縫面摩滑：深部裂縫性地層鉆井液漏失加劇的新機(jī)制

康毅力， 田國豐， 游利軍， 閆霄鵬， 許成元

（油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（西南石油大學(xué)），四川成都 610500）

裂縫性油氣藏主要包括碳酸鹽巖油氣藏、致密砂巖油氣藏、頁巖油氣藏等，在中國乃至全球油氣開發(fā)中占有重要地位。對于裂縫性油氣儲(chǔ)層，鉆井液完井液漏失是最嚴(yán)重的儲(chǔ)層損害方式，更是長期影響安全高效鉆井的復(fù)雜工程問題之一[1]。隨著油氣勘探開發(fā)走向深部地層，進(jìn)一步增加了控制鉆井液漏失的難度，有效控制鉆井液漏失顯得尤為重要[2]。深部裂縫性油氣藏鉆井實(shí)踐表明，裂縫性儲(chǔ)層在初次堵漏失敗后，多會(huì)發(fā)生漏失量更大的重復(fù)性漏失，重復(fù)性漏失不僅增加了鉆井成本、延長了鉆井周期，還會(huì)使大量的鉆井液/完井液通過裂縫通道侵入遠(yuǎn)井地帶，給儲(chǔ)層帶來嚴(yán)重?fù)p害[3–6]。因此，針對深部地層鉆井液漏失機(jī)制的研究，對于有效控制漏失量、降低鉆完井液對儲(chǔ)層的損害具有重要意義。

大量研究結(jié)論表明，誘導(dǎo)破裂性漏失、裂縫擴(kuò)展延伸性漏失、大型縫洞性漏失都可能導(dǎo)致鉆井液漏失加劇[7–9]。近年來，有研究者提出在水力壓裂過程中弱化巖石摩擦特性，可增強(qiáng)裂縫面的摩擦滑動(dòng)（或稱為剪切滑移，以下簡稱摩滑），形成自支撐裂縫，提高裂縫的導(dǎo)流能力[10]。在水力壓裂過程中，對于頁巖和砂巖，裂縫發(fā)生摩滑后，在沒有支撐劑的情況下，導(dǎo)流能力可提高2個(gè)數(shù)量級以上[11–12]，這對油氣開采有利，但可能對鉆井完井不利。因縫面摩滑形成的自支撐裂縫極有可能是鉆井液漏失加劇的主要通道，故推測縫面摩滑可能是導(dǎo)致深部裂縫性儲(chǔ)層鉆井液漏失加劇的原因之一。因此，筆者以塔里木盆地庫車山前深部裂縫性致密砂巖儲(chǔ)層為研究對象，設(shè)計(jì)并開展了縫面摩滑前后裂縫封堵模擬試驗(yàn)，結(jié)合鉆井液環(huán)境下巖塊摩擦試驗(yàn)、基于微米壓痕試驗(yàn)的巖石力學(xué)參數(shù)測試、摩擦表面三維掃描等手段，探討了縫面摩滑對裂縫性儲(chǔ)層鉆井液漏失的作用機(jī)制。

1 巖塊摩滑試驗(yàn)

1.1 巖樣與試驗(yàn)方法

試驗(yàn)所用巖樣取自塔里木盆地庫車坳陷侏羅系阿合組砂巖露頭。采用X射線衍射方法分析巖樣的全巖及黏土礦物，巖樣石英含量為68.0%，黏土礦物含量13.7%，黏土礦物中伊利石含量64.1%，次為伊/蒙間層和綠泥石。

巖塊摩滑試驗(yàn)實(shí)質(zhì)為巖板與巖片的摩滑試驗(yàn)，筆者采用自制 Μ-1型巖石縫面摩擦因數(shù)測量儀（見圖1）[13]進(jìn)行試驗(yàn)。選用同一巖塊切割制成的板條狀巖樣和圓片狀巖樣，巖板與巖片的摩擦面為同一平行面，采用相同磨料打磨。為保證試驗(yàn)過程中摩擦面的面積不發(fā)生改變，長方形巖板的寬度要大于圓形巖片的直徑，且長度約為直徑的2倍。

圖1 巖石縫面摩擦因數(shù)測量裝置[13]Fig.1 Measuring device for friction factors of rock fracture surfaces [13]

將巖樣分為2組，分別測試水基鉆井液和油基鉆井液浸泡對巖塊摩滑的影響。試驗(yàn)前需將制備好的巖板和巖片放入烘箱中干燥 48 h（60 ℃），減少未知因素的影響。添加鉆井液時(shí)需緩慢將其注入恒溫液槽內(nèi)，保證恒溫液槽內(nèi)液面恰好沒過摩擦面，以避免液體浮力的影響。試驗(yàn)用水基鉆井液為BH-WEI復(fù)合有機(jī)鹽鉆井液，油基鉆井液為UDM-2聚磺鉆井液。

巖石縫面摩擦因數(shù)為摩擦力與正壓力之比：

式中：μ為摩擦因數(shù)；Ff為摩擦力，N；ma為圓形巖片與砝碼的質(zhì)量和，kg；g為重力加速度，m/s2。

1.2 試驗(yàn)結(jié)果與分析

測量巖樣經(jīng)不同鉆井液濾液浸泡前后（巖樣在鉆井液濾液中浸泡3 d）不同時(shí)間下的摩擦力，結(jié)果見圖2。提取圖2中巖樣面的最大靜摩擦因數(shù)（μ0）與動(dòng)摩擦因數(shù)（μ1），結(jié)果見表1。摩擦力–時(shí)間曲線首個(gè)拐點(diǎn)處的摩擦力為最大靜摩擦力，對應(yīng)的摩擦因數(shù)為最大靜摩擦因數(shù)，動(dòng)摩擦力為第2個(gè)拐點(diǎn)后摩擦力的平均值，對應(yīng)的摩擦因數(shù)為動(dòng)摩擦因數(shù)，拐點(diǎn)反應(yīng)了巖塊從靜止到運(yùn)動(dòng)的瞬時(shí)變化。由表1可知：鉆井液濾液浸泡后，巖樣面的μ0與μ1均有明顯降低；水基鉆井液濾液浸泡后的μ0由干燥狀態(tài)下的0.63降至0.55，下降幅度為12.7%；水基鉆井液濾液浸泡后的μ1由干燥狀態(tài)下的0.58降至0.53，下降幅度為8.6%；油基鉆井液濾液浸泡后的μ0由干燥狀態(tài)下的0.60降至0.55，下降幅度為8.3%；油基鉆井液濾液浸泡后的μ1由干燥狀態(tài)下的0.59降至0.48，下降幅度為18.6%。測試結(jié)果與延長組和龍馬溪組頁巖鉆井完井液浸泡前后縫面摩擦因數(shù)測量結(jié)果一致[14–15]。由此可知，鉆井液的滲濾具有降低巖石縫面摩擦因數(shù)的作用，且油基鉆井液濾液減小巖石縫面摩擦因數(shù)的作用更強(qiáng)。

表1 巖樣不同環(huán)境下縫面摩擦因數(shù)測量結(jié)果Table 1 Measurement results of friction factors of rock fracture surfaces under different situations

圖2 巖樣在不同鉆井液濾液浸泡前后縫面摩擦力與時(shí)間的曲線Fig.2 The curve of friction force on fracture surfaces of rock samples with time before and after soaking in different drilling fluids

2 巖樣裂縫封堵模擬試驗(yàn)

2.1 試驗(yàn)方法

選用物性參數(shù)和動(dòng)態(tài)楊氏模量接近，且肉眼觀察無裂縫的圓柱形巖樣進(jìn)行裂縫封堵模擬試驗(yàn)?；诎臀髋逊▽r樣進(jìn)行人工造縫。嵌合裂縫巖樣（見圖3）用于模擬滑動(dòng)前的天然裂縫，錯(cuò)位裂縫巖樣（見圖3）用于模擬滑動(dòng)后的天然裂縫。根據(jù)地層測試得到的地層參數(shù)估算裂縫產(chǎn)生的錯(cuò)位量約為2 mm（裂縫長 0.8 m、裂縫與最大主應(yīng)力夾角 40°、應(yīng)力差 50 MPa、泊松比 0.25、楊氏模量 17.42 GPa）[11]。將造縫后的圓柱形巖樣沿裂縫錯(cuò)位2 mm固定，將巖樣兩端打磨平整，就得到錯(cuò)位裂縫巖樣。

圖3 試驗(yàn)巖樣Fig.3 Experimental rock samples

采用自制MFC-1型高溫高壓多功能水平井損害評價(jià)儀[16]進(jìn)行巖樣裂縫封堵模擬試驗(yàn)，鉆井液為水基鉆井液，鉆井液循環(huán)壓力為3.5 MPa，循環(huán)溫度為90 ℃。試驗(yàn)前，將嵌合裂縫巖樣和錯(cuò)位裂縫巖樣抽真空飽和地層水（3%氯化鉀溶液）48 h。為弱化裂縫巖樣應(yīng)力敏感干擾，飽和地層水的巖樣需要放入巖心夾持器，在圍壓（5 MPa）下靜置 3 h 后，再進(jìn)行巖樣裂縫封堵模擬試驗(yàn)。采用初始滲透率和1 h累計(jì)濾失量評價(jià)裂縫巖樣的漏失行為。

2.2 試驗(yàn)結(jié)果與分析

圖4為測試得到的嵌合裂縫巖樣和錯(cuò)位裂縫巖樣的初始滲透率–流壓曲線。從圖4可以看出：嵌合裂縫巖樣（L-1、L-2、L-3）的初始滲透率為1.12～4.14 mD，初始滲透率中值為 1.46 mD；錯(cuò)位裂縫巖樣（L-4、L-5、L-6）的初始滲透率為 95.25～301.76 mD，滲透率中值為163.10 mD。這表明，在相同鉆井液環(huán)境下，嵌合裂縫縫面發(fā)生摩滑后形成錯(cuò)位裂縫，能極大地提高巖樣的初始滲透率，顯著增強(qiáng)裂縫巖樣的滲流能力，這與頁巖天然裂縫剪切滑移后的導(dǎo)流能力改變趨勢一致[11]。

圖4 裂縫巖樣初始滲透率隨流體壓力的變化曲線Fig.4 The change curve of initial permeability of fractured rock samples with fluid pressure

圖5為裂縫巖樣端面封堵情況。由圖5可知，嵌合裂縫巖樣均被成功封堵，并在端面形成穩(wěn)定堅(jiān)固的濾餅。圖6為裂縫巖樣累計(jì)濾失量隨時(shí)間的變化曲線。由圖6可知：嵌合裂縫巖樣前20 min的累計(jì)濾失量占1 h累計(jì)濾失量的一半以上，說明嵌合裂縫巖樣被快速封堵；20 min后隨著時(shí)間增長，嵌合裂縫巖樣的累計(jì)濾失量曲線變緩，1 h累計(jì)濾失量僅1.5 mL左右，說明濾餅質(zhì)量較好，可見該鉆井液對嵌合裂縫巖樣具有良好的封堵效果。在相同鉆井液環(huán)境下，錯(cuò)位裂縫巖樣L-4和L-5未能形成濾餅（見圖5），在3.5 MPa循環(huán)壓力下直接破漏，說明錯(cuò)

圖5 裂縫巖樣端面封堵情況Fig.5 Results of end face plugging in fractured rock samples

圖6 裂縫巖樣累計(jì)濾失量隨時(shí)間的變化曲線Fig.6 The change curve of cumulative filtration loss in fractured rock samples with time

3 微米壓痕試驗(yàn)

3.1 試驗(yàn)方法

微米壓痕試驗(yàn)可以快速確定出巖樣的壓痕模量和壓痕硬度這2個(gè)重要的力學(xué)參數(shù)，能夠較好地取代三軸巖石力學(xué)試驗(yàn)。采用MFT-4000多功能材料性能表面試驗(yàn)儀[17]進(jìn)行微米壓痕試驗(yàn)。取圓形巖片的一個(gè)面進(jìn)行壓痕試驗(yàn)，隨后在實(shí)驗(yàn)室環(huán)境位裂縫巖樣L-4和L-5具有較強(qiáng)的鉆井液漏失能力。錯(cuò)位裂縫巖樣L-6被成功封堵，形成濾餅，濾餅形態(tài)呈中間高四周低的凸起狀，中部較為干燥（見圖5），液相濾失嚴(yán)重，且 1 h累計(jì)濾失量達(dá)3.6 mL（見圖6），為嵌合裂縫巖樣L-3的2.4倍，說明錯(cuò)位裂縫巖樣L-6具有較強(qiáng)的鉆井液滲濾能力。試驗(yàn)結(jié)果表明，在該鉆井液循環(huán)環(huán)境下，成功封堵錯(cuò)位裂縫巖樣的概率為1/3，即縫面摩滑后發(fā)生鉆井液嚴(yán)重漏失的概率較高。下用水基鉆井液濾液浸泡3 d，放入烘箱中60 ℃下干燥48 h，取另一個(gè)面進(jìn)行壓痕試驗(yàn)。試驗(yàn)點(diǎn)取測試面任一直徑上的3個(gè)點(diǎn)，其間隔不得小于4 mm。該試驗(yàn)最大載荷為50 N，加載速率為10 N/min。

3.2 試驗(yàn)結(jié)果及分析

圖7為3個(gè)巖樣在鉆井液浸泡前后的微米壓痕試驗(yàn)結(jié)果。從圖7可以看出：浸泡前巖樣的加載曲線連貫性好，載荷達(dá)到50 N時(shí)的壓入深度約為70 μm；浸泡后巖樣的加載曲線呈明顯的階梯狀，載荷達(dá)到50 N時(shí)的壓入深度增加一倍。采用文獻(xiàn)[17]中的方法計(jì)算出巖樣在鉆井液濾液浸泡前后的平均彈性模量分別為13.74和5.60 GPa，平均壓入硬度分別為0.23和0.06 GPa，巖樣鉆井液浸泡后的平均彈性模量降低59.2%，平均壓入硬度降低72.5%。由此可知，巖石經(jīng)鉆井液浸泡后，巖石表面強(qiáng)度降低，這對裂縫面間發(fā)生摩擦滑動(dòng)有利。

圖7 微米壓痕試驗(yàn)結(jié)果Fig.7 Test results of micron indentation

4 縫面摩滑機(jī)理探討

4.1 鉆井過程中的縫面摩滑

鉆井與壓裂有較多不同，如壓裂所用液體的性能、井筒壓力等方面與鉆井過程都不同。 A.W.Chan等人[18–19]假設(shè)天然裂縫發(fā)生了剪切滑移，解釋了液壓試驗(yàn)（即漏失試驗(yàn)LOT）漏失壓力與根據(jù)地質(zhì)和地球物理參數(shù)計(jì)算漏失壓力之間存在差距的原因。文獻(xiàn)[20]列舉了秘魯Camisea氣田和某個(gè)深水褶皺沖斷帶鉆井實(shí)例，并基于觀察到的井筒變形情況，利用有限元模擬驗(yàn)證了井筒變形為壓應(yīng)力狀態(tài)下的變形，證實(shí)了鉆井過程中某些情況下的鉆井液漏失的確與縫面摩滑有關(guān)。韓秀玲等人[21]基于現(xiàn)場采集的地質(zhì)資料進(jìn)行模擬，發(fā)現(xiàn)當(dāng)孔隙壓力增量從5 MPa增至10 MPa時(shí)，天然裂縫發(fā)生剪切滑移。鉆井過程中，管柱（鉆柱、套管柱、油管柱等）在充有鉆井液的井眼內(nèi)運(yùn)動(dòng)會(huì)產(chǎn)生附加壓力（抽汲/激動(dòng)壓力）。通常情況下，激動(dòng)壓力要大于抽汲壓力，激動(dòng)壓力可達(dá)10 MPa以上。激動(dòng)壓力作用在天然裂縫內(nèi)所增大的孔隙壓力滿足文獻(xiàn)[21]中的模擬條件?；谝陨险J(rèn)識，鉆井過程中在鉆進(jìn)正壓差、下鉆激動(dòng)壓力、構(gòu)造壓應(yīng)力以及裂縫面摩擦力綜合作用下，天然裂縫可以發(fā)生剪切滑移，即縫面摩滑。

4.2 縫面摩滑誘發(fā)條件

誘導(dǎo)裂縫的形成機(jī)理與水力裂縫相似，在裂縫性儲(chǔ)層鉆井完井過程中，由于外力（井筒有效壓力，包括鉆進(jìn)正壓差、下鉆激動(dòng)壓力）大于地層破裂壓力造成巖石破裂所形成的誘導(dǎo)裂縫，或外力造成閉合裂縫開啟所形成的誘導(dǎo)裂縫，在裂縫發(fā)生擴(kuò)展延伸時(shí)，勢必會(huì)與天然裂縫發(fā)育帶相遇，形成網(wǎng)狀裂縫。誘導(dǎo)裂縫與天然裂縫相交的受力情況如圖8所示（圖8中：σH為最大水平主應(yīng)力，MPa；σh最小水平主應(yīng)力，MPa；θ為天然裂縫與最大水平主應(yīng)力夾角，0<θ<π/2；τ為剪切應(yīng)力，MPa）。

圖8 誘導(dǎo)裂縫與天然裂縫相交示意[11]Fig.8 Intersection of induced fractures and natural fractures[11]

根據(jù)摩爾庫侖破裂準(zhǔn)則，假設(shè)誘導(dǎo)裂縫僅誘發(fā)天然裂縫摩滑但不發(fā)生裂縫擴(kuò)展的臨界壓力pc為[11]：

誘發(fā)縫面摩滑須滿足，

式中：τ0為天然裂縫面黏聚力，MPa；?p為孔隙壓力增量，MPa；pp為地層壓力，MPa。

由式（2）和式（3）可知，誘導(dǎo)裂縫與天然裂縫相交后，決定天然裂縫是否發(fā)生縫面摩滑的因素包括天然裂縫與最大水平主應(yīng)力的夾角、巖石縫面摩擦因數(shù)、水平主應(yīng)力差和天然裂縫面黏聚力。

以塔里木盆地北部KS區(qū)塊為例[21]，分析縫面摩擦因數(shù)對臨界孔隙壓力的影響。塔里木盆地北部KS區(qū)塊的應(yīng)力場為走滑型應(yīng)力場，6 945.32～7 245.06 m井段為儲(chǔ)層段，儲(chǔ)層裂縫較發(fā)育，裂縫傾角30°～85°，多為高角度裂縫，天然裂縫與最大水平主應(yīng)力夾角為30°～50°。用MATLAB軟件模擬最大水平主應(yīng)力為195.82 MPa、最小水平主應(yīng)力為146.30 MPa、地層壓力為 124.30 MPa 和裂縫面黏聚力為0（未填充時(shí)擁有最大滑移率）時(shí)，該區(qū)塊不同縫面摩擦因數(shù)下的臨界孔隙壓力，結(jié)果見圖9。

圖9 不同縫面摩擦因數(shù)對臨界孔隙壓力的影響Fig.9 Effects of different friction factors of fracture surfaces on critical pore pressure

從圖9可以看出，在其他條件不變時(shí)，縫面摩擦因數(shù)越小，誘發(fā)天然裂縫摩擦滑動(dòng)的臨界孔隙壓力就越低，縫面發(fā)生摩滑的趨勢就會(huì)增強(qiáng)。因此，縫面摩擦因數(shù)減小，對縫面摩滑有利，容易形成錯(cuò)位裂縫，為鉆井液漏失加劇提供通道和空間。相反，隨著縫面摩擦因數(shù)增大，縫面摩滑的臨界孔隙壓力升高，說明縫面摩擦因數(shù)增大可有效阻止縫面發(fā)生摩滑。

4.3 鉆井液侵入誘發(fā)縫面摩滑

縫面摩滑是含天然裂縫儲(chǔ)層巖石主要的運(yùn)動(dòng)形式[22]，當(dāng)裂縫面受到的剪切應(yīng)力大于縫面間摩擦阻力與天然裂縫面黏聚力之和時(shí)，裂縫會(huì)發(fā)生摩滑?？p面黏聚力遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于摩擦阻力，縫面間摩擦阻力起主要作用，其大小取決于巖石縫面摩擦因數(shù)和有效正應(yīng)力。

水–巖反應(yīng)[20]、堿液侵蝕[21]、液相潤滑[23]等液–固相互作用對縫面摩擦因數(shù)有較大影響。鉆井液通常呈堿性，含油或水。巖樣經(jīng)過鉆井液浸泡后，裂縫面間微凸體強(qiáng)度減弱，在縫面摩滑過程中發(fā)生屈服破壞，導(dǎo)致部分骨架顆粒脫落（主要為石英顆粒），裂縫面變得光滑，縫面粗糙度降低，反映為縫面摩擦因數(shù)減小[24–26]。局部石英顆粒的滾動(dòng)同樣具有減弱裂縫面摩擦的作用。因此，鉆井液侵入是導(dǎo)致縫面摩擦因數(shù)減小的重要原因。

深層裂縫性油氣藏天然裂縫發(fā)育，一旦堵漏失敗，鉆井液和破裂封堵層的顆粒在外力作用下向前推進(jìn)不斷擠壓裂縫尖端。高pH值的鉆井液[27]和鉆井液濾液[28]均能使巖石內(nèi)部膠結(jié)強(qiáng)度降低，導(dǎo)致裂縫尖端破裂擴(kuò)展延伸。誘導(dǎo)裂縫擴(kuò)展延伸溝通天然裂縫后，在外力作用下，鉆井液侵入天然裂縫內(nèi)會(huì)使縫內(nèi)孔隙壓力升高，裂縫面有效正應(yīng)力降低，縫面間摩擦阻力降低，促使縫面發(fā)生摩滑。另外，天然裂縫內(nèi)流體壓力較高（異常高壓地層）時(shí)，可能使微凸體處于“懸空”狀態(tài)，天然裂縫面間沒有接觸，可將其視為完全潤滑狀態(tài)，此時(shí)縫面間摩擦阻力極低，近似等于流體黏聚力。

4.4 縫面摩滑提高裂縫滲流能力

對于裂縫性地層，裂縫寬度是決定漏失是否發(fā)生、漏失嚴(yán)重程度、封堵帶承壓能力等的一個(gè)重要參數(shù)。由修改后的“立方定理”（式（4））可知[29–30]，縫面發(fā)生摩滑后初始滲透率增大可認(rèn)為是平均裂縫寬度變大，平均裂縫寬度隨初始滲透率升高呈指數(shù)增長。因此，縫面發(fā)生摩滑后會(huì)導(dǎo)致平均裂縫寬度發(fā)生很大的變化。

式中：K為滲透率，mD；w為平均縫寬，μm；f為縫寬修正系數(shù)，取值范圍1.04～1.65。

圖10為鉆井過程中裂縫性地層鉆井液的漏失示意圖。通常情況下，天然裂縫在有效正應(yīng)力作用下為閉合狀態(tài)（見圖10（a））。誘導(dǎo)裂縫溝通天然裂縫后，在外力作用下鉆井液或其濾液進(jìn)入到天然裂縫內(nèi)，由于天然裂縫具有一定的粗糙度，縫面摩滑后裂縫面局部較高強(qiáng)度的微凸體和脫落的較大巖石礦物顆?？梢云鹬巫饔?，使錯(cuò)位裂縫能夠保持，擴(kuò)大了鉆井液漏失通道，鉆井液漏失量急劇增加（見圖10（b）、圖10（c））。隨著鉆井液或其濾液的侵入，經(jīng)過復(fù)雜的物理化學(xué)反應(yīng)[21–23]，天然裂縫尖端可能發(fā)生新的破裂并擴(kuò)展延伸，溝通其余天然裂縫，構(gòu)成復(fù)雜的網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)，鉆井液漏失情況愈發(fā)嚴(yán)重。若外力足夠大，漏失還可能向遠(yuǎn)井地帶蔓延，誘發(fā)地層深處天然裂縫發(fā)生縫面摩滑和鉆井液漏失的惡性循環(huán)。因此，有效控制縫面的摩滑，能夠控制深部裂縫性地層鉆井液漏失加劇的問題。

圖10 裂縫性地層鉆井液漏失示意Fig.10 Drilling fluid leakage in fractured reservoirs

為驗(yàn)證摩擦過程中伴有微凸體破壞、巖石礦物顆粒脫落，對拋光巖樣摩擦前后的表面進(jìn)行基于白光干涉的三維掃描分析，結(jié)果見圖11和圖12。由圖11和圖12可知：拋光巖樣的表面依舊是凹凸不平的，高度分布范圍為–40～9 μm，均勻分布在–6～6 μm；拋光巖樣摩擦后表面高度主要分布在–42～4 μm，大部分集中在–2～2 μm，拋光巖樣摩擦后表面變得更加光滑平整，證實(shí)了摩擦?xí)r巖樣表面微凸體發(fā)生了破壞，摩擦滑動(dòng)過程伴有表面顆粒脫落現(xiàn)象。

圖11 基于白光干涉的巖樣表面三維掃描Fig.11 Three-dimensional surface scanning of rock samples based on white light interference

圖12 掃描區(qū)域的微凸體高度統(tǒng)計(jì)直方圖Fig.12 Statistical histogram of asperity height in scanning regions

摩擦前后裂縫面形貌分析表明，摩滑后縫面更光滑，可能會(huì)進(jìn)一步擴(kuò)大錯(cuò)位程度，裂縫長度和寬度大幅增加，導(dǎo)致鉆井液漏失加劇。

5 結(jié) 論

1）鉆井液的侵入導(dǎo)致裂縫表面強(qiáng)度降低，微凸體發(fā)生屈服破壞，誘發(fā)縫面摩滑。在鉆井液環(huán)境下的縫面摩擦因數(shù)較干燥環(huán)境下有明顯降低，且在油基鉆井液環(huán)境下更低，可使儲(chǔ)層裂縫面摩擦因數(shù)減小。摩擦因數(shù)減小可導(dǎo)致縫面摩滑的臨界孔隙壓力降低，誘發(fā)縫面摩滑。

2）縫面摩滑可使裂縫滲透率增大，導(dǎo)致鉆井液封堵能力降低，鉆井液漏失加劇。裂縫滲透率越高，鉆井液封堵能力越弱，裂縫越不容易被封堵。

3）縫面摩滑是人為誘導(dǎo)漏失通道與天然漏失通道相互連通后導(dǎo)致鉆井液漏失加劇的新機(jī)制，是導(dǎo)致深部裂縫性地層鉆井液漏失加劇的原因之一。提高天然裂縫面間的摩擦因數(shù)、有效控制縫面摩滑是控制深部裂縫性地層鉆井液漏失的重要方式。