山前钻井液安全密度窗口的分层地质力学预测方法

山前地区受到多期构造运动的影响,高陡构造和复杂岩性发育,井壁失稳导致的事故复杂将严重制约钻井安全和效率,并影响固井质量。基于线弹性的常规计算模型并不适用山前地层,计算得到的钻井液安全密度窗口与现场情况存在偏差。以库车坳陷山前带的迪那2 气田为例,通过对区域地质特征和现场测、录、试井数据的关联分析,发现山前钻井事故复杂具有分层规律性。针对山前钻井特点,考虑地层温度、渗流和水化效应的叠加影响,建立适合山前直井的井周应力状态方程。在研究山前井壁失稳和破裂机理的基础上,提出山前钻井液安全密度窗口的分层地质力学预测模型。现场计算实例验证了模型的精度和适用性,该模型对山前地区后续安全高效钻井施工具有重要的指导意义。      

基于三维地应力的水平井轨道优化及钻井液密度窗口分析

准噶尔盆地南缘区域断层多、背斜构造明显,地应力分布复杂,主应力方向随位置变化较大,不利于水平井轨道优化及钻井液密度窗口设计。为此,在三维地应力场计算模型建立过程中考虑了背斜构造对局部应力的影响,数值求解得到的地应力分量值比采用解析法得到的地应力值更准确;相应地,在此基础上计算得到的钻井液密度窗口值比利用解析法得到的钻井液密度窗口值更准确。首先对区块内的高探1井进行单井实测及单井地应力分析,然后对目标区块三维地应力场进行精细化有限元建模计算,从而得到区块的三维地应力场数值解;根据三维地应力场中主应力的方向角分布情况,优化水平井轨道,并计算出相应的安全钻井液密度窗口,为高泉区块安全优快钻井提供理论依据和准确的参考数据。研究表明基于三维地应力的水平井轨道优化及钻井液密度窗口计算模型是准确的、实用的。     

新区块及未钻井深部地层孔隙压力预测方法——以准噶尔盆地南缘高压气井为例

地层孔隙压力预测通常基于声波和电阻率等测井数据来进行计算,并且只能在有已钻井或者目标井邻近存在已钻井的情况下才能进行。而新区块或未钻井深部地层由于资料有限,没有测试地层压力可以参考,给钻井液密度、井身结构的安全合理设计带来了风险。为此,在Eaton法中引入三维地应力和层速度来计算地层孔隙压力,首先由地震层速度计算未钻井地层的声波时差、岩石密度、最大地应力、最小地应力,然后由Gardner经验公式法代入地震层速度计算上覆岩石压力中的岩石密度,进而对目标区块三维精细地应力场进行有限元建模计算,从而得到了目标区块的精细地应力场三维数值解,获得垂直地应力(最大主应力)、最小水平主应力,最后得到了地层孔隙压力。采用上部已钻井地层所获得的测井密度、声波、地层破裂压力、地层压力等资料,对Eaton法得到的关键参数进行了校验。准噶尔盆地南缘X1井按上述方法设计四开钻进至上白垩统连木沁组4 131～5 650 m井段,发现气显示,表明该井段的孔隙压力与钻井液密度接近。结论认为,对于新区块或未钻井深部地层采用基于层速度和三维地应力预测地层孔隙压力的方法是可行的,该方法可以为类似地区的钻井设计提供借鉴和参考。     

利用地震资料预测准噶尔盆地南缘山前构造地层压力

准噶尔盆地南缘山前构造钻探程度低,利用测井资料计算地层压力的准确性不理想,尤其是山前构造深部未钻探地层的压力预测。为此,以四棵树凹陷的西湖背斜—独山子背斜为例,在二维地震资料测井约束反演的基础上获得二维层速度,有效提取了2口超深井(独山1井和西湖1井)处的地震层速度。采用空间插值算法,利用单井的地层压力构建二维地层压力模型,并依据二维层速度计算出区域空间地层压力。通过可视化描述与分析,获得地层压力的空间分布规律。模型预测结果与实测地层压力对比,预测精度大于85%.地震与测井相结合预测深部复杂地层压力的方法为准噶尔盆地南缘山前构造深井井身结构设计、钻井液安全密度窗口确定、减少钻井复杂情况提供了科学依据。     

安棚油田地应力及安全钻井液密度范围的测井确定方法

针对安棚油田的地质特征，对地应力计算经验模型进行了优选，根据选出的地应力计算模型的理论基础和井壁岩石的破裂机理，确定出了适合安棚油田的地层破裂压力和坍塌压力的计算模型。采用测井资料计算了模型中的各种中间参数，实现了对地应力、地层破裂压力以及坍塌压力的连续计算。在此基础上，综合使用地层压力、地层破裂压力以及坍塌压力等因素确定出了安全钻井液密度范围。利用该方法对安棚油田b252和an2051井的资料进行了处理。结果表明，利用测井资料计算得到的地应力值和安全钻井液密度范围是准确的，能满足现场钻井施工的需要。     

深水浅层安全钻井液密度窗口预测技术及工程应用

深水浅部地层成岩性差,井眼易塌、易漏,钻井液安全密度窗口窄,安全钻井液密度窗口的精确预测是深水钻井作业安全和成功的关键。通过分析水深浅部地层地应力、成岩特征,提出了深水地层密度分段预测方法,并据此确定了深水井的3个地应力纵向剖面(上覆岩层压力、水平最大地应力和水平最小地应力);建立了深水浅层塑性地层井壁坍塌压力极限应变计算模型,实现了深水浅层安全钻井液密度窗口的精确预测,并在西非赤道几内亚湾深水S1井进行了应用,确定了S1井的钻井液安全密度窗口,保障了该深水井的安全快速钻井。     

精细控压钻井技术在准噶尔盆地南缘高探1井的应用

准噶尔盆地南缘山前构造四棵树凹陷下组合吐谷鲁群组下部和头屯河组存在高压油气层,吐谷鲁群上部三开套管鞋处承压能力低,密度高于2.41 g/cm3井漏,低于2.37g/cm3气侵溢流,形成了窄密度窗口,严重的影响了钻井安全。本文通过对高探1井四开吐谷鲁群组下部和头屯河组地层钻井液安全密度窗口分析,及精细控压钻井应用情况进行分析,针对准噶尔盆地南缘山前构造下组合地层窄密度窗口的难题,精细控压钻井技术通过控制井底压力在安全窗口范围内,有效降低复杂,提高钻井时效。     

应用地应力分析技术优化九龙山构造的钻井设计

四川盆地川西地区北部九龙山构造钻井中经常出现井涌、井漏、卡钻、遇阻等钻井复杂和事故。为此,在该构造应用地应力分析技术（GMI）开展了现今地应力状态研究和岩石力学参数定量计算,先通过密度测井、水力压裂及成像测井等资料解释出上覆岩石应力属于中间主应力,然后应用密度、声波等测井数据,采用不同模型计算砂岩、泥岩、碳酸盐岩的岩石强度、杨氏模量、泊松比、内摩擦系数等岩石力学参数,从而获取了较准确的地层压力三曲线剖面,评估了该区地应力状态下的直井、定向井及水平井的井壁稳定性。根据该区钻井复杂和事故形成的力学根源,提出了适合该构造钻井的合理的井身结构、安全的钻井液密度窗口、钻井轨迹最佳方向等新井钻井设计优化建议。新钻5口井实际应用效果表明：钻井复杂和事故得到了显著降低,钻井周期明显缩短,由此加快了九龙山构造的勘探开发步伐。     

泥页岩地层区域三维地质力学建模与应用

印尼A油田在钻井过程中泥页岩地层井壁坍塌严重,为安全快速钻井,减少复杂事故,文章提出了一种多源地质力学建模方法,该方法综合利用岩心实验数据、已钻井测井数据、地震反演数据和泥页岩失稳机理,对印尼A油田的地质力学参数进行了精细刻画,并建立了该油田三维孔隙压力空间分布、三维弹性模量空间分布、三维泊松比空间分布等三维属性体;利用有限元的方法,计算了该油田三维地应力分布,得到三维安全钻井液密度窗口。该模型有效耦合测井数据、岩心数据、地震数据等多源数据,可在钻井设计和钻井施工过程中根据目标井的坐标位置和井眼轨迹准确获取目标井的安全钻井液密度窗口,已在该油田B-8井中现场应用,模型所得到的安全钻井液密度窗口满足现场实际需要,实钻过程中无复杂,钻井周期相对油田前期平均钻井周期缩短40%。本模型为钻井设计及现场施工确定合理钻井液安全密度窗口提供了技术支撑,为解决泥页岩等易坍塌地层的井壁失稳提供一套地质工程一体化的解决方案。     

准噶尔盆地南缘霍尔果斯背斜精细控压钻井技术应用探讨

霍尔果斯背斜山前构造古近系地层具有构造高陡、地层破碎、水敏性强等难点,通过优化井身结构、采用油基钻井液及Power-V垂钻系统有效解决了上述难点,但针对紫泥泉子组地层钻井液安全密度窗口窄的难题,未有解决方法。针对紫泥泉子组地层钻井液安全密度窗口分析,提出采用精细控压钻井技术,有效控制井底压力在安全钻井作业窗口范围,有效解决南缘霍尔果斯背斜紫泥泉子组地层"漏涌"窄密度窗口的难题,并初步提出了相应的控压钻井技术方案。     

深井安全钻井液密度窗口影响因素

考虑钻井液渗滤造成井壁岩石孔隙压力变化和钻井液与地层岩石温差产生的附加应力和应变,推导了孔隙度与孔隙压力和温差的理论关系,建立了考虑孔隙压力、温差及孔隙度变化的深井安全钻井液密度窗口计算模型。应用模型计算结果表明:①深井钻井井壁岩石与钻井液温差一定时,随着钻井液渗滤作用的增强,井壁岩石孔隙压力增加,导致坍塌压力增大,破裂压力减小,安全钻井液密度窗口变小,不利于安全钻井。②当井壁岩石孔隙压力一定时,若钻井液使井壁岩石降温,则随着温差的增加,坍塌压力减小,破裂压力增加,安全钻井液密度窗口范围变大,有利于安全钻井;若钻井液使井壁岩石升温,则随着温差的增大,坍塌压力增大,破裂压力减小,安全钻井液密度窗口变小,不利于安全钻井。     

倾斜盐岩层段井眼蠕变缩径分析

文章用盐岩蠕变的非线性有限元法建立了具有倾斜盐岩夹层的地层有限元模型。研究了新疆某油气田钻遇的盐岩层段钻井液密度、地层倾角与井眼蠕变缩径的关系。研究表明，增大钻井液密度，可有效地减缓蠕变缩径。地层倾角对井眼蠕变缩径的影响较复杂，对于上覆岩层压力大于水平应力的情况下，井眼初始蠕变量随地层倾角增大而增大。地层倾角对井眼后期蠕变（稳态蠕变）缩径的影响不仅与倾角大小有关，还与蠕变应力差有关。当蠕变应力差较小时，即钻井液密度较大时，蠕变速率随地层倾角增大而减小。当蠕变应力差较大时，对于该井蠕变岩层段，地层倾角小于15°时，蠕变速率随地层倾角增大而增大，地层倾角大于15°时，蠕变速率随地层倾角增大而减小。该研究结果为盐岩段井眼稳定性分析和提供合理的钻井液密度具有指导意义。     

基于多孔介质热弹性理论的井壁诱导缝成因

常规纯弹性理论通常把钻井过程中直井井壁诱导缝的形成归结为钻井液密度过高或者水平主应力差值过大,然而该理论却并不能完全合理地解释深井井壁诱导缝的成因。为揭示井壁诱导拉伸缝形成机理,考虑钻井液循环期间低温钻井液与高温井壁围岩的热交换,基于多孔介质热弹性力学理论,建立了适于深部地层的井壁稳定分析模型,研究了流固热耦合作用下的井周周向有效应力、孔隙压力与温度分布计算模型。计算结果表明:(1)在最大水平地应力方位,井眼钻开初期多孔弹性作用居于主导,孔隙压力在近井壁地带出现谷值,对诱导缝的形成起到了抑制作用;(2)然而随着钻井液与地层热交换的进行,钻井液的冷却作用愈加重要,井周周向有效应力由挤压状态逐渐转变为拉伸状态,从而导致近井壁地带诱导缝的形成。结论认为,为避免诱导缝的形成,在工程上一方面需加强钻井液的封堵性,控制液柱压力向井周的扩散;另一方面也可以通过调整优化钻井液密度与流变性能,控制井底钻井液当量密度(ECD)。     

�������ӵ��������µķ���������̽

文章分析了川东地区复杂地质条件下钻井作业中发生井塌的主要原因及高角度地层井塌、易水化地层井塌、地应力引起的井塌以及工程因素引起的井塌等几种常见井塌类型。同时介绍了川东地区防止井塌的方法,采用防塌钻井液、确定合理的钻井液密度,在地应力强烈的区域钻井应寻找应力较小或改变井眼轨迹等工程技术手段处理井塌,以及井塌的预防和处理中存在的问题和今后的研究方向。     

新型“三强”钻井液在磨溪气田快速钻井中的应用

磨溪气田长期以来由于地层的垮塌和多个油气层的存在,使其从Φ311.2 mm井段开始钻井液密度就一直居高不下,到完井时钻井液密度高达2.30 g/cm³以上,严重地影响了该气田的钻井速度。为了加快对该气田的钻探,在经过大量的室内试验的基础上,形成了从无固相到低密度再到高密度的新型“三强”钻井液体系。实践证明,“三强”钻井液体系,从无固相转化到低固相再到高密度钻井液,工艺简单、技术可行,有利于钻井液费用的控制。通过多口井的应用见到了明显的效果,钻井速度得到了大幅度的提高,钻井周期大幅的缩短。     

深井井筒油基钻井液密度与液柱压力解析模型

高温高压深井在钻井和完井时,由于钻井液在井筒内受到温度和压力的双重作用,使得地面测量的钻井液密度与井筒内实际密度存在差异,导致井筒液柱压力难以准确计算。分析国内外有关油基钻井液密度的预测模型,前人的模型均为特定配方条件下少数实验数据回归的经验模型,不具有通用性,且计算精度难以满足深井（尤其是超深井）的需求。为此,采用数学解析法建立精确的钻井液密度和液柱压力预测模型。与多位学者的经验模型对比,认为多数经验模型为新建解析模型的简化,该解析模型能更全面准确地反映温度和压力对钻井液密度的影响。在实际应用时,将油基钻井液视为基础油、盐水及固体材料的混合物,通过室内实验数据确定基础油的密度函数,可实现多种配方及油水比的油基钻井液密度及井筒液柱压力的预测。     

温度对超深井非水化地层安全钻井的影响

超深井钻井中普遍存在高温高压等地质环境，钻井过程中经常发生喷、漏、卡、塌等复杂情况。为减少复杂情况发生、研究了温度对井壁稳定性的影响，探讨了井周有效应力、岩石力学性质及钻井液密度随温度变化的规律。研究发现温度变化会产生热应力，导致孔隙弹性系数变化，从而改变井周有效应力的分布；温度升高岩石力学性质逐渐变差，并有可能产生热开裂现象，从而引发井漏、井塌等复杂事故；高温高压井中压力和温度同时起作用，但温度效应更加明显，将引起钻井液当量密度降低。综合考虑以上3 个方面，认为温度对超深井地层安全钻进具有重要影响，钻井过程中应该尽量减少起下钻次数，保持钻井液循环，该研究结果可为进一步确定合理的安全密度窗口及入口钻井液密度提供依据。     

Analysis of the Mechanical Stability of Boreholes Drilled in Sedimentary Rocks

This article presents the method and results of wellbore stability analysis for three common reservoir lithologies consisting of a consolidated sandstone, a shaly sandstone, and a limestone formation. The effect of stress anisotropy on the mechanical stability of wellbores is evaluated while varying the inclination angle from 0 to 90°, for both the Mohr-Coulomb and the Drucker-Prager failure criteria. The selected failure criterion, and the in-situ rock stress regime are found to have significant effects on the safe drilling fluid density required to maintain wellbore integrity. According to some field examples, the Drucker-Prager failure criterion appears to systematically mimic rock conditions more realistically than the Mohr-Coulomb failure criterion. The simulated consolidated sandstone formation is found more stable with lesser drilling fluid density, at any inclination angle, than the simulated shaly sandstone formation. The simulated limestone formation is even more stable than the consolidated sandstone at all inclination angles since it requires lighter fluid density to prevent wellbore collapse. For all these rock types, the higher the deviation angle (from vertical), the higher the drilling fluid density needed for maintaining wellbore integrity. For the depth and rock conditions simulated, both consolidated and shaly sands are unstable in a strike-slip stress regime, but stable in an extensional stress regime. The simulated limestone formation was found stable in both stress regimes. However, in an extensional stress regime, the limestone formation required lighter fluid density to maintain wellbore integrity than in a strike-slip stress regime. This article introduces the theory of using a practically-oriented model to assess the mechanical stability of a wellbore in a linearly-elastic stress field. The model can be used to determine the range of mechanically stable well inclinations for a given formation, and to suggest drilling-fluid density programs tailored to efficient and safe drilling.