缝洞型储层缝宽动态变化及其对钻井液漏失的影响

李大奇，康毅力，曾义金，练章华，杜春潮

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500;2.中石化石油工程技术研究院，北京 100101;3.中石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830013)

缝洞型储层缝宽动态变化及其对钻井液漏失的影响

李大奇1，康毅力1，曾义金2，练章华1，杜春潮3

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500;2.中石化石油工程技术研究院，北京 100101;3.中石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830013)

以塔河油田12区为例，根据缝洞型碳酸盐岩储层的地质特征，建立考虑溶洞存在和漏失动态的有限元模型，研究裂缝的宽度变化规律及其对钻井液漏失的影响。结果表明:缝洞型储层裂缝宽度对井筒有效压力极为敏感，在几兆帕的正压差下，裂缝宽度增量便可达毫米级;钻井液漏失使得裂缝变宽，裂缝形态也相应地发生改变，增加了漏失控制难度;除了缝洞发育外，缝洞型储层的强应力敏感性也是井漏的重要原因之一;钻井中精细控制井筒压力，保持井筒压力微过平衡，并在钻进储层段前随钻加入毫米级高酸溶性暂堵堵漏材料，可以有效预防大部分漏失发生。

缝洞型储层;裂缝宽度;井漏;防漏堵漏;数值模拟

缝洞型碳酸盐岩油气资源丰富，以塔里木盆地的塔河油田和塔中油田为典型代表。然而，缝洞型碳酸盐岩储层具有埋藏深、高温高压、高含H2S、缝洞发育、窄安全密度窗口、高难度钻前地层压力预测等特点。传统的观点是该类储层地下缝洞尺寸较大，钻遇缝洞系统则必然发生井漏，无法有效控制钻井液漏失，所以一直使用低固相钻井液保护该类储层。但实践表明，低固相钻井液导致油气建井中漏、喷、塌、卡等复杂事故频发，尤其是钻井液漏失问题，对安全、高效钻井及储层保护带来极大挑战［1-3］。缝洞型碳酸盐岩储层漏失控制是当今世界级的难题［4-8］。准确预测井壁附近裂缝宽度(简称缝宽)，明确缝宽对井筒压力的动态响应规律是控制漏失和保护储层的关键。缝宽预测主要有岩心描述［9］、室内模拟［10］、理论计算［11］、数值模拟［12-16］、岩心描述与矿场测试相结合［17］等方法。岩心描述可以获得应力释放后裂缝宽度，室内模拟得到岩心尺度的缝宽变化规律，理论计算主要针对单条水力压裂缝。储层尺度的缝宽变化规律主要依靠数值模拟法来研究，数值模拟法能够反映较大的尺度，有着独特的技术优势。练章华［12-13］、李相臣等［14］利用有限元法预测了钻井诱导缝的裂缝宽度。Wang［15-16］应用离散元法预测了承压堵漏中的裂缝宽度。然而，缝洞型储层存在天然裂缝及溶洞，前人均未考虑溶洞及钻井液漏失对天然裂缝宽度变化的影响。因此，笔者根据塔河油田的缝洞发育特征，应用有限元法模拟缝洞型储层的裂缝宽度变化，并结合钻井实践，分析钻井液漏失的原因，给出该类储层的漏失控制对策。

1 塔河油田12区地质概况

塔河油田12区是典型的缝洞型碳酸盐岩油藏。油藏埋藏深(一般大于5.3 km)，压力系数为1.07～1.12，地温梯度为1.95～2.2℃/100 m。基质平均孔隙度为1%左右，平均渗透率小于0.1×10-3μm2。有效的储渗空间是构造及岩溶作用形成的裂缝、孔洞和洞穴。油藏整体含H2S，平均质量浓度为44 g/m3，最高可达128 g/m3。储层含伊利石、伊/蒙间层、方解石、微晶石英等敏感性矿物，易造成速敏、水敏、碱敏等损害。

储层纵横向非均质性极强，裂缝、溶洞分布极不均匀，且规模差异较大。地面岩心观察显示，小于0.1 mm的裂缝占71.03%，0.1～2 mm的裂缝占25.6%，大于2 mm的裂缝占3.36%，且大部分为充填或半充填状态。成像测井及取心资料统计表明，裂缝以高角度缝为主，部分直立缝，呈多组系交错切割分布。对27次钻井放空进行统计(图1)，放空井段长度为0.2～23 m，大多数小于10 m，平均为5.07 m。

2 有限元力学模型

2.1 力学模型

假设:①地层岩石各向同性;②裂缝面为平面;③地层岩体为弹性变形体;④裂缝面渗透率为零。

根据塔河油田12区裂缝及溶洞发育状况，建立了缝洞组合的实体模型(图2)。根据线弹性有限元理论，本研究属于平面应变问题。由于模型具有对称性，取其四分之一进行研究，建立了有限元力学模型(图3)。

图1 钻井放空段长度分布Fig.1 Length distribution of bit drop

图2 实体模型Fig.2 Physical model

图3 有限元力学模型Fig.3 Finite element mechanical model

2.2 边界条件

DE段施加最大水平有效地应力p1，EF段施加最小有效水平地应力p2。GA圆弧为井筒，施加井筒有效压力p。AB段为裂缝，施加p到pd线性减小的压力。BC为溶洞段，施加溶洞内有效压力pd。CD和FG段施加对称边界约束。按照漏失发生的真实过程，裂缝面压力及溶洞内压力是一个变化的过程，应分别加以计算。

2.3 基本参数

根据塔河油田12区某井储层段大量试验数据的统计结果，选取地层岩石力学参数如下:岩石弹性模量 E=3.06×104MPa，泊松比 υ=0.32，比奥特系数α=0.8，孔隙压力p0=65 MPa，最大水平地应力为118.5 MPa，最小水平地应力为92 MPa，井筒有效压力(正压差)p=p井筒-p0，溶洞内有效压力 pd=p溶洞-p0。在力学模型中，裂缝长度一定时可以通过调节井筒有效压力p和溶洞内有效压力pd来分析和预测动态缝宽。

3 缝宽的影响因素

假定其他参数不变，依次改变缝长、溶洞直径、正压差和漏失时间，分析各参数对缝宽变化的影响。

3.1 缝长

设定正压差为3 MPa，溶洞内有效压力pd等于p，溶洞直径为1.0 m。在不同裂缝长度(Lf)及恒定压差下，沿裂缝长度方向上的半缝宽增量如图4所示。图4表明，在相同的条件下，随着缝长的增加缝宽增量增加。裂缝长度每增加1倍，缝宽增量增加1/5左右，但增加的速度在不断减小。缝长达5.0 m时，缝宽增量可达3 mm。

图4 不同缝长下的半缝宽增量Fig.4 Fracture half-width increment in different fracture length

3.2 溶洞直径

设定正压差p为3 MPa，溶洞内有效压力pd等于p，裂缝长度为1.0 m。溶洞直径(D)不同时，沿裂缝长度方向上的半缝宽增量如图5所示。图5表明，溶洞的存在使得裂缝宽度更易于变化。溶洞直径为1 m时，缝宽增量是没有存在溶洞时的20倍左右。随着溶洞直径的增加，缝宽增量急剧增加，沿裂缝长度方向上的缝宽增量趋于一致。

图5 不同溶洞直径下的半缝宽增量Fig.5 Fracture half-width increment in different cave diameter

3.3 正压差

设定裂缝长度为1.0 m，溶洞直径为1.0 m，洞内有效压力pd和正压差p相等。不同正压差条件下，沿裂缝长度方向上半缝宽增量随正压差的变化如图6所示。图6表明，随着正压差的增加，缝宽增量逐渐增加，并且沿裂缝长度越靠近井筒缝宽变化越大。

图6 不同压差下的半缝宽增量Fig.6 Fracture half-width increment in different pressure difference

3.4 漏失时间

设定井筒正压差p为5 MPa，裂缝长度1.0 m，溶洞直径1.0 m，模拟溶洞内有效压力pd(可反映漏失时间)增加，钻井液不断漏失进入溶洞中的过程。不同压力降下，沿裂缝长度方向上的缝宽增量见图7。模拟结果表明，随着漏失时间的增加(pd增加)，缝宽增量逐步增加。沿裂缝长度方向上，越靠近井筒缝宽变化越大，且这种差异随漏失时间的增加而逐渐减小。长时间漏失后，沿裂缝长度方向上的缝宽增量趋于一致。

图7 不同漏失时间下的半缝宽增量Fig.7 Fracture half-width increment in different leakoff time

4 结果分析

4.1 裂缝宽度变化对漏失的影响

缝洞型碳酸盐岩储层裂缝及溶洞发育，井壁处的实际缝宽为裂缝的初始缝宽与缝宽增量之和，即

式中，w(x)、w0(x)、Δw(x)分别为沿裂缝长度方向上的实际缝宽、初始缝宽和缝宽增量，mm。

由线弹性力学理论可知，理想弹性变形的应力与应变呈线性关系。对于平面应变问题，缝宽增量和裂缝面有效压力增加值可以表达为

式中，p(x)为沿裂缝长度方向上的裂缝面法向有效压力增加值，MPa;Kn(x)为沿裂缝长度方向上的裂缝法向刚度，MPa/mm。

钻井过程中为防止H2S等有毒气体外溢，一般使用过平衡钻井，使得裂缝面上的有效压力增加，根据式(2)井壁处缝宽增量亦增加，再加上初始缝宽，导致实际裂缝宽度较大。因储层埋藏较深，起下钻等作业造成井筒压力波动较大，从而导致裂缝宽度动态变化。这两方面均削弱了钻井液保护储层的能力，使得漏失更易发生。例如，当溶洞直径为10 m，裂缝长度为1 m时，在3 MPa正压差下缝宽增量可达10 mm左右，远远超过了钻井液的封堵能力。

4.2 裂缝形态变化对漏失的影响

由图4～7可知，沿裂缝长度方向上缝宽增量随着裂缝长度增加而减小，随溶洞直径、正压差和漏失时间的增加而趋于一致。这是因为溶洞直径、裂缝长度、正压差、平均缝内压力等参数对裂缝法向刚度有着影响。碳酸盐岩储层的天然裂缝经常较为平滑，当漏失钻井液进入裂缝后，裂缝面有效应力增加，裂缝形态也相应地发生改变。特别是溶洞尺寸较大时，裂缝呈现出“平、直、宽”的特点，使得堵漏材料难于在裂缝内架桥或滞留。可见，如防漏堵漏措施不利，缝宽会随时间增加而不断增加，堵漏难度不断增大，逐渐演变成恶性事故。所以，漏失控制应以预防为主，一旦漏失发生，堵漏措施应及时、迅速、到位。

4.3 各参数对裂缝宽度变化的敏感性

储层动态缝宽随正压差、溶洞直径、裂缝长度、漏失时间的增加而急剧增加，如图8所示。缝宽对正压差变化非常敏感，缝宽增量随正压差增加呈线性增加。在正压差保持不变时，随钻井液不断进入裂缝溶洞系统，平均缝内压力不断增加，缝宽也不断增加，并最终到达一恒定值。压差及缝长不变时，缝宽随着溶洞直径的增加而显著增加，溶洞的存在使得裂缝更容易张开，且较大尺寸的溶洞对缝宽变化影响较大。压差和溶洞直径保持不变，裂缝长度增加裂缝越易张开，但影响程度不如溶洞直径大。可见，缝洞型储层应力敏感性较强，钻井完井时极易发生井漏，应尽量保持微过平衡钻井，并防止起下钻过快导致压力波动。

图8 参数敏感性分析Fig.8 Parameter sensitivity analysis

4.4 储层尺度漏失特征

缝洞型储层并非裂缝、溶洞的简单组合，而为裂缝溶洞网络系统。一方面，钻井液从裂缝漏失到一个溶洞中，随着洞内压力的增加，与溶洞连通的其他裂缝的宽度也不断增加，致使原本闭合的裂缝张开，钻井液像穿“糖葫芦”一样穿过连通溶洞的裂缝，漏向储层深部。另一方面，由于溶洞的尺寸较大，增大了钻井液与裂缝连通几率，一旦钻井液漏失到大的溶洞后，漏失将会加速发展使堵漏更加困难。因此，缝洞型储层井漏具有裂缝宽、漏速大、堵漏难、损害大的特点。

5 实例分析

塔河油田在储层段使用的是低固相聚磺钻井液，现场通常加入高酸溶性的QS-2来保护储层，固相粒度为2～16 μm。对塔河油田12区的钻井液进行抽样，使用Mastersizer 2000激光粒度仪分析其粒度分布。A井的钻井液粒度分布以0.5～35 μm为主，体积平均粒径为 8.3 μm，D50=3.2 μm，D90=20.1 μm(图9)。对A井钻井液进行封堵性能评价(表1)，结果表明钻井液能够有效封堵的裂缝宽度不超过55 μm。数值模拟结果表明，裂缝动态宽度可达毫米级别，故现用的钻井液体系不能有效地防 止漏失。

表1 钻井液封堵性能评价Table 1 Evaluation of sealing capability for drilling fluid

图9 钻井液固相粒度分布Fig.9 Particle size distribution of drilling fluid solid phase

统计分析了塔河油田12区已完钻的81口井，其中35口井在储层段发生了漏失，漏失发生率为43%，平均单井漏失量高达364.5 m3。对储层段漏失工况进行分析，45%为正常钻进中漏失，30%为放空漏失，13%为溢流压井后漏失，12%(包含下钻、起钻、开泵、划眼、冲孔)为压力波动导致的漏失。溢流压井、压力波动漏失为天然裂缝张开所致，这些井在正常钻进时均未发生井漏，说明所钻遇裂缝的初始宽度较小(＜55 μm)，能够被钻井液所封堵，钻井中井筒压力控制不当导致了井漏，亦证实了缝洞型储层对压力极为敏感。正常钻进中发生漏失，表明井壁处裂缝的实际宽度超过了钻井液的封堵能力，可能是因为井底压力控制不当裂缝变宽或漏失通道本身尺寸过大所致。综合分析认为，钻井液漏失的原因除了部分因为缝洞尺寸过大，钻井液防漏堵漏能力差，钻井施工不当也是其中的重要因素。由此可见，提高钻井液的封堵能力，钻进储层段前随钻加入毫米级高酸溶性暂堵堵漏材料，能够预防漏失发生，有效地保护大部分储层。

6 结论

(1)缝洞型储层裂缝宽度随着正压差、溶洞直径、裂缝长度、漏失时间的增加而增加，溶洞的存在加剧了储层的应力敏感程度，在微小的正压差下，裂缝宽度增量便可以达到毫米级，使得漏失更易发生。

(2)正压差和钻井液漏失可导致裂缝几何形态发生改变，高压差和长时间漏失下的裂缝呈现出“平、直、宽”的特点，且一旦漏失控制不当，井漏可能会加速发展，增加漏失控制和储层保护的难度。

(3)除了储层本身所含裂缝、溶洞尺寸较大之外，钻井液粒度及级配不合理、井筒压力控制不当也是漏失发生的重要原因。因此，钻井中应严格控制井筒压力，随钻加入毫米级高酸溶性暂堵堵漏材料，积极主动地预防漏失。

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Dynamic variation of fracture width and its effects on drilling fluid lost circulation in fractured vuggy reservoirs

LI Da-qi1，KANG Yi-li1，ZENG Yi-jin2，LIAN Zhang-hua1，DU Chun-chao3
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China;2.Research Institute of Petroleum Engineering，SINOPEC，Beijing 100101，China;3.Northwest Oilfield Company，SINOPEC，Urumqi 830013，China)

Based on the geological condition of Tahe Oilfield area 12，a finite element model considering vuggy and drilling fluid losses was established and the fracture width change and its effects on lost circulation were researched by using the model and the drilling practices.The results show that the fracture width is extremely sensitive to the wellbore pressure in fractured vuggy reservoirs，and the fracture width increments will be up to millimeter-level under the positive pressure difference of several mega pascal.Drilling fluid losses would make the fracture width become wider and change the fracture morphology accordingly，which increases the difficulty of drilling fluid losses control.The strong stress sensitivity is one of main reasons of lost circulation besides the development of fractured vuggy.Then，precisely managing the wellbore pressure，keeping slightly over balance pressure，and adding millimeter-level high acid soluble bridging materials to drilling fluid during drilling the reservoir section can prevent drilling fluid losses.

fractured vuggy reservoirs;fracture width;drilling fluid losses;lost circulation control;numerical simulation

TE 258

A >

10.3969/j.issn.1673-5005.2011.05.014

1673-5005(2011)05-0076-06

2011-01-07

国家“973”计划课题(2010CB226705);国家科技重大专项课题(2008ZX05049-003-07HZ，2008ZX05005-006-08HZ)

李大奇(1982-)，男(汉族)，山东德州人，博士研究生，主要从事储层保护理论与技术和井壁稳定研究。

(编辑 李志芬)