四川盆地彭州气田三压力剖面计算在复杂预防与处理中的应用

四川盆地彭州气田位于龙门山前构造带,由于地质情况复杂,前期钻井井涌、井漏、掉块、卡钻等复杂情况频发,增加了钻井周期和成本,影响了气田的高效勘探和开发。因此,有必要在计算三压力剖面基础上,找出复杂情况发生原因,为预防与处理复杂情况提供科学依据。通过优选伊顿法计算地层孔隙压力、库仑—摩尔强度准则计算地层坍塌压力、最大拉应力理论计算地层破裂压力等方法,建立地区三压力剖面。在此基础上,通过对三压力剖面、岩性、掉块形态、井径曲线等资料分析,弄清了复杂情况发生的原因。研究发现井涌是钻遇高压气层时钻井液密度过小,在压井过程中使用过高钻井液密度压破上部疏松地层;井壁掉块是因地层微裂缝发育,高密度钻井液易滤失沿微裂缝渗透进入地层,增大坍塌压力导致井壁失稳;四开卡钻是因马一段发育的页岩掉块卡入取心钻头和井壁。通过采取优化井身结构和改善钻井液防塌性能和封堵性确定合理钻井液密度等措施,钻井复杂情况减少59.5%,钻井周期减小29.8%,钻井提速显著、节约了钻井成本。     

定向井坍塌压力上限对钻井安全密度窗口的影响

一般钻井安全密度窗口通过计算坍塌压力与破裂压力确定,钻井液密度过低会引起井壁坍塌。实际钻井情况反映,钻井液密度超过坍塌压力上限也会造成井壁坍塌。结合井壁成像测井,分析了高密度钻井液下的井周应力状态,建立了σ_z'＞σ_r'＞σ_θ'模式的坍塌压力上限计算模型,推导得出了直井的解析表达式与定向井的数值计算方法。结果显示:不论直井或定向井,对于强度低于某一临界值的地层,以传统的破裂压力作为安全密度窗口的上限将会低估井壁失稳风险;地层强度临界值的大小取决于主地应力、孔隙压力、有效应力系数。对定向井而言,坍塌压力上限随井斜角和方位角变化的敏感性较高,沿水平最小地应力方向钻进的井眼坍塌压力上限较高;随井斜角增大,坍塌压力上限与破裂压力值逐渐趋于接近。研究结果可防范高密度钻井液引起的井壁损伤和井塌现象。     

超深井侧钻段泥岩井壁失稳分析

为了解决西部超深硬脆性泥岩地层侧钻过程中井壁易垮塌的难题,从矿物特征及钻井液作用下地层强度的变化规律出发,确定了井壁失稳原因,考虑了层理面产状、井眼轨迹及地应力的综合影响,根据桑塔木组井壁围岩强度破坏条件建立了造斜井段井壁失稳地质力学模型.利用提出的井壁稳定力学模型分析可得,TKX-CH井侧钻段泥岩造斜初期坍塌压力当量密度为1.22 kg/L,实钻采用钻井液密度1.12 kg/L,井下掉块严重;井斜角达到58°时,将钻井液密度降至1.11 kg/L,井下掉块即得到抑制.现场试验表明,相同井斜角和侧钻方位角条件下,随着差应力比值的增大以及泥岩裸露在钻井液中时间的增长,维持井壁稳定的钻井液密度增大.研究认为,钻井设计时应根据地应力状态优选合理的造斜方位,以有效规避地层井壁围岩坍塌失稳风险高的井段,降低安全钻进风险.      

塔河侧钻水平井硬脆性泥页岩井壁失稳研究及对策

考虑到避水与垂深的限制,将塔河侧钻水平井的造斜点设置在石炭系巴楚组或桑塔木组。此外,造
斜段在泥岩段钻进井段较长,钻井液的浸泡作用使井壁极易掉块坍塌,卡钻等复杂情况经常发生。通过黏土矿物、
理化特性、ＣＴ扫描等手段分析了易失稳泥岩的组构特征,易失稳地层属硬脆性泥岩,微裂隙发育。高温高压浸泡
岩心,进行ＣＴ扫描观察微裂隙扩展,并测试其抗压强度评价钻井液的抑制封堵性。采用多元协同的钻井液防塌机
理,兼顾物理化学封堵、抑制泥页岩表面水化、井壁固结以及合理的钻井液密度,开发了可以有效应对硬脆性泥页
岩剥落掉块的强抑制强封堵钻井液。经过ＴＫ２２７ＣＨ井的现场试验,取得良好的应用效果,垮塌掉块明显减少,井
径规则,保证了侧钻水平井在复杂泥岩段的安全施工。     

硬脆性地层井眼失稳剪切破坏程度定量预测

钻井过程中,硬脆性地层的井壁失稳的主要形式为剪切破坏（坍塌或掉块）。由传统的井壁失稳力学模型设计出的钻井液密度值偏高,不利于提高钻井速度和降低钻井成本。然而,实钻过程中井眼往往存在一定的井径扩大现象,并产生一定程度的坍塌掉块而不会发生井壁失稳和井筒复杂事故。为此,有必要建立硬脆性地层
井壁失稳程度的定量预测模型。根据硬脆性地层井壁破碎前仅出现弹性变形的特征,基于线弹性理论!推导出直井的井壁围岩应力模型!建立了井壁失稳（剪切破坏）程度与地应力、孔隙压力、岩石力学参数、井筒液柱压力之间的定量关系,并对主要影响因素进行了敏感性分析。对比实例井的实测数据,该模型计算结果与实钻情况一致,具有很好指导意义。     

钻井液封堵性对徐闻区块涠三段井壁失稳的影响

在徐闻区块钻井过程中,钻遇涠洲组时发生了井塌等井下复杂事故,但通过对测井数据和地层3个压力剖面数据分析,发现钻井使用的钻井液密度均高于地层坍塌压力当量密度,且涠三段地层层理裂隙比较发育。利用给出的坍塌压力当量钻井液密度简化计算式,计算了钻井液浸泡后岩心坍塌压力的变化,其结果表明,随着钻井液浸泡时间的增加,岩石强度下降,进而造成地层坍塌压力大幅度增加,岩心浸泡5 d坍塌压力增加了12.15%。对涠三段地层井壁失稳情况及影响因素进行了分析,认为该层位井壁失稳机理为:钻井液封堵性不足以阻止钻井液滤液侵入地层,造成地层强度下降和近井壁孔隙压力升高,进而导致地层坍塌压力升高,诱发井壁坍塌。采用有机盐、包被剂和胺基抑制剂改善了钻井液抑制性,采用ZHFD、QS-4和NFA-25作为封堵剂,形成了强封堵强抑制的有机盐胺基钻井液,延长了井壁坍塌周期,有效解决了涠三段井壁失稳的技术难题。      

准噶尔盆地克拉美丽气田裂缝性火山岩井壁稳定性分析与研究

准噶尔盆地克拉美丽气田是裂缝性火山岩气藏,地层裂缝发育,钻井难度大。井壁稳定性分析研究
将为克拉美丽气田井身结构设计、水平井钻井方向选择、钻头选型、防漏堵漏等钻井难题的解决提供指导和依据。
利用测井资料所解释的各层位井段岩石弹性参数、强度参数、地应力剖面等数据,进行井壁稳定性分析研究,建立
了克拉美丽火山岩气藏地层坍塌压力、地层破裂压力随井斜角、方位角的变化关系图。此研究成果将为为后期钻
井提供理论支持。     

缅甸Inyashe-2井井塌情况分析与原因探讨

缅甸C2区块地质条件复杂、井壁失稳严重,为了控制后续钻井的井壁失稳,对已经发生的井壁失稳原因进行深入分析与研究。缅甸C2区块Inyashe-2探井在?311.1 mm井段遭遇了较为严重的井壁坍塌,通过分析该井的测井数据、井径数据、地层岩性、压力剖面,评价钻井液性能,结合该井的坍塌情况及特点,探讨了其失稳原因,认为Inyashe-2井井壁失稳主要原因一是部分井段钻井液液柱压力低于地层坍塌压力;二是钻井液封堵性不足,致使钻井液进入裂隙发育的地层,从而引发岩石强度下降,坍塌压力增高,井壁失稳。     

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。     

顺北区块辉绿岩井段井壁稳定性分析

顺北地区多口井在钻进奥陶系桑塔木组辉绿岩侵入体时掉块严重,导致井下频繁蹩钻、阻卡,上提钻井液密度后多次引发井漏,多次堵漏但效果不明显。基于辉绿岩的微观结构特性分析,通过开展辉绿岩理化性能测试和岩石力学实验,结果表明:辉绿岩基岩矿物主要以斜长石为主,缝间填充物矿物主要包括石英、斜长石和黏土矿物,水化不易分散、稳定性好、水化膨胀应变非常小,不易造成井壁坍塌失稳;辉绿岩具岩石硬脆性、强度高而弹塑性差的力学特征,微裂缝发育的弱理面效应导致辉绿岩岩体整体强度降低易造成井壁坍塌失稳。根据裂缝对辉绿岩强度的影响规律,建立了辉绿岩地应力与坍塌压力剖面,从而得出了辉绿岩合理钻井液密度窗口,并在顺北1-3、顺北1-6H等后续钻井中取得成功应用,具有推广应用价值。     

塔河油田MTT区块火成岩地层井壁失稳原因分析

为了确保塔河油田MTT区块安全钻井,需要找到火成岩井壁失稳原因,以便找到应对措施.通过分析MTT区块岩石物性、地应力状态、压力剖面、测井数据、井径数据等资料,结合火成岩地层掉块特征,评价钻井液性能与地层岩性的配伍性以及封堵材料的封堵能力.认为引起井壁失稳的主要因素为:(1)火成岩夹泥岩井段与水基钻井液作用易导致泥岩水化;(2)火成岩内部微裂缝发育,而钻井液封堵能力不足,使钻井液容易侵入火成岩内部;(3)该区地应力状态为走滑型应力场,构造作用强,抑制井壁坍塌需要的钻井液密度高.三方面综合因素的影响导致了火成岩井壁失稳.     

冀东NP280 Es31井壁稳定钻井液技术

针对冀东油田南堡280区块多口井钻遇至沙三₁亚段(Es₃¹)时发生井壁失稳,研究表明区块内泥岩遇水易产生水化作用,其漏失段间裂缝发育,裂缝多为中高角度裂缝,原裂缝宽度(0.1～100μm)受压力等诱导因素后变大导致成为致漏性裂缝漏失频繁,同时也会诱发大规模的掉块从井壁上剥落进而导致了井下的坍塌卡钻等井下复杂问题。对南堡280区块破碎地层进行井壁稳定机理、评价方法的相关研究,以原三开抗高温抑制钻井液为基础,进行室内优化实验,构建了适合诱导性裂缝地层的强封堵性井壁稳定钻井液,现场应用表明该钻井液体系可有效防止Es₃¹地层的坍塌失稳问题,具有重大的推广应用意义。     

四川气田GM区块地层三压力剖面建立及应用

地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力剖面是钻井井身结构优化设计及安全钻井液密度窗口确定的基础。利用测井方法计算三压力剖面,结合现场实测三压力数据,建立了GM区块地层三压力剖面;在充分认识三压力剖面特征基础上,开展了GM区块井身结构优化及安全钻井液密度窗口制定。研究提出,该区针对须二目的层的钻井具备三开制井身结构优化条件,同时指出前期钻井以地层孔隙压力为依据制定钻井液密度存在不合理处,推荐J3p-T3x5段地层采用微超地层坍塌压力设计钻井液密度较为合理,T3x4段以深地层采用微超地层孔隙压力设计钻井液密度较为合理。研究结果为GM区块钻井工程设计及现场施工提供了科学依据,经现场应用,提高了钻井效率、降低了钻井成本,取得良好经济效益。图2表1参10     

克深地区井壁稳定性评价及钻井工程应用

塔里木盆地克深地区裂缝性储层埋藏深,井壁失稳问题严重,建立该区考虑地层各向异性的井壁稳定性评价方法非常重要。通过对现场井壁失稳与地层弱面的相关性研究,发现弱面在强应力、高孔隙压力背景下,将先于岩石本体破坏,产生掉块、垮塌、卡钻现象。若裂缝渗透性较好,钻井液液柱压力大于孔隙压力时即有可能发生漏失,漏失压力不再由破裂压力和最小水平主应力控制,而是取决于裂缝产状和三轴应力状态之间的关系。因此对于强各向异性地层,其强度软弱面上的坍塌压力和漏失压力是钻井稳定性评价中的关键。在核定该区井壁失稳的主控地质因素是强应力背景下的裂缝弱面错动破坏的基础上,评价了克深区带横向各向异性岩体力学的稳定性,建立适用于强各向异性复杂条件下的井壁稳定性评价方法。结果表明克深裂缝性储层的安全泥浆密度窗口普遍较窄甚至无理论安全窗口,提出改善钻井液性能或者采用定向井钻探方案以减少井壁失稳的工程应对方案。现场实践应用表明,钻井液密度调整至合理范围后,井壁失稳明显减少,现场复杂问题得到有效解决。     

华北古近系及潜山内幕地层井壁稳定性研究

华北油田古近系地层以砂泥岩为主体,间或有玄武岩、煤层等,存在不同压力系统,复杂情况以垮塌、漏失、遇阻、划眼为主,潜山带灰岩地层裂缝发育,卡钻和井漏事故多发,钻井复杂事故占全井的73.62%。从矿物组分分析、岩石力学特征、地应力测试、钻井液浸泡的影响入手,探索出古近系地层井壁失稳机理。古近系地层黏土矿物含量高,岩石水化膨胀严重,地层岩石黏聚力和内摩擦角变化幅度大（6~25 MPa、26°~45°）,长时间浸泡后易形成缝网,当钻井液液柱压力高于坍塌压力达到某种程度时,裂隙宽度呈几何倍数增加,导致井壁掉块;奥陶系和蓟县系灰岩地层地应力差相对较大,岩石微裂缝发育,高地应力作用下易产生微裂缝,且多沿弱面破坏,而引起坍塌和漏失。为解决以上问题,在KCl-聚磺钻井液中引入了聚胺抑制剂和纳米防塌封堵剂BZ-PNP,提高抑制性和封堵能力,并增大润湿角,降低岩石亲水能力。该技术在阳探1、文安101x、安探1x等深井古近系地层进行了应用,取得了井壁稳定、钻井复杂事故为零的效果,其中阳探1井顺利钻穿邻井垮塌严重的大段泥页岩地层,平均井径扩大率1.8%,最大井径扩大率14.82%;安探1x风险探井钻井液密度最大为1.50 g/cm3,低于邻井的1.69 g/cm3。得出,在华北古近系地层使用密度过高的钻井液钻井,会增大微裂隙开启程度,并增加地层的吸水量,建议在井控安全前提下以高过坍塌压力当量密度15%为宜。      

雪古2井钻井液技术

雪古2井位于胜利油田沾化东区块,目的层为第三系地层。该井东营组以上地层胶结松散,易水化分散引起井壁坍塌;沙河街组以下地层以泥岩,砂岩、泥页岩、薄煤层为主,地层裂缝发育,易水化膨胀引起坍塌掉块,导致井壁失稳。使用氯化钾聚合醇(KCl-AQUAL)钻井液,井壁稳定,井下正常,较好地解决了这一技术难题。     

破碎性地层坍塌压力计算模型

破碎性地层裂缝、微裂缝及层理十分发育,地层各向异性明显,地层坍塌压力高,安全钻井液密度窗口窄,在低井筒液柱压力下井壁易垮塌,在高井筒液柱压力下又容易发生井漏。不同于均质各向同性地层,这类地层的井壁围岩力学稳定性主要取决于这些单元体结构面的强度(抗滑能力)。当单元体所受应力超过了其结构面抗滑能力时,井壁围岩即出现滑动失稳。由均质各向同性地层井壁力学稳定性分析理论出发,引入地层岩石破碎程度指数Bd来定量的描述地层岩石破碎程度对井壁围岩等效应力状态的影响,并根据Mohr-Coulomb准则建立了破碎性地层坍塌压力计算式,Bd值越大,井壁坍塌压力越大,井壁越易失稳,实例计算表明所建立的模型计算结果与工程实际吻合较好。     

埕海油田2区沙河街组地层井壁失稳原因及对策

埕海油田2区沙1段地层在钻井过程中,井壁失稳,垮塌严重。通过分析沙1段地层岩性、矿物组分、理化性能、三个压力剖面、钻井液的抑制性与封堵性对该段地层力学性能与坍塌压力的影响,认为造成该地层发生井壁失稳的主要原因是,钻井液密度低于地层坍塌压力当量钻井液密度（考虑实际井身剖面、地应力与岩石力学性能等因素计算）、钻井液封堵性与泥饼质量差。提出了以下技术措施:先根据地层特性选择钻井液体系,再根据所钻井实际井身剖面、地应力、岩石力学性能确定的地层坍塌压力系数确定钻井液密度,最后通过对钻井液进行维护处理增强钻井液的抑制性和封堵性。在张海21-21L井直径155.6 mm井眼侧钻过程中的应用表明,该技术措施较好地解决了沙1段地层的井壁失稳难题,顺利钻穿易坍塌的沙1段,仅用时7 d就钻至完钻井深（4 070 m）,且测井、下筛管和完井等作业均顺利完成。      

焦石坝页岩气高性能水基钻井液的研究及应用

针对焦石坝地区韩家店、小河坝、龙马溪组为大段硬脆性泥页岩,地层层理、微裂缝发育,易剥落掉
块、坍塌,地层承压能力低,大斜度井段摩阻高,扭矩大,定向托压严重等问题,通过采用提高低剪切速率黏度、抑制
深层泥页岩水化膨胀、纳米封堵技术、高效仿油基润滑技术等方法,在室内研究开发了一套高性能水基钻井液体
系,该体系具有强抑制性、低剪切速率黏度高、封堵性强、润滑性好、失水低、配方组成简单等特性。该体系在焦页
１０３－２ＨＦ井现场应用表明,该钻井液适合韩家店、小河坝、龙马溪组等地层的需要,能够提高井壁稳定性和地层承
压能力,具有极大的推广应用价值。     

G构造深部地层井壁稳定研究

在东海西湖凹陷G构造勘探开发作业过程中,花港组以下深部地层多次发生由井壁失稳引发的起下钻遇阻、井壁掉块等井下复杂情况。该文选取伊顿法计算了地层孔隙压力纵向剖面,发现异常压力主要集中在花港组以下深部地层。并根据莫尔库伦准则进行井壁稳定钻后分析,该构造地区井壁失稳的主要原因是钻井液密度低于地层坍塌压力导致的力学失稳,以及由钻井液泥浆性能引起的泥岩水化。为确保后续钻井作业安全,建议在G构造相关区块开展钻前压力预测研究,并优选油基钻井液以避免泥岩水化。