陆相页岩气水平井段井壁失稳机理及水基钻井液对策

天 然 气 工 业Natural Gas INdustry 第40卷第4期2020年 4月
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陆相页岩气水平井段井壁失稳机理及
水基钻井液对策
王波1,2　孙金声1,3　申峰2　李伟2　张文哲2
1.中国石油大学（华东）石油工程学院
2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院
3.中国石油集团工程技术研究院有限公司
摘要：鄂尔多斯盆地陆相页岩气井水平段井壁失稳问题，是制约该盆地延长区块中生界上三叠统延长组页岩气资源勘探开发的重大工程技术难题。

为此，采用X射线衍射分析获取页岩矿物组分特征，并分析其理化特征、比表面积及微观结构，在此基础上研发了基于纳米封堵的低自由水活度页岩水基钻井液体系（PSW-2），并现场应用于5口陆相页岩气水平井，保障了其长水平段钻进井眼的稳定性。

研究结果表明：①该区延长组页岩黏土矿物含量高，属弱膨胀、易分散、多层理裂缝地层，井壁失稳是力学、物理化学、钻井机械扰动等因素综合作用的结果；②页岩平均孔径为4.494～8.502 nm，毛细管作用明显、吸水能力较强、水化不均匀，导致页岩局部强度下降，易形成突发性垮塌；③研制的PSW-2体系API滤失量低于2.8 mL、滚动回收率为95.15%（接近于油基钻井液98.25%的回收率）、线性膨胀率低至1.38%，润湿角由干岩样的26°增大为56.5°；④该钻井液体系浸泡后抗压强度增加至95.806 MPa，接近于原岩的强度（110.70 MPa）。

结论认为，该水基钻井液体系通过微纳米成分封堵页岩孔隙、降低液相活度提高抑制性、减弱页岩毛细管自吸效应的多元协同，破解了井壁失稳的难题。

关键词：鄂尔多斯盆地；陆相页岩气；晚三叠世延长期；水平井；井壁失稳；水基钻井液；抑制性
DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2020.04.013
Mechanism of wellbore instability in continental shale gas horizontal sections and
its water-based drilling fluid countermeasures
WANG Bo1,2, SUN Jinsheng1,3, SHEN Feng2, LI Wei2, ZHANG Wenzhe2
(1. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum <East China>, Qingdao, Shandong 266580, China;2. Research In-stitute, Shaanxi Yanchang Petroleum <Group> Co. Ltd., Xi'an, Shaanxi 710075, China;3. CNPC Engineering Technology R&D Co. Ltd., Beijing 102206, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 40, ISSUE 4, pp.104-111, 4/25/2020. (ISSN 1000-0976; In Chinese)
Abstract: The wellbore instability in the horizontal sections of continental shale gas wells in the Ordos Basin is a major engineering and technical problem that restricts the exploration and development of the shale gas resources in the Yanchang Formation of Upper Triassic of Mesozoic in the Yanchang Block. To solve this problem, this paper analyzed the characteristics of mineral components in shale by means of X-ray diffraction. In addition, its physical and chemical characteristics, specific surface area and microstructure were analyzed. On this basis, a shale water-based drilling fluid system (PSW-2) of low free water activity based on nano plugging was developed. And it was applied on site at five horizontal wells in continental shale gas reservoirs to ensure the wellbore stability of their long horizontal sections. And the following research results were obtained. First, the Yanchang Formation shale in this area has a high content of clay mineral, and it is a fractured formation of weak expansion, easy dispersion and multiple bedding, so the wellbore instability here is the result of the comprehensive action of mechanical factors, physical and chemical factors, drilling mechanical disturbance, etc. Second, the shale has average pore diameter is 4.494-8.502 nm and is characterized by obvious capillary action, strong water absorption capacity and uneven hydration, which result in the decrease of local shale strength, so sudden collapse tends to happen easily. Third, the API loss of PSW-2 system is less than 2.8 mL, the rolling recovery rate is 95.15% (close to the recovery rate of oil-based drilling fluid 98.25%), the linear expansion rate is as low as 1.38%, and the wetting angle increases from 26° of dry rock samples to 56.5°. Fourth, the compressive strength of the system after immersion increases to 95.806 MPa, which is close to the original rock strength (110.70 MPa). It is concluded that this water-based drilling fluid system can effectively ensure wellbore stability by blocking the pores of shale with micro nano com-ponents, reducing the activity of liquid phase to increase the inhibition, and weakening the multi-element collaboration of the capillary imbibition effect of shale.
Keywords:Ordos Basin; Continental shale gas; Upper Triassic Yanchang Formation; Horizontal well; Wellbore instability; Water-based drilling fluid; Inhibition
基金项目：国家科技重大专项“陆相页岩气水平井高效低成本钻完井技术”（编号：2017ZX05039-003）。

作者简介：王波，1990年生，工程师，中国石油大学（华东）博士研究生；主要从事油气井工作液及防漏堵漏方面的研究工作。

地址：（710065）陕西省西安市雁塔区唐延路61号延长石油科研中心。

ORCID: 0000-0002-7014-5622。

E-mail:****************通信作者：孙金声，1965年生，中国工程院院士，中国石油集团工程技术研究院高级技术专家。

E-mail: sunjinsheng@petrochina.
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王波等：陆相页岩气水平井段井壁失稳机理及水基钻井液对策
0　引言
中国页岩气资源丰富，勘探开发前景良好[1-2]，水平井钻井是其开发的核心技术。

鄂尔多斯盆地陆相页岩气资源储量丰富，中生界在三叠纪沉积时期沉积了一套深湖相—半深湖相暗色泥页岩，岩、电特征明显，储层岩性致密、层理发育，单层厚度介于50～60 m[3-4]。

在鄂尔多斯盆地早期陆相页岩气水平井钻井过程中，由于井壁易失稳坍塌[5-10]，故一直使用的都是油基钻井液，因而不可避免地存在着成本高、环境污染严重、后期废弃物处置复杂等问题。

因此，研发水基钻井液以替代油基钻井液，是低成本高效开发页岩气藏的关键技术之一[11-17]。

国内在页岩气井长水平段水基钻井液技术方面的研究起步较晚[14]，页岩储层的地质特征也不同于国外。

尽管斯伦贝谢M-I山洼[15]、哈里伯顿 [16]、贝克休斯 [17]等国外油服公司都已研发出高性能的页岩气水基钻井液，但在国内页岩气水平井钻井中应用时仍存在着诸多“水土不服”的问题。

为此，笔者针对目前国内关于陆相页岩气井壁失稳机理和水基钻井液技术研究报道较少的现状，以鄂尔多斯盆地延长区块上三叠统延长组陆相页岩为样本，从页岩储层矿物组成、理化特性、比表面积、微观结构等方面分析了其井壁失稳机理，提出了页岩气水基钻井液技术对策，研发了基于纳米封堵的低自由水活度页岩水基钻井液体系（PSW-2）；进而测试了PSW-2的抑制封堵性、润湿性和抗压强度，评价了该钻井液体系抑制页岩黏土矿物水化分散、封堵页岩微纳米孔隙、降低毛细管自吸作用的能力，以期破解该区页岩气水平井钻井过程中井壁失稳的难题。

1　延长组陆相页岩组构及特征分析
1.1　页岩矿物组成
页岩井壁稳定受岩石中矿物组成和黏土矿物含量影响很大，认识中生界陆相页岩特征首先需对岩石中矿物组成特征进行分析。

样品依据石油行业标准《沉积岩中黏土矿物质总量和常见非黏土矿物X射线衍射定量分析方法：SY/T 6210—1996》和《沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线分析方法：SY/ T 5163—2010》测试标准检测，所用岩样来自鄂尔多斯盆地YY4、YY7、YY8、YY9等中生界上三叠统延长组页岩地层地质取心及延长组露头岩样，页岩岩样的全岩矿物和黏土矿物分析测试结果如图1、2所示。

图1
　延长组页岩全岩矿物含量三角图
图2
　延长组页岩黏土矿物组成相对含量柱状图
从图1岩样XRD全岩分析结果可知，延长组的长7层陆相页岩岩样黏土矿物总量分布在10.5%～62.2%，但各井下岩心测试结果离散性较大。

石英含量分布在18%～73%，白云石矿物含量较小，分布在0～5.0%。

黏土矿物分析结果显示，中生界页岩井下岩样及露头岩样的黏土矿物均以伊利石为主，相对含量平均值分别为70.6%和49.7%，间层比均低于15%；伊/蒙混层矿物含量分布在0.2%～24.2%，无蒙脱石，绿泥石含量分布在4.9%～27.8%，脆性矿物含量高。

可知，延长区块中生界页岩地层含有一定的可水化黏土矿物，黏土矿物的离散性分布造成地层页岩在水化时不均匀膨胀，从而加剧力学强度降低，造成井壁失稳。

因此，在页岩水基钻井液体系构建和性能指标控制时应考虑钻井液对陆相页岩水化膨胀与水化分散的抑制作用。

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1.2　页岩理化特征分析
由页岩矿物组成分析结果可知，鄂尔多斯盆地中生界陆相页岩中黏土矿物含量较高且黏土矿物中伊/蒙混层平均相对含量为11.2%，具有一定的水化膨胀特点，因此为研究页岩井壁微观失稳机理需进一步测试页岩理化特性。

根据石油行业标准《泥页岩理化性能试验方法：SY/T 5613—2000》开展了延长组长7层页岩岩心的理化特性测试，主要测试分析的内容包括热滚分散性测试、线性膨胀实验、阳离子交换容量测定、等温吸附测定等。

1.2.1　页岩水化分散性测试
分别测试了不同取心井下页岩岩样和露头岩样在清水中的滚动回收率和线性膨胀率，每个岩样分别进行两次平行测试，结果如表1、2所示。

观察经热滚前后岩屑形态可知，井下所取岩心热滚后滤液有少许浑浊物，颗粒比较完整，发生了较小的分散，而露头的清水滤液十分混浊，颗粒破碎程度较大，岩屑棱角被磨圆，分散程度较严重。

由表1、2的测试结果可知使用长7层页岩井下取心岩屑所测试的滚动回收率介于69.29%～73.89%、线性膨胀率介于5.98%～8.23%，各井之间有一定差异，总体差别不大；长7层页岩露头岩样的滚动回收率55.73%、线性膨胀率15.24%，具有更明显的水化分散或水化膨胀特点，这一方面与露头页岩的黏土矿物含量较高有关，另一方面也与露头岩样内部胶结相对地层岩心弱有关。

通过分析可知，鄂尔多斯盆地陆相页岩具有较强的水化分散能力和一定的水化膨胀效果，应重点提高钻井液体系对页岩水化的抑制作用[18]。

1.2.2　阳离子交换容量测定
黏土矿物中含有不同形态的晶层结构，晶层间的阳离子具有可交换性，在一定的物理化学条件下其中的阳离子可被交换出从而改变黏土矿物中的晶层间距。

阳离子交换容量是指pH值为7时所吸附的K＋、Na＋、Ca2＋、Mg2＋等阳离子总量，简称CEC。

CEC值越大表示黏土矿物所带的负电荷越大，其水化、膨胀和分散能力越强；反之，其水化、分散及膨胀能力越弱。

阳离子交换容量测试方法依据标准SY/ T 5613—2000测试，计算公式为
：
10 mmol（一价离子）/kg干页岩
测试结果如表3所示。

表1　延长组页岩岩样在清水中滚动回收率表
岩样编号热滚后质量/g回收率平均回收率
YY4井132.9565.90%
69.29% 236.3472.68%
YY7井135.7271.44%
73.89% 238.1776.34%
YY8井134.2268.44%
71.77% 237.5575.10%
YY9井133.8067.60%
69.60% 235.8071.60%
露头127.5155.02%
55.73% 228.2256.44%
注：岩样初始重量为50 g；实验滚动条件为105 ℃/16 h。

表2　延长组页岩岩样清水线性膨胀率表
岩样编号2 h膨胀率24 h膨胀率24 h平均膨胀率
YY4井16.25%7.08%
6.65% 25.68%6.22%
YY7井17.96%8.31%
8.23% 27.58%8.15%
YY8井15.67%6.09%
5.98% 25.36%5.86%
YY9井15.42%5.89%
6.12% 25.72%6.35%
露头113.36%15.06%
15.24%
213.60%15.42%
表3　延长组页岩岩样CEC值表
岩样
干燥岩粉
质量/g
滴定所耗
亚甲基蓝
标液体积/mL
CEC值/
（mmol·kg－1）
YY4井3018.5411.1
YY7井303.577.8
YY8井305.0111.1
YY9井3013.5300.0
露头301.5333.3
由结果看出，不同井下页岩岩样阳离子交换容
量差别较大，表明不同岩样中黏土矿物含量离散性
较大，这与岩心XRD分析结果一致。

YY7井、YY8
井岩样黏土矿物含量相对较低，YY4井、YY9井、
露头岩样中黏土矿物含量较高，均有相对较强的水
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化能力，这也表明不同区域间地层页岩黏土矿物差别大，地层非均质较强。

1.2.3　吸附等温线测试
吸附等温线实验能直接证明页岩吸水能力的强弱，通过实验测试了不同页岩岩样随相对湿度变化的等温吸附率，结果如图3所示。

1.4　页岩微观结构分析
对页岩岩样进行扫描电镜观察（图5）可知：来自不同取样点的页岩压实水平高、结构紧密，微裂隙发育，原始状态下微裂缝开度可达5 µm 。

微裂缝的发育将破坏岩石的完整性，弱化原岩的力学性能，同时为钻井过程中，钻井液进入地层提供了通道。

在钻井正压差以及毛细管附加压力作用下，滤液沿裂缝或微裂隙侵入地层诱发水力尖劈作用，加剧井壁地层岩石破碎，同时也提高了钻井液与地层中黏土矿物和有机质的作用几率及作用程度，加剧井眼周围岩石强度降低及井壁失稳。

图3　
延长组页岩岩样的等温吸附曲线图
由图3实验结果可以看出，页岩岩心和露头岩样均具有一定的吸水能力。

随着相对湿度增加，所有页岩吸水量随之增加，相比之下，相同条件下，露头页岩和YY 7井岩心吸水能力较其他岩心强，露头页岩表现出的这种现象最明显。

其原因主要有：①黏土矿物水化；②页岩节理、裂缝、孔隙特别发育，毛细管效应突出；③页岩节理、裂缝、孔隙特别发育，微裂缝、孔隙多、比表面积大，表面吸附水；④含有可水化的离子；⑤有机质水化等。

1.3　页岩比表面积
比表面积是衡量泥页岩吸附特性的一个重要参数，巨大的比表面积常使得泥页岩具有较高的化学活性，能优先与侵入地层的外来流体发生化学反应和物理化学作用，并具有较高的化学反应速度[19]。

通过实验，测试了页岩比表面积和平均孔径分布，结果如图4所示。

从图4测试分析结果可以看出，延长区块延长组陆相页岩比表面积分布在0.397～3.590 m 2/g ，平均1.931 m 2/g ，页岩中平均孔径分布在4.494～8.502 nm 。

页岩中孔隙多以纳米孔存在，孔隙所产生的毛细管自吸效应加剧了液相向岩心内部侵入，阻止液相侵入的关键一方面是必须能有效封堵页岩中存在的此类纳米孔隙，另一方面可改变页岩表面润湿性，减弱毛细管附加动力效应[20]。

图4
　陆相页岩延长组岩样比表面积与平均孔径分布图
图5
　页岩岩心扫描电镜观测照片
2　井壁失稳机理及其钻井液技术对策
2.1　陆相页岩气水平井井壁失稳机理分析
经分析研究，延长区块井下页岩岩样黏土矿物
总量分布在10.5%～62.2%，节理微裂缝发育、纹理清楚，属弱膨胀型破碎性（脆性）页岩，钻井过程中井壁不稳定机理主要是力学因素、物理化学因素、钻井机械扰动及其综合作用的结果。

具体表现为：①延长组页岩致密，节理、微裂
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缝、微裂隙发育，脆性大，当钻井打开页岩层后，压力释放，造成压力不平衡，加之外来流体（如滤液）沿裂缝渗入，产生水力尖劈作用，导致地层破碎、诱发井壁失稳；②页岩毛细管效应突出，比表面大，表面吸附水，吸水能力较强，含有可水化的阳离子并伴随阳离子释放，削弱页岩之间的联结，加之水化不均匀，导致页岩局部强度下降而发生剥落掉块；
③浸泡时间越长或滤液pH值越高，将促进页岩阳离子释放，页岩层间阳离子释放可能是间歇式的或无规律性变化，水化不均匀，表现出突发性垮塌；④钻井过程中钻井液的冲刷作用以及钻杆的应力传递作用易引起井壁周围页岩碎裂、垮塌，或因起下钻过猛，引起井内激动而导致井壁失稳[21]。

2.2　稳定井壁的钻井液技术对策
设计防塌钻井液时，应分析页岩井壁不稳定机理（坍塌特征）结果，在技术上必须满足以下要求和对策：
1）黏土矿物均以伊利石为主，含伊/蒙混层矿物，无蒙脱石，比表面积较低，为弱膨胀性页岩；应强化钻井液抑制页岩水化分散的同时兼顾抑制水化膨胀能力。

2）层理、宏观裂缝、微观裂纹均较发育；层理面对页岩力学强度弱化作用显著，对延长页岩井壁稳定性具有极大控制作用。

在钻井液压差、毛细管力以及化学势的作用下，水相将沿裂缝或微裂纹侵入地层，产生水力尖劈作用，导致坍塌压力当量密度大幅上升。

实际钻井中，应通过强化微裂隙特别是纳微米孔隙的封堵，避免单独采用提高钻井液密度方式来维持井壁稳定。

3）良好的润滑性及流变性。

因页岩层理胶结疏松、脆性大，若钻井液本身及泥饼的摩阻大，就会使钻进中扭矩大，起下钻摩阻大，易发生黏附卡钻事故，不利于页岩层段井壁稳定，因此保证钻井液良好的润滑性是页岩气井安全钻进的特殊要求。

钻进页岩层段的钻井液流变性设计必须调控在合理范围内，尤其在水平段坚持“低波动压力，好的悬浮、携屑能力，MTV下紊流和零岩屑床”的原则。

3　水平井水基钻井液性能评价
经过延长区块陆相页岩井壁失稳机理的深入研究，提出了水平井钻井过程中稳定井壁钻井液对策。

以技术对策为指导，研发了以纳米刚性封堵和柔性变形填充结合的复合封堵剂YFD-2，以甲酸盐为主要抑制剂降低液相活度，并在充分考虑流变性与润滑性的基础上经过大量实验形成提切剂组合BOP＋TQ-1和高效润滑剂ORH-1，建立了延长区块陆相页岩水平井水基钻井液体系PSW-2。

所形成的水基钻井液体系PSW-2配方组成为：4.0%～6.0%膨润土＋0.2%～0.5%提切剂BOP＋2.0%～4.0%提切剂TQ-1＋20%～60%甲酸盐＋2.0%～5.0%降滤失剂＋0.1%～0.3%降黏剂＋6.0%～9.0%封堵剂YFD-2＋2.0%～5.0%润滑剂ORH-1，密度适用范围介于1.15～1.45 g/cm3。

使用该水基钻井液体系在陆相页岩气水平井YYP-3井进行了现场应用施工，施工段从井深2305 m、井斜角39.8°开始，至井深3715 m顺利完钻，施工长度1410 m、三开钻井周期19天，施工作业顺利、井下安全。

对完井后钻井液取样测试，评价PSW-2钻井液体系实际应用过程中的失水造壁性、流变性、抑制封堵性及润湿性等性能。

3.1　基本性能评价
使用PSW-2水基钻井液在YYP-3井钻进过程中取不同井深时钻井液试样进行室内检测，实验测试温度60℃，测试结果如表4所示[22]。

由测试结果可知，随着井深不断增加，页岩水平段钻进时钻遇800 m长的碳质泥岩，钻井液密度由1.18 g/cm3提高至1.23 g/cm3，动塑比保持在0.42～0.52 Pa/(mPa·s)。

钻进过程中井壁稳定良好，控制API滤失量介于2.0～2.8 mL，且钻井液流变性保持稳定，井眼清洁、无岩屑床沉积。

该体系在延长石油陆相页岩区块的延长组和山西组进行了5井次现场试验，试验井段长度均在1000 m以上，均顺利完钻，三开钻井周期最短12天，钻井液性能保持
表4　YYP-3井三开不同井深钻井液性能表
井深/
m岩性
密度/
(g·cm－3)
黏度/
s
滤失量/
mL
初切力/
Pa
终切力/
Pa
塑性黏度/
(mPa·s)
动切力/
Pa
动塑比/
[Pa·(mPa·s)－1]含砂量
摩擦
系数
固相
含量
2325深灰色泥岩1.18462.824.01980.420.2%0.053.0% 2780碳质泥岩1.22632.037.023120.520.3%0.073.0% 3330碳质泥岩1.23782.2413.028140.500.3%0.073.0% 3715含气细砂岩1.23802.4414.530150.500.3%0.085.0%
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稳定，各页岩气水平井基本性能如表5所示。

3.2　抑制封堵性评价
对完井后的钻井液体系取样测试分析，评价钻井液体系抑制性和封堵能力。

取延长组长7层页岩
提高、线性膨胀率随之降低，表明岩样中可发生水化作用的黏土矿物被抑制。

对比PSW-2页岩水基钻井液体系测试结果可知，滚动回收率提高至95.15%，接近油基钻井液的98.25%回收率结果，线性膨胀率低至1.38%，页岩水化膨胀能力大幅度降低。

这是由于PSW-2体系中高浓度甲酸盐含量和纳米复合封堵剂的共同作用不仅能封堵页岩微纳米孔隙的渗流通道，而且能提高钻井液的抑制性、降低了液相活度，大幅度增强对页岩的抑制作用，达到液相侵入少，侵入影响小的效果。

3.3　润湿性评价
页岩中微纳米孔隙发育，由微纳米孔道引起的毛细管自吸作用加速了液相侵入，促进页岩地层井壁失稳产生。

液相对页岩岩心的润湿相越好，液相侵入岩心中的附加压力越大，液相越易侵入地层，因此改变液相对岩心的润湿特性，增大页岩的润湿角则有利于阻止液相侵入地层，一定程度上达到保持页岩井壁效果。

分别测试了干岩样和PSW-2体系驱替后的润湿角，如图8所示。

表5　使用水基钻井液施工的5口页岩气水平井基本情况
井号目的层井深/m 试验段长/m
施工周期/d
钻井液密度/(g ·cm －3)
完钻情况PP-48延长组长7段2 770.001 375121.19顺利完钻PP-36延长组长7段2 756.001 360141.22顺利完钻YYP-4山西组山1段2层3 556.001 085251.30顺利完钻YYP-5山西组山1段2层3 652.001 422211.35顺利完钻YYP-5-1
山西组山1段3层
3 628.67
1 500
20
1.38
顺利完钻
图6　延长组页岩露头岩样在不同类液相中滚动回收率图
图7
　延长组页岩露头岩样在不同类液相中线性膨胀率图
图8
　液相在页岩露头岩样上的润湿情况图
由图8可知，页岩露头干岩样润湿角为26°，表现出较强的亲水特性，而岩心经PSW-2体系驱替浸泡后的润湿角增大为56.5°，相比未处理的干岩样大幅度减弱了清水在其表面的亲水能力，降低毛细管附加压力对液相引起的自吸作用，有利于阻止液相侵入页岩地层。

露头岩心作为评价实验用岩心，分别测试了清水、7%KCl 溶液、KCl —聚磺钻井液体系、PSW-2页岩水基钻井液体系和油基钻井液对露头岩样的滚动回收率和线性膨胀率，测试结果如图6、7所示。

由实验结果可知，页岩露头岩样在清水中的滚动回收率和线性膨胀率分别为55.73%和15.24%，具有较强的水化分散性和膨胀性。

当实验液体换成7%KCl 、KCl —聚磺钻井液后，随着抑制剂的含量增加和抑制封堵作用的协同作用增强，滚动回收率不断
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3.4　抗压强度测试
页岩岩心在钻井液中经一定温度、压力条件下浸泡后岩石抗压强度特征会产生一定变化，通过三轴抗压实验可以获得岩石在特定条件下的应力—应变曲线，研究岩石的变形和破坏规律，并计算出岩石的抗压强度。

通过实验分别测试了在48 h/80℃/3.0 MPa条件下，页岩露头岩样在清水和PSW-2体系中浸泡后的抗压强度，结果如表6所示。

3）已成功应用的页岩水基钻井液体系PSW-2流变性及滤失造壁性表现优异，与KCl—聚磺钻井液和油基钻井液抑制性相比PSW-2体系具有较强的抑制页岩水化分散和线性膨胀能力，经浸泡后页岩岩心抗压强度相比清水大大提高。

参　考　文　献
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表6　钻井液浸泡后页岩露头样品抗压强度测试结果表
样品号内聚力/
MPa
内摩擦角/
(°)
抗压强度/
MPa体系
113.54357.533110.700原岩
25.054062.73141.670清水
312.76560.15895.806PSW-2体系
从原岩的抗压强度实验结果可知，页岩露头具有较高的抗压强度和较强的弹性变形特点。

在未与工作液接触时，原岩抗压强度为110.7 MPa，清水浸泡后强度和内聚力急剧降低，使用PSW-2钻井液体系浸泡后抗压强度增加至95.806 MPa，接近原岩强度。

对比浸泡前后的测试结果，由于页岩中微裂缝及孔隙发育，液相极易进入岩心内部从而诱使岩心内部力学强度降低，当钻井液中含有强抑制成分和封堵颗粒时，一方面封堵页岩微纳米孔隙降低了液相侵入量，另一方面钻井液中的强抑制、低活度液相降低岩心中黏土矿物的表面水化作用，抑制膨胀、分散，从两方面协同作用降低液相侵入对页岩岩心的力学影响，起到稳定井壁效果。

4　结论
通过对延长区块中生界延长组陆相页岩岩心组构分析和水基钻井液研究，得出以下结论和认识。

1）延长组页岩黏土矿物总量分布介于10.5%～62.2%，平均含量为32.0%；岩心表现出弱膨胀强水化特点，且页岩中以纳米孔隙为主，节理微裂缝发育、纹理清楚。

2）页岩井壁失稳是力学因素、物理化学因素、钻井机械扰动及其综合作用的结果，页岩水基钻井液技术对策应重点强化钻井液对页岩水化分散的抑制性能，加强对微裂缝的封堵，避免单纯提高钻井液密度维持井壁稳定性而加剧井壁失稳。