深水低固结软泥岩蠕变特性及其工程应用

深水低固结软泥岩地层处于弱固结地层与正常固结地层之间的过渡带,研究其蠕变特性对于设计合理的井身结构及确保深水钻井的顺利进行有重要的意义。利用取自中国南海的低固结软泥岩岩心进行蠕变实验,根据蠕变实验结果建立了合适的蠕变模型。然后在此基础上,结合深水地层的井眼模型,建立了深水低固结软泥岩地层的井眼缩径模型及井眼坍塌模型。研究结果表明,低固结软泥岩的非线性蠕变现象明显,且瞬时蠕变量较大,经验模型更适合用来描述其蠕变特性。若钻井时泥浆密度较小,井眼在短时间内就会形成严重的缩径,从而影响正常钻井。低固结软泥岩地层的井眼坍塌具有明显的时间黏滞效应。随着时间的增加,井眼破坏区会逐渐增大,最终发生坍塌。     

深水油气田控制井眼缩径的钻井液密度研究

深水地层上覆岩层压力低,钻井安全泥浆密度窗口窄,发生井下事故的风险更大,需要确定水平井眼的变形规律,减少或避免因疏松砂岩储层蠕变缩径造成的井下复杂情况和事故。荔湾3—1气田是我国第一个即将投入开发的深水油气田,利用分级加载的方式测试了荔湾3—1气田疏松砂岩储层的蠕变变形规律。应用拉格朗日元法进行数值模拟计算,得出了荔湾3—1气田疏松砂岩储层水平井井眼缩径变形随时间的的变化规律和控制井眼缩径率的钻井液密度图版,分析了水深对水平井井眼变形的影响。结果表明,在相同条件下,深水油气田因疏松砂岩储层蠕变缩径而影响水平井安全钻进的风险比陆地和浅水油气田更小。研究结果对确定深水水平井安全钻井周期和开展水平井极限延伸长度的研究具有指导意义。     

砂岩地层井壁稳定性分析

 南海某油田深部地层砂岩存在因蠕变导致的缩径现象,有必要分析该油田砂岩地层蠕变性质,为砂岩地层安全钻井提供借鉴。使用某油田深部地层砂岩岩心进行室内蠕变实验,测定不同差应力下岩心蠕变率。使用西原模型拟合了实验结果,拟合精度较高,并计算了某油田砂岩缩径井段安全钻井周期。计算结果表明,提高钻井液密度可大幅提高安全钻井周期,也可采用定期起下钻、下套管封固缩径井段等工程措施阻止或减缓砂岩蠕变。     

砂岩地层井壁稳定性分析

南海某油田深部地层砂岩存在因蠕变导致的缩径现象,有必要分析该油田砂岩地层蠕变性质,为砂岩地层安全钻井提供借鉴。使用某油田深部地层砂岩岩心进行室内蠕变实验,测定不同差应力下岩心蠕变率。使用西原模型拟合了实验结果,拟合精度较高,并计算了某油田砂岩缩径井段安全钻井周期。计算结果表明,提高钻井液密度可大幅提高安全钻井周期,也可采用定期起下钻、下套管封固缩径井段等工程措施阻止或减缓砂岩蠕变。     

盐岩层钻井中盐岩蠕变量的研究与应用

盐岩地层钻井过程中常因盐岩蠕变造成卡钻、井壁坍塌、井眼报废等复杂情况。为此,深入研究盐岩蠕变量的变化规律对解决此类问题有十分重要的意义。通过对盐岩地层蠕变缩径的力学分析,建立了确定盐岩蠕变量的简单解析模型;并对盐岩蠕变量随地层温度、上覆岩层压力、钻井液密度等的变化规律进行了详细的分析。分析结果表明:盐岩蠕变量随着地温梯度、地应力梯度、蠕变系数、裸露时间的增加而增加,而随着蠕变常数、应力指数、钻井液密度的增加而减小;各因素对盐岩蠕变量的影响程度随着井深的增加而加剧。还对中东某区块进行了实例计算,结果表明:基于该模型确定的合理钻井液密度与盐岩地层实际钻井钻井液密度值吻合较好,说明该模型准确可靠,值得生产现场确定盐岩地层合理钻井液密度借鉴。     

盐膏岩地层的井眼缩径变形分析

在钻井工程中,盐膏层的显著特征是井眼形成后地层易发生塑性变形和井眼缩径,造成卡钻和大量的人力、物力、财力的损失,甚至导致钻井失败。将拉格朗日元法应用于石油钻井所遇的盐膏地层,利用ＦＬＡＣ程序分析了盐膏地层的缩径变形。分析结果表明,在允许缩径率下,钻井液密度有一个临界值,正常钻进的必要条件是钻井液密度应该大于此临界值。     

盐膏岩地层的井眼缩径变形分析

在钻井工程中，盐膏层的显著特征是井眼形成后地层易发生塑性变形和井眼缩径，造成卡钻和大量的人力，物力，财力的损失，甚至导致钻井失败，将拉格朗日元法应用于石油钻井所遇的盐膏地层，利用ＦＬＡＣ程序分析的盐膏地层的缩径变形，分析结果表明，在允许缩径率下，钻井液密度有一个临界值，正常钻进的必要条件是钻井液密度应该大于此临界值。     

可蠕变砂岩地层井壁稳定性研究

砂岩地层钻井可能出现缩径,严重威胁钻井安全,有必要研究砂岩蠕变性质,为钻井提供安全保障。使用MTS刚性实验机测定偏应力15MPa~35MPa下的黄流组砂岩岩心轴向应变,得出砂岩岩心存在临界蠕变应力。研究了砂岩不同蠕变阶段的蠕变机理,通过测定砂岩横波波速及长期强度确定了其稳态蠕变与加速蠕变临界应力。使用西原模型拟合了砂岩蠕变应变,计算了使用不同密度钻井液时黄流组砂岩地层安全钻井周期。研究结果可用于指导蠕变性砂岩地层安全钻井及钻井液密度设计。     

可蠕变砂岩地层的临界蠕变应力及安全钻井周期

砂岩地层钻井可能出现缩径,严重威胁钻井安全,有必要研究砂岩蠕变性质,为钻井提供安全保障。使用MTS刚性实验机测定偏应力15~35 MPa下的黄流组砂岩岩心轴向应变,得出砂岩岩心存在临界蠕变应力。研究了砂岩不同蠕变阶段的蠕变机理,通过测定砂岩横波波速及长期强度确定了其稳态蠕变与加速蠕变临界应力。使用西原模型拟合了砂岩蠕变应变,计算了使用不同密度钻井液时黄流组砂岩地层安全钻井周期。研究结果可用于指导蠕变性砂岩地层安全钻井及钻井液密度设计。     

南海荔湾区域水合物水平井降压开采模拟研究

南海荔湾区域赋存有大量的天然气水合物资源,储层具有薄层和厚层水合物互层分布特征,极具开发潜力。因此,基于该区域多层水合物地质资料,利用TOUGH+HYDRATE建立了该区域水平井降压开采数值模型,井底开采压力取值为0.2倍的第三层水合物底部初始压力,主要研究了储层渗透率对水合物开采的影响规律。结果表明:降压法能够有效促进井周水合物分解,但受到地层低渗透率的制约,水合物有效分解范围主要局限于井周有限的圆形区域内,且在分解前缘面附近易形成少量的二次水合物;增大地层渗透率对水合物增产效果影响最为显著,当地层渗透率增大至20 mD时,水平井布设在最下部水合物层中间时,可以同时开采三层水合物,从而极大提高了开采效率,但同时也会导致地层流体涌入井眼,产水量急剧增大。     

层理地层基质与弱面坍塌失稳规律分析

渤海深部地层中存在大量的硬脆性泥页岩,易发生井壁失稳问题。将硬脆性泥页岩当作一种横观各向同性介质,建立了横观各向同性地层井周基质及层理弱面应力计算模型,在此基础上,获取了弹性参数各向异性、井眼轨迹及层理产状对井壁坍塌破坏的影响规律。研究表明,各向异性对层理弱面应力分布影响显著,与各向同性模型相比,误差最大约为31%;随弹性模量各向异性程度增大,井壁坍塌风险增高;直井钻进时,井壁坍塌破坏方位不仅受水平地应力方位影响,还与层理弱面的倾斜角和倾向角、井眼轨迹等参数相关。随层理面倾斜角和倾向角增大,井壁坍塌形状依次为岩石只发生沿水平最小地应力方位的基质坍塌、层理面单对角坍塌及层理面双对角坍塌,基质坍塌方位对应最小地应力方位,层理面坍塌方位与弱面的倾向方位保持一致,最优钻井方位应结合层理弱面的倾向;当定向井钻进时,井眼沿井斜30°~75°,最大地应力方位附近,坍塌最为严重。对渤中一口深井进行井壁失稳实例分析,分析结果与实际情况吻合良好,研究成果对层理地层钻井作业有一定的指导意义。     

含热力学抑制剂钻井液侵入天然气水合物地层扰动模拟

深水油气勘探开发过程中,为防止井筒内生成天然气水合物,在钻井液中添加水合物热力学抑制剂是有效措施之一。然而含水合物热力学抑制剂钻井液侵入水合物地层的扰动影响鲜有报道。为探究水合物热力学抑制剂对水合物层的扰动规律,利用超声波测试手段,研究了NaCl、乙二醇两类水合物热力学抑制剂钻井液侵入水合物岩样的过程,并讨论了适用于水合物地层钻井液的设计要点。结果表明:含水合物热力学抑制剂的钻井液相比未含抑制剂的钻井液会显著促进水合物分解,且随着抑制剂浓度的增加,水合物分解速度会大幅度增加;NaCl盐类抑制剂促进水合物分解的作用明显强于乙二醇醇类抑制剂;钻井液侵入水合物地层引发的水合物分解呈现非匀速现象。深水钻探水合物地层时,防止地层中水合物的分解与抑制井筒中水合物的生成是相互矛盾的,研发适合水合物地层的钻井液配方来平衡这个矛盾是有效途径。     

深层页岩气水平井井筒瞬态温度场研究与应用

深层页岩气水平井钻井过程井筒瞬态循环温度对旋转导向工具的选择具有重要作用。基于井筒与地层间的对流换热机理及能量守恒原理，建立了井筒瞬态温度场模型；分析了循环时间、排量、水平段长度和入口温度对井筒瞬态温度的影响；优选了页岩气水平井轨迹控制方法，提出了降低井底循环温度的工程措施。结果表明，上部井段环空钻井液循环温度随循环时间和排量的增加而增加，而下部井段环空钻井液循环温度反而降低；随着水平段长度增加，环空钻井液循环温度增加，水平段越长，循环降温效果越低；随着钻井液入口温度增加，钻井液出口温度增加，下部井段环空钻井液循环温度随入口温度的变化较小。当垂深超过4 000 m后，水平段较短时，可采用旋转导向钻井工具；水平段较长，井底循环温度高于135℃后，推荐采用螺杆配LWD测量工具。采用增加循环时间、排量及边循环边下钻的方式可降低井底循环温度，以确保旋转导向工具和LWD工具处于安全工作温度内。     

深水含浅层流地层无隔水管领眼钻井水力参数计算

综合应用动态压井系统的无隔水管领眼钻井技术是处理深水含浅层流地层地质灾害的有效手段之一。针对无隔水管钻井技术特点,进行了无隔水管领眼钻井技术在深水含浅层流地层的适应性分析。基于油气井流体力学和渗流理论,考虑了浅层流实时钻进过程中地层漏失或侵入井筒动态过程的影响,建立了无隔水管钻进的平衡方程、连续性方程、运动方程和辅助方程,为钻井水力参数的设计与求解提供了依据,并以南中国海W-X01井为例,对计算方法进行验算与对比分析。现场实例计算表明:钻井液排量、钻进速度、钻杆转速是无隔水管海水钻进过程中的主要控制性施工参数,通过施工参数可调整环空压耗大小,进而控制井底压力;环空压耗随钻井液排量的增大而增大,且领眼尺寸越小环空压耗增大的趋势越大;同时,环空压耗随钻杆转速的增大而增大。此方法可以用于指导深水含浅层流地层的无隔水管领眼钻进设计与施工。     

顺托果勒区块志留系水平井造斜段力化耦合井壁稳定研究

根据地质构造特点及实际生产需要,顺托果勒区块非常适合布置水平井,尤其在造斜段钻进时以斜井弱面理论为基础的坍塌压力计算结果显示井壁稳定性良好,但现场复杂情况统计结果表明,水基、油基钻井液条件下,该区块水平井造斜段均出现大面积垮塌、阻卡掉块严重的情况,平均扩径率高达26.96%,严重影响钻井周期。为寻找解决途径,从该区块水平井造斜段I/S混层占优的地层岩性特点出发,从根本上抑制水化膨胀带来的附加作用,建立标准膨胀率-活度曲线,标定钻井液活度窗口,在钻井液活度窗口的限定下,使井壁稳定问题重新回到斜井弱面理论上来。结果表明在考虑了钻井液活度窗口的情况下,该区块新钻水平井造斜段扩径率降低85.69%,井壁稳定得到保障。     

钻井液处理剂对气体水合物形成的影响研究

海洋深水钻井过程中如钻遇浅层含气砂岩,气体进入钻井液,在海底低温和高压作用下易形成气体水合物,并堵塞井筒、环空或防喷器, 严重影响钻井工程。利用自制四氢呋喃旋转试管测试平台,实验研究了海洋钻井常用的钻井液处理剂（无机盐、有机盐、高分子聚合物）对气体水合物形成的影响。结果表明：无机盐、有机盐能很好地抑制水合物的形成,而聚合物在高浓度时才会有较好的抑制效果,低浓度时则会促进水合物形成。     

分支井筒稳定的塑性力学模型及分析

针对分支井钻进过程中普遍存在的井壁稳定问题,建立考虑地层、水泥环、套管和支井井筒的分支井稳定性分析三维弹塑性有限元模型。模型中将水泥环、地层和套管分别视为不同的塑性材料,同时通过建立应力各向异性地层中模型转换方法,消除不同支井方位之间的模型误差。通过弹塑性有限元模拟研究支井方位对分支井稳定性的影响。结果表明:方位角小于15°时,地层与水泥环最大等效应力位于主井筒上,有利于分支井井眼稳定;方位角为75°时,等效应力最大值位于分支井井壁上,不利于井壁稳定;从套管侧窗变形的角度来看,分支井方位应尽量靠近水平最大地应力方向;当支井方位角大于30°时,主井眼水泥环的破坏可引起支井钻进问题;在分支井井身结构设计中,采用较小方位角,同时避免采用50°~80°的分支井方位角,以保证水泥环-地层-套管-井筒系统的稳定性和安全性。     

侧钻分支井分叉段井壁稳定分析

老井侧钻可有效开发老井未受控面积内的储油和死角残油并有效提高产能。而分支井眼连接井段的稳定性是成功完井的关键。采用三维有限元方法对侧钻短半径水平井井壁稳定进行弹塑性分析。分析结果表明:侧钻井眼在与主井眼连接处存在应力集中,容易发生井壁失稳。随井间距的增加两井眼中间单元应力逐渐减小,两者互相影响减小。两井眼间距为主井眼尺寸的2倍时,两井眼之间的影响可以忽略。适当的增加造斜率,让侧钻井眼快速的脱离主井眼,可以降低连接段的长度,降低井壁失稳的风险。适当增加泥浆密度,可以降低连接井段井壁失稳的风险。     

天然气水合物钻探现状与钻井技术

钻井是天然气水合物勘探发现最直接的手段,也是天然气水合物开发的必要环节。天然气水合物,尤其是海域深水天然气水合物的勘探与开发对钻井技术提出了更高的要求。在总结全球天然气水合物钻探现状和钻井技术的基础上,对天然气水合物钻井面临的挑战和未来发展方向进行了分析。总结认为,全球已在多个冻土区和海域开展了天然气水合物勘探与试采,显示了较好的天然气水合物勘探开发前景;天然气水合物钻探通常与随钻测井(LWD)相结合,并以常规钻探设备、水基钻井液为主;天然气水合物试采井的完井方式各不相同,尚未形成有效的完井技术系列;天然气水合物的温度-压力特征、储层特征、埋深特征和力学特征等决定了天然气水合物钻井面临井筒稳定性、钻井液安全密度窗口窄等方面的挑战。未来,应进一步探索研究控压钻井、欠平衡钻井、套管钻井、隔热竖管钻井、深水浅软地层水平井钻完井、潜式钻探设备组合和经济环保高效型低温钻完井液等技术在天然气水合物钻井中的应用。     

气井用水合物自生热解堵剂解堵效果数值模拟

在气井生产后期井筒水合物堵塞井筒现象频发,井筒水合物解堵越发重要。针对气井井筒水合物解堵问题,根据气井水合物堵塞过程和某型自生热解堵剂特性,建立了天然气水合物堵塞段分解速率数学模型和传热数学模型。开展了井筒内水合物解堵过程仿真模拟计算,获得了不同解堵剂浓度解堵过程中井筒内温度、水体积分数等参数的分布云图,得到了不同自生热解堵剂浓度下所需解堵剂用量及解堵时间。进行了不同解堵剂浓度下解堵过程实验研究,测得了不同自生热解堵剂浓度下所需解堵剂用量及解堵时间。解堵剂用量及解堵时间的模拟计算值与实验值吻合度均大于80%。研究发现随着解堵剂浓度增加,解堵时间随之缩短,解堵剂用量随之减少。但是当解堵剂浓度超过2.0 mol/L时,其解堵效果提升幅度相对降低。