压力衰竭储层井壁稳定性变化规律研究

闫传梁 邓金根 蔚宝华 谭 强 邓福成 胡连波

（中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249）

压力衰竭储层井壁稳定性变化规律研究

闫传梁 邓金根 蔚宝华 谭 强 邓福成 胡连波

（中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249）

油气田在开发中后期会发生储层压力衰竭，压力衰竭将导致储层地应力发生变化，进而影响钻井中的井壁稳定性。从压力衰竭对储层地应力的影响入手，结合压力衰竭地层的井周应力分布规律对安全钻井液密度窗口随压力衰竭程度的变化规律进行了研究。结果表明，在压力衰竭储层钻定向井时存在一个中性角，当井斜角小于中性角时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变宽；当井斜角大于中性角时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变窄；中性角的大小与地层压力衰竭程度无关，与钻井方位有关，保持井斜角小于中性角并远离水平最大地应力方向有利于压力衰竭地层的钻井安全。研究结果可以为油气田在不同压力衰竭时期的钻井设计提供参考。

压力衰竭；定向井；地应力；井壁稳定；钻井液密度

在油气田开发的中后期，为提高油气采收率和稳定油气产量需要钻调整井，但是，随着油气田多年的持续开发，地层中的流体（油、气、水等）被逐渐采出，储层压力会出现很大程度的衰竭，使地层应力状态发生改变，影响井眼周围应力分布，最终影响到安全钻井液密度窗口。在压力衰竭地层中钻进时，若按照前期钻井经验设计钻井液密度，很容易出现坍塌、漏失等复杂情况［1-3］，必须对衰竭储层的井壁稳定性进行单独研究，但油田开发过程中储层压力处在动态变化中，很难准确预测储层压力的大小，这时，研究不同压力衰竭程度下钻井液密度窗口的变化规律就显得尤为重要。

1 压力衰竭对地应力的影响

由于上覆岩层压力是由地层的自重产生的，油气层压力衰竭对上覆岩层压力几乎没有影响。这种条件下，对于构造相对平缓、厚度较薄且孔隙弹性性质与围岩差别不大的油气层，由于压力衰竭引起的水平面内的变形几乎可以忽略，油气层近似处于横向变形为零的单向压缩状态，根据广义Hoek定律，储层压力衰竭引起的水平地应力变化为［4-5］

式中，ΔσH，Δσh分别为最大、最小水平主地应力的变化量，MPa；Δp为地层压力变化量，MPa；v为地层泊松比；α为有效应力系数。

也就是说，地层压力变化后的地应力可表示为

式中，带下标r、θ、z的σ表示在井眼柱坐标下的总正应力和剪应力，MPa；带下标x、y、z的σ表示在笛卡尔坐标系下的总正应力和剪应力，MPa，z轴方向不变；R为到井轴的半径；r为井眼半径； θ为相对于x轴的方位角，°。从主地应力变换到笛卡尔坐标系下的应力可通过坐标转换得到。

弹性状态下，最大应力集中发生在井壁上，即R=r处，井壁上任意一点的主应力为［10］

式中， σH和σh为压力衰减后的水平最大、最小主应力，MPa；σZ为上覆岩层压力，MPa；p1为原始地层压力，MPa；p为衰竭后地层压力，MPa；ω1和 ω2为构造应力系数。

公式（1）与Erling Fjaer等［6］学者的研究结果相近，是在诸多假设条件下通过理论分析给出的解析解，在某些条件下与实际情况相比可能存在一定误差［7］，依据 N. Morita［8］等人的有限元数值模拟研究结果，在油藏厚度半径比小于0.1，储层、围岩剪切模量比0.2＜GR/GC＜1.5的情况下，式（1）的计算结果还是足够准确的，可以满足工程需要。

2 井壁稳定性分析模型

研究定向井井壁稳定性，应从井周地层应力状态出发，并结合合适的强度准则，来确定安全钻井液密度。假设地层是均质各向同性的孔隙弹性材料，井壁完全不渗透，井眼柱坐标系下井眼周围总应力可按下式计算［9］

其中，σtmax和σtmin为井壁切向平面上的最大和最小主应力，径向应力σr是另一个主应力。这3个主应力的相对大小随钻井液密度的变化而发生改变，任意钻井液密度下井壁上的最大和最小主应力为［10］

若钻井过程中钻井液密度过低，当井壁应力状态超过地层抗剪强度时，井壁发生坍塌，由此可以计算井壁坍塌压力。根据选取强度准则的不同，坍塌压力的具体计算方法会有所差异，若采用Mohr-Coulumb准则，可用下式表示［11］

式中，σ1、σ3为井壁上最大和最小主应力，MPa；σc为地层单轴抗压强度，MPa；φ为地层内摩擦角，°；α为地层有效应力系数。

若钻井过程中钻井液密度过高，当井壁应力状态超过地层抗拉强度时，井壁发生破裂，由此可以计算井壁破裂压力。若采用单轴抗拉强度准则，可用下式表示［12］

式中，St为地层单轴抗拉强度，取为正值，MPa。

3 压力衰竭对安全钻井液密度窗口影响规律分析

取某正断层控制的含油气构造中的数据进行分析，该油气田储层垂深约3 600 m，原始地层参数为：地层压力36 MPa，上覆岩层压力84 MPa，水平最大地应力67 MPa，水平最小地应力59 MPa，地层黏聚力5 MPa，内摩擦角35°，地层有效应力系数0.8，泊松比0.25。

利用上述数据对井壁失稳风险最大的水平最大地应力方向［13］钻井时坍塌压力和破裂压力随井斜角及压力衰竭程度的变化情况进行计算，计算结果见图 1、图 2。

图1 最大水平地应力方向钻井时坍塌压力随井斜角变化规律（pp为地层压力系数）

图2 最大水平地应力方向钻井时破裂压力随井斜角变化规律

计算结果表明：井斜角一定的情况下，储层压力衰竭将会使坍塌压力和破裂压力同时降低，且降低幅度随压力衰竭程度的增大而增大，当压力系数较低时，破裂压力非常低，极易发生钻井液漏失；储层压力衰竭程度一定的情况下，随着井斜角的增大，坍塌压力逐渐升高，破裂压力逐渐降低，安全钻井液密度窗口逐渐收缩。

同时，在储层压力衰竭程度一定的情况下，当井斜角较小时，坍塌压力的降低幅度高于破裂压力的降低幅度；但当井斜角较大时，坍塌压力的降低幅度小于破裂压力。也就是说，在压力衰竭储层钻进定向井时，存在一个临界井斜角，当井斜角小于该临界值时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变宽，井斜角大于该临界值时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变窄。在这里，将这个临界井斜角定义为中性角。

定义压力衰竭储层安全钻井液密度窗口变化比式中，pT1和pF1为原始地层的坍塌压力和破裂压力，pT和pF为压力衰竭后地层的坍塌压力和破裂压力。

当K＜1时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变宽；当K＞1时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变窄；当K=1时，安全钻井液密度窗口宽度不变。

对地层压力系数衰竭到0.4时密度窗口变化比K随井斜角、方位角的变化规律进行分析，结果见图3。计算结果表明：不论朝任何方位钻进定向井，当井斜角较小时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变宽，井斜角较大时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变窄。也就是说，使安全钻井液密度窗口不变的中性角在朝任何方位钻井时都是存在的。钻进大斜度井或水平井时，向水平最大地应力方向钻进时压力衰竭所造成安全钻井液密度窗口的收缩比例远大于水平最小地应力方向，向水平最小地应力方向钻井更有利于钻井安全。

图3 密度窗口变化比随井斜方位变化规律（斜井方位角为钻井方位与最大水平地应力方位的夹角）

图4给出了不同压力衰竭程度下向最大地应力方位钻井时安全钻井液密度窗口变化比随井斜角变化规律：4条曲线在K=1时交于一点，可见，朝同一方向钻井时，中性角是一个定值，不随压力衰竭程度的改变而改变。

图4 不同地层压力下向水平最大地应力方位钻井密度窗口变化比K随井斜角变化规律

图5给出了中性角随钻井方位的变化情况：朝最大地应力方位钻井时中性角最小，偏离最大地应力方位时，中性角增大，但当钻井方位与最大水平地应力方位夹角超过70°时，中性角趋于定值。

图5 中性角随钻井方位变化规律

4 结论

（1）与原始地层条件相比，在压力衰竭地层钻进定向井，井壁坍塌压力和破裂压力同时降低，降低幅度随压力衰竭程度的增加而增大。

（2）在压力衰竭储层钻进定向井时，存在一个中性角，当井斜角小于中性角时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变宽，井斜角大于中性角时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变窄。

（3）在油气田压力衰竭的不同阶段，中性角是定值，不随地层压力变化，只与钻井方位有关，向水平最小地应力方位钻井时中性角最大，更有利于钻井安全。

（4）在压力衰竭储层中钻定向井时，应尽量降低井斜角并使钻井方位靠近水平最小地应力方向；当地层安全钻井液密度窗口较窄或地层压力衰竭程度未知时，应尽量使井斜角小于中性角。

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（修改稿收到日期 2013-04-22）

Research on wellbore stability of pressure depleted reservoirs

YAN Chuanliang, DENG Jin'gen, YU Baohua, TAN Qiang, DENG Fucheng, HU Lianbo
（State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting,China University of Petroleum,Beijing102249,China）

In the late development periods of many oil and gas fi elds, reservoir pressure decreased to depletion, and the pressure coeff i cient would be reduced less than 0.4. Formation pressure reduction would result in in-situ stress changes and cause the inf l uence on wellbore stability in drilling. Based on the inf l uence of pressure depletion on reservoir in-situ stress and stress distribution around the wellbore in depleted reservoir, this paper analyses the effect of pressure depleted on wellbore stability of directional wells. Calculation results shows that there is a neutral angle in depleted reservoir drilling, when inclination angle is smaller than the neutral angle, the safety window of drilling fl uid density will become wider, and when inclination angle is larger than the neutral angle, the safety window of drilling fl uid density will become narrower. The neutral angle has no relationship with the level of pressure depleted, but has relationship with azimuth angle, and keep inclination angle below the neutral angle and away from the azimuth of maximum horizontal principle stress is benef i cial to drilling safety. It provides a reference for drilling designing in depleted reservoirs of different periods.

pressure depletion; directional wells; in-situ stress; wellbore stability; drilling fl uid density

闫传梁，邓金根，蔚宝华，等.压力衰竭储层井壁稳定性变化规律研究 ［J］. 石油钻采工艺，2013，35（3）：5-8.

TE21

A

1000 – 7393（ 2013 ） 03 – 0005 – 04

国家自然科学基金项目“泥页岩井壁坍塌的力学化学耦合研究”（编号：51174219）、国家科技重大专项“复杂结构井优化设计与控制关键技术”（编号：2011ZX05009-005）、国家科技重大专项“深水地层压力预测及井壁稳定性技术研究”（编号：2011ZX05026-001-01）联合资助。

闫传梁，1987年生。2009年毕业于中国石油大学（华东），主要研究方向为石油工程岩石力学与井壁稳定，在读博士研究生。电话：010-89733911-23。E-mail：yanchuanliang@163.com。

〔编辑

薛改珍〕