準噶爾南緣沖斷帶破碎地層井壁穩定性機理

葉 成，任 濤，尹澤斌，李 成，白 楊

1.中國石油新疆油田公司工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000 2.油氣藏地質及開發工程全國重點實驗室·西南石油大學，四川 成都 610500

引言

勘探表明，斷裂控烴和控藏是中國大型含油氣盆地油氣藏形成與分布的重要特征，而斷裂輸導體系約占中國準噶爾、塔里木、鄂爾多斯、四川、松遼、渤海灣和柴達木等大型含油氣盆地輸導體系的72.5%[1-6]。在脆性—半脆性地層中，斷層兩盤在主破裂面處產生滑距，兩盤巖石在碰撞、破碎、研磨后最終形成滑動破碎帶和上下盤誘導裂縫帶[7]。鉆井液是深層油氣勘探開發的核心工程技術，直接影響鉆井安全與效率，而伴生、誘導型高滲透性裂縫極度發育導致南緣破碎地層膠結性差，使得鉆井時極易發生垮塌、卡鉆和惡性漏失事故。油基鉆井液具有天然的抗高溫、抑制和潤滑性，是當前準噶爾盆地南緣沖斷帶（簡稱南緣）泥巖穩定井壁和鉆井提速的主要手段[8]。然而，現場施工表明，南緣深部地層頻繁井漏、阻卡難題尚未實現有效解決，而大幅提高油基鉆井液封堵能力存在技術瓶頸。以霍爾果斯背斜4 口開發井為例，共發生惡性卡鉆14 次，漏失鉆井液5 744 m3，損失鉆井周期高達334.6 d。較之油基鉆井液，水基鉆井液具有強濾失造壁性，在鉆開地層的瞬間可實現快速封堵，有效遏制井周發育孔縫層理增壓滑脫剝落[9-10]。而水基鉆井液在南緣深層190°C、密度2.4 g/cm3條件下鉆進時，暫未實現流變性、濾失造壁性、沉降穩定性、抑制性和潤滑性的高效多元協調[11-12]，難以有效滿足南緣中下組合深部地層安全鉆井需求。

鑒于此，在南緣地層壓力系統復雜、鄰井資料匱乏、可鉆性差的勘探背景下，研究南緣沖斷帶破碎地層巖性、水化和巖石力學特征，明確鉆井過程中的井壁失穩機理、鉆井液穩定井壁機理，可為南緣乃至準噶爾盆地深部復雜破碎地層鉆井液關鍵參數設計提供參考。

1 地層巖性特征

1.1 吐谷魯背斜

取南緣吐谷魯背斜沙灣組（N1s）、安集海河組（E2-3a）、紫泥泉子組（E1-2z）、東溝組（K2d）、連木沁組（K1l）、呼圖壁河組（K1h）和清水河組（K1q）共13 組巖屑樣品，通過X 射線衍射測試其全巖礦物和黏土礦物組成，結果如表1 所示。

表1 吐谷魯背斜巖石礦物組成Tab.1 Mineral composition of anticlinal formation in Tugulu

由表1 可知，南緣吐谷魯背斜沙灣組－清水河組巖性以泥巖、粉砂質泥巖和泥質粉砂巖為主；全巖礦物組成以黏土礦物（平均26.5%）、斜長石（平均25.2%）和石英（平均18.0%）為主，兼有少量重晶石（平均7.7%）、方沸石（平均7.1%）和硬石膏（平均6.8%），偶見方解石（平均4.1%）、白云石（平均2.4%）和石鹽（平均2.1%）；黏土礦物以伊利石（平均35.6%）和伊/蒙混層（平均24.8%）為主，兼有部分蒙脫石（平均20.5%）和高嶺土（平均19.2%）。就黏土礦物絕對含量而言，安集海河組＞沙灣組＞東溝組＞呼圖壁河組＞清水河組＞紫泥泉子組＞連木沁組。

1.2 呼圖壁背斜

取南緣呼圖壁背斜獨山子組（N2d）、塔西河組（N1t）、沙灣組（N1s）、安集海河組（E2-3a）、紫泥泉子組（E1-2z）、東溝組（K2d）、連木沁組（K1l）、呼圖壁河組（K1h）和清水河組（K1q）共14 組巖屑樣品，通過X 射線衍射測試其全巖礦物和黏土礦物組成，結果如表2 所示。

表2 呼圖壁背斜巖石礦物組成Tab.2 Rock mineral composition of anticlinal formation in Hutubi

由表2 可知，南緣呼圖壁背斜獨山子組—清水河組巖性以泥巖、含礫泥巖、含砂質泥巖、砂巖、泥質粉砂巖和石膏質粉砂巖為主；全巖礦物以黏土礦物（平均30.0%）、斜長石（平均24.0%）和石英（平均17.8%）為主，兼有少量重晶石（平均6.8%）、方沸石（平均6.7%）和硬石膏（平均6.4%），偶見方解石（平均4.3%）、石鹽（平均2.0%）和白云石（平均2.0%）；黏土礦物以伊利石（平均32.1%）和伊/蒙混層（平均25.4%）為主，兼有部分蒙脫石（平均23.9%）和高嶺土（平均18.6%）。就黏土礦物絕對含量而言，安集海河組＞塔西河組＞沙灣組＞獨山子組＞清水河組＞連木沁組＞紫泥泉子組＞呼圖壁河組＞東溝組。

2 地層水化特征

2.1 吐谷魯背斜

取南緣吐谷魯背斜東溝組、連木沁組和呼圖壁河組等4 組巖屑或掉塊樣品，使用高溫滾子爐和雙通道線性膨脹儀開展滾動回收率和線性膨脹實驗，評價巖樣的水化分散和水化膨脹性能，結果如表3和表4 所示。

表3 吐谷魯背斜巖樣滾動回收率實驗結果Tab.3 Experimental results of core samples rolling recovery of anticlinal formation in Tugulu

表4 吐谷魯背斜巖樣膨脹應變實驗結果Tab.4 Experimental results of core samples swelling strain of anticlinal formation in Tugulu

由表3 可知，地層溫度下熱滾16 h 后，東溝組和連木沁組巖樣在清水中的分散性極強，水化分散后巖樣質量減少量極大，滾動回收率分別為4.8%和16.9%；相較而言，呼圖壁河組巖樣在清水中的分散性較弱，水化分散后巖樣質量減少量較小，滾動回收率平均為78.7%。

由表4 可知，東溝組巖樣在清水中浸泡2 和16 h 的膨脹應變分別為1.4%和5.2%，連木沁組巖樣在清水中浸泡2 和16 h 的膨脹應變分別為2.9%和3.1%，水化膨脹應變弱；相較而言，呼圖壁河組巖樣在清水中浸泡2 和16 h 的平均膨脹應變分別為11.6%和15.6%，水化膨脹應變中等。

2.2 呼圖壁背斜

取南緣呼圖壁背斜沙灣組、安集海河組、紫泥泉子組、東溝組和喀拉扎組等5 組巖屑或掉塊樣品，使用高溫滾子爐和雙通道線性膨脹儀進行滾動回收率和線性膨脹實驗，評價巖樣的水化分散和水化膨脹性能，結果如表5 和表6 所示。

表5 呼圖壁背斜巖樣滾動回收率實驗結果Tab.5 Experimental results of core samples rolling recovery of anticlinal formation in Hutubi

表6 呼圖壁背斜巖樣膨脹應變實驗結果Tab.6 Experimental results of core samples swelling strain of anticlinal formation in Hutubi

由表5 可知，地層溫度下熱滾16 h 后，沙灣組、安集海河組和東溝組巖樣在清水中的分散性極強，水化分散后巖樣質量減少量極大，滾動回收率分別為0.4%、4.1%和9.9%；相較而言，紫泥泉子組和喀拉扎組巖樣在清水中的分散性較弱，水化分散后巖樣質量減少量較小，滾動回收率分別為89.7%和93.2%。

由表6 可知，安集海河組巖樣在清水中浸泡2和16 h 的膨脹應變分別為9.6%和11.3%，東溝組巖樣在清水中浸泡2 和16 h 的膨脹應變分別為10.4%和12.6%，水化膨脹應變中等。相較而言，沙灣組巖樣在清水中浸泡2 和16 h 的膨脹應變分別為5.2%和21.2%，紫泥泉子組巖樣在清水中浸泡2 和16 h的膨脹應變分別為13.6%和20.0%，喀拉扎組巖樣在清水中浸泡2 和16 h 的膨脹應變分別為4.4%和24.6%，水化膨脹應變強。

就黏土礦物水化分散強度而言，沙灣組＞安集海河組＞東溝組＞連木沁組＞呼圖壁河組＞紫泥泉子組＞喀拉扎組。就黏土礦物水化膨脹強度而言，喀拉扎組＞紫泥泉子組＞沙灣組＞呼圖壁河組＞安集海河組＞東溝組＞連木沁組。

3 巖石力學特征

取南緣呼圖壁背斜沙灣組和齊古組巖樣各5 組，其中，1～3 號巖樣分別用于測試無圍壓、5 和10 MPa 圍壓下的力學性能，4 號和5 號巖樣分別用于測試南緣鉆井現場用水基鉆井液和油基鉆井液浸泡48 h 后在圍壓10 MPa 下的力學性能。

3.1 沙灣組

沙灣組巖石力學實驗結果如表7 所示。由表7可知，沙灣組1 號巖樣在無圍壓加載時，巖樣抗壓強度較低，受力后巖樣破碎，產生裂縫；2 號和3 號巖樣分別在5 和10 MPa 圍壓、三軸加載下，發生剪切破壞，表明其塑性較強；隨著圍壓的不斷升高（0↗10 MPa），巖樣的抗壓強度（破裂壓力）亦快速上升；4 號巖樣在現場用水基鉆井液中浸泡48 h后，在10 MPa 圍壓、三軸加載下，分散崩塌，表明黏土礦物水化對沙灣組強度的破壞作用強烈；5 號巖樣在現場用油基鉆井液中浸泡48 h 后，在10 MPa圍壓、三軸加載下，較之3 號巖樣，抗壓強度和彈性模量略有降低，但整體變化不大，表明鉆井過程中油基鉆井液對沙灣組黏土礦物水化的抑制性和對井周地層強度的保護作用較強。

表7 沙灣組巖石力學實驗結果Tab.7 Experimental results of rock mechanics of Shawan Formation

3.2 齊古組

齊古組巖石力學實驗結果見表8。由表8 可知，齊古組1～3 號巖樣在測試過程中，均發生拉伸破壞，出現了破壞面和破壞形態，表明其脆性較強；隨著圍壓的不斷升高，巖樣的抗壓強度（破裂壓力）亦快速上升；4 號和5 號巖樣分別在現場用水基鉆井液和油基鉆井液中浸泡48 h 后，在10 MPa 圍壓三軸加載下，較之3 號巖樣，抗壓強度略有降低，但整體變化不大，彈性模量略有升高，表明鉆井過程中齊古組的黏土礦物水化作用較弱、井壁較為穩定。

表8 齊古組巖石力學實驗結果Tab.8 Experimental results of rock mechanics of Qigu Formation

整體而言，在10 MPa 圍壓三軸加載下，使用現場水基鉆井液浸泡48 h 后，沙灣組巖樣松散破碎，而齊古組巖樣較為完整，使用現場油基鉆井液浸泡48 h 后沙灣組和齊古組巖樣較為完整。結合現場實鉆資料，南緣地層抗壓強度排序為：齊古組＞紫泥泉子組＞沙灣組＞塔西河組＞安集海河組。

4 破碎地層井壁失穩機理

由地震解釋剖面（圖1）可知，南緣沖斷帶地層主干斷裂構造以擠壓為主，呈高角度強烈逆沖和滑脫斷裂，地層高陡、壓力系統復雜、構造應力高，加之成層疊置斷裂在古近系安集海河組和侏羅系發生滑脫和推覆體切割，造成新老地層重復，地層破碎，井眼穩定性差。南緣呼圖壁河組和清水河組野外露頭巖樣圖（圖2，圖3），也印證了地震剖面解釋的準確性。

圖1 呼圖壁背斜X 井地震解釋剖面圖Fig.1 Seismic interpretation profile of Well X of anticlinal formation in Hutubi

圖2 呼圖壁河組野外露頭巖樣Fig.2 Outcrop rock sample of Hutubihe Formation

圖3 清水河組野外露頭巖樣Fig.3 Outcrop sample of Qingshuihe Formation

地層巖性特征表明，南緣破碎地層巖性以泥巖、粉砂質泥巖和泥質粉砂巖為主，全巖礦物以黏土礦物（17.6%～42.4%）、斜長石（10.9%～36.4%）和石英（10.3%～29.0%）為 主，黏 土 礦物 以 伊/蒙 混層（16.6%～35.8%）、伊利石（24.2%～48.1%）和蒙脫石（15.2%～36.9%）為主。

南緣沖斷帶破碎地層鉆進時，在井筒液柱壓力的作用下，鉆井液濾液將快速侵入近井筒破碎地層的大量孔隙、微裂縫和裂縫中，其表面發育的蒙脫石、伊/蒙混層將發生強烈水化膨脹，而伊利石和高嶺土在鉆井液高壓射流沖刷作用下發生無規律運移后，將對孔隙、喉道和裂縫造成分割和堵塞。同時，濾液沿裸露的泥巖或砂巖基質和孔隙發生水力尖劈，導致孔隙壓力增加，而層面粒間孔溶解將加劇鉆井液對微裂縫的侵蝕剝落[13-15]。黏土礦物水化膨脹分散和破碎地層發育微孔縫延伸拓寬增壓剝裂二者作用疊加，使井周地層抗壓強度降低、坍塌壓力增高，鉆井液密度窗口降低，導致井壁失穩。

地層水化特征表明，南緣沖斷帶沙灣組、安集海河組、東溝組和連木沁組巖樣在清水中發生劇烈水化分散和自造漿，導致近井周地層巖石膠結強度下降和坍塌壓力增高；呼圖壁河組、紫泥泉子組和喀拉扎組巖樣在清水介質中呈弱水化分散，井壁相對穩定；沙灣組、紫泥泉子組、喀拉扎組和呼圖壁河組巖樣在清水中發生強－中強水化膨脹應變，導致近井周地層孔隙壓力增加、抗壓強度降低和坍塌壓力增大；東溝組和連木沁組巖樣在清水介質中呈弱水化膨脹，井壁則相對穩定。

基于水基鉆井液滲透對南緣沖斷帶破碎地層的強度破壞實驗[16]可知，較之原始地層，在40 MPa 圍壓下巖樣在鉆井液中浸泡0.1、1.0、5.0 和15.0 h 后，抗壓強度同比損失8.5%、11.8%、39.3% 和57.8%，據此建立南緣沖斷帶破碎地層強度隨水基鉆井液滲透時間的指數變化模型，見圖4[16]。計算表明，水基鉆井液滲透40 h 后，南緣破碎地層的抗壓強度同比損失高89.8%。

圖4 近井筒地層強度隨鉆井液滲透時間的變化Fig.4 Change of near-wellbore formation strength with drilling fluid penetration time

據此可知，在南緣破碎地層“壓力系統復雜、縱向存在高低壓互層、鉆井液安全密度窗口窄、地質不確定性極強”的背景下，若無法有效實現近井周地層強封堵，在井內液柱壓力下鉆井液將向地層滲透產生滲透壓，導致井周地層孔隙壓力改變和坍塌壓力增大[17-18]，而單純提高密度又易誘使鉆井液濾液加速侵入井周破碎地層發育微孔縫。同時，水化膨脹、水力尖劈和壓力傳遞的交迭將造成“井壁失穩→提高密度→短暫穩定→濾液侵入加劇→垮塌掉塊惡化”的惡性循環[19-20]。此外，若鉆井液密度突破窄安全密度窗口，又將引發頻繁井漏，導致鉆井液密度控制難度進一步增大。

5 鉆井液井壁穩定機理

井周地層封堵強化主要通過在鉆井液中加入不同類型、大小和分布的工程顆?；旌衔飦韺崿F[21-22]，使封堵材料堵塞或沉積作用迅速發生，阻止裂縫擴展劈裂[23-24]。由顆粒物理學和顆粒堵塞區特性理論分析可知，接觸變形、堵漏材料體積分數和表面摩擦系數是影響堵塞能力和穩定性的關鍵，由穩定堵塞區物理模型（圖5）[25]可知，剛性顆粒（紅色）、纖維（黃色）和彈性顆粒（黑色）糅合緊密，可實現接觸變形、堵漏材料體積分數和表面摩擦系數高值，增強封堵強度和穩定性。彈性顆粒能提高堵塞區的回彈性和接觸變形量，防止剛性顆粒在壓力下破碎，提高堵塞穩定性[26]。

圖5 穩定堵塞區物理模型Fig.5 Physical model of the stable plugged zone

實踐表明，鉆井液排量高于2.19 m3/min 時，井眼失穩現象明顯；當排量降至1.89～2.08 m3/min 時，環空流動狀態以層流為主，消除了對井眼的過度沖刷[27]。臨界切割輸送速度是防止切割床形成和切割向上運動所需的最小流體速度，而環空速度和流變性是控制鉆井液切削傳輸的重要因素[28-29]。模擬研究（圖6）表明[27]，在0.42 m/s 附近，巖屑的輸運比隨速度的增加而迅速增加，但在0.80～1.42 m/s 的速度范圍內，輸運比開始趨于平穩，增加變慢[30]。

圖6 輸運比和環空速度圖Fig.6 Conveying ratio and ring-space velocity graph

基于南緣沖斷帶破碎地層的巖性特征、水化特征、巖石力學特征和鉆井過程中的井壁失穩機理可知，為實現安全鉆井和井壁穩定，需滿足：1）根據地層孔隙壓力和破裂壓力合理確定鉆井液密度，有效平衡地層壓力和構造應力。2）南緣破碎地層多呈極強 弱分散、易 中等膨脹特征，為避免鉆井過程中地層發生劇烈水化作用，鉆井液需有效抑制黏土礦物水化分散膨脹和全面致密封堵地層發育孔隙、微裂縫和裂縫（0.1～100.0μm）。3）深部地層鉆進時，調控鉆井液在井底溫度下的高溫高壓初失水≤1 mL，高溫高壓總失水≤10 mL，遏制鉆井液濾液侵入。4）深部地層鉆進時，選用合適的泵量與環空返速，嚴格保持環空鉆井液呈平板型層流（調節鉆井液在井底溫度下的動切力至0.4～0.5 Pa），確保及時快速攜帶出鉆屑和掉塊，有效遏制井眼沖刷和坍塌。

6 結論

1）南緣沖斷帶破碎地層巖性以泥巖和砂巖為主，全巖礦物以黏土礦物、斜長石和石英為主，黏土礦物以伊利石和伊/蒙混層為主，地層水化特征非均質性強，包括極強－較弱分散和強－中等－弱膨脹，油基鉆井液對黏土礦物水化的抑制性較好，有利于井壁穩定。

2）南緣沖斷帶主干斷裂構造以擠壓為主，井眼穩定性差，而黏土礦物水化膨脹分散和井周破碎地層發育微孔縫延伸拓寬增壓剝裂作用疊加，造成地層抗壓強度降低、坍塌壓力增高、鉆井液密度窗口降低，是破碎地層鉆進時井壁失穩的主要原因。

3）為實現南緣沖斷帶破碎地層安全優快鉆井，在合理確定鉆井液密度的基礎上，需實現有效抑制水敏性黏土礦物水化膨脹分散、全面致密封堵井周地層發育微孔縫、嚴控鉆井液高溫高壓濾失性能、長效保持鉆井液高效攜巖性能。