唐文泉， 高書(shū)陽(yáng)， 王成彪 甄劍武， 陳曉飛， 柴龍（.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京），北京 0008； 2.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 000；. 頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京000）

龍馬溪頁(yè)巖井壁失穩(wěn)機(jī)理及高性能水基鉆井液技術(shù)

唐文泉1，2，3， 高書(shū)陽(yáng)2，3， 王成彪1， 甄劍武2，3， 陳曉飛2，3， 柴龍2，3
（1.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京），北京 100083； 2.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；3. 頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京100101）

唐文泉，高書(shū)陽(yáng)，王成彪，等.龍馬溪頁(yè)巖井壁失穩(wěn)機(jī)理及高性能水基鉆井液技術(shù)[J].鉆井液與完井液，2017，34（3）：21-26.

TANG Wenquan, GAO Shuyang, WANG Chengbiao, et al.Research on mechanisms of wellbore instability of longmaxi shale formation and high performance water base drilling fluid technology[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid， 2017， 34（3）：21-26.

目前長(zhǎng)水平井段井壁失穩(wěn)問(wèn)題仍是制約國(guó)內(nèi)外頁(yè)巖氣資源鉆探開(kāi)發(fā)的重大工程技術(shù)難題。為解決龍馬溪組頁(yè)巖長(zhǎng)水平井段的井壁失穩(wěn)問(wèn)題，采用X射線衍射分析、氦氣孔隙體積測(cè)試、高壓壓汞測(cè)試、高分辨率場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡、CT掃描、巖石連續(xù)刻劃強(qiáng)度等實(shí)驗(yàn)，分析了龍馬溪組頁(yè)巖微觀組構(gòu)特征及理化特性，探討了微觀組構(gòu)特征、理化特性對(duì)龍馬溪組頁(yè)巖井壁穩(wěn)定的影響。研究表明：龍馬溪頁(yè)巖富含脆性礦物，黏土礦物以伊蒙混層為主，微納米孔隙發(fā)育，微裂隙呈縫狀、近平行分布，敏感性礦物的存在及其層理、微裂縫發(fā)育是導(dǎo)致頁(yè)巖井壁失穩(wěn)的主要內(nèi)在因素。為此，針對(duì)性地提出了多元協(xié)同穩(wěn)定井壁水基鉆井液防塌技術(shù)對(duì)策，即“強(qiáng)化封堵-適度抑制-合理密度-高效潤(rùn)滑”。應(yīng)用該技術(shù)對(duì)策構(gòu)建了高性能水基鉆井液優(yōu)化配方，評(píng)價(jià)表明，該體系有較好的封堵性和抑制裂縫擴(kuò)展的能力。該體系在黃金壩區(qū)塊2口井三開(kāi)進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，該體系較好地解決了頁(yè)巖長(zhǎng)水平井段的井壁失穩(wěn)和水平段摩阻較大的問(wèn)題，為中國(guó)采用水基鉆井液技術(shù)高效鉆探開(kāi)發(fā)頁(yè)巖氣資源提供了新的思路及經(jīng)驗(yàn)。

頁(yè)巖氣；井壁失穩(wěn)；微納米尺度；孔隙結(jié)構(gòu)；水基鉆井液

中國(guó)頁(yè)巖氣資源約100×1012m3，具有良好的勘探開(kāi)發(fā)前景。水平井鉆井技術(shù)是頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)的核心技術(shù)之一，廣泛應(yīng)用于頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)。頁(yè)巖氣水平井鉆井液技術(shù)作為水平井鉆井的關(guān)鍵技術(shù)，面臨著水平井段井壁失穩(wěn)、井漏、易卡鉆等技術(shù)難題[1-4]，制約了中國(guó)頁(yè)巖氣資源的鉆探開(kāi)發(fā)進(jìn)程。傳統(tǒng)的油基鉆井液以及合成基鉆井液可較好地解決以上問(wèn)題，但存在配制使用成本高，環(huán)境可接受性差等問(wèn)題，且仍易出現(xiàn)井壁垮塌、井漏、固井質(zhì)量差等問(wèn)題，促使國(guó)內(nèi)外鉆井液行業(yè)興起了頁(yè)巖氣水平井高性能水基鉆井液研究熱潮。國(guó)外學(xué)者在研發(fā)高性能頁(yè)巖氣水平井水基鉆井液時(shí)[5-9]，注重測(cè)定巖石的礦物組成、結(jié)構(gòu)、裂縫分布等特征，通過(guò)多種方法和途徑封堵頁(yè)巖微納米孔隙，如引入納米顆粒，通過(guò)調(diào)節(jié)鉆井液水活度等方式，降低毛細(xì)管作用，減小濾液向頁(yè)巖的侵入和運(yùn)移，從而降低壓力傳遞作用對(duì)井壁穩(wěn)定的影響，同時(shí)注重鉆井液抑制性和潤(rùn)滑性。筆者通過(guò)對(duì)四川盆地龍馬溪組頁(yè)巖組構(gòu)、理化性能、巖石浸泡前后力學(xué)性能變化等進(jìn)行測(cè)試，深入分析了巖石破壞的影響因素及井壁失穩(wěn)機(jī)理，制定出水基鉆井液防塌技術(shù)對(duì)策，通過(guò)關(guān)鍵處理劑的研選，構(gòu)建了高性能水基鉆井液體系，在川南區(qū)塊開(kāi)展了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用并取得成功。

1 龍馬溪頁(yè)巖組構(gòu)及特征分析

1.1 礦物組分分析

龍馬溪組頁(yè)巖為黑色碳質(zhì)、硅質(zhì)頁(yè)巖。取該層段樣品47個(gè)，進(jìn)行X射線全巖礦物及黏土礦物分析。分析結(jié)果顯示：脆性礦物含量49.9%～80.3%，平均值60.0%，以石英為主，占39.5%，其次為長(zhǎng)石9.8%，方解石4.3%，黏土礦物含量19.7%～47.0%，平均值37.3%；黏土礦物以伊蒙混層為主，占58.0%，其次為伊利石，占36.7%。

1.2 孔隙度特征

采用氦氣孔隙體積法測(cè)定158塊巖石樣品，測(cè)得巖樣孔隙度為2.49%～7.08%， 平均3.92%。其中富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖段樣品68塊，孔隙度為2.78%～7.08%，平均4.64%；非富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖段樣品90塊，孔隙度為2.49%～6.67%，平均3.37%，富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖段孔隙度明顯高于非富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖段。對(duì)40塊巖心進(jìn)行高壓壓汞實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明：龍馬溪組微觀孔隙結(jié)構(gòu)可大體劃分為兩類(lèi)。Ⅰ類(lèi)為裂縫+孔隙型毛細(xì)管壓力曲線，典型樣品（井深2 380 m）表現(xiàn)為低孔隙度（4.13%）、較高滲透率（109.72 mD），曲線上為較低壓力下開(kāi)始進(jìn)汞，進(jìn)汞曲線為上升直線；Ⅱ類(lèi)為孔隙型毛細(xì)管壓力曲線，其典型樣品（井深為2 411 m）表現(xiàn)為低孔隙度、低滲透率，排驅(qū)壓力較大（多數(shù)大于20 MPa），孔喉半徑較小，對(duì)滲透率起主要貢獻(xiàn)所對(duì)應(yīng)的孔喉半徑為0.006 3～0.025 μm。

1.3 形貌特征

為避免傳統(tǒng)的機(jī)械拋光造成的表面損害，通過(guò)氬離子拋光技術(shù)處理巖樣表面，選用高分辨率場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡觀察頁(yè)巖表面微納米孔隙特征[10-12]，結(jié)果見(jiàn)圖1。

圖1 龍馬溪組頁(yè)巖的SEM掃描電鏡和CT掃描圖片

由圖1可見(jiàn)，巖樣多發(fā)育納米級(jí)孔隙（孔隙直徑小于0.75 μm），形貌特征不一，或呈圓孔狀、橢圓狀、蝌蚪狀、月牙狀，無(wú)規(guī)則分布，部分孔隙相聯(lián)通，見(jiàn)圖1（a）、圖1（b）；微裂隙連接微納米孔隙，部分裂隙彎曲度較大，互相連接，形成空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)；頁(yè)巖內(nèi)碎屑顆粒以粉砂為主，其間多被泥質(zhì)充填，片狀黏土質(zhì)成分以伊利石為主，可見(jiàn)顆粒及片狀黏土礦物間存在一定的微細(xì)孔隙，孔隙大于1 μm， 部分孔徑大于10 μm， 主要分散于碎屑顆粒之間，如圖1（c）、圖1（d）；應(yīng)用CT掃描技術(shù)，觀察不加載狀態(tài)下標(biāo)準(zhǔn)巖心正面及側(cè)面的裂縫分布情況，發(fā)現(xiàn)裂縫寬度約91～110 μm，層理縫近平行分布，部分彎曲度較大，如圖1（e）、圖1（f）。

1.4 理化性能及力學(xué)性能

為了研究龍馬溪頁(yè)巖的理化特性，測(cè)定了陽(yáng)離子交換容量、比表面積、滾動(dòng)回收率，水化膨脹率等參數(shù)。測(cè)得龍馬溪頁(yè)巖的陽(yáng)離子交換容量為3.5～6.8 mmol/100 g，比表面積值在16～35 m2/g之間；取粒徑為2～4 mm的巖屑在100 ℃滾動(dòng)16 h，測(cè)得清水的滾動(dòng)分散回收率高達(dá)94.5%，清水的頁(yè)巖膨脹率也僅為10.5%。結(jié)合礦物組分分析可知，龍馬溪組頁(yè)巖為硬脆性頁(yè)巖，膨脹類(lèi)黏土礦物含量低，表現(xiàn)出弱水化膨脹和分散的特性。

傳統(tǒng)上，巖石水化前后力學(xué)性能參數(shù)測(cè)量多采用巖石三軸應(yīng)力測(cè)試法，由于該方法屬破壞性實(shí)驗(yàn)，巖心需求量較大，不能測(cè)量同一巖心水化前后強(qiáng)度的變化。為了克服該缺點(diǎn)，實(shí)驗(yàn)采用全尺寸巖石連續(xù)刻劃強(qiáng)度測(cè)試系統(tǒng)TerraTek[13]，該系統(tǒng)使用金剛石刀片，以一定的橫切面積和速率沿巖石表面刻劃來(lái)獲取巖石抗壓強(qiáng)度參數(shù)，具有巖樣損壞程度小、選樣靈活、準(zhǔn)確便捷、利用率高的特點(diǎn)，應(yīng)用該方法測(cè)量了龍馬溪頁(yè)巖水化前后強(qiáng)度的變化情況，結(jié)果見(jiàn)圖2。

圖2 巖石水化前后抗壓強(qiáng)度對(duì)比圖

分析連續(xù)刻劃巖石強(qiáng)度剖面圖，發(fā)現(xiàn)巖石抗壓強(qiáng)度在100～300 MPa之間不斷起伏變化，均值為123.71 MPa，高強(qiáng)度點(diǎn)（如圖2的2、4、6處）抗壓強(qiáng)度可達(dá)250～320 MPa，低強(qiáng)度點(diǎn)處（如圖2的1、3、7）抗壓強(qiáng)度在80～150 MPa之間，最低強(qiáng)度點(diǎn)（圖2的5、8處）有微裂縫存在。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中發(fā)現(xiàn)：石英含量高、黏土礦物含量低的灰白色區(qū)域抗壓強(qiáng)度大；黏土礦物含量高、石英含量低的黑色區(qū)域抗壓強(qiáng)度小。

對(duì)比巖石浸泡前后抗壓強(qiáng)度降低率發(fā)現(xiàn)：石英含量高、黏土礦物含量低的區(qū)域（如圖2的2、4、6等處）巖石抗壓強(qiáng)度降低程度較小，低于10%；而黏土礦物含量高、石英含量低的區(qū)域（如圖2的1、3、7處）巖石抗壓強(qiáng)度降低率都在40%～50%之間。微裂縫處（圖2的5、8處）巖石抗壓強(qiáng)度降低率達(dá)80%以上，說(shuō)明流體浸泡對(duì)頁(yè)巖微裂縫處的巖石強(qiáng)度影響極大。綜上所述，微裂縫發(fā)育、黏土礦物是影響巖石水化前后強(qiáng)度變化的主要內(nèi)在因素。

2 龍馬溪頁(yè)巖井壁失穩(wěn)機(jī)理及防塌技術(shù)對(duì)策

綜合分析龍馬溪頁(yè)巖微組構(gòu)特征、理化性能、力學(xué)性能等實(shí)驗(yàn)結(jié)果，得出頁(yè)巖氣地層礦物組成、層理、微裂縫發(fā)育是影響巖石強(qiáng)度的主要內(nèi)在因素，其井壁失穩(wěn)機(jī)理為：一方面巖石層理及微裂縫發(fā)育，鉆井液濾液在水力壓差、毛細(xì)管作用、化學(xué)滲透壓等作用下，易沿微裂隙侵入巖石，造成近井壁地帶巖石孔隙壓力上升，削弱了鉆井液液柱壓力對(duì)井壁的有效應(yīng)力支撐，引發(fā)井壁失穩(wěn)；另一方面，鉆井液（濾液）的侵入，增大了濾液與頁(yè)巖黏土顆粒間的接觸面積，加劇了水化作用，改變了地層原有的物理化學(xué)平衡，降低了巖石強(qiáng)度，同時(shí)鉆井液濾液的“楔入”作用促使微裂縫的開(kāi)裂、擴(kuò)展、分叉、再擴(kuò)展，直至相互貫通，最終沿某一力學(xué)性質(zhì)最弱的裂縫或?qū)永砻姘l(fā)生宏觀破壞。

借鑒國(guó)內(nèi)外水基鉆井液體系研發(fā)和成功應(yīng)用的經(jīng)驗(yàn)[14-18]，針對(duì)實(shí)鉆過(guò)程中，龍馬溪組頁(yè)巖定向段、長(zhǎng)水平段多發(fā)掉塊、井壁坍塌、漏失、起下鉆頻繁遇阻等復(fù)雜情況，結(jié)合井壁失穩(wěn)主要影響因素及機(jī)理，基于微納米尺度的泥頁(yè)巖井壁失穩(wěn)機(jī)理，結(jié)合“多元協(xié)同”井壁穩(wěn)定新理論，提出水基鉆井液防塌技術(shù)對(duì)策：即“強(qiáng)化封堵—適度抑制—合理密度—高效潤(rùn)滑”。

1）“強(qiáng)化封堵”。即在做好常規(guī)封堵的同時(shí)，注重微納米縫隙的封堵。強(qiáng)化封堵微納米尺度微裂縫、微孔隙是解決頁(yè)巖氣地層井壁失穩(wěn)的技術(shù)關(guān)鍵，室內(nèi)可通過(guò)壓力傳遞實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)封堵劑阻緩壓力傳遞的效果。此外，頁(yè)巖微納米尺度的孔隙發(fā)育，傳統(tǒng)的水基鉆井液封堵劑（如超細(xì)鈣、重晶石、膨潤(rùn)土等）的粒徑多為微米尺度，難以進(jìn)入地層的微納米尺度孔隙、裂隙形成內(nèi)泥餅，阻緩濾液和壓力傳遞。建議引入納米封堵劑，封堵頁(yè)巖地層微納米孔隙，減小濾液的侵入和壓力傳遞。

2）“適度抑制”。龍馬溪組頁(yè)巖硬脆性礦物含量較高，微裂隙發(fā)育，黏土礦物以伊蒙混層為主，占58.0%，其次為伊利石，占36.7%。低的鉆井液抑制性易引起黏土發(fā)生強(qiáng)烈的水化作用，過(guò)高的抑制作用會(huì)造成地層脫水，產(chǎn)生新的微裂縫，不利于井壁穩(wěn)定。通過(guò)實(shí)驗(yàn)優(yōu)選適當(dāng)濃度的氯化鉀、胺類(lèi)、硅酸鹽類(lèi)抑制劑來(lái)滿足抑制的需要。

3）“合理密度”。龍馬溪組頁(yè)巖地層多發(fā)井漏，從鉆井工藝角度出發(fā)選用合理的鉆井液密度，即可以防止鉆井液濾液侵入地層，又降低井漏風(fēng)險(xiǎn)。盡量采用近平衡鉆井，降低循環(huán)當(dāng)量密度。

4）“高效潤(rùn)滑”。長(zhǎng)水平段扭矩和摩阻大，增加了卡鉆風(fēng)險(xiǎn)。選用高效潤(rùn)滑劑是控制摩阻，保證起下鉆順暢，降低卡鉆風(fēng)險(xiǎn)的關(guān)鍵性技術(shù)措施。

3 高性能水基鉆井液及其性能

利用多元協(xié)同穩(wěn)定井壁水基鉆井液防塌技術(shù)對(duì)策，通過(guò)對(duì)封堵劑、抑制劑、潤(rùn)滑劑等核心處理劑的優(yōu)選，構(gòu)建了高性能水基鉆井液體系配方如下。

（1.5%～4.0%）膨潤(rùn)土+（0～0.5%）XC+（0.2%～0.5%）PAC-LV+（2%～3%）SMP-2+（2%～3%）SPNH+ （0.5%～1.0%）SMJA-1+（5%～7%）KCl+0.5%KOH+（2%～3%）TCFD+（4%～6%）SMFD-1+（1%～2%）SMFD-2+（1%～2%）SMRH-1+（1%～2%）SMRH-2+重晶石

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，該體系表現(xiàn)出較好的流變、封堵、抑制、潤(rùn)滑等性能，見(jiàn)表1。

3.1 頁(yè)巖刻劃強(qiáng)度評(píng)價(jià)

利用TerraTek儀器測(cè)量頁(yè)巖巖心在不同實(shí)驗(yàn)流體下浸泡48 h前后強(qiáng)度的變化情況，見(jiàn)圖3，實(shí)驗(yàn)流體分別為：清水、氯化鉀聚合物鉆井液、國(guó)外頁(yè)巖水基鉆井液、高性能水基鉆井液（自制）和油基體系。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，清水浸泡后的巖樣巖石強(qiáng)度降低程度最大，達(dá)到了26.0%；水基鉆井液體系中，KCl聚合物體系和國(guó)外頁(yè)巖水基鉆井液體系的巖石強(qiáng)度降低率次之，分別為19.0%和17.6%；高性能水基體系浸泡后的巖石強(qiáng)度降低程度最小，僅為10.1%，僅次于油基鉆井液的8.2%，說(shuō)明浸泡同樣時(shí)間的情形下，該高性能水基鉆井液體系優(yōu)于其他的水基鉆井液體系，與油基體系的差距不大，具有較強(qiáng)的井壁穩(wěn)定性能。

表1 構(gòu)建的高性能水基鉆井液常規(guī)性能

圖3 巖石在不同鉆井液中浸泡后刻劃強(qiáng)度降低率

3.2 頁(yè)巖裂縫擴(kuò)展評(píng)價(jià)

利用CT掃描實(shí)驗(yàn)儀觀察頁(yè)巖在浸泡過(guò)程中的裂縫擴(kuò)展情況，見(jiàn)圖4。結(jié)果表明，清水和KCl聚合物體系浸泡后，較短時(shí)間內(nèi)即產(chǎn)生微裂縫，并迅速擴(kuò)展，而使用高性能水基鉆井液，浸泡64 h內(nèi)未產(chǎn)生新裂縫。說(shuō)明該體系可抑制頁(yè)巖微裂縫的產(chǎn)生和擴(kuò)展，具有較強(qiáng)的井壁穩(wěn)定性能。

3.3 封堵性能評(píng)價(jià)

選用美國(guó)Shale STAB儀進(jìn)行壓力傳遞實(shí)驗(yàn)，巖心選取天然標(biāo)準(zhǔn)巖心，上游試液壓力為1.38 MPa，下游壓力為0，通過(guò)監(jiān)控下游壓力評(píng)價(jià)測(cè)試流體阻緩壓力傳遞的性能，實(shí)驗(yàn)前對(duì)巖心進(jìn)行地層水飽和處理。實(shí)驗(yàn)流體分別為清水、聚合物鉆井液基漿、聚合物鉆井液、國(guó)外頁(yè)巖水基鉆井液、油基鉆井液以及研發(fā)的高性能水基鉆井液。實(shí)驗(yàn)開(kāi)始后，由于清水中無(wú)封堵劑，2.5 h即發(fā)生壓力穿透，下游壓力上升至1.38 MPa?；鶟{中無(wú)封堵材料，實(shí)驗(yàn)開(kāi)始后 8 h發(fā)生壓力穿透。而聚合物鉆井液、國(guó)外某頁(yè)巖水基鉆井液、高性能水基鉆井液、油基鉆井液體系的下游壓力上升非常緩慢。在阻緩壓力傳遞方面，研發(fā)的頁(yè)巖高性能水基鉆井液優(yōu)于其他水基鉆井液體系，僅次于油基鉆井液。如圖5所示。

圖4 頁(yè)巖在不同鉆井液中浸泡過(guò)程中的裂縫擴(kuò)展情況

圖5 高性能水基鉆井液壓力傳遞實(shí)驗(yàn)

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

川南地區(qū)龍馬溪組頁(yè)巖巖性上部為灰黑色灰質(zhì)泥巖、灰質(zhì)頁(yè)巖，下部為灰黑色、黑色頁(yè)巖，實(shí)鉆過(guò)程中該地層掉塊嚴(yán)重，多發(fā)漏失，卡鉆事故復(fù)雜頻繁，掉塊大小約2～6 cm，厚約0.3～1.2 cm， 面較平滑。井壁失穩(wěn)事故頻發(fā)，嚴(yán)重阻礙了鉆井施工的順利進(jìn)行，延誤了鉆井周期，造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失。

新研發(fā)的高性能水基鉆井液體系在黃金壩區(qū)塊2口井三開(kāi)進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。其中，YS108-X井井深4 225 m，垂深2 539 m，裸眼段長(zhǎng)2 750 m，其中水平段長(zhǎng)1 700 m。平均鉆時(shí)為6.77 min/m，鉆井周期32.2 d，現(xiàn)場(chǎng)注意控制泥餅質(zhì)量，保證滑塊系數(shù)在0.06以下，提高了鉆井液的潤(rùn)滑降阻能力，表現(xiàn)出顯著的降摩減阻效果，起下鉆順暢，摩阻維持在正常范圍以?xún)?nèi)，與鄰井相比摩阻降低5～10 t，降低率達(dá)10%～20%，鉆進(jìn)過(guò)程中無(wú)復(fù)雜事故，起下鉆和下套管作業(yè)順暢，未發(fā)生任何復(fù)雜情況，較好地解決了長(zhǎng)水平段井壁失穩(wěn)問(wèn)題和摩阻大的問(wèn)題，實(shí)現(xiàn)了頁(yè)巖水平井使用水基鉆井液安全鉆進(jìn)的目標(biāo)。鉆井液性能參數(shù)：密度為1.80～1.84 g/cm3，API濾失量為0～0.4 mL，高溫高壓濾失量為4.4～5.0 mL；切力為為3.0/13.5 Pa/Pa，潤(rùn)滑系數(shù)為0.10。

5 結(jié)論

1.四川盆地龍馬溪組頁(yè)巖屬黑色硬脆性頁(yè)巖，脆性礦物含量較高，黏土礦物以伊蒙混層為主；頁(yè)巖基質(zhì)多發(fā)育微納米孔隙，層理縫近平行狀分布，部分微裂隙彎曲度較大，連接宏觀裂縫與微納米孔隙形成空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。

2.結(jié)合龍馬溪組頁(yè)巖微觀組構(gòu)特征、理化性能及力學(xué)性能參數(shù)測(cè)試等實(shí)驗(yàn)，深入探討龍馬溪組頁(yè)巖井壁失穩(wěn)機(jī)理。針對(duì)敏感性礦物的存在及其層理、微裂縫發(fā)育是導(dǎo)致頁(yè)巖井壁失穩(wěn)的主要內(nèi)在因素，提出了“強(qiáng)化封堵—適度抑制—合理密度—高效潤(rùn)滑”的水基鉆井液防塌技術(shù)對(duì)策，指導(dǎo)構(gòu)建一種高性能水基鉆井液體系。

3.室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明：構(gòu)建的高性能水基鉆井液，在阻緩巖石強(qiáng)度降低、微裂縫擴(kuò)展、壓力傳遞等方面均表現(xiàn)出優(yōu)良的性能；現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)證明：該體系較好的解決了三開(kāi)定向段、長(zhǎng)水平段井壁失穩(wěn)和摩阻大、易卡鉆的問(wèn)題，滿足頁(yè)巖水平井水基鉆井液現(xiàn)場(chǎng)施工技術(shù)要求。

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Research on Mechanisms of Wellbore Instability of Longmaxi Shale Formation and High Performance Water Base Drilling Fluid Technology

TANG Wenquan1,2,3, GAO Shuyang2,3, WANG Chengbiao1, ZHEN Jianwu2,3, CHEN Xiaofei2,3, CHAI Long2,3
(1. China University of Geosciences (Beijing), Beijing 100083; 2. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101; 3. State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development, Beijing 100101)

Presently the problem of wellbore instability in long horizontal wells is still a major technical problem in hindering the development of shale gas resources in the world. To solve this problem encountered in the long horizontal well section penetrating the shaly Longmaxi Formation, XRD analysis, pore volume tests by helium adsorption, high pressure mercury test, high resolution field emission SEM, CT scanning and continuous rock engraving strength experiments were used to analyse the micro petro-fabric and physicochemical characteristics of the Longmaxi shale, and their effects on borehole stabilization. The studies showed that the Longmaxi shale was rich in brittle minerals, and the clay minerals were mainly I/S mixed layers. Pores of micro- and nano-meters in sizes were developed, and micro cracks in the formation were slit shaped and in nearly parallel distribution. The presence of water sensitive minerals and the beddings developed therein as well as the micro fractures were the main factors causing shale wellbore instability. A set of wellbore stabilization measures was presented to solve these problems using inhibitive water base drilling fluid with synergistic effect, that is, borehole wall plugging strengthening - controlled inhibitive capacity of drilling fluid – reasonable density ofdrilling fluid - efficient lubrication of drilling fluid. A high-performance water base drilling fluid was formulated based on this technical strategy, exhibiting good plugging, and the ability to suppress crack propagation. This drilling fluid was used in drilling the 3rd interval of two wells in the Huangjinba block, successfully resolved the problems of wellbore instability and high friction in the long horizontal section of the Longmaxi shale, providing a new clue and experiences of using water base drilling fluid in the drilling and exploring shale gas resources.

Shale gas; Wellbore destabilization; Micro/nano size; Pore structure; Water base drilling fluid

TE254.3

A

1001-5620（2017）03-0021-06

2017-02-21；HGF=1703W3；編輯 汪桂娟）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.004

國(guó)家重大專(zhuān)項(xiàng)“彭水地區(qū)常壓頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)示范工程”（2016ZX05061）、國(guó)家自然科學(xué)基金重大項(xiàng)目“頁(yè)巖油氣高效開(kāi)發(fā)基礎(chǔ)理論研究”（51490650）、“川西低滲氣藏低傷害鉆井液技術(shù)研究”（2016ZX05021004-002）聯(lián)合資助。

唐文泉，工程師，1982年生，在讀博士研究生，主要從事地質(zhì)工程、井壁穩(wěn)定與鉆井液技術(shù)研究工作。電話18610182733；E-mail：twq117@126.com。