刘厚彬 孟英峰 万尚贤 李皋 蒋祖军 吕滨

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学 2.川庆钻探工程有限公司3.中国石化西南油气分公司 4.中国石油辽河油田公司勘探开发研究院储量室

高压气层气体钻井井壁稳定性分析

刘厚彬1孟英峰1万尚贤2李皋1蒋祖军3吕滨4

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学 2.川庆钻探工程有限公司3.中国石化西南油气分公司 4.中国石油辽河油田公司勘探开发研究院储量室

在利用气体钻井技术揭开高压气层的初期,由于低密度气体在井底产生的压力很小,远远低于气层的孔隙压力,高压气层的气体在压力势差作用下由地层向井眼高速流动,导致高压产气层段井壁稳定性下降,易引起井下复杂事故。通过分析高压气层高速产气影响气体钻井井壁稳定性的作用机理,建立了一套高压产气层气体钻井井壁稳定性的评价方法。结果发现:高压气层高速产气过程中,一方面导致产气层近井壁地带的孔隙压力降低,形成一个压降漏斗,作用在井壁表面岩石上的有效应力增加,有利于气层的井壁稳定;另一方面由于产层孔道迂回曲折,高压气体在快速流出地层时,在近井壁地带会产生一个附加径向应力,降低了井底气体对井壁岩石的有效支撑作用,不利于气层的井壁稳定。综合分析正、反两方面的影响因素后发现:高压产气层被气体钻井揭开瞬间,气层井壁表面岩石稳定性最差;随后,井壁表面岩石孔隙压力降低,井壁稳定性变好;随着产气层暴露时间的增加,气层深部位置点高压气体开始流动,井壁稳定性先变差后变好。

气体钻井 高压气层 井壁稳定性 评价方法 孔隙压力 拖曳力

在气体钻井过程中,循环介质为低密度干燥气体,气体在井底产生的压力很小,在1 M Pa左右,远小于地层孔隙压力。当利用气体钻井揭开高压产气层时,气体在压力势差作用下由地层高速流入井眼内,导致高压产气层段井壁稳定性下降,井壁垮塌失稳。四川盆地川西新场气田利用气体钻井技术钻探侏罗系沙溪庙组地层时,钻遇高压产气层,地层短时间大量产气后,井下发生恶性埋钻事故,结合现场测井资料证实为产气层段垮塌失稳造成井下埋钻事故[1-7]。因此,开展高压产气层气体钻井井壁稳定性研究,可以为产层段气体钻井的顺利实施提供技术保障。

1 高压产气层气体钻井井壁失稳机理

在利用气体钻井揭开高压产气层时,地层中的高压气体在压力势差作用下由地层快速流入井眼内,一方面导致高压产气层近井壁地带孔隙压力降低,形成一个压降漏斗,越是靠近井壁表面地层孔隙压力越小,那么作用在岩石上的有效应力越大;另一方面,产气层的孔道迂回曲折,高压气体快速流出地层过程中,在近井壁地带产生一个将井壁表面岩石推向井眼的附加径向应力,减弱了井筒内气体对井壁的有效支撑作用。总之,高压气层高速产气导致作用在近井壁地带岩石上的有效应力分布发生变化,进而影响高压产气层井壁稳定性。

1.1 高压产气层孔隙压力变化及其对井壁稳定性的影响

高压产气层被气体钻井揭开后,高压气体在压力势差作用下流出产层,导致近井壁地带孔隙压力减小,可利用多孔介质线性单相渗流基本方程评价地层孔隙压力分布情况。

边界条件:

初始条件:

式中φ表示地层孔隙度,%;μ表示气体黏度,m Pa·s; C表示气体压缩系数,M Pa-1;K表示地层渗透率, mD;rw表示井眼半径,m;pw表示井底压力,M Pa;p0表示原始地层孔隙压力,M Pa。

结合边界条件和初始条件,由式(1)便可得到高压气层被气体钻井揭开后,产气层近井壁地带孔隙压力分布情况,如图1所示。

图1 高压产气层近井壁地带孔隙压力分布情况图

从图1可以看出,高压气层一旦被气体钻井揭开后,近井壁地带孔隙压力分布发生明显变化。井壁表面岩石孔隙压力与井筒内压力相等,随着距井壁表面距离的增加,孔隙压力逐渐增加,直至恢复原始地层孔隙压力。

高压气层孔隙压力的变化引起作用在岩石骨架上的有效应力分布发生变化,进而影响产气层近井壁地带井壁稳定性发生改变。图2给出了孔隙压力变化对高压产气层井壁稳定性的影响,图2中井壁稳定性值越小表明井壁越稳定;反之,井壁稳定性较差。

图2 孔隙压力变化对产气层井壁稳定性的影响关系图

从图2可以看出,高压产气层孔隙压力的变化对地层井壁稳定性的影响十分明显。从图2可以看出,与原始地层相比较(即地层不产气,地层孔隙压力分布保持原始状态),高压气层产气后,近井壁地带孔隙压力降低,作用在岩石骨架上的有效应力增加,但井壁稳定性变好。因此,高压气层产气引起地层孔隙压力降低有利于产气层的井壁稳定。

1.2 高压气体高速流动对地层有效应力分布和井壁稳定性的影响

在高压气层产气过程中,除了引起地层孔隙压力分布发生变化以外,高压气体高速流出地层时,对井壁表面岩石产生一个附加径向应力,该附加应力将井壁表面岩石向井眼内“拖曳”,引起产气层井壁垮塌掉块。这种附加作用力也称为“拖曳力”,拖曳力的产生主要是由流体压差引起的,在单位渗流面积上,岩石的孔隙面积为φ(即孔隙度),则单位长度上流体对岩石施加的摩擦拖曳力为:

式(2)又可表示为:

由式(3)可以看出,高压气体高速流动产生的附加拖曳力与高压产气层近井壁地带孔隙压力梯度变化相关。结合前面得到的高压气层产气过程中孔隙压力分布情况,便可得到高压气层产气过程中拖曳力变化情况,如图3所示。

图3 高压气层产气过程中拖曳力分布情况图

从图3可以看出,在高压气层被揭开前,地层孔隙压力保持原始状态,无高压气体流动,拖曳力为零。当高压气层被揭开瞬间,高压气体快速冲出地层,在井壁表面产生的拖曳力最大,随着距井壁表面距离的增加,拖曳力逐渐减弱。随着产气层裸露时间的增加,作用在井壁表面上的拖曳力减小。从图3还可看出,拖曳力的变化曲线上存在一转折点,在该转折点左边,随着时间的增加,拖曳力逐渐减弱,而在该点右边,拖曳力则逐渐增加。

图4给出了高压气体高速流动对产气层井壁稳定性的影响关系。

图4 高压气体流动对井壁稳定性的影响关系图

从图4可以看出,高压气体高速流动会导致产气层井壁稳定性降低。在气层被揭开瞬间,高速流动气体在井壁表面产生的“拖曳力”最大,对产层井壁稳定性影响最大,此时产气层井壁稳定性最差。随着产层暴露时间的增加,进井壁地带孔隙压力逐渐减小,产生的拖曳力逐渐减小,那么,对井壁稳定性的影响减弱。

1.3 高压产气层气体钻井井壁稳定性综合分析

由前面的分析可知,高压产气层产气过程中,一方面引起近井壁地带孔隙压力减小,有利于井壁稳定;另一方面高压气体高速流动产生附加“径向拖曳力”,不利于井壁稳定。那么,综合考虑正、反两方面的影响因素,高压产气层产气过程中井壁稳定性究竟怎样变化呢?

考虑高压气层孔隙压力变化和拖曳力的影响,高压产气层近井壁地带有效应力分布可表示为:

式中σ′r、σ′θ、σ′z和τrθ分别表示径向、周向、垂向的有效应力和剪切力,M Pa;σw表示上覆地层压力,M Pa;σh1、 σh2分别表示两个水平方向主地应力,M Pa;α表示有效应力系数,无量纲;μ表示岩石静态泊松比;θ表示圆周角,(°);p(r)表示距井壁表面处孔隙压力,M Pa;f(r)表示距井壁表面处拖曳力,M Pa。

由公式(4)～(7)计算得到高压气层产气过程中井眼周围地层有效应力分布情况,结合库仑—摩尔准则便可得到产气层产气过程中近井壁地带井壁稳定性分布情况,如图5所示。

图5 高压气层产气过程中井壁稳定性变化情况图

从图5可以看出,当产气层被揭开瞬间,井壁表面岩石孔隙压力保持原始状态,井壁表面岩石孔隙压力与井眼内压力差异最大,作用在井壁表面岩石上的“拖曳力”最大,此时井壁表面岩石稳定性最差,高于原始地层井壁表面岩石稳定性。高压气层瞬间产气后,导致井壁表面岩石孔隙压力降低,与井眼内压力持平,“拖曳力”消失,井壁表面岩石孔隙压力的降低导致井眼表面岩石稳定性变好,低于原始地层井壁稳定性。随着时间的增加,由于气体的流出,压力的传递,产气层深部位置点孔隙压力发生变化,进而引起地层深部气体在压力势差作用下流出地层,一方面导致孔隙压力减小,另一方面产生“拖曳力”。地层深部每个位置点由于前一个位置点的孔隙压力降低,高压气体欲动未动时,先产生“拖曳力”引起该位置点井壁稳定性变差,然后孔隙压力降低,井壁稳定性变好。

2 实例分析

川西地区新场气田利用空气钻井技术钻探沙溪庙组地层时,钻遇产气层段,产气层短时间产气后引起井下遇阻卡钻事故,随后被迫转换为常规钻井。利用前面建立的高压产气层气体钻井井壁稳定性评价方法分析了新场气体沙溪庙组产气层段不产气和产气瞬间两种情况下的坍塌密度变化情况,如图6所示。

从图6可以看出,高压气层在产气前后坍塌密度有着明显的变化,考虑地层瞬间产气影响的地层坍塌密度要明显高于地层不产气时的地层坍塌密度,这也说明地层瞬间产气会导致产气层井壁稳定性下降,在评价分析高压产气层气体钻井井壁稳定时需要考虑地层产气对井壁稳定性的影响。

1）停工开始阶段，含油污水排放后路就受到了限制，为了降低在吹扫过程中产生大量含油污水，轻油管线吹扫一律选择用蒸汽，有效的降低了含油污水的产生。

图6 新场气田沙溪庙组地层产气前后坍塌密度变化情况图

3 结论与认识

通过对气体钻井高压气层高速产气过程中井壁稳定性综合评价分析,并结合现场高压产气层气体钻井实钻情况,可以得出以下结论与认识:

1)在评价高压产气层气体钻井井壁稳定性时,需要考虑高压气层高速产气对气层近井壁地带有效应力分布和井壁稳定性的影响。

2)高压气层被气体钻井揭开后,高压气体在压力势差作用下高速流出地层,一方面导致产气层近井壁地带孔隙压力降低,另一方面高速流动气体通过地层孔道时,产生一个附加径向拖曳力。

3)高压气层近井壁地带孔隙压力的降低有利于气层井壁稳定,而径向拖曳力则不利于气层井壁稳定。

4)高压气层被气体钻井揭开瞬间,气层井壁稳定性最差,高于原始地层井壁稳定性,随后孔隙压力降低,井壁稳定性变好。

5)为了避免高压产气层气体钻井井下复杂事故的发生,可以采取适当措施方法,诸如当利用气体钻井揭开高压产气层时,应尽量降低钻速或停止钻进,利用产气层的孔道连通性,使钻头前方地层气体得以释放,降低孔隙压力,增加井壁稳定性,接着充分循环、冲洗井底岩屑,然后再继续钻进。

[1]刘厚彬.川西高压高产气藏井壁失稳机理研究[R]∥“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室第四次国际学术会议论文集.成都:西南石油大学,2007:487-491.

[2]OSISANYA S O,CHENEVERT M E.Physics-Chemical modeling of wellbo re stability in shale fo rmations[C]∥Annual Technical Meeting.Calgary:Petroleum Society of Canada,1994.

[3]雷征东,李相方,程时清.考虑拖曳力的出砂预测新模型及应用[J].石油钻采工艺,2006,28(1):69-72.

[4]雷征东,安小平,李相方.射孔完井出砂预测新模型及其在射孔优化中的应用[J].油气井测试,2006,15(6):10-13.

[5]柴军瑞,仵彦卿.作用在裂隙中的渗透力分析[J].工程地质学报,2001,9(1):29-31.

[6]刘厚彬,孟英峰,李皋,等.超深井井壁稳定性分析[J].天然气工业,2008,28(4):67-69.

[7]周玉良,孟英峰李皋,等.气体钻井条件下泥页岩自发吸水规律研究[J].石油钻探技术,2009,37(6):31-34.

Analysis of wellbore stability during gas drilling through high-pressure gas formations

Liu Houbin1,M eng Yingfeng1,Wan Shangxian2,Li Gao1,Jiang Zujun3,LüBin4
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Ex p loitation,Southw est Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.Chuanqing D rilling Engineering Co.,L td.,CN PC,Chengdu,Sichuan 610051,China;3.Southw est Petroleum Engineering Com pany,Sinopec,Chengdu,Sichuan 610050, China;4.Reserves Research L aboratory of Exp loration and Development Research Institute,L iaohe Oilfield Com pany,PetroChina,Panjin,L iaoning 124010,China)

When gas drilling starts to get through high-p ressure gas formation,the bottomhole p ressure is very low,far less than the po re p ressure,so under the differential p ressure,high-p ressure gas flow s instantly from the formation into the hole,w hich threatens the wellbore stability and w ill lead to dow nhole p roblem s.Through an in-dep th study on how the high-speed gas escaping from highp ressure fo rmations has influenceon the wellbore stability of gas drilling,a set of evaluation method is thus established.The results show that the p roduced high-p ressure gas w ill lead to both positive and negative changes.The positive one is that the pore p ressure of near-wellbore gas-fo rmation is reduced,and the effective stresses on rock surface increased,w hich is conductive to the wellbore stability.The negative one is that the high-p ressure gas flow ing out of the tortuous po re canals w ill generate an additional radial stresson the near wellbo re rocksw hile the fo rmation,w hich w ill reduce the effective supporton thewellbore and is not conductive to the wellbo re stability.Through a comp rehensive analysis of these two contrary impacts,it can be seen that the stability of surface rocks is the worst at themomentw hen the high-p ressure gas fo rmation just starts to be penetrated,subsequently the po re p ressureof surface rocks is reduced,and the wellbo re stability becomes better.With the exposure time of gas reservoir being p rolonged,the deep high-p ressure gas begins to flow,the wellbo re stability becomes wo rse first and then becomes better afterwards.

high-p ressure gas reservoir,wellbo re stability,po re p ressure,gas drilling,drag fo rce

国家高技术发展研究计划(863计划)“气体钻井技术与装备”项目(编号:2006AA 06A 103)和“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室开放课题(PLN0909)的研究成果。

刘厚彬,1980年生,博士后;现主要从事井壁稳定和岩石力学方面研究工作。地址:(610500)四川省成都市新都区西南石油大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室A 109室。电话:13980532266。E-mail:liuhoubin523@sina.com

刘厚彬等.高压气层气体钻井井壁稳定性分析.天然气工业,2010,30(11):59-62.

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.11.016

(修改回稿日期 2010-09-11 编辑 居维清)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.11.016

L iu Houbin,bo rn in 1980,holds a Ph.D degree,being mainly engaged in wellbo re stability and rock mechanics.

Add:No.8,Xindu Avenue,Xindu District,Chengdu,Sichuan 610500,P.R.China

Mobile:+86-13980532266 E-mail:liuhoubin523@sina.com