加蓬G 区块破碎地层井壁失稳机制与钻井液技术对策

 加蓬G区块是中石化海外重点勘探开发区块,LPC和ANG复杂地层钻井施工中出现了严重的井壁失稳问题。通过破碎地层的泥页岩岩心表观特征分析、泥页岩钻屑清水浸泡试验、泥页岩黏土矿物分析和泥页岩滚动回收试验得出,以伊/蒙混层和伊利石为主的黏土矿物组分和微裂隙发育特征是加蓬G区块破碎地层井壁失稳的外在物质条件;钻井液滤液沿裂隙和微裂隙进入地层深部,使黏土矿物水化膨胀,使井壁失去平衡,是导致坍塌掉块的内在原因。制定了钻井液密度应力防塌、屏蔽封堵防塌、优质钻井液体系配方等综合防塌技术措施,在加蓬G区块进行了现场试验,G-9井和G-10井2口井LPC和ANG地层的平均井径扩大率分别降低到11.6%和12.1%,井身质量较邻井有显著的提高,取得了良好的井壁稳定效果。     

渤中区块破碎性地层井壁失稳机理及对策

渤中区块东下段及以下地层泥页岩破碎性发育,已钻井井壁坍塌严重。通过综合分析破碎区地层特性,地质力学特征,以及钻井液性能的适应性,明确了渤中区块破碎性地层的井壁失稳机理,并提出了定制化的技术对策。研究结果表明,该区块泥岩地层为硬泥页岩,微裂缝发育,孔缝宽度为2～6μm,具有弱水化性质。东下段及以下泥页岩地层属于中等偏低强度地层,在聚胺PEM钻井液中浸泡7 d后,岩石强度下降40.82%。同时,上覆岩层压力和水平最大地应力之间差值较小,水平最小地应力值较低。井壁失稳机理主要为地层受走滑断层伴生正断层控制,钻井坍塌压力相对较高,地层微裂缝发育,钻井液封堵性不能满足微裂缝封堵要求,同时,破碎区泥页岩存在安全稳定周期。建议使用密度为1.40 g/cm³的聚胺PEM钻井液,在破碎区中钻井安全周期超过10 d,并添加3%的TEX封堵剂增强钻井液封堵性能。研究结果能够有效指导渤中区块开发井的安全钻井。     

页岩气水平井井壁稳定影响因素与技术对策

国内绝大多数页岩气水平井在页岩层段钻井过程都发生过坍塌,严重影响了钻井周期及后续压裂施工。由于页岩气井水平段一般较长,普遍在1000m以上,而且页岩地层层理发育,产状多变,岩石性质硬脆,水敏性矿物含量高,很容易发生井漏坍塌等问题。本文通过分析认为影响页岩气水平井井壁失稳的因素主要包括页岩的综合特性,地质力学因素,钻井液的综合性质及其他工程因素。解决页岩气水平井井壁失稳的首要途径是认识层理页岩的特殊力学特性,重点研究不同钻井液体系对其力学特性的影响程度及影响规律（也是钻井液优选的重要依据之一）;再次需要对地应力场进行综合研究;最后通过采用合理的井壁稳定力学模型获得控制井壁失稳的钻井液密度范围,配合使用快速高效钻具,才能最大程度确保井壁稳定。     

库车北部构造侏罗系煤层井壁稳定对策研究

为解决塔里木盆地库车北部构造带侏罗系煤系地层井段井壁稳定问题,采用X射线衍射、扫描电镜等方法对煤岩理化性能和微观结构进行分析,明确了煤系地层井壁失稳机理;建立考虑多割理面影响的煤层井段坍塌压力模型,评价了煤系地层地质力学参数和井壁稳定性,并优化了煤系层段井眼轨迹;根据煤岩微观结构特征,开展了钻井液封堵材料优选,形成煤层段水平井井壁稳定对策。结果表明,煤系地层主要为力学失稳,推荐煤层沿最大主应力方位、井斜45°～80°钻井,钻井液密度1.70～1.74 g/cm³,钻井液封堵复配体系为3%磺化沥青+3%乳化沥青+3%超细钙;应用发现煤系层段定向钻井无复杂事故,煤层斜井段井壁稳定防治效果好。研究成果对塔里木盆地库车北部构造带侏罗系油气安全高效开发具有重要指导作用。     

弱面地层斜井井壁稳定性分析

建立了弱面地层数学模型,分析了斜井井壁岩石应力状态,推导出了井壁岩石最大主应力与低强度地层（弱面地层）法向夹角的计算公式,建立了用于大倾角地层钻井液密度安全下限的力学模型,详细分析了倾斜地层的倾角和走向对井壁稳定性的影响。研究结果表明,弱面地层的存在易使井壁失稳。对斜井来说,地层走向、地层倾角、井斜方位和井斜角不同,其井壁稳定性也不同。将打直井改为斜井,可以提高井壁的稳定性,也有利于安全钻进     

破碎性煤层段钻井液安全密度窗口的确定与应用

破碎性煤层段钻进过程中井壁坍塌、掉块严重,常规模型计算所得的坍塌压力当量密度难以较好地支撑煤层段井壁。依据破碎性煤岩的特征,系统分析了破碎性煤层段井壁失稳的机理,重新界定了破碎性煤层段的钻井液安全密度窗口。计算结果表明进入破碎性煤层段后钻井液安全密度窗口明显变窄。利用该模型对D2井三开破碎性煤层段的钻井液安全密度窗口进行了预测,理论计算结果和实钻情况基本吻合,验证了模型的合理性。研究成果对类似井段的井壁稳定性研究有借鉴意义。     

含水合物地层井壁力学状态的弹塑性解析分析

含水合物地层钻井引发井壁周边温度和渗流压力变化,可能导致水合物分解,对井壁安全产生不利影响。基于Mohrp-Coulomb准则、理想弹塑性模型以及非关联流动法则,针对含水合物地层中井壁力学分析,建立了稳态轴对称平面应变模型,考虑水合物分解对地层温度、渗流和力学特性的影响,得到了欠压和过压钻井条件下井周应力及位移的解析解答,与相同假定下有限元模型、复杂数值模型的结果吻合较好。结果表明一定范围内水合物分解范围的增大会引起塑性区显著扩展。水合物分解引起的弹性模量劣化在欠压条件下将引起塑性区范围减小,在过压条件下则引起塑性区范围增大。     

钻井液类型对井壁稳定的影响实例与防塌机理分析

针对东海油气田N区块钻井过程中易发生井壁坍塌的问题,通过梳理分析N5区块及周边构造三口探井地质条件、地层特性、测井数据,基于地质力学与岩石力学基本原理计算了井壁坍塌压力;并对使用水基钻井液和油基钻井液的钻井工况进行对比。研究发现在钻井液密度高于坍塌压力的情况下,使用密度相对较低的油基钻井液即能够保持井壁稳定,无阻卡等复杂问题。使用水基钻井液钻井,则部分泥页岩井段井径扩大,起下钻明显阻卡,处理复杂问题耗时较长。分析主要原因,在于油基钻井液能够降低泥页岩水化程度,减缓钻井液向微裂隙中的渗流,抑制微裂隙扩展,提高钻井液对井壁的有效支撑作用。因此,在东海油气田复杂泥页岩地层钻井中,使用油基钻井液能够更好地保持井壁稳定,避免或减少钻井复杂问题。     

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。     

长宁区块龙马溪组水平段井壁稳定钻井液技术

针对长宁区块龙马溪组多口井水平段井壁失稳所导致的卡钻、埋钻等井下复杂情况进行研究,发现龙马溪组页岩具有脆性强、弱水敏的特性,在井深、应力及外力不断增加的条件下容易产生细微裂缝,在钻井液滤液侵入井壁后,井壁微裂缝继续扩张,导致井壁失稳。根据井下微裂缝特征,室内采取多种微纳米级材料进行有效封堵,建立了一套密度可调控的强封堵油基钻井液体系,其封堵效果良好,并具有很好的井眼清洁及沉降稳定性能。现场表明,3 600～4 200 m开始试验该钻井液体系后,相比试验前起下钻扭矩明显减小,证明该钻井液体系在井壁形成了致密封堵层,对井壁稳定起了至关重要的作用。     

温度对气层气体钻井井壁稳定的影响

气体钻井过程中气体经过钻头喷嘴后产生焦耳-汤姆逊冷却效应,导致井底温度远小于地层温度。当气层被钻开后井壁围岩温度、孔隙压力和应力分布发生改变,容易引起井下复杂事故。为此,分析了井底低温对致密砂岩气藏气体钻井井壁稳定的影响。研究表明,井眼钻开后井底低温产生拉热应力,使近井壁有效应力减小,有利于防止岩石剪切失稳,但增加了岩石产生拉伸破坏的可能。气层气体产出使近井壁地层孔隙度和渗透率减小,不考虑井底低温时减小程度偏大。气体钻井近井壁可能存在塑性区,低温使塑性区向地层延伸更容易导致井壁失稳。塑性区的形成不仅取决于水平地应力,而且与垂向地应力有关。通常致密砂岩气藏埋藏较深,垂向应力影响大,其弹塑性分析需考虑三维主应力的影响。     

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。     

锦州25-1油田井壁稳定问题

 锦州25-1油田沙河街组地层井壁失稳严重,为解决该油田的井壁失稳问题,对该油田的泥页岩矿物组分进行了分析,开展了泥页岩的力学及水化特性实验,分析了锦州25-1油田沙河街组泥页岩的岩石力学特性和井壁失稳机制.研究发现,沙河街组地层层理性泥页岩和水敏性泥页岩共同发育;层理性泥页岩具有显著的各向异性,易发生沿层理面的剪切滑移,造成井壁失稳;水敏性泥页岩在钻井液作用下会发生水化膨胀,导致井周地层的力学性质和应力状态发生变化,表现为坍塌压力随井眼钻开时间的改变而改变;两种地层相互影响造成油田复杂事故频发.结合室内实验结果,建立了合理钻井液密度的确定方法,研究了锦州25-1油田层理性泥页岩坍塌压力随井眼轨迹的分布规律和水敏性泥页岩的水化坍塌周期,给出了保证安全钻进的工程对策,该油田的井壁失稳问题必须在优化井眼轨迹和选择合理钻井液密度基础上,并增强钻井液的封堵性和抑制性才能解决.     

用稳定性理论和方法研究井壁坍塌问题

给出了钻井过程井壁围岩的应力场和位移场的解析解。在此基础上,建立了井壁压力和井壁位移的平衡路径曲线,提出井壁坍塌是一种极值点型失稳现象,澄清了石油工程中的一些问题。得到了井壁失稳的临界压力公式,并给出了气体钻井的适用条件。     

页岩气调查井复杂地层有机硅聚合物钻井液体系的研制与应用

页岩气调查井通常地质条件复杂,钻探难度大。在对页岩气调查川沐地2井井壁稳定性分析的基础上,优选了有机硅聚合物钻井液体系,并通过正交试验,明确了有机硅改性聚合物、多级配超细碳酸钙、乳化石蜡和硅氟聚合物等主要处理剂的最优加量,形成了基本配方,在室内实验评价中该体系展现了良好的抗钻屑污染能力、抗钙侵能力、抑制性和封堵性。现场应用表明,川沐地2井在采用有机硅聚合物钻井液体系后,井内复杂情况得到明显改善,有效保障了井内安全,并顺利钻进至设计井深,实现了地质目标,钻进效率相比同区域同类型钻井大幅提高。研究成果可为页岩气调查井复杂地层钻探钻井液的选择与应用提供借鉴。     

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。     

地层孔隙压力变化对井壁稳定性的影响研究

受长期注采工程作业的影响,地层孔隙压力将发生大幅度波动,从而导致地层的岩石强度、地应力相对开采初期已发生较大变化,且横向分布更为复杂,进而诱发、加剧井壁失稳,井下复杂状况频发。理论与实验相结合研究了孔隙压力变化对砂岩地层岩石强度及地层坍塌压力的影响,结果表明：（1）岩石强度与地层孔隙压力呈负相关,随地层孔隙压力增大,地层岩石强度、弹性模量呈线性递减;（2）地层孔隙压力变化将影响调整井的井壁稳定状态,压裂、注水、注聚等工程作业导致井周地层孔隙压力增大,将加剧井眼失稳;而在一定限度内,油气的压力衰减式开采将降低地层坍塌压力,利于井眼保持稳定。     

井壁稳定性技术研究及其在呼图壁地区的应用

为了能充分利用测井等资料较精确地计算井壁受力状态和井壁坍塌压力 ,以设计合理钻井液密度窗 ,保证钻井过程中井壁稳定性 .通过对井壁失稳现象、机理及井壁应力状态的分析和计算 ,对井壁失稳问题进行了较为深入的研究 ;结合测井资料和地层破裂试验结果 ,分析并建立了一套计算地层坍塌压力及地层相关物理力学特征参数的方法和模型 .通过应用克拉玛依油田呼 2井的测井资料进行分析计算并与实际结果进行对比 ,结果表明 :地层坍塌压力和安全钻井液密度窗的计算结果吻合现场实际情况 .所提出的方法和计算结果 ,将为呼图壁气田开发过程中安全快速钻井技术提供可靠的技术基础     

国外井壁稳定分析模型研究进展

建立合理的井壁稳定模型可以准确预测井眼稳定性能.针对目前国外提出的5种主要模型：弹性模型,多孔弹性模型,温度-多孔弹性模型,化学-多孔弹性模型,温度-化学-多孔弹性模型,对其研究进展进行了描述,并且分析了模型存在的缺陷,对未来研究方向提供建议.