Study on the Influence of Salt Rock Creep on the Integrity of Cement Sheath Gas Seals
-
摘要: 盐岩具有可溶性和可塑性，钻井及固井过程中易发生塑性变形或蠕动流动，导致井眼呈不规则形状，使套管发生变形或被挤毁，影响盐岩层段井筒气密性，从而影响油（气）井的正常生产及安全。为了给盐岩层段的井筒气密性评价提供理论依据，基于岩石物理试验及三维有限元法，分析了盐岩地层对固井一界面、二界面气密性的影响。分析得知：固井一界面对气体的密封能力强于水泥石本身的气密性，盐岩蠕变可增强固井二界面的气密封能力；盐岩层气体密封能力主要取决于固井二界面的密封能力和水泥石自身密封能力；盐岩层气体密封能力与界面接触压力呈复杂正相关性。基于分析结果，建立了固井二界面气体密封压力定量评价模型。固井二界面气体密封压力定量评价模型可评价目标区盐岩地层气密性，对其他地区类似地层固井施工也有借鉴作用。Abstract: Salt rocks are prone to plastic deformation or creeping flow during drilling and cementing due to their solubility and plasticity. This may result in irregular wellbores and deformed or even collapsed casings, which influences air tightness of wellbore in salt rock interval and thereby threatening the normal production and safety of oil (gas) wells. This study aimed to provide a theoretical basis for air tightness evaluations of wellbores in salt rock intervals. For this purpose, the influences of salt rock intervals on the air tightness of the first and the second interfaces in cementing were analyzed by means of petrophysical experiments and three dimensional (3D) finite element simulations. The following results are obtained: The first interface is superior to the cement stone itself in gas sealing ability, and the ability of the second interface can be enhanced from salt rock creep. The gas sealing ability of salt rock intervals is mainly depends on the sealing ability of the second interface and cement stone itself. The gas sealing ability of salt rock intervals has a complex positive correlation with interface contact pressure. A model for quantitative evaluation of gas seal pressure at the second interface in cementing was built based on the analysis results. With this model, the air tightness of salt rock intervals in target areas can be evaluated, and it can provide reference for the cementing in similar intervals in other areas.
-
Keywords:
- salt rock /
- creep /
- air tightness of wellbore /
- judgment criteria /
- contact pressure
-
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。
![]()
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。
![]()
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。
![]()
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。
![]()
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。
![]()
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。
![]()
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。
![]()
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。
![]()
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。
![]()
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。
![]()
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。
![]()
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。
![]()
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。
-
![]()
图 3 蠕变时间对固井二界面气体密封能力的影响
Figure 3. Effect of creep time on gas sealing ability of the second interface in cementing
![]()
图 4 界面气体密封能力随地层深度的变化关系
Figure 4. Variation of gas sealing ability of interface with depth of the formation
![]()
图 5 界面接触压力随二界面封固长度的变化关系
Figure 5. Variation of interface contact pressure with the sealing length of the second interface
![]()
图 6 气体撑开界面压力随二界面封固长度的变化关系
Figure 6. Variation of interface pressure against gas expansion with the sealing length of the second interface
![]()
图 9 WX4-3井固井质量综合评价结果
Figure 9. Comprehensive evaluation result of cementing quality of WX4-3 Well
表 1 固井一界面气体密封能力
Table 1 Gas sealing ability of the first interface of cementing
模拟套管长度/mm 密封压力/MPa 接触压力/MPa 18.9 7.20 1.35 28.7 6.00 1.38 39.0 9.40 1.98 47.9 9.80 1.98 58.2 10.30 2.02 69.5 10.80 1.98 78.4 10.00 2.01 
下载: 导出CSV
表 2 固井二界面气体密封能力
Table 2 Gas sealing ability of the second interface in cementing
试验方案 岩样 围压/MPa 突破压力/MPa 接触压力/MPa 方案1 1 2.0 0.1 2 2.0 1.0 0.9 3 6.0 4.0 1.9 方案2 1 4.0 0.6 0.5 2 6.0 2.7 2.6 3 10.0 5.6 方案3 4 6.0 7.8 5.7 5 8.0 1.0 7.6
下载: 导出CSV
表 3 蠕变试验参数取值
Table 3 Parameters of creep experiment
试验方法 参考取值 A n m 单轴蠕变 4.14×10–6 2.000 –0.94 围压蠕变 3.74×10–6 1.876 0
下载: 导出CSV
表 4 WX4-3井盐岩层段固井二界面密封压力
Table 4 Sealing pressure of the second interface in cementing for the salt rock interval of Well WX4-3
地层深度/m 候凝不同时间后的固井二界面密封压力/MPa 24 h 48 h 72 h 600 h 1000 h 2 300 39.03 42.95 44.72 50.03 50.70 2 350 40.04 44.00 45.78 51.14 51.81 2 400 40.97 45.00 46.82 52.28 52.96 2 450 71.20 67.08 65.23 59.71 59.02 2 500 43.01 47.20 49.06 54.55 55.22 2 550 43.75 48.06 49.98 55.64 56.32 2 600 44.62 49.07 51.04 56.76 57.45 2 650 45.65 50.12 52.10 57.87 58.56 2 700 46.81 51.27 53.24 59.00 59.69 2 750 47.66 52.20 54.22 60.10 60.81
下载: 导出CSV
表 5 WX7-7井盐岩层段固井质量评价结果
Table 5 Cementing quality evaluation results of salt rock interval of Well WX7-7
测井次序 界面 固井质量评价结果占比，% 好 中 差 第一次
（固井3 d）一界面 0.3 7.1 92.6 二界面 0.7 99.3 第二次
（固井32 d）一界面 8.2 15.9 75.9 二界面 1.7 11.9 86.4 第三次
（固井47 d）一界面 21.4 21.4 57.2 二界面 10.8 17.0 72.2
下载: 导出CSV
-
[1] 王志战. 枯竭砂岩气藏型储气库录井关键技术研究: 以文23储气库为例[J]. 石油钻探技术,2019,47(3):156–162. doi: 10.11911/syztjs.2019059 WANG Zhizhan. Key mud logging technologies for depleted sandstone gas storage: case study of the Wen 23 Gas Storage[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(3): 156–162. doi: 10.11911/syztjs.2019059
[2] 梁卫国,徐素国,刘江,等. 金坛储气库岩盐蠕变特性及其实用本构研究[J]. 辽宁工程技术大学学报(自然科学版),2007,26(3):354–356. doi: 10.3969/j.issn.1008-0562.2007.03.011 LIANG Weiguo, XU Suguo, LIU Jiang, et al. Research on creep property and practical constitutive equation of rock salt in Jintan gas storage of China[J]. Journal of Liaoning Technical University(Natural Science Edition), 2007, 26(3): 354–356. doi: 10.3969/j.issn.1008-0562.2007.03.011
[3] 赵金洲. 文23地下储气库关键工程技术[J]. 石油钻探技术,2019,47(3):18–24. doi: 10.11911/syztjs.2019063 ZHAO Jinzhou. The key engineering techniques of the Wen 23 Underground Gas Storage[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(3): 18–24. doi: 10.11911/syztjs.2019063
[4] 袁光杰,夏焱,金根泰,等. 国内外地下储库现状及工程技术发展趋势[J]. 石油钻探技术,2017,45(4):8–14. YUAN Guangjie, XIA Yan, JIN Gentai, et al. Present state of underground storage and development trends in engineering technologies at home and abroad[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(4): 8–14.
[5] 马跃,陈勉,金衍,等. 相对湿度对盐膏岩蠕变规律影响的机理研究[J]. 石油钻探技术,2013,41(4):19–22. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.04.005 MA Yue, CHEN Mian, JIN Yan, et al. Mechanism of effect of relative humidity on creep behavior of gypsum rock[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2013, 41(4): 19–22. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.04.005
[6] GE Weifeng, CHEN Mian, JIN Yan, et al. Analysis of the external pressure on casings induced by salt-gypsum creep in build-up sections for horizontal wells[J]. Rock Mechanics and Rock Engineering, 2011, 44(6): 711. doi: 10.1007/s00603-011-0162-5
[7] MOTA B, MATSCHEI T, SCRIVENER K. The influence of sodium salts and gypsum on alite hydration[J]. Cement and Concrete Research, 2015, 75: 53–65. doi: 10.1016/j.cemconres.2015.04.015
[8] SCHUG B, MANDEL K, SCHOTTNER G, et al. A mechanism to explain the creep behavior of gypsum plaster[J]. Cement and Concrete Research, 2017, 98: 122–129. doi: 10.1016/j.cemconres.2017.04.012
[9] 李正杰,武志德,王汉鹏,等. 一种层状盐岩相似材料的蠕变特性[J]. 油气储运,2017,36(7):789–794. LI Zhengjie, WU Zhide, WANG Hanpeng, et al. Creep characteristic of a material similar with layered salt rock[J]. Oil & Storage and Transportation, 2017, 36(7): 789–794.
[10] GHOLAMI R, RABIEI M, AADNOY B, et al. A methodology for wellbore stability analysis of drilling into presalt formations: a case study from southern Iran[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2018, 167: 249–261. doi: 10.1016/j.petrol.2017.11.023
[11] 张强星, 刘建锋, 廖益林, 等. 层状盐穴储库中三种典型岩石蠕变特征[J]. 科学技术与工程, 2019, 19（28）: 297-303. ZHANG Qiangxing, LIU Jianfeng, LIAO Yilin, et al. Creep characteristics of three typical rock in layered salt cavern reservoir[J]. Science Technology and Engineering, 2019, 19(28):297-303.
[12] 崔峰, 马成卫. 基于蠕变全过程的广义凯尔文体力学损伤模型改进与验证[J]. 西安科技大学学报, 2019, 40（1）: 58 -63． CUI Feng, MA Chengwei. Improvement and verification of generalized Kelvin damage model based on the whole creep process[J]. Journal of Xi’an University of Science and Technology, 2019, 40(1):58-63．
[13] 徐帅, 张青庆, 李小明, 等. 金坛盐穴储气库注采运行参数优化设计研究[J]. 石油钻采工艺, 2020, 42(4): 490-496. XU Shuai, ZHANG Qingqing, LI Xiaoming, et al. Optimization design of injection/production parameters of Jintan salt-cavern gas storage[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2020, 42(4): 490-496.
[14] WANG Tongtao, YANG Chunhe, YAN Xiangzhen, et al. Allowable pillar width for bedded rock salt caverns gas storage[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2015, 127: 433–444. doi: 10.1016/j.petrol.2015.01.040
[15] 梁卫国,徐素国,赵阳升,等. 盐岩蠕变特性的试验研究[J]. 岩石力学与工程学报,2006,25(7):1386–1390. doi: 10.3321/j.issn:1000-6915.2006.07.013 LIANG Weiguo, XU Suguo, ZHAO Yangsheng, et al. Experimental study on creep property of rock salt[J]. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 2006, 25(7): 1386–1390. doi: 10.3321/j.issn:1000-6915.2006.07.013
[16] 陈锋,杨春和,白世伟. 盐岩储气库蠕变损伤分析[J]. 岩土力学,2006,27(6):945–948. doi: 10.3969/j.issn.1000-7598.2006.06.019 CHEN Feng, YANG Chunhe, BAI Shiwei. Investigation on creep damage of natural gas storage in salt rock layer[J]. Rock and Soil Mechanics, 2006, 27(6): 945–948. doi: 10.3969/j.issn.1000-7598.2006.06.019
[17] 刘伟,李银平,霍永胜,等. 盐岩地下储库围岩界面变形与破损特性分析[J]. 岩土力学,2013,35(5):526–531. LIU Wei, LI Yinping, HUO Yongsheng, et al. Analysisof deformation and fracture characteristics of wallrock interface of underground storage caverns in saltrock formation[J]. Rock and Soil Mechanics, 2013, 35(5): 526–531.
[18] 敖海兵,陈加松,胡志鹏,等. 盐穴储气库运行损伤评价体系[J]. 油气储运,2017,36(8):910–916. AO Haibing, CHEN Jiasong, HU Zhipeng, et al. Study on thedamage assessment system of salt-cavern gas storage[J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2017, 36(8): 910–916.
[19] 冯福平,赵恩远,艾池,等. 蠕变地层水泥环特性对套管应力的影响[J]. 石油钻采工艺,2012,34(4):36–39. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2012.04.010 FENG Fuping, ZHAO Enyuan, AI Chi, et al. Effect of cement sheath properties on casing stress in creep formation[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2012, 34(4): 36–39. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2012.04.010
[20] 胡其志,王芝超,丁志刚. 基于分数阶导数的岩石蠕变本构模型研究[J]. 河南理工大学学报(自然科学版),2021,40(6):163–168. HU Qizhi, WANG Zhichao, DING Zhigang. Study on the rock creep constitutive model based on fractional derivative[J]. Journal of Henan Polytechnic University(Natural Science), 2021, 40(6): 163–168.
[21] 苏彦,张向东,周林林. 岩石分数阶蠕变损伤本构模型研究[J]. 河北工程大学学报(自然科学版),2020,37(1):19–23. SU Yan, ZHANG Xiangdong, ZHOU Linlin. Study on constitutive model of fractional creep damage of rock[J]. Journal of Hebei University of Engineering (Natural Science Edition), 2020, 37(1): 19–23.
-
期刊类型引用(22)
1. 李凡，李大奇，刘金华，何仲，张杜杰. 顺北油田二叠系防漏堵漏技术进展及发展建议. 长江大学学报(自然科学版). 2024(02): 76-83 . 
百度学术
2. 于华伟，赵帅，岳喜洲，李国玉，邵才瑞，肖红兵，陈瑾泓. 基于正则化约束的方位伽马成像测井分辨率提高方法. 测井技术. 2024(03): 301-307 . 百度学术
3. 张硕，高文凯，滕鑫淼，丁华华，刘珂. 随钻超声井眼成像技术进展. 科技导报. 2023(09): 75-82 . 百度学术
4. 苏义脑，窦修荣，高文凯，刘珂. 油气井随钻测量技术发展思考与展望. 石油科学通报. 2023(05): 535-554 . 百度学术
5. 宋晓健，郑邦贤，谭勇志，黄秉亚，马鸿彦，董晨曦. 基于数据融合的近钻头井眼轨迹参数动态测量方法. 石油钻探技术. 2022(01): 38-44 . 本站查看
6. 史配铭，倪华峰，石崇东，王学枫，王万庆，屈艳平. 苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术. 石油钻探技术. 2022(01): 13-21 . 本站查看
7. 李杰，雷志鹏，栗林波，任瑞斌，王飞宇，向学艺. 煤矿瓦斯抽采钻孔孔壁电阻率测量方法. 工矿自动化. 2022(05): 32-38 . 百度学术
8. 田恒，刘军涛，刘志毅，刘英明，王才志，魏阿勃. 方位成像测井数据动态色度标定窗口边缘台阶的处理方法. 测井技术. 2022(04): 426-432 . 百度学术
9. 张硕，高文凯，滕鑫淼，刘珂，丁华华，禹德洲. 随钻超声井眼成像可行性实验研究. 钻采工艺. 2022(06): 42-47 . 百度学术
10. 路保平. 中国石化石油工程技术新进展与发展建议. 石油钻探技术. 2021(01): 1-10 . 本站查看
11. 杨书博，乔文孝，赵琪琪，倪卫宁，吴金平. 随钻前视声波测井钻头前方声场特征研究. 石油钻探技术. 2021(02): 113-120 . 本站查看
12. 康正明，柯式镇，李新，倪卫宁，李飞. 基于随钻电阻率成像测井仪的洞穴评价模型理论研究. 中南大学学报(自然科学版). 2021(05): 1542-1551 . 百度学术
13. 李继博，钱德儒，郑奕挺，张卫，吴金平. 近钻头伽马高精度实时成像技术研究与应用. 石油钻探技术. 2021(03): 135-141 . 本站查看
14. 李洪强，王瑞和. 近钻头伽马成像仪测量结果环境校正方法研究. 石油钻探技术. 2021(03): 142-150 . 本站查看
15. 张浩，刘维凯，李光明，白婷婷，徐文. 智能测井背景下差分曼彻斯特编码的应用研究. 当代化工. 2021(06): 1455-1458 . 百度学术
16. 药晓江，卢华涛，尚捷，王清华，李洋. 随钻测井仪流道转换器优化设计与数值分析. 石油钻探技术. 2021(05): 121-126 . 本站查看
17. 卢欢，牛成民，李慧勇，于海波，张友，刘军钊. 变质岩潜山油气藏储层特征及评价. 断块油气田. 2020(01): 28-33 . 百度学术
18. 郑健，高辉，黄禄刚，段军亚，董夺. 随钻方位伽马能谱测井影响因素分析及校正研究. 石油钻探技术. 2020(01): 104-113 . 本站查看
19. 郑奕挺，方方，吴金平，李继博，张卫. 近钻头随钻伽马成像系统研制及应用. 东北石油大学学报. 2020(03): 70-76+126+9 . 百度学术
20. 康正明，柯式镇，李新，倪卫宁，李飞. 随钻电阻率成像测井仪定量评价地层界面探究. 石油钻探技术. 2020(04): 124-130 . 本站查看
21. 丁士东，赵向阳. 中国石化重点探区钻井完井技术新进展与发展建议. 石油钻探技术. 2020(04): 11-20 . 本站查看
22. 李新，倪卫宁，米金泰，康正明，闫立鹏，宋朝晖. 一种基于非接触耦合原理的新型随钻微电阻率成像仪器. 中国石油大学学报(自然科学版). 2020(06): 46-52 . 百度学术
其他类型引用(7)
计量
- 文章访问数: 507
- HTML全文浏览量: 225
- PDF下载量: 109
- 被引次数: 29
