一种基于页岩损伤规律的井壁坍塌压力确定方法

页岩的破坏有劈裂式、单剪切式、双剪切式等3种模式,而目前常用于预测井壁坍塌压力的Mohr-Coulomb准则仅适用于发生单剪切式破坏的井壁。针对该问题,首先基于最小耗散能原理和损伤力学,建立了包括页岩损伤演化方程、损伤阈值应变计算式、极限损伤变量计算式的页岩损伤力学模型;然后,以具有代表性的塔里木盆地群库恰克地区页岩地层标准岩心为研究对象,进行了常三轴抗压室内试验,并将试验得到的应力-应变曲线与理论曲线进行了对比分析,发现吻合较好;最后,将理论模型与室内试验结果相结合,研究了应变能密度与岩石破坏时应变、损伤阈值应变之间的关系曲线,并确定出维持井壁稳定的最低钻井液密度。分析认为,利用该种维持井壁稳定最低钻井液密度的确定方法,可以确定页岩地层的井壁坍塌压力。     

一种基于页岩损伤规律的井壁坍塌压力确定方法

页岩的破坏有劈裂式、单剪切式、双剪切式等3种模式,而目前常用于预测井壁坍塌压力的Mohr-Coulomb准则仅适用于发生单剪切式破坏的井壁。针对该问题,首先基于最小耗散能原理和损伤力学,建立了包括页岩损伤演化方程、损伤阈值应变计算式、极限损伤变量计算式的页岩损伤力学模型;然后,以具有代表性的塔里木盆地群库恰克地区页岩地层标准岩心为研究对象,进行了常三轴抗压室内试验,并将试验得到的应力-应变曲线与理论曲线进行了对比分析,发现吻合较好;最后,将理论模型与室内试验结果相结合,研究了应变能密度与岩石破坏时应变、损伤阈值应变之间的关系曲线,并确定出维持井壁稳定的最低钻井液密度。分析认为,利用该种维持井壁稳定最低钻井液密度的确定方法,可以确定页岩地层的井壁坍塌压力。      

砂岩储集层酸化后试油井壁稳定性模型

基于塔里木油田大北地区砂岩酸化后测试过程中出现的井壁垮塌问题，研究了酸化过程中酸蚀区内岩石力学参数变化规律，建立了酸蚀区酸化过程中的岩石力学参数变化模型。根据酸化后考虑塑性的井周围岩应力分布规律，建立酸化后试油井壁稳定性评价方法。研究表明，酸化会引起岩层弹性模量、泊松比、黏聚力及内摩擦角变化，酸化过程中，弹性模量和泊松比可以通过孔隙度变化计算；岩石黏聚力与内摩擦角随时间的衰减关系可以通过实验数据拟合；酸化会引起近井应力的衰减，衰减程度与酸化时间及酸化半径有关；酸化后试油过程中井壁稳定性由衰减后的应力及强度参数共同决定；通常酸化前期对试油井壁稳定性的影响比酸化后期严重。图10表1参12     

考虑岩石强度尺寸效应的脆性地层井壁坍塌压力统计模型

在钻井过程中,不同尺寸的井眼揭开地层时,井壁上揭露的裂隙、节理等缺陷不同,实践表明同样地层井眼越小,井壁一般越稳定,这种直观认识缺乏理论支撑,由于井壁裂隙、节理等缺陷不能被精确地刻画,井眼尺寸对井壁稳定的影响也很少用在坍塌压力计算中。针对这一问题,建立了基于Weibull 统计强度尺寸效应理论的脆性地层井壁稳定模型,并对不均匀性、井眼尺寸等主要影响因素进行了讨论。结果表明:随着井周围岩均匀性的增加,井眼尺寸对井壁稳定的影响减小;相对于参考标尺的6″井眼,井眼尺寸增加,坍塌压力增加。对实际施工而言,在满足其他工程要求的前提下,对易垮塌地层应尽量采用小的井眼。     

泥页岩渗透水化作用对井壁稳定的影响

钻井过程中,当存在水基钻井液化学渗透作用时,泥页岩井壁将更加不稳定.建立了力学-化学耦合作用下井壁周围应力分布模型,通过采用有限差分法对该模型求解,得出了井壁周围应力分布,通过利用破坏准则计算井壁坍塌压力,得出了合理的防塌钻井液密度,同时研究了井周应力分布和坍塌压力的时间效应.研究表明,泥页岩地层的膜效应较好时,渗透水化作用越大,膜效应不存在时则不发生渗透水化作用；维持泥页岩井壁稳定所需的防塌钻井液密度是随时间增大而增大,当使用钻井液溶质浓度低时,破坏发生在地层内部,需使用高密度钻井液防止井壁坍塌,对于过平衡钻井,当使用高浓度钻井液时破坏发生在井壁,对实际钻井有理论指导意义.     

岩石力学特性在钻井液优选中的应用

以塔里木盆地塔5地层为例,从岩石力学的角度对现用钻井液及优化后的钻井液进行了评价,通过硬度分析、强度分析和坍塌压力变化综合多项岩石力学参数对钻井液进行优选.优选出了具有良好效果的钻井液A体系,为其他同类地层的钻井液提供依据.     

龙马溪组页岩地层井壁坍塌周期预测

针对页岩层理结构和水化特性易导致钻井过程中井壁坍塌的问题,开展岩石三轴力学实验,以确定不同钻井液作用时间下的页岩力学参数;综合考虑层理产状和水化作用对页岩强度的影响,建立页岩地层井壁稳定性分析模型,预测页岩地层坍塌周期。计算分析表明：层理产状变化使得坍塌压力分布更为复杂,水化作用使得坍塌压力在钻井初期迅速升高;层理和水化作用导致的坍塌压力增量分别为0.26~0.38 g/cm³和0.60~0.79 g/cm³,缩短了页岩地层的坍塌周期。该模型能准确预测坍塌周期,对优化钻井液性能,调整钻井液密度,保证井壁稳定有重要意义。     

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。     

基于岩石力学特性的钻井液优选研究——以鄂尔多斯盆地长7页岩地层为例

钻井液稳定井壁性能是决定页岩地层能否安全高效钻进的基础,常规评价方法主要针对钻井液化学性能,但页岩井壁垮塌的本质是力学失稳。基于此,通过硬度、抗压强度等多项岩石力学参数对钻井液进行优选,与常规钻井液性能评价方法相比,本方法可实现钻井液保持页岩力学强度及井壁稳定性的量化评价,更具有现场应用价值。钻井液与页岩接触,水相介质进入页岩,与内部黏土发生水化作用,导致页岩硬度与抗压强度均出现明显下降,造成井壁失稳;同时,钻井液作用48 h后的页岩地层坍塌压力当量密度增加了0.43 g/cm³,增加了井壁失稳的可能性,使安全密度窗口大幅变窄,不利于安全钻进。通过对比优化后的钻井液对目标页岩地层硬度、抗压强度和坍塌压力的影响程度,优选出具有良好效果的钻井液体系,为研究区及其他地区同类地层的钻井液优选提供依据。     

基于井眼坍塌角度和坍塌深度预测模型的泥岩水平段井壁稳定性评价方法

在水平井钻进过程中,泥岩水化会导致岩石强度逐渐降低。目前依据临界坍塌压力确定的钻井液密度只能维持初始阶段井眼平衡,难以保持整个钻进过程中水平井井壁稳定。为此,根据线弹性岩石力学理论,结合Mohr-Coulomb准则,建立了泥岩水化后的井眼坍塌角度和坍塌深度模型,分析不同地应力作用下井眼的破坏程度和扩径率。结果表明,井眼坍塌深度随着岩石强度衰减而增大,总体坍塌面积增大;随着岩石浸泡时间增加,岩石强度和弹性模量逐渐减小,岩石泊松比和内摩擦角逐渐增大,适时调整钻井液密度才能减少岩石强度衰减造成的井眼坍塌。在一口水平井案例应用中,利用建立的岩石强度衰减井眼扩径率模型,设计了井眼扩径率与合理钻井液密度匹配图版,根据该图版适时定量调整钻井液密度,可有效改善井眼坍塌风险。该方法可为水平井地层强度衰减的井壁稳定评价及合理钻井液密度设计提供理论依据。     

基于大尺寸地层模型的砂岩储层油基钻井液侵入模拟

选用扇形砂岩地层模块作为大尺寸地层模型,以钻井液侵入多功能物理模拟系统为平台,实施了长时间油基钻井液侵入实验,总结了侵入过程中地层模块径向电阻率、油基钻井液滤液滤失流量和侵入深度的变化规律,获得了不同物性条件下的油基钻井液侵入特征;实现了地层条件下的砂岩储层油基钻井液侵入数值模拟。研究结果表明：油基钻井液侵入过程中,地层模块径向电阻率向远离井壁方向依次开始增大,且增大速度随径向深度增大而降低。侵入初期,滤液滤失流量迅速减小,累计滤失量增幅变缓,侵入深度较浅;侵入达到动态平衡后,滤液滤失流量趋于稳定,累计滤失量随侵入时间线性增加,侵入深度增大速度极慢。与高孔渗砂岩储层相比,低孔渗砂岩储层中的滤液滤失流量和累计滤失量更大,侵入更快、更深,径向电阻率率先增大且增大速度更快。     

基于大尺寸地层模型的砂岩储层油基钻井液侵入模拟

选用扇形砂岩地层模块作为大尺寸地层模型,以钻井液侵入多功能物理模拟系统为平台,实施了长时间油基钻井液侵入实验,总结了侵入过程中地层模块径向电阻率、油基钻井液滤液滤失流量和侵入深度的变化规律,获得了不同物性条件下的油基钻井液侵入特征;实现了地层条件下的砂岩储层油基钻井液侵入数值模拟。研究结果表明：油基钻井液侵入过程中,地层模块径向电阻率向远离井壁方向依次开始增大,且增大速度随径向深度增大而降低。侵入初期,滤液滤失流量迅速减小,累计滤失量增幅变缓,侵入深度较浅;侵入达到动态平衡后,滤液滤失流量趋于稳定,累计滤失量随侵入时间线性增加,侵入深度增大速度极慢。与高孔渗砂岩储层相比,低孔渗砂岩储层中的滤液滤失流量和累计滤失量更大,侵入更快、更深,径向电阻率率先增大且增大速度更快。     

泥浆侵入各向异性地层阵列侧向测井响应数值模拟

泥浆侵入和地层各向异性都会造成阵列侧向测井不同探测深度曲线的分离,而曲线分离是地层参数反演的关键。为此,采用三维有限元方法模拟泥浆侵入条件下各向异性地层的阵列侧向测井响应特征,研究各向异性、泥浆侵入、井斜、围岩等因素对测井曲线分离的影响。结果表明：①直井条件下阵列侧向测井响应曲线主要受地层层理方向电阻率的影响;随着地层倾角的增大,垂向电阻率的贡献增大;对于无限厚各向异性地层,RLA1~RLA5曲线间在低角度情况下呈负差异,高角度时呈正差异,翻转角约为60°。②在一般情况下,泥浆侵入对阵列侧向测井曲线分离的影响大于各向异性。③对于泥浆侵入各向异性储层,不同探测深度曲线间的差异特征杂乱,不能单纯利用曲线差异识别油、水层。④层状泥浆侵入各向同性地层,随着井斜角的增加,受低阻围岩的影响,曲线分离程度减小;当侵入深度不大（0.1~0.4m）时,随着井斜角的增加,曲线分离程度增大。研究成果对阵列侧向测井资料处理及储层评价具有借鉴意义。     

疏松砂岩气藏泥砂堵塞机制研究

疏松砂岩气藏具有埋藏较浅,储层岩石疏松,气水分布复杂等特征,生产过程中地层易发生边底水侵、微粒运移和泥砂堵塞问题,导致井筒产水、出砂现象发生,影响气田的正常生产。选取柴达木盆地涩北气田疏松砂岩气藏为研究目标,基于生产工程因素分析与堵塞机制理论研究,探究产水、出砂以及地层泥砂堵塞的主要影响因素,进行不同压实作用下的泥砂堵塞机制模拟实验,并通过压汞法毛管压力曲线、粒度测试分析和X-射线衍射分析等手段研究泥砂微粒堵塞机制及其对疏松砂岩渗流能力的影响程度。结果表明,生产压差、地层压力和边底水侵是气井出砂的主要影响因素;生产压差越大,地层压力衰减越快,压实作用越强,导致地层出水加剧;当储层发生边底水侵后,水侵与压实效应导致岩心渗透率迅速下降,最大渗透率损失率达到77.40%;岩心水化分散导致泥砂微粒粒径变小,释放出的石英、长石等非膨胀性颗粒将发生运移,运移泥砂微粒粒径（Dp）与孔喉直径（df）满足3df ＜Dp＜10df 的桥堵规则,导致地层泥砂微粒堵塞;当围压达到12 MPa 后,运移泥砂微粒粒径与孔喉直径满足df ＞1/3Dp的匹配关系,泥砂微粒直接堵塞孔喉。因此,在开发中不建议采用过高的生产压差,对于地层压力降低的储层宜采取增压开发的方式,对地层进行能量补充。     

致密砂岩储集层裂缝综合录井识别技术研究

四川盆地油气勘探结果表明，盆地油气储集层普遍为致密砂岩非常规储集层，有效性主要取决于孔、洞、缝发育程度，因此在油气钻井中如何识别致密储集层的孔、洞、缝并确定其所在井段尤其重要。针对综合录井仪的0．1m钻时及相关参数的资料采集技术要求，通过对大量录井数据资料的统计和演算，建立起储集层裂缝发育程度及裂缝发育位置的3种储集层裂缝识别模型，即直接识别模型、地层可钻性（A值）识别模型、钻时回归（RWSR）值识别模型。系统阐述了致密砂岩储集层裂缝综合录井识别技术方法原理，详细介绍了致密砂岩储集层裂缝识别的3个模型在实际生产中的应用情况。该技术方法的研究在国内尚属首次，为油气勘探中储集层评价提供了一个新的方法和手段，可最大限度地发挥现代录井技术在油气勘探开发过程中的作用。     

有机酸-土酸缓速酸体系在塔里木砂岩储层酸化中的应用

分析了东河油田注水井及牙哈油田勘探目的层的特征,研制出有机酸-土酸缓速酸体系,并应用于这两个油田的砂岩储层酸化中,岩心酸化流动实验和酸化前后岩心结构及孔喉的变化表明。有机酸-土酸缓速酸体系能够有效地提高岩心的渗透率和解除泥浆对岩心的损害,其有效改造距离长达20cm。现场4口井的施工结果证明该酸液体系是有效的。     

低温水侵环境致密砂岩气藏储层润湿性变化

气藏储层润湿性严重影响着原油原始赋存方式、单井产能和最终采收率。采用致密砂岩气藏岩心与钢心对比的方式,用油水体积比的变化模拟水侵程度,研究低温水侵环境致密砂岩气藏储层润湿性变化。研究结果表明:气藏储层发生水侵后,油水体积比不断减小,降低了气藏储层砂岩表面与油性组分的接触几率,导致致密砂岩气藏岩心和钢心的润湿性均呈现由亲油向亲水转变的趋势;当水侵程度相同时,钢心的亲油性弱于致密砂岩气藏岩心的亲油性,这是因为,致密砂岩本身含有粘土矿物,可以吸附一些油性组分,使其表面更加亲油;气藏储层砂岩表面接触角的增速随着水侵入量的增加而增大。     

歧口凹陷中浅层疏松砂岩录井显示特征

大港油田歧口凹陷中浅层以港东地区明化镇组和馆陶组、港西地区馆陶组为主要目的层．经过40余年的勘探开发,油气关系已发生变化。为进一步加强对该区中浅层的认识,通过对岩屑、气测、定量荧光等录井参数响应特征的综合分析。归纳总结了港东、港西地区不同层位、不同性质储集层的分布规律。认为该区中浅层赋存的油水关系复杂,区域性规律不明显,各断块和各层组的油水层参数界限具有明显的差异性,气测、地化、定量荧光等录井资料可以作为该区解释评价的依据。建议根据港东、港西地区不同层位建立相应的判别标准。