哈拉哈塘油田硬脆性泥页岩井壁失稳机理及对策

针对哈拉哈塘油田三叠系和志留系硬脆性泥页岩井壁失稳问题,分别从地层力学和地层物理化学2方面进行失稳机理及对策研究。研究结果表明,油田地层3大主应力分布规律为σZσHσh,三叠系比志留系容易发生力学失稳;三叠系硬脆性泥页岩阳离子交换容量、蒙脱石率、胶体率和膨胀率分别为25.4 mmol/100 g、36.3%、76.4%和23.2%,表面水化能力较强,易发生物理化学失稳;志留系硬脆性泥页岩阳离子交换容量、蒙脱石率、胶体率和膨胀率都较低,分别为8 mmol/100 g、11.4%、25.1%和9.7%,水化膨胀能力较弱,但由于地层裂缝发育,易发生裂缝性失稳。通过提高钻井液在三叠系的密度、抑制性和在志留系的封堵性,在现场Ⅰ井和Ⅱ井试验均取得了较好的效果。     

水化作用对南海东部泥页岩地层井壁坍塌的影响分析

在我国南海东部油气田钻遇韩江组和珠江组的钻井过程中,常遇到泥页岩井壁坍塌问题,制约了钻井速度,造成了一定的经济损失。为此,分析了该地区泥页岩地层井壁失稳机理,通过试验确定了泥页岩吸水扩散系数,研究了泥页岩吸水对其抗压强度、弹性模量等力学参数的影响规律,根据Mohr-Coulomb准则计算了泥页岩水化后井壁坍塌压力随井眼钻开时间的变化规律。这对解决该海域泥页岩地层井壁坍塌问题有较大的指导意义。     

脆性泥页岩椭圆形井眼坍塌规律分析

脆性泥页岩在钻井过程中受到钻头机械碰撞等容易造成井壁部分崩落,井眼形状偏离理想的圆形,按照圆形井眼研究地层坍塌规律会带来一定误差。为此,将真实井眼近似为椭圆形状,分析得到井壁应力分布模型,利用"弹性-应变软化-塑性"模型预测井壁坍塌压力,对影响脆性泥页岩直井井壁坍塌失稳因素进行敏感性分析,并利用有限元软件建模分析椭圆形井眼的塑性损伤破坏特性。研究结果表明:与常规圆形井眼相比,椭圆形井眼坍塌压力较高,且由于椭圆长轴端点处周向应力集中程度随椭圆度增加而增大,椭圆形井眼坍塌压力也随椭圆度的增大而进一步提高;脆性泥页岩塑性损伤破坏表现为局域化的破坏断裂带形式,而不是相对均匀的塑性区。研究结果对更好地认识脆性泥页岩的坍塌失稳机理有一定的指导意义。     

印度尼西亚M气田泥页岩井壁失稳机理及对策

印度尼西亚M气田地质构造复杂,泥页岩裂缝发育,存在异常高温高压,钻井期间频繁发生坍塌卡钻事故,严重影响了作业效率.通过对M气田地层孔隙压力、地应力、安全钻井液密度窗口进行定量计算,并根据现场井壁坍塌特征及地层特性,分析了该气田井壁坍塌原因主要是泥页岩裂缝发育,存在高密度下的“呼吸”效应及水化作用.根据该气田井壁坍塌机理...     

钻井卸载对泥页岩地层井壁稳定性的影响

钻进泥页岩地层时井壁易失稳,且井周岩石极易因钻井卸载产生诱导缝,导致岩石强度降低,从而加剧井壁失稳。因此,为确保泥页岩地层井壁的稳定,采用三轴力学试验仪模拟钻井卸载过程中的岩石应力变化过程,分析了卸载对泥页岩力学特性的影响,采用回归方法回归了泥页岩内聚力、内摩擦角与卸载幅度的关系,并将该关系引入到常规井壁稳定性模型中,建立了考虑卸载作用的泥页岩井壁稳定性模型。结果表明:卸载会使泥页岩的强度降低,随着卸载幅度变大,泥页岩强度的降低幅度增大;考虑卸载作用后,泥页岩地层的坍塌压力增大,尤其在高地应力和各向异性较强的泥页岩地层,由卸载造成的坍塌压力增量更为明显;井筒与最小水平主应力的夹角较小时,可以降低卸载对泥页岩井壁稳定性的影响。研究结果表明,卸载对泥页岩地层坍塌压力的影响不可忽视,进行钻井液设计时应考虑卸载对坍塌压力的影响。      

苏里格气田泥页岩井壁水化损伤失稳周期确定

钻井过程中复杂的应力和固液作用,使围岩产生了水化扩散和水化膨胀,改变了其中的应力场和力学参数,从而导致泥页岩井壁失稳。通过试验研究,探讨了泥页岩井壁围岩水化随时间和空间的变化规律以及岩石弹性模量和抗压强度随含水率变化的损伤弱化规律,进而结合强度变形破坏理论推导出泥页岩遇水后的损伤演化方程、损伤演化极限方程和确定坍塌周期的方法。应用该方法,得出苏里格气田泥页岩井壁坍塌周期为6.8 d左右。     

钻井液处理剂及体系对泥页岩坍塌压力的影响研究

水基钻井液通常使泥页岩坍塌压力增加,研究钻井液及处理剂体系对地层坍塌压力的影响有助于研究优选防塌钻井液处理剂及体系.介绍了通过岩心力学性能测试分析计算地层坍塌压力的方法,研究了部分处理剂对地层坍塌压力的影响,认为增强抑制和封堵能力可降低地层坍塌压力.文中提出的钻井液处理剂及体系对泥页岩坍塌压力影响的研究方法是切实可行的,可用来优选研究防塌钻井液处理剂、优选防塌钻井液体系、确定合理的防塌钻井液密度.研究表明,在聚合物或聚磺钻井液中加入抑制剂(如KCl)和粒度及软化点适当的封堵材料可降低地层的坍塌压力.     

南海西江油田古近系泥页岩地层防塌钻井液技术

为了解决南海西江油田古近系泥页岩地层钻井过程中出现的井下掉块和阻卡等问题,进行了防塌钻井液技术研究。通过地层矿物组分、理化特性和力学参数分析,明确了古近系泥页岩地层井眼失稳机理;建立了维持井壁稳定的钻井液密度与岩石黏聚力关系图版,确定了保持井壁稳定的最低岩石黏聚力;为提高泥页岩经钻井液浸泡后的强度,优选了抑制剂和封堵剂并确定了其加量,得到了新防塌钻井液配方。研究发现,钻井液滤液进入地层引起泥页岩强度降低,是该油田古近系泥页岩地层井眼失稳的主要原因;在KCl–聚合物钻井液中加入2.0%聚铵盐、0.5%纳米二氧化硅和3.0%碳酸钙配成的新防塌钻井液,泥页岩岩样在其中浸泡10 d后黏聚力可达8.8 MPa,满足预计工期内岩石内聚力大于8.7 MPa的要求。研究认为,新防塌钻井液具有较好的抑制性、封堵性和良好的防塌效果,能有效减小井径扩大率,从而解决南海西江油田古近系泥页岩地层钻井中出现的井眼失稳问题。      

PDC钻头泥页岩地层钻进泥包机理及对策研究进展

PDC钻头发生泥包时,切削齿和钻头体上会黏附大量的泥页岩切屑,影响破岩效率,弄清泥包机理是了解泥包影响因素、预防和清除泥包的前提。为此,通过调研、分析近年来国内外PDC钻头泥页岩地层钻进泥包发生机理、防止和清除泥包等方面的大量文献,从钻井液类型及性能、钻头结构、钻头水力学参数和PDC钻头其他处理等4项技术方面,总结论述了预防和减少PDC钻头泥包的新成果、新方法和新动态。进而认识到:①从微观层面研究泥页岩岩屑与钻头表面的黏附机理是研究泥包机理的未来方向;②通过向水基钻井液中添加化学添加剂以使其具有油基钻井液的性能的方法具有可取性;③预测泥包的钻头结构参数和水力学参数的确定需要大量的实验研究;④建立井底流场特点与钻头泥包的量化关系是今后数值模拟的研究方向。     

层理性泥页岩地层井壁坍塌控制方法研究

涠州12-1北油田涠二段泥页岩地层层理发育、水敏性强,虽然采用了油基钻井液钻进,但井壁垮塌等井下复杂情况仍频繁发生。该油田涠二段地层岩石力学试验结果表明,涠二段泥页岩强度具有显著的各向异性,其受到的最大主应力方向与层理面法向之间的夹角为30°～70°,岩心易发生沿层理面的剪切滑移破坏,强度远低于最大主应力方向与层理面法向平行时的最大强度,这是造成定向井井壁失稳的主要原因。结合岩石力学试验结果,将层理性泥页岩视为横观各向同性材料,建立了合理钻井液密度的确定方法,确定了定向井坍塌压力随井眼轨迹的分布规律。利用定向井坍塌压力随井眼轨迹的分布规律,对该油田的定向井钻井液密度和井眼轨迹进行了优化,成功解决了涠二段地层的井壁失稳问题。      

Wellbore Instability and Countermeasures in Offshore Bedding Shale Formations

Abstract

The properties of bedding shales are different from that of normal formations. Strength anisotropy is their outstanding feature. Experimental study and theoretical analysis show that this kind of anisotropy of bedding shales is the main reason of wellbore instability. W-2nd section shales in WZ12-1N oilfield are in typical bedding formation, and there were some problems such as severe borehole collapse and pipe sticking in drilling. Bedding shale formation was assumed to be a transversely isotropic material, and a collapse pressure calculating method was established. The calculation result of directional drilling collapse pressure in W-2nd bedding shales shows that if hole deviation exceeds a certain critical value, collapse pressure will increase sharply. This result was used in mud density design and well trajectory optimization, which solved the wellbore instability problems of the W-2nd formation. This research method has reference value to solve problems of wellbore instability and improve drilling efficiency in other similar regions.     

塔里木油田群库恰克地区井壁失稳机理研究

塔里木油田群库恰克地区井壁失稳是该区钻探过程中普遍遇到的技术难题,造成了多次钻井复杂事故,影响了钻井工程进度和增加了钻井成本。该文通过X-射线衍射等分析测试手段,对该地区失稳井段岩样进行了理化性能测试分析,研究了井壁失稳的机理,并分析了钻井液及工程因素对井壁失稳的影响,为该地区井壁稳定技术研究提供了依据。     

水敏性泥页岩地层临界坍塌时间的确定方法

钻井过程中,井眼的形成打破了地层原来的力学和化学平衡,水敏性泥页岩地层不同程度的水化膨胀改变了井周围岩应力,同时也改变了地层的材料特性.这些改变具有时空分布的特点,给井壁地层失稳预测带来了盲目性.从泥页岩的本构关系出发,结合地层的水化特性,预测了不同钻井液密度和滤失条件下地层的临界坍塌时间,结果对实际钻井有指导意义.     

渤南低渗油田注水井欠注层伤害机理研究

渤南油田五区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层;油藏为轻质油-稀油油藏。原油具有低密度、低粘度和高凝固点等特点,组分含硫量低;地层水总矿化度较高,水型为NaHCO3型。研究了渤南油田注水井伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是注水井损害的外在因素;注入水中悬浮固相颗粒和油的含量高,易形成盐酸不溶垢和有机垢;细菌和油质的共同作用增加管路的腐蚀,形成铁垢,逐渐降低地层的渗透率,严重时堵塞地层。     

胜利油田永八块地层出砂机理及预测

分析了永八块出砂的主要原因、出砂规律及出砂机理 ,利用经验类比分析法、孔隙度法、声波时差法、测井资料出砂指数法、数值计算法等对永八块进行了出砂预测 ,预测结果发现 ,永八块在开发初期都有不同程度的出砂 ,需采取防砂措施。     

延长气田石千峰组与石盒子组井壁失稳机理的研讨

延长气田钻进石千峰组与石盒子组过程中经常发生严重井塌。通过对该气田地应力、坍塌地层岩石力学性能、矿物组分、理化性能的测定,地层3个压力的计算,钻井液抑制性、封堵性、浸泡时间对岩石强度及坍塌压力的影响实验研究,以及对测井资料和已钻井资料的综合研究分析,揭示了该气田钻井过程井壁失稳的机理,为解决该气田井壁失稳技术难题提供理论依据。分析得出井壁失温的潜在因素有:地层属于强硬脆性地层,具有在远低于峰值应力的状态下进入扩容状态的特征,压力波动易导致井周微裂缝扩展、交汇,形成不稳定的高渗带;该气田不存在强构造应力,但存在扭转,地层裂缝发育;地层属于晚成岩期,泥岩泥质含量高,弱分散,中强膨胀,需加强钻井液的抑制水化膨胀作用。井壁失稳的主要原因为:钻井液密度低于地层坍塌压力的当量密度,空井时间过长时会造成坍塌压力增高,进一步加剧井塌;现场所使用的钻井液的封堵性不良,在井壁与微裂缝相交的界面上不能形成有效的封堵。     

渤海蓬莱油田注水井堵塞机理研究

在渤海蓬莱油田开展了现场注入水水质分析、结垢和腐蚀评价,进行了速敏、水敏、水质超标、结垢和腐蚀引起堵塞的机理研究。结果表明,造成渤海蓬莱油田注水井堵塞的主要原因是速敏损害、水质超标、结垢堵塞和腐蚀堵塞;经过现场堵塞物的分析与评价,确定了渤海蓬莱油田注水井堵塞物类型,有机堵塞物油垢为沥青质、胶质等,无机堵塞物主要为铁腐蚀产物、储层矿物和钙垢。     

多乙烯多胺类聚醚清水剂在渤海某油田的研究及应用

通过实验研究了用四乙烯五胺交联直链环氧乙烷、环氧丙烷生成的多乙烯多胺类清水剂效果的影响因素。研究结果表明：该类型清水剂清水过程为破乳过程,温度高于一定值后,相对分子质量为10000左右的该类清水剂的清水效果主要受药剂自身浊点的影响,当温度高于浊点温度时,清水效果显著变差;药剂浊点温度主要受环氧乙烷与环氧丙烷物质的量比的影响,药剂浊点温度随环氧乙烷与环氧丙烷物质的量比的增加而升高,因此可通过增加环氧乙烷与环氧丙烷物质的量比而扩大该类药剂的适用温度范围;通过降低药剂的有效含量,也可提高药剂的浊点温度,从而扩大药剂的适用温度范围。在油田现场开展了环氧乙烷、环氧丙烷物质的量比为（5∶2）的清水剂Q-03与Q-03（有效含量11%）的加注试验,加注浓度均为200 mg/L时Q-03(11%)的清水剂效果明显优于Q-03,大幅改善了油田现场的污水处理效果。