龙马溪组页岩地层井壁坍塌周期预测

刘向君，曾 韦，梁利喜，熊 健

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.西南石油大学，四川 成都 610500)



龙马溪组页岩地层井壁坍塌周期预测

刘向君1，2，曾 韦1，2，梁利喜1，2，熊 健1，2

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.西南石油大学，四川 成都 610500)

针对页岩层理结构和水化特性易导致钻井过程中井壁坍塌的问题，开展岩石三轴力学实验，以确定不同钻井液作用时间下的页岩力学参数；综合考虑层理产状和水化作用对页岩强度的影响，建立页岩地层井壁稳定性分析模型，预测页岩地层坍塌周期。计算分析表明：层理产状变化使得坍塌压力分布更为复杂，水化作用使得坍塌压力在钻井初期迅速升高；层理和水化作用导致的坍塌压力增量分别为0.26～0.38 g/cm3和0.60～0.79 g/cm3，缩短了页岩地层的坍塌周期。该模型能准确预测坍塌周期，对优化钻井液性能，调整钻井液密度，保证井壁稳定有重要意义。

岩石力学；井壁稳定；坍塌周期；水化损伤；页岩；龙马溪组

0 引 言

页岩气已成为不可忽视的重要能源，然而页岩地层井壁失稳严重制约了页岩气的安全高效开发。目前主要使用力学-化学耦合模型预测页岩地层稳定性。然而页岩强度的非均质性和水化作用是导致井壁失稳的不可忽视的原因。因此，以龙马溪组页岩为研究对象，测试其原始力学强度以及钻井液不同作用时间下的力学强度，综合考虑层理和页岩水化损伤2个因素，建立了井壁稳定模型，预测井壁坍塌周期，为页岩地层钻井液密度设计与调整提供理论依据。

1 页岩力学特性测试

实验所用的样品取自四川盆地宜宾市长宁县地区的志留系龙马溪组。该地层页岩主要由黏土、石英、方解石和白云石构成，存在一定水化能力。根据GB/T 50266—2013《工程岩体试验方法标准》，测试原岩和原岩被钻井液浸泡12、24、48、72、120 h后的力学特性，得到以下实验结果。

(1) 原岩的内聚力和内摩擦角分别为40.07 MPa和33.46 °；浸泡初期页岩力学强度降低速度较快，然后逐渐变慢，最后强度趋于某一稳定值。

(2) 页岩基质内聚力、内摩擦角与浸泡时间满足如下关系式：

c0=35.997e-0.004t

(1)

φ0=33.478e-0.004t

(2)

式中：c0为页岩基质内聚力，MPa；φ0为页岩基质内摩擦角，°；t为浸泡时间，h。

对于层理力学参数，在以往实验中得到了龙马溪组页岩层理内聚力和内摩擦角，分别为14.45 MPa和20.37 °[1]；根据黄荣樽等人建立的层理强度随浸泡时间的关系表达式[2]，龙马溪组页岩层理内聚力、内摩擦角与浸泡时间的关系可表示为：

cw=14.45e-0.0047t

(3)

φw=20.37e-0.0065t

(4)

式中：cw为页岩层理内聚力，MPa；φw为页岩层理内摩擦角，°。

2 页岩井壁稳定模型

建立页岩地层斜井井壁应力转化关系坐标系，如图1所示。其中坐标系(s，u，m)为大地直角坐标系，并以井眼轴线和垂直于井眼轴线的截面方向建立井眼直角坐标系(x，y，z)和圆柱坐标系(r，θ，z)。

图1 页岩地层斜井井壁应力坐标转化关系

圆柱坐标系下井壁上的应力表示为[3]：

(5)

式中：σH、σh、σv分别为垂向地应力、水平最大地应力和水平最小地应力，MPa；σr、σθ、σz、σθz、σrθ、σrz分别为各井眼坐标系下井壁应力分量，MPa；pi为钻井液液柱压力，MPa；ζ为有效应力系数；pp为地层孔隙压力，MPa；系数A、B、C、D、E、F、G、H、J见文献[3]。

井壁破坏准则通常用最大和最小主应力来表示，因此，需要将井壁上的应力转换成主应力。根据井壁上的应力分布，可得到井壁上的3个主应力σi、σj和σk，再从中确定最大和最小主应力：

(6)

(7)

式中：σi、σj、σk分别为井壁上3个主应力，MPa；σ1、σ3分别为最大和最小主应力，MPa。

Jaeger等人对层状岩石进行研究，认为层理性地层的剪切破坏形式有2种：沿层理面的剪切破坏和岩石基质的剪切破坏，并且建立了Mohr-Coulomb弱面强度理论，判别式可根据文献[4-5]得出，层理产状用层理倾角和走向表示为[6]：

(8)

3 算例分析

以某工区X井为例，计算参数为：目标层深度为3 118 m，水平最大地应力为114.6 MPa，水平最小地应力为65.7 MP；垂向地应力为82.6 MP，孔隙压力为33.6 MPa。

3.1 层理走向对坍塌压力影响分析

图2为层理倾角分别为0、30、60、90 °时，在不同方位角条件下坍塌压力随层理走向的变化规律。由图2可知：方位角为0～90 °时，坍塌压力随层理走向减小而降低，方位角为90～180 °时，坍塌压力随层理走向增加而升高；当倾角为90 °时，坍塌压力以走向90 °为对称轴，走向为180～90 °时，坍塌压力随层理走向减小而降低，走向为90～0 °时，坍塌压力随层理走向减小而升高。

3.2 层理倾角对坍塌压力影响分析

图3为层理走向分别为0、30、60、90 °时，在不同方位角条件下坍塌压力随层理倾角的变化规律。由图3可知：井眼方位为0、180、360 °时，坍塌压力较高，井壁稳定性差；当层理面倾角为30～70 °时，井壁岩石基本都沿基质发生破坏，井眼坍塌压力较低，井壁稳定性好；当层理面倾角在其他范围时，井壁岩石主要都沿层理发生破坏，井眼坍塌压力较高，井壁稳定性较差。

3.3 页岩水化损伤对坍塌压力影响分析

图4为不同层理倾角和走向下水化损伤对坍塌压力的影响(半圆图中弧度为层理走向)。由图4可知：对于相同层理产状地层，钻井时间为120 h时，相对于0 h条件时坍塌压力增幅为0.60～0.79 g/cm3；随着钻井时间的增加，蓝色逐渐向红色变化，红色区域逐渐增加，这表示井壁稳定性逐渐变差，在钻井时需要采用更高密度钻井液才能保持井壁稳定。

图2 坍塌压力随层理走向变化规律

图3 坍塌压力随层理倾角变化规律

图4 页岩水化损伤对坍塌压力的影响规律

4 实例分析

以某工区X气井为实例井，采用均质模型、弱面模型、均质损伤模型和弱面损伤模型(文中所建立的模型)，计算该井水平井段的坍塌周期，该地层层理倾角和走向分别为10 °和146 °，计算结果如图5所示。

图5 不同模型下坍塌压力随时间变化规律

由图5可知：对于页岩地层，若不考虑层理对坍塌压力的影响，则可能导致钻井液密度偏低，在钻井初期就可能出现井壁坍塌的情况；若不考虑钻井液对页岩强度的影响，所使用的钻井液在钻井初期能够保证井壁稳定，但随着钻井的进行，也可能会导致井壁失稳；在钻井现场，如果采用某一密度钻井液，如图5中的1.25 g/cm3，对于弱面模型和均质模型，坍塌周期为无穷大，对于弱面损伤模型和均质损伤模型，坍塌周期分别为22、48 h；若钻井密度为1.55 g/cm3，对于弱面损伤模型和均质损伤模型，坍塌周期分别为48、120 h；若钻井密度为1.95 g/cm3，该地层井壁不会出现坍塌现象。

5 结 论

(1) 龙马溪组页岩存在可水化膨胀的黏土，钻井液浸泡会导致页岩强度降低，降低幅度受浸泡时间影响，浸泡时间越长，页岩强度降低程度也越大。

(2) 页岩层理的存在加剧了井壁的不稳定性，当方位角一定时，随着层理产状的不同，坍塌压力也会相应变化，并且具有一定的规律性。

(3) 建立的弱面损伤模型综合考虑了页岩强度的非均质性和钻井液对页岩强度的影响，更加接近现场真实情况，得出的钻井液密度能更好地预测坍塌周期，保证井壁稳定。

[1] LIU Xiangjun，ZENG Wei，LIANG Lixi，et al.Wellbore stability analysis for horizontal wells in shale formations [J].Journal of Natural Gas Science & Engineering，2016，31：1-8.

[2] 黄荣樽，陈勉.泥页岩井壁稳定力学与化学的耦合研究[J].钻井液与完井液，1995，12(3)：15-21.

[3] AADNOY B S，CHENEVERT M E.Stability of highly inclined boreholes [J].SPE Drill Eng，1987，25(6)：64-74.

[4] JAEGER John Conrad.Shear failure of anisotropic rocks [J].Geological Magazine， 1960， 97(1)：65-72.

[5] 蔡美峰.岩石力学与工程[M].北京：科学出版社，2002：89-93.

[6] 金衍，陈勉.井壁稳定力学[M].北京：科学出版社，2012：59.

编辑 孟凡勤

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.032

20160530；改回日期：20160707

国家自然科学基金联合基金“页岩气低成本高效钻完井技术基础研究”(U1262209)；国家自然科学基金重点项目“气体钻井技术基础研究”(51134004)；四川省应用基础研究计划“形成大规模压裂缝网的水平井井眼轨迹优化研究”(2014JY0092)

刘向君(1969-)，女，教授，博士生导师，1990年毕业于西南石油学院地球物理测井专业，1995年毕业于该校油气田开发工程专业，获博士学位，现主要从事井眼稳定性与完井方式优化、石油工程岩石力学方面的科研教学工作。

TE21

A

1006-6535(2016)05-0130-04