川西南资阳—东峰场区块须家河组地层井壁稳定性

2022-09-28岚刘其明李

天然气技术与经济 2022年4期

聂岚刘其明李衡

（1.中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳 618000；2.中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳 618000）

0 引言

四川盆地川西南资阳—东峰场区块上三叠统须家河组地层以砂岩为主、部分层段夹泥页岩，泥页岩易产生水化作用，造成岩石强度降低，泥页岩水化是影响钻井井壁稳定性的重要因素［1-3]。水化作用对井壁稳定性的影响主要体现在以下两个方面：①改变井壁岩石的力学性能，使岩石强度降低；②水化产生膨胀应力，增加了岩石的孔隙压力［4-6]。目前该地区的坍塌压力预测未考虑水化对井壁稳定性的影响，预测结果偏低，在钻井过程中易在泥页岩井段发生井眼坍塌、划眼等复杂情况。因此有必要通过建立力学-化学耦合井壁稳定分析模型，对水化后岩石坍塌压力分布进行研究，以期为东峰场地区地层钻井施工设计提供依据。

1 岩石组分及理化特性分析

东峰场地区须家河组地层岩石碎屑颗粒以石英和斜长石为主，矿物含量约为82.94%，填隙物主要为泥质和硅质，黏土矿物以高岭石为主，其次为伊利石和绿泥石，最后为伊/蒙混层，黏土含量约为8.96%（表1、表2）。岩石储集空间以次生溶蚀孔隙为主，多呈三角形及多边形状；偶见铸模孔。胶结致密，多呈点状或微细孔喉产出，整体连通性一般。地层岩石具有一定脆性和水化特性。

表1 东峰场须家河组矿物组成表

表2 东峰场须家河组黏土矿物组分表

2 井壁稳定力化耦合模型的建立

2.1 泥页岩力学失稳分析

从力学的角度来说，造成井壁坍塌的原因主要是由于井内液柱压力较低，使得井壁周围岩石所受应力超过岩石本身的强度而产生剪切破坏所造成的，此时，对于脆性地层会产生坍塌掉块，井径扩大，而对塑性地层，则向井眼内产生塑性变形，造成缩径［7-10]。

在井壁稳定力学研究中，常用的剪切破坏准则有：Mohr-Coulomb准则和Drucker-Prager准则［11-12]。两者的差别在于前者没有考虑中间应力对破坏的影响，对于直井一般采用前者。采用库仑-摩尔强度准则，坍塌压力计算公式如下：

式中，ρm为坍塌压力当量密度，g／cm3；C为岩石的内聚力，MPa；η为应力非线性修正系数，无因次；PP为地层压力，MPa；α为biot系数，无因次；H为深度，m；φ为岩石内摩擦角，（°）；σH、σh为水平最大、最小主应力，MPa。

要计算出坍塌压力的大小，首先需要确定地层岩石的泊松比、弹性模量、抗压强度等力学参数，再计算出岩石的内聚力、地应力，最终得到井壁坍塌压力。

岩石内聚力由下式求得：

式中，σc为岩石的抗压强度，MPa；Kd为岩石的动态体积压缩模量，MPa。

式中，Ed为岩石的动态弹性模量，MPa；νd为岩石的动态泊松比，无因次。

采用多孔弹性模型进行地应力的求解：

式中，σh为最小水平主应力，MPa；Pp为地层孔隙压力，MPa；α为Biot系数，无因次；εh、εH为构造应力系数，无因次；ν为泊松比，无因次；E为静态杨氏模量，MPa。

2.2 泥页岩水化失稳分析

泥页岩的水化作用主要体现在降低岩石的强度，对DF9、DF502HF井须家河组20块岩心开展了水化后力学参数实验（表3）。水化作用与岩石的含水量密切相关，而岩石的含水量是岩石浸泡时间t的函数，用岩石浸泡时间t来表征水化作用对井壁稳定性的影响。

表3 钻井液浸泡不同时间后三轴岩石力学实验结果表

对实验数据进行拟合分析，得到弹性模量、抗压强度随浸泡时间t的变化规律，由于实验测得的泊松比误差较大，故未对泊松比进行拟合分析，结合该区块以往的研究结果，泊松比取值0.23。

泊松比：

式中，ν为泊松比。

弹性模量：

式中，E为弹性模量，MPa；t为岩石在钻井液中的浸泡时间，d。

抗压强度：

式中，UCS为岩石的抗压强度，MPa；t为岩石在钻井液中的浸泡时间，d。

将式（5）、式（6）、式（7）代入内聚力、地应力及坍塌压力计算模型中得到坍塌压力力学与化学耦合计算模型，即可求得坍塌压力与浸泡时间t的关系。

式中，ρm为坍塌压力当量密度，g／cm3；t为岩石在钻井液的浸泡时间，d。

从图1、图2分析可以看出，东峰场须家河组岩石力学参数随着钻井液的浸泡时间逐渐降低，浸泡时间在1～5 d内岩石强度逐渐变小，超过5 d后趋于稳定；坍塌压力梯度随着浸泡时间逐渐增大，在1～5 d内坍塌压力梯度将由0.98 MPa／100 m急剧增加至1.28 MPa／100 m，超过5 d后坍塌压力增大趋势变缓，增加至1.33 MPa／100 m后保持稳定。

图1 弹性模量及抗压强度与浸泡时间的关系图

图2 坍塌压力梯度与浸泡时间的关系

根据建立的井壁稳定力学-化学耦合模型，预测该地区揭开须家河组地层后在不同钻井液浸泡时间下地层的坍塌压力梯度为0.98～1.33 MPa／100 m，综合考虑激动压力及抽吸压力，建议刚钻遇须家河组地层时，钻井液密度为1.10～1.25 g／cm3，5 d后钻井液密度提高至1.35～1.40 g／cm3，10 d后钻井液密度维持在1.40～1.55 g／cm3。

3 现场应用

DF501-1HF井与DF103井均使用水基钻井液，两口井在须家河组使用的钻井液密度分别为1.25～1.37 g／cm3与1.47～1.54 g／cm3，将实际钻井液密度与文章推荐使用的钻井液密度范围进行对比发现，DF501-1HF井钻遇须家河组后使用的钻井液密度为1.35 g／cm3左右，低于预测值1.40～1.55 g／cm3，在造斜段和水平段的页岩夹层遇阻约48井次；DF103井将钻井液密度提高至1.52 g／cm3后，须家河组钻井施工顺利，复杂情况减少率为62.5%。

对比结果表明：采用建立的井壁稳定力学-化学耦合模型预测的坍塌压力梯度考虑了水化对井壁稳定性的影响，更切合现场实际，推荐使用的钻井液密度与实际钻井液密度吻合度较高，钻井过程中复杂情况少，有利于保持井壁稳定（表4、5）。