstructure of mudstone samples from different formations after immersion in 6.0% KCl for 30 min另外，从泉头组泥岩岩样在蒸馏水和6.0%KCl中浸泡60 min后的次生裂缝扩展及缝宽也可以看出，岩样经蒸馏水浸泡后内部水化作用产生的次生裂缝发育且缝宽变化大，经6.0%KCl浸泡后缝宽明显较小且大致均匀，但次生裂缝同样较为发育（见图10）。这说明，尽管钾离子具有合适的水化半径，易晶格嵌入键合和优先吸附，水化能低，水化膜薄，迁移率低，能限制黏土层间粒子的扩散，抑制黏土矿物水化膨胀，分散能力好，但仍然难以控制泥岩岩样毛细管效应产生的自吸水化破坏作用。对于伊/蒙混层含量及伊/蒙混层比较高的泥岩地层，常因膨胀层的诱发导致黏土矿物解体、运移[12]，除了提高钻井液的化学抑制作用外，还应该采取改变流体界面张力等措施控制泥岩的毛细管自吸效应。
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图 10 泉头组泥岩岩样在不同液体浸泡60 min后的次生裂缝扩展及缝宽Figure 10. Secondary fracture propagation and fracture width of mudstone samples from Quantou Formation after immersion in different fluids for 60 min测试结果表明，KCl抑制泥岩水化作用的效果因泥岩组构特征的不同而存在较大差异，对登娄库组泥岩水化抑制效果最好，而对青山口组泥岩水化抑制效果最差，这与泥岩的组分和结构特征有关，也与抑制剂的作用机理有关，钾离子对蒙脱石的水化膨胀具有较强的抑制作用，但对于多种成分以不同组合方式不同状态组成的泥岩来说并不一定具有好的抑制作用。同时，也说明抑制剂的作用效果具有一定的针对性，对不同的泥岩存在差异，针对不同的泥石应该通过试验评价优选适合的抑制剂，才能达到较好的抑制效果。
3.3.2 0.5%KPAM溶液
泉头组和登娄库组泥岩岩样在0.5%KPAM中浸泡 30 min前后的微观结构如图11所示。相对于用蒸馏水浸泡，大分子聚合物KPAM靠氢键或静电吸附、高分子成膜包被作用及分子骨架碳链的憎水性等，对泥岩的自吸水化作用具有一定的抑制阻缓作用，但可能因为水化聚合物颗粒粒径较大，不能对泥岩表面微孔缝形成有效封堵；随着浸泡时间延长，泥岩自吸水化破坏作用仍很明显，KPAM抑制水化破坏的作用有限，没有从微观结构的角度体现出来，次生裂缝持续发展直至局部贯通开裂，岩样宏观破坏。相比较而言，KPAM溶液对泉头组泥岩的抑制作用好于对登楼库组泥岩。
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图 11 泉头组和登娄库组泥岩岩样在0.5%KPAM中浸泡30 min前后的微观结构Figure 11. Microstructure of mudstone samples from Quantou Formation and Denglouku Formation before and after immersion in 0.5% KPAM for 30 min3.3.3 1.0%胺基聚醇溶液
胺基聚醇分子链中引入胺基官能团，使它具有独特的分子结构，能够很好地镶嵌在黏土晶层间，并使黏土层紧密结合在一起，从而降低黏土吸收水分的趋势[13]。泉头组和登娄库组泥岩岩样在1.0%胺基聚醇中浸泡60 min前后的微观结构如图12所示。由图12可知，泥岩岩样用1.0%胺基聚醇溶液浸泡60 min后，内部出现多条明显的次生裂缝，结构被严重破坏，并裂解成碎块，尤其是登楼库组泥岩岩样，说明胺基聚醇抑制泥岩水化破坏的作用同样有限；相比之下，胺基聚醇对泉头组泥岩的抑制作用好于对登楼库组泥岩，阻止水分侵入抑制泥岩自吸水化的作用整体上略好于KPAM。
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图 12 泉头组和登娄库组泥岩岩样在1.0%胺基聚醇中浸泡60 min前后的微观结构Figure 12. Microstructure of mudstone samples from Quantou Formation and Denglouku Formation before and after immersion in 1.0% aminopolyalcohol for 60 min3.4 钻井液及其滤液抑制泥岩水化损伤的效果
以泉头组泥岩岩样为例，分析钻井液及其滤液抑制泥岩水化损伤的效果，结果如图13所示。从图13可以看出：泥岩岩样经钻井液及其滤液浸泡3 min后，自由水受毛细管自吸作用快速侵入岩样内部发生水化破坏作用，出现多条明显的次生裂缝；相比而言，滤液浸泡后岩样自吸水化产生的次生裂缝多并贯通裂解开，与蒸馏水浸泡效果基本一样。分析认为，可能是钻井液中的聚合物等处理剂具有一定的吸附封堵作用，阻缓了水的侵入；钻井液滤液的抑制水化作用较弱。另外，从数字岩样内部提取三维立体局部并截取二维剖面图（见图14），也可以很清晰地看出水的侵入，自由水侵入后快速分布于岩样内部，产生众多微小次生孔隙与裂缝。
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图 13 泥岩岩样在钻井液及滤液中浸泡3 min后的微观结构Figure 13. Microstructure of mudstone rock sample after immersion in drilling fluid and filtrate for 3 min![]()
图 14 泥岩岩样在钻井液中浸泡3 min后的局部微观结构及次生裂缝发育情况Figure 14. Local microstructure and secondary fracture development of mudstone rock sample after immersion in drilling fluid for 3 min3.5 岩石微观结构演化的量化分析
准确反映泥岩的水化需要对岩石的微观组构进行数字化描述，并进行量化分析，揭示相关规律与机理。对于裂缝孔径的测量，通常采用CT断面图像和数字图像处理相结合的无损测量方法，该方法有助于分析诱导裂缝的几何性质和裂缝扩展，评估岩石结构损伤和水化导致的井眼不稳定性[14-15]。
鉴于岩石骨架结构的几何形状具有复杂性，将微观孔缝和骨架影响的微观作用区作为研究对象，利用CT扫描得到的数据，采用专业的数据处理软件对重建后的三维数字岩样进行分析处理，提取二维和三维尺度随时间而改变的缝宽和孔隙率等特征量，绘制不同溶液浸泡后岩样的CT图像中次生裂缝的宽度随时间变化的曲线和岩样孔隙率随随时间变化的曲线，根据变化曲线对比分析不同溶液浸泡下水化作用的规律，以实现量化分析。结果表明，该方法能够很好地揭示出泥岩岩样浸泡在不同溶液中自吸水化作用导致的次生裂缝时空变化规律与趋势，可评价不同溶液抑制不同泥岩岩样水化的效果，指导钻井液处理剂优选和钻井液配方的优化，以及井壁稳定技术措施的制定。
3.5.1 泉头组棕红色泥岩
泉头组棕红色泥岩岩样用不同溶液浸泡后，内部次生裂缝缝宽和孔隙率的变化情况如图15所示。由图15可知，在自吸水化作用下，岩样内部的次生裂缝快速生成，缝隙张裂，缝宽快速增大到拐点，然后趋于平缓。其中，蒸馏水的水化破坏作用最为强烈，然后依次为滤液—KPAM溶液—钻井液—KCl溶液—胺基聚醇溶液，可以看出，KCl溶液和胺基聚醇溶液具有较好的抑制水化的作用。
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图 15 不同溶液浸泡后泉头组泥岩岩样内部次生裂缝缝宽和孔隙率的变化情况Figure 15. Changes of secondary fracture width and porosity in mudstone rock samples from Quantou Formation after immersion in different solutions岩样孔隙率初始快速增大，尤其是用蒸馏水和KCl溶液浸泡后变化最为明显。尽管KCl溶液浸泡后次生裂缝缝宽相对较小，但二维、三维视图显示次生裂缝产生的数量较多（见图10），导致其孔隙率变化大；增速和变化最小的是钻井液，其次是胺基聚醇溶液，说明二者抑制泥岩水化作用的能力强。孔隙率快速增大到拐点后均呈现持续缓慢增大的趋势，说明水化作用持续进行。从岩样孔隙率的变化看，各种溶液抑制泥岩水化破坏作用效果由好到差的次序是钻井液—胺基聚醇溶液—KPAM溶液—滤液—KCl溶液—水。
3.5.2 登娄库组浅灰色泥岩
登娄库组浅灰色泥岩岩样用不同溶液浸泡后，内部次生裂缝缝宽和孔隙率变化如图16所示。由图16可知，泥岩岩样被不同溶液浸泡后，在自吸水化作用下，其内部次生裂缝快速生成，缝隙张裂，裂缝缝宽快速增大到拐点，然后趋于平缓，但在不同溶液中表现出不同的变化规律，蒸馏水浸泡裂缝缝宽增大最快，也相对最大；滤液初始增速大于蒸馏水，之后放缓但裂缝缝宽增大仅次于蒸馏水；KPAM溶液浸泡初始增速小，但一直上升；钻井液浸泡初始增速快但随后变得平缓；KCl溶液和胺基聚醇溶液浸泡后裂缝缝宽曲线变化规律基本一致，相对增速小且裂缝缝宽小，直至基本平缓无变化。各种溶液水化作用的强弱次序是水—滤液—KPAM溶液—钻井液—KCl溶液—胺基聚醇溶液，从中可以看出，KCl和胺基聚醇溶液对此类泥岩的水化具有较强的抑制作用。
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图 16 不同溶液浸泡后登娄库组岩样内部次生裂缝缝宽和孔隙率的变化情况Figure 16. Changes of secondary fracture width and porosity in rock samples from Denglouku Formation after immersion in different solutions岩样孔隙率初始快速增大，尤其是用蒸馏水浸泡后的变化最为明显；增速和变化最小的是KCl溶液，其次是KPAM溶液，曲线变化平缓，说明钾离子抑制此类泥岩水化作用的效果好；钻井液滤液浸泡后岩样孔隙率持续增大，钻井液等其余溶液浸泡后岩样孔隙率快速增大到拐点后均呈持续缓慢增大的趋势，说明水化作用持续进行。从岩样孔隙率的变化看，各种溶液抑制泥岩水化的作用从强到弱的次序是KCl溶液—KPAM溶液—钻井液—滤液—胺基聚醇溶液—水。
岩样微孔隙延伸成微裂纹，再扩展成宏观裂纹，其扩展速度、方向和产生的数量主要取决于微结构中微元件的矿物组分、排列组合方式及组合密度[16]，以及外界化学、力学等因素。次生裂缝缝宽变化曲线和孔隙率变化曲线均反映出，在与内部结构密切相关的毛细管力作用下，水分子快速侵入微裂隙，诱导微裂纹起裂扩展，进而贯通，最终导致宏观破坏。初期的水化程度最为剧烈快速，岩样结构损伤严重，随着吸水接近饱和，也意味着毛细管作用逐渐趋于稳定，促使微裂纹扩展的驱动力不再大幅变化，结构损伤也趋于稳定，表现为随着时间延长两种曲线逐渐平缓。
从岩样次生裂缝宽度变化曲线可以看出，各种溶液抑制泉头组和登娄库组泥岩水化的规律是一致的；而孔隙率的变化规律却出现明显差异，不仅同一种岩样孔隙率的变化与裂缝缝宽变化不一致，且2种岩样孔隙率的变化也不一致，结合二维和三维图像分析，产生差异的原因主要是岩样经各种溶液浸泡后水化作用产生的次生裂缝或微孔隙的数量不同，导致孔隙率不同。由此，从微观角度揭示了宏观上岩样水化破坏后的形状和大小不同的机理，也从化学作用的角度解释了钻井过程中钻遇不同地层返出不同大小和形状钻屑掉块的原因。同时，也说明钻井液处理剂的优选和钻井液配方的优化必须要有针对性。
3.6 井壁失稳的机制与形式
综上所述，松南气田青山口组、泉头组和登娄库组泥岩岩样均具有较强的自吸水化作用，遇水后岩石内部结构产生损伤，导致岩样产生次生微裂缝，随着浸泡时间延长，微裂缝在水化持续作用下快速扩展、贯通，使岩样产生明显的宏观裂纹，裂解破碎成更小片或块。泥岩的组构决定了其水化后次生裂缝扩展的趋势，以及内部结构破坏的程度和形式。由表1和表2可知，相比于青山口组和泉头组泥岩，登娄库组泥岩黏土矿物总含量和伊/蒙混层占比较小，而伊/蒙混层比和伊利石含量较大。伊/蒙混层矿物是蒙脱石向伊利石过渡的矿物，具有水化膨胀分散不均匀的特性，使岩石内部产生的应力不均匀[17]，从而表现出略有差异的水化特征和内部结构损伤的不同。总体上泥岩岩样具有强水敏性，以及自吸水化损伤裂解的特征。
泥岩原始微观孔隙和裂缝为后来的水分子侵入提供了初始通道[18]，侵入的水分子通过物理和化学作用导致泥岩中黏土矿物体积膨胀、可溶碳酸盐矿物溶解，同时会引起黏土粒间水化扩散层增厚的速度不平衡产生应力集中，导致裂纹扩展和相互连通，产生网状扩展行为且空间非均匀分布，且有不同的活跃期，形成大量次生裂隙缝，发生整体性宏观破坏。但黏土矿物水化膨胀裂解在时间和空间上的变化规律，以及化学作用对岩石内部颗粒间内聚力影响程度的量化，还有待深入研究。
相比较而言，青山口组灰色泥岩和登娄库组浅灰色泥岩的自吸水化破坏较快、较强，青山口组灰色泥岩以片状裂解为主，而泉头组棕红色泥岩和登娄库组浅灰色泥岩以块状碎裂为主，即泥岩井壁失稳的形式主要为片状剥离和坍塌掉块。因为泥岩组构特征及各自的作用机理不同，钻井液处理剂、现场钻井液及其滤液对泥岩的水化仅有一定的抑制作用，抑制效果差异明显，且均难以有效控制泥岩的水化损伤，钻井过程中井壁失稳的形式与微观分析结果一致。
4. 结论与认识
1）松南气田青山口组、泉头组和登娄库组泥岩地层均具有较强的自吸水化敏感性，岩石组分和微观结构特征上的差异决定着其水化损伤的形式和程度，青山口组泥岩地层井壁失稳的主要形式是片状剥离，泉头组和登娄库组是坍塌掉块。
2）钻井液处理剂、现场钻井液及其滤液因其作用机理不同，对泥岩水化的抑制效果存在明显的差异，且均难以有效控制泥岩水化，进一步有针对性地优选抑制剂并优化钻井液配方至关重要。
3）采用微观结构数字图像数值分析方法，提取变量参数（如次生裂缝缝宽和孔隙率）作曲线图，可揭示水化作用导致的岩石内部结构损伤时空变化规律与趋势，指导钻井液处理剂优选和钻井液配方优化，以及井壁稳定技术措施的制定。
4）数字化成像分析技术可揭示传统试验方法无法展现的岩石内部物理化学现象和作用机制，从微观角度解释宏观现象，可广泛应用于石油工程领域的基础研究，形成基本理论方法，从根本上解决关键技术问题，指导生产。
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图 2 常规水泥浆失重气窜现象与泡沫水泥浆防气窜作用示意
Figure 2. Gas channeling in conventional cement slurry under weightlessness and the role of foamed cement slurry in preventing gas channeling
表 1 固井下套管摩阻与水平段长度及摩阻系数的关系
Table 1 Relationship between friction of casing running and horizontal section length as well as friction coefficient
水平段
长度/m不同摩阻系数对应的套管下入摩阻/kN 0. 15 0. 20 0. 25 0. 30 1 000 63.96 98.40 132.84 167.28 1 500 79.95 123.00 166.05 209.10 2 000 95.94 147.60 199.26 250.92 2 500 113.88 175.20 236.52 297.84 3 000 131.82 202.80 273.78 344.76 3 500 151.16 232.00 312.84 393.68 4 000 170.50 261.20 351.90 442.60 
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表 2 不同井身剖面对应的摩阻、扭矩对比
Table 2 Friction and torque values of different well profiles
井身剖面 最大狗腿度/
（（°）·（30m）−1）地面扭矩1)/
（kN·m）摩阻/kN 钻具疲劳
系数钻具屈曲时的钻压/kN 起钻 下钻 复合钻进 滑动钻进 类双二维 5 23.4 37.5 13.9 0.27 320 130 五段制 5 25.3 37.6 15.6 0.28 280 50 注：1）用100 kN钻压模拟地面扭矩。
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表 3 水力振荡器应用情况
Table 3 Applications of hydraulic oscillator
井号 井段/m 进尺/m 井段 工具入井时间/h 减阻效果，% SYX-2HF 3 268～4 388 1 606 造斜段，水平段 175.0 33.2 4 388～4 874 水平段 120.0 SYX-5HF 3 687～4 385 698 水平段 203.5 34.6
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