大北-克深区块井壁失稳分析及研究

谢志涛，刘 斌，武少一，杨 鹏，阳中华，李 斌

(1.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100；2.长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室；3.中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院；4.中国石化河南油田分公司油气技术处；5.中国石油长庆油田分公司第二采油技术服务处；6.中国石油青海油田分公司采油二厂)

大北-克深区块井壁失稳分析及研究

谢志涛1,2，刘 斌3，武少一4，杨 鹏1,2，阳中华5，李 斌6

(1.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100；2.长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室；3.中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院；4.中国石化河南油田分公司油气技术处；5.中国石油长庆油田分公司第二采油技术服务处；6.中国石油青海油田分公司采油二厂)

分析了大北-克深区块钻井过程中发生的主要复杂情况及层位，从物理、化学因素研究了该区块井壁失稳的机理，研究结果表明，黏土矿物含量和伊蒙混层所占比例较高以及岩石微裂缝发育是井壁失稳的主要原因。为此，计算出了地层坍塌压力，同时根据岩石力学理论确定了破裂压力，进而确定了该区块的安全泥浆密度窗口。研究结果在DB-10井获得了较好的应用效果，大大减少了井径扩大和阻卡问题的发生。

大北-克深区块；井壁稳定；泥浆密度窗口

大北-克深区块位于库车坳陷克-依构造带东部的卡拉苏构造带。为了解大北-克深区带钻井过程中的主要复杂情况，收集了大北-克深区带大北1井、大北2井等20余口井的钻完井和井史等资料，并对该地区钻井过程中的各类复杂情况和钻井事故进行了统计，发现该区块钻进过程中井壁稳定性较差，导致复杂情况较多，严重影响了钻井作业时间和钻进效率。本文对该区块井壁失稳机理展开研究分析，同时根据测井资料和经验公式确定了该区块的坍塌压力和破裂压力。

1 井壁失稳机理分析[1-4]

根据大北-克深各层位复杂情况，绘制了该区块各层位出现复杂情况频数分布图(图1)。从中可以看出，复杂情况出现的主要层位在库车组、库姆格列木组和巴什基奇克组，其主要复杂情况是阻卡和井漏。

图1 大北-克深区带各层位复杂情况频数统计

1.1 地层矿物X射线衍射分析

为了研究大北-克深区块的深部地层的矿物组成，对深部岩样进行了矿物X射线衍射定量分析和黏土矿物X-衍射分析，结果表明：深部地层中黏土矿物含量为10%～50%。黏土矿物中伊蒙混层含量为40%～60%，伊利石和绿泥石的含量为20%～30%，深部地层中的水敏性黏土矿物含量较大，使得地层极易水化膨胀，导致井壁失稳。

1.2 岩样扫描电镜分析

对大北-克深区块岩样电镜分析结果表明：深部地层的泥页岩局部表面微细孔隙较发育，部分相互连通；深部地层的泥页岩微裂缝比较发育，外来流体的侵入，导致表面水化引发了井壁失稳。

1.3 铸体薄片分析

对薄片图像分析结果表明，该井段岩石成分以泥晶白云石为主，具纹层构造，晶间孔少，内未见可测孔隙；可见一定数量微裂缝，其中部分被泥质充填，顺层理分布。

1.4 地层失稳机理分析

通过X射线衍射、扫描电镜以及铸体薄片分析可以确定大北-克深区块的失稳机理是：黏土矿物含量高，部分地层甚至达到50%，其中伊蒙混层、伊利石和绿泥石所占比例较高，部分层位含有易溶解变形的盐膏层，易于水化。其黏土矿物组成呈多样性和非均匀性，使得地层岩石水化后局部应力失衡、坍塌掉块；深部地层岩石中微裂缝较为发育，孔隙部分发育，给水分子浸入岩石提供了通道，水分子与岩层接触发生水化作用，致使岩层发生水化膨胀和分散，尤其是微裂缝发育，使得水分子更容易进入岩层内部，导致水化作用更加强烈，从而造成井壁失稳问题发生[5-7]。

2 地层坍塌压力和破裂压力的确定

井壁失稳的判定准则是比较井壁应力与强度。井壁失稳主要表现在以下两个方面：泥浆密度太大时，就会发生拉伸破坏，导致地层压破；泥浆密度太小时，就会发生剪切破坏，导致地层坍塌或缩径。因而，在现场实钻过程中，需要确定一个合适的泥浆密度窗口来确保钻井作业的顺利完成，其上限为破裂压力Pf，下限为坍塌压力Pc。

在岩石力学研究中，判定岩石是否发生剪切破坏常用库伦摩尔准则，其判定条件是岩石发生剪切破坏时，其破坏面上的剪切力大于岩石内聚力与岩石破坏面的内摩擦之和，在此条件下，坍塌压力的计算模型为：

(1)

式中：H——井深，m；ρm——钻井液密度，g/cm3；C——岩石的黏聚力，MPa；η——应力非线性修正系数；σh1、σh2——水平方向的地应力，MPa；pp——地层压力，MPa。

地层破裂压力是在井内液柱压力作用下，使得井眼某处裸露地层裂开或使得原有裂缝再次裂开的压力，其主要原因是井内钻井液密度过大时，井壁处的剪切力就会转变成拉应力，拉应力超过岩石的抗拉强度所造成的。

假定井眼初始状态是处于平面应变状态下，依据岩石力学准则，在非均匀地应力作用条件下破裂压力的计算模型为：

(2)

式中：Pf——破裂压力，MPa；Q——构造应力系数；Pp——地层孔隙压力，MPa；St——地层抗拉强度，kN/mm2；σV——上覆地层压力，MPa；μ——泊松比；α——有效应力系数。

结合公式(1)、(2)以及大北-克深区块实钻资料和测井资料，可以计算出该区块的坍塌压力和破裂压力当量密度值，进而结合实钻情况确定该区块的安全钻进泥浆密度窗口(表1)。

表1 各层位推荐的安全泥浆密度窗口 g/cm3

总体上，大北、克深区带地层坍塌压力和地层破裂压力当量密度均呈增加趋势，上部地层泥浆密度窗口较大，而苏维依组下部和库姆格列木组坍塌压力急剧增大，泥浆密度窗口狭窄，库姆格列木组之后泥浆密度窗口又变大，因此，建议苏维依组下部和库姆格列木组钻进时，参照邻井的安全泥浆密度窗口，选择合适的泥浆密度和泥浆体系，预防或减轻膏盐层缩径引起的阻、卡复杂情况的发生。

3 应用举例

DB-10井是在大北-克深区块钻进的一口评价井。在钻进过程中，浅中部地层发生复杂情况较多，其中，阻卡次数高达41次。库车组岩性为泥岩、砂岩，康村组岩性为层状泥岩、粉砂岩和泥质粉砂岩。实钻中，库车组使用泥浆密度范围为1.27～1.6 g/cm3,康村组使用泥浆密度范围为1.52～1.65 g/cm3。其使用的泥浆密度都小于表1所推荐的坍塌压力当量密度，因而在库车组和康村组都会发生了不同程度的坍塌和井径扩大问题。另外库车组和康村组为脆性岩石，坍塌掉块在井内还会导致阻卡情况的发生。根据现场测井资料统计的结果，在两个层位都发生了不同程度的井眼扩大。因此，在中下部地层钻进中，按照推荐安全密度窗口，结合地层岩性，重新调配了钻井液，其泥浆密度为1.82～1.93 g/cm3。现场实钻情况表明，在苏维依组、库姆格列木组和巴什基奇克组钻进中都没有发生阻卡情况。且测井资料显示，井径扩大较小，且有效地解决了该井阻卡的问题。

4 结论与建议

(1)统计分析了大北-克深区块钻井过程中主要复杂情况是阻卡和井漏，其主要层位在深部地层。

(2)大北-克深区块井壁失稳的内在原因主要表现在两个方面，一是黏土矿物含量较高，同时黏土矿物中伊蒙混层、伊利石和绿泥石的含量较高，并含有易溶解和变形的膏岩层，易水化；二是地层裂缝较发育，一定程度上增强了水化作用，加大了井壁失稳的几率。

(3)根据计算模型确定了大北-克深区块的坍塌压力和破裂压力，并确定了该区块的安全泥浆密度窗口。这些技术在DB-10井进行了应用，有效地避免了阻卡等复杂事故的发生，并控制了井径扩大问题。

(4)建议对现场使用泥浆进行性能试验，结合地层特性确定适合大北-克深区块的泥浆体系，同时根据泥浆密度窗口选择适合该区块安全钻进的泥浆密度。

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编辑：刘洪树

1673-8217(2015)01-0113-03

2014-08-15；改回日期：2014-10-10

谢志涛，1988年生，2011年毕业于长江大学石油工程学院，在读硕士研究生，现主要从事油气井工程技术研究。

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