萬(wàn) 鑫，吳金橋，楊 超，王紅娟

(陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075)

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延長(zhǎng)油田頁(yè)巖氣水平井安全鉆井液密度窗口探討

萬(wàn) 鑫，吳金橋，楊 超，王紅娟

(陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075)

針對(duì)延長(zhǎng)油田頁(yè)巖氣水平井鉆井過程中出現(xiàn)的井壁穩(wěn)定問題，計(jì)算了合理的安全鉆井液密度窗口。根據(jù)延長(zhǎng)油田已鉆頁(yè)巖氣井的資料，結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究獲取了頁(yè)巖儲(chǔ)層的各項(xiàng)參數(shù)。長(zhǎng)7頁(yè)巖孔隙壓力在0.98～1.02g/cm3之間，屬正常壓力水平。兩個(gè)水平主應(yīng)力之間的差異不大，最大水平主應(yīng)力平均值為22MPa，最小水平主應(yīng)力平均值為18MPa，最大水平主應(yīng)力平均方位為北偏東78°。根據(jù)巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)獲得了頁(yè)巖儲(chǔ)層的平均彈性模量(16.8GPa)、泊松比(0.16)、抗壓強(qiáng)度(50～60MPa)和抗拉強(qiáng)度和(1.5～2.3 MPa)。模型計(jì)算結(jié)果顯示，在井斜角小于50°的條件下，沿著最大水平主應(yīng)力方位鉆進(jìn)時(shí)井壁坍塌壓力最大；考慮漏失壓力曲線，頁(yè)巖氣水平段安全鉆井液密度窗口在1.20～1.21g/cm3之間，實(shí)際鉆井過程中鉆井液密度以靠近下限為準(zhǔn)，保證低密度快速鉆井作業(yè)。

頁(yè)巖氣; 水平井; 安全鉆井液密度窗口; 破裂壓力; 坍塌壓力

在頁(yè)巖氣水平井鉆井中，90%的井會(huì)出現(xiàn)井壁穩(wěn)定問題，導(dǎo)致井壁不穩(wěn)定的因素主要有異常高壓、地層化學(xué)反應(yīng)、頁(yè)巖層理性及鉆井液密度[1]。延長(zhǎng)油田頁(yè)巖儲(chǔ)層屬于低壓地層，延長(zhǎng)組頁(yè)巖氣主力儲(chǔ)層為典型的泥頁(yè)巖儲(chǔ)層，井壁失穩(wěn)的主要原因在于鉆井液密度過高或過低。當(dāng)井眼內(nèi)鉆井液液柱壓力過高時(shí)，地層將被壓開，原有的裂隙張開延伸或形成新的裂隙系統(tǒng)；反之，當(dāng)井眼內(nèi)鉆井液液柱壓力較低時(shí)，井壁周圍巖石所受應(yīng)力超過巖石本身的強(qiáng)度而產(chǎn)生剪切破壞，塑性地層向井眼內(nèi)產(chǎn)生塑性變形，造成縮徑[2]。本文針對(duì)延長(zhǎng)油田頁(yè)巖氣已鉆井的井壁穩(wěn)定問題，從井壁圍巖應(yīng)力出發(fā)，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及已鉆井的測(cè)井資料求取了地層巖石力學(xué)參數(shù)，結(jié)合破裂壓力模型及坍塌壓力模型預(yù)測(cè)了兩口井的安全鉆井液密度窗口，并與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際使用的鉆井液密度進(jìn)行了對(duì)比，得出了適合延長(zhǎng)油田頁(yè)巖氣井的安全鉆井液密度窗口。

1 地質(zhì)概況及鉆井情況

鄂爾多斯盆地陜北斜坡為西傾單斜構(gòu)造，地層傾角總體為3°～8°。中生界埋深從斜坡西北部向東南部逐漸變淺，中生界頁(yè)巖層埋深350～1300m。

目的層延長(zhǎng)組長(zhǎng)7頁(yè)巖巖性致密，由泥頁(yè)巖或粉砂巖、細(xì)砂巖薄互層組成，厚度由幾米到幾十米，裂縫、層理發(fā)育，電性曲線突出，表現(xiàn)為高電阻、高伽馬、低電位的特征。

井壁穩(wěn)定性問題在水平井中更為明顯，尤其是在鉆進(jìn)頁(yè)巖水平段時(shí)，更容易發(fā)生井壁失穩(wěn)、井漏等問題。

2 安全鉆井液密度窗口確定方法

鉆井液密度在鉆井過程中是可控的，但安全鉆井液密度的調(diào)整應(yīng)維持在一個(gè)合理的窗口內(nèi)，安全鉆井液密度上限等于該段地層各深度破裂壓力的最小值，安全鉆井液密度下限應(yīng)等于該段地層各深度坍塌壓力和孔隙壓力的最大值[3]。地層孔隙壓力可根據(jù)已鉆井的測(cè)井資料由國(guó)內(nèi)外普遍采用的Eaton法估算，坍塌壓力和破裂壓力可根據(jù)井周圍巖應(yīng)力狀態(tài)建立相應(yīng)方程，經(jīng)過坐標(biāo)系的轉(zhuǎn)換結(jié)合相應(yīng)的破壞準(zhǔn)則求取[4]。

2.1 井周應(yīng)力分析

在原始地層中，地層孔隙被流體飽和且處于應(yīng)力平衡狀態(tài)，當(dāng)給定一個(gè)鉆井液壓力鉆進(jìn)時(shí)，井眼周圍應(yīng)力狀態(tài)被破壞。不同地層在力學(xué)性質(zhì)上存在不同的各向異性，頁(yè)巖由于其特殊的沉積環(huán)境，在結(jié)構(gòu)面上存在一定的層理結(jié)構(gòu)[5]。

圖1所示為鉆進(jìn)層理時(shí)井眼周圍應(yīng)力分布情況。層里面不同方向存在6個(gè)應(yīng)力分量，包含3個(gè)主應(yīng)力和3個(gè)剪應(yīng)力，主要應(yīng)用于有效應(yīng)力分析計(jì)算中[3]。

考慮6個(gè)應(yīng)力分量，結(jié)合坐標(biāo)系轉(zhuǎn)換(圖2)，基于達(dá)西滲流，可求得井眼周圍有效應(yīng)力分布為：

(1)

(2)

σr=pm-φ(pm-pp)σθ=(σxx+σyy)-2(σxx-σyy)cos2θ- 2τxysin2θ-pm-φ(pm-pp)σz=σzz-2v(σxx-σyy)cos2θ- 4vτxysin2θ-φ(pm-pp)τθz=2[τyzcosθ-τxzsinθ]τrθ=τrz=0

(3)

式中σxx、σyy、σzz——主應(yīng)力分量，MPa；

τxy、τxz、τyz、ττθ、τθz——剪應(yīng)力分量，MPa；

σH、σh、σz——最大、最小水平主應(yīng)力和垂直地應(yīng)力，MPa；

β、α、θ——井斜角、方位角和井眼圓周角，(°)；

τr、τθ,τz——井壁徑向、切向和垂向應(yīng)力，MPa；

τrθ、τθz、τrz——井壁剪應(yīng)力分量，MPa；

pm——鉆井液柱壓力，MPa；

pp——孔隙壓力，MPa；

φ——地層孔隙度，%；

v——巖石泊松比，無(wú)量綱。

2.2 坍塌壓力計(jì)算模型

σr=pm-φ(pm-pp)σθ=3σxx-σyy-pm-φ(pm-pp)σz=σzz+2v(σxx-σyy)-φ(pm-pp)τθz=-2(τyz+τxz)τrθ=τrz=0

(4)

2.3 破裂壓力計(jì)算模型

井壁發(fā)生破裂的主要原因是鉆井液柱壓力過高，井壁圍巖所受的周向應(yīng)力超過巖石的拉伸強(qiáng)度。破裂一般發(fā)生在周向應(yīng)力最小處，即θ=0°或π。此時(shí)可求得井周圍巖的周向應(yīng)力：

σr=pm-φ(pm-pp)σθ=3σyy-σxx-pm-φ(pm-pp)σz=σzz+2v(σxx-σyy)-φ(pm-pp)τθz=2τyzτrθ=τrz=0

(5)

2.4 坍塌破裂準(zhǔn)則

根據(jù)摩爾—庫(kù)倫(Mohr—Coulomb)準(zhǔn)則，巖石發(fā)生剪切破壞時(shí)必須克服巖石固有剪切強(qiáng)度及作用面上的剪切強(qiáng)度，即：

τw=Sw+μwσw′

(6)

式中τw、σw′——作用面上的剪切應(yīng)力和主應(yīng)力合力；

Sw、μw——巖石的內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦系數(shù)。

產(chǎn)科護(hù)理中面臨的風(fēng)險(xiǎn)有很多,產(chǎn)科護(hù)理質(zhì)量直接關(guān)系到母嬰的安慰,如果存在護(hù)理失誤或者差錯(cuò)情況,都可能導(dǎo)致非常嚴(yán)重的后果。所以對(duì)于產(chǎn)科護(hù)理而言,做好護(hù)理風(fēng)險(xiǎn)管理,有效規(guī)避護(hù)理中可能出現(xiàn)的風(fēng)險(xiǎn)具有重要意義。在具體實(shí)施中,一方面需要提升護(hù)理人員的法律意識(shí),自覺樹立風(fēng)險(xiǎn)防范意識(shí),并且要做好護(hù)理各個(gè)環(huán)節(jié)的監(jiān)控,保證履行好崗位職責(zé),確保工作標(biāo)準(zhǔn)的嚴(yán)格執(zhí)行,護(hù)理人員要規(guī)范書寫護(hù)理文書,及時(shí)、客觀、準(zhǔn)確填寫好護(hù)理記錄單。除此之外,必須建立風(fēng)險(xiǎn)管理機(jī)制并在實(shí)施中不斷完善,對(duì)產(chǎn)科高危對(duì)象以及高危范圍進(jìn)行確定,建立高?；颊呓唤影嘀贫?提升護(hù)理人員的責(zé)任感以及防范意識(shí)。

將τw、σw分別用主應(yīng)力σ1、σ3表示，之后帶入摩爾—庫(kù)倫準(zhǔn)則[7-8]，可求得維持井壁穩(wěn)定的臨界鉆井液密度公式，即：

f=M(σ1-σ3)-sinφ(σ1+σ3-

2αpp)-2Swcosφ=0

(7)

其中：

式中φ——內(nèi)摩擦角；

α——有效應(yīng)力系數(shù)。

最后，在求取坍塌壓力最小值后與孔隙壓力進(jìn)行對(duì)比，取坍塌壓力與孔隙壓力最小值，根據(jù)安全鉆井液密度窗口定義，可求得密度范圍為[9-10]：

(8)

3 參數(shù)求解

3.1 孔隙壓力大小

為了計(jì)算安全鉆井液密度窗口，首先需要對(duì)區(qū)域內(nèi)地層的孔隙壓力進(jìn)行評(píng)估。通常利用Eaton法對(duì)地層的孔隙壓力進(jìn)行評(píng)估。延長(zhǎng)油田長(zhǎng)7頁(yè)巖儲(chǔ)層區(qū)域內(nèi)孔隙壓力在0.98～1.02g/cm3之間，屬正常壓力水平(圖3)。

3.2 地應(yīng)力大小及方向

目前，國(guó)內(nèi)普遍采用Kaiser聲發(fā)射實(shí)驗(yàn)測(cè)定地應(yīng)力大小，地應(yīng)力方向根據(jù)鄰井測(cè)井資料及壓裂裂縫監(jiān)測(cè)曲線獲得。為了確定區(qū)域內(nèi)地層的地應(yīng)力大小及方向，以富頁(yè)2井為例，對(duì)巖心進(jìn)行了室內(nèi)Kaiser聲發(fā)射實(shí)驗(yàn)(圖4)。

圖4顯示了富頁(yè)2井長(zhǎng)7段部分巖心的應(yīng)力—能量—時(shí)間關(guān)系，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)解釋，結(jié)果如表1所示，兩個(gè)水平主應(yīng)力之間的差異不大，最大水平主應(yīng)力平均為22MPa，最小水平主應(yīng)力平均為18MPa。在3個(gè)主地應(yīng)力中，取上覆巖層平均密度為2.45g/cm3，上覆巖層壓力為34～40MPa，為最大主應(yīng)力。

表1 長(zhǎng)7段主應(yīng)力測(cè)試結(jié)果表

最大水平主應(yīng)力的方位根據(jù)延頁(yè)平1井的測(cè)井解釋結(jié)果及壓裂裂縫監(jiān)測(cè)得出。表2為延頁(yè)平1井長(zhǎng)7段部分測(cè)井解釋結(jié)果，水平主應(yīng)力較為離散，存在一定的扭轉(zhuǎn)現(xiàn)象，取最大水平主應(yīng)力平均方位為北偏東78°。對(duì)前期壓裂裂縫監(jiān)測(cè)資料分析發(fā)現(xiàn)，最大水平主應(yīng)力方位取北偏東78°是合適的。

表2 延頁(yè)平1井長(zhǎng)7段頁(yè)巖組測(cè)井解釋結(jié)果表

3.3 參數(shù)選取

為了預(yù)測(cè)安全鉆井液密度窗口，需要對(duì)模型中的巖石力學(xué)參數(shù)進(jìn)行測(cè)定。根據(jù)延頁(yè)平1井的鉆井資料，結(jié)合巖心室內(nèi)巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)，獲得了頁(yè)巖儲(chǔ)層的平均彈性模量(16.8GPa)、泊松比(0.16)、抗壓強(qiáng)度(50～60MPa)和抗拉強(qiáng)度(1.5～2.3MPa)。取上覆巖層壓力當(dāng)量密度為2.44g/cm3，最大、最小水平主應(yīng)力當(dāng)量密度分別為2.14 g/cm3、1.66g/cm3，最大水平主應(yīng)力方位取北偏東78°，此方位將用于井壁穩(wěn)定計(jì)算模型中。

4 實(shí)例計(jì)算

以柳評(píng)171井1750～1800m井段的頁(yè)巖氣儲(chǔ)層為例，對(duì)延長(zhǎng)組頁(yè)巖氣儲(chǔ)層水平井坍塌壓力隨井斜角和方位角的變化進(jìn)行了計(jì)算，計(jì)算結(jié)果如圖5所示，在井斜角小于50°的條件下，沿著最大水平主應(yīng)力方位鉆進(jìn)時(shí)井壁坍塌壓力最大。

根據(jù)坍塌壓力及破裂壓力計(jì)算模型，結(jié)合地層的孔隙壓力計(jì)算及儲(chǔ)層巖石力學(xué)參數(shù)求解，分別對(duì)延頁(yè)平2井和延頁(yè)平3井頁(yè)巖段安全鉆井液密度窗口進(jìn)行了計(jì)算，結(jié)果如圖6所示。從圖6可以看出，這兩口井頁(yè)巖段的安全鉆井液密度窗口相近，考慮漏失壓力曲線，水平段安全鉆井液密度窗口在1.20～1.21 g/cm3之間，實(shí)際鉆井過程中鉆井液密度以靠近下限為準(zhǔn)，保證低密度快速鉆井作業(yè)。

根據(jù)延頁(yè)平2井和延頁(yè)平3井的工程設(shè)計(jì)資料結(jié)合模型預(yù)測(cè)鉆井液密度，對(duì)兩口井水平段部分井段進(jìn)行了對(duì)比(表3)，結(jié)果發(fā)現(xiàn)，兩口井的安全鉆井液密度窗口相近，水平段鉆井液密度在1.20～1.21g/cm3之間。在實(shí)際操作中，綜合考慮地層因素及理論計(jì)算結(jié)果后，水平段實(shí)際鉆井液密度取1.20～1.21g/cm3，在鉆進(jìn)頁(yè)巖氣主力儲(chǔ)層時(shí)可避免井漏和井壁坍塌事故的發(fā)生。

表3 鉆井液密度對(duì)比表

5 結(jié)論及建議

(1)室內(nèi)巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)表明，延長(zhǎng)油田頁(yè)巖氣儲(chǔ)層地應(yīng)力各向異性不明顯，在進(jìn)行安全鉆井液密度窗口計(jì)算時(shí)可忽略應(yīng)力各向異性影響。

(2)模型預(yù)測(cè)的安全鉆井液密度窗口與實(shí)際鉆井相近，結(jié)合延長(zhǎng)油田陸相頁(yè)巖氣儲(chǔ)層特點(diǎn)，推薦頁(yè)巖氣水平井鉆井現(xiàn)場(chǎng)使用鉆井液密度維持在1.20～1.21g/cm3之間，可確保水平井安全快速鉆進(jìn)。

(3)頁(yè)巖氣井的井壁穩(wěn)定是力學(xué)和化學(xué)作用共同引起的，鉆井液密度僅僅是影響井壁穩(wěn)定的一個(gè)因素，在確定安全鉆井液密度窗口的同時(shí)，要盡量避免在易漏易塌井段鉆井管柱的波動(dòng)，建議優(yōu)化井底鉆具組合(BHA)，優(yōu)化鉆井液配方。

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Study of Safe Drilling Mud Weight Window for Shale Gas Horizontal Well in Yangchang Oilfield

Wan Xin, Wu Jinqiao, Yang Chao, Wang Hongjuan

[ResearchInstituteofShaanxiYanChangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi’anShaanxi,710075]

To solve the wellbore stability issue arising from the drilling process of shale gas horizontal wells in Yangchang Oilfield, calculation was made for reasonable safe drilling mud weight window. The parameters of shale reservoir were acquired by means of the data of the existing shale gas wells in Yangchang Oilfield and indoor experimental study. The porous pressure of Chang 7 shale is 0.98～1.02g/cm3, belonging to the normal pressure level. The differential between the two main stresses is not large. The maximum horizontal main stress is 22 MPa on average while the minimum horizontal main stress is 18 MPa. The average position of maximum horizontal main stress is N—E 78 degrees. Based on the rock mechanics experiment, a series of parameters of the shale reservoir were acquired, such as the average elastic modulus (16.8GPa), the Poisson ratio (0.16), the compressive strength (50～60MPa), and the tensile strength (1.5～2.3MPa). The results of the model indicated that the wellbore collapse pressure is at maximum when drilling along the position of maximum main stress at the well deviation angle of less than 50 degrees. Taking into account the leakage pressure curve, the safe drilling mud weight window of shale gas horizontal section is 1.20～1.21g/cm3. The drilling mud density should be close to the lower safe mud weight window in the actual drilling process to ensure low-density quick drilling service.

shale gas; horizontal well; safe mud window; fracture pressure; collapse pressure

國(guó)家863計(jì)劃“頁(yè)巖氣勘探開發(fā)新技術(shù)”項(xiàng)目(2013AA064501)。

萬(wàn)鑫(1985年生)，男，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事鉆完井工藝技術(shù)研究。郵箱：379863878@qq.com。

TE242

A