水基钻井液侵入对乌石YQ油田地层坍塌压力的影响

黄 静 刘贤玉 王成龙 曹 峰 李文拓

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057)

钻井工程中，井壁失稳是影响钻井进程及其时效的重要因素。通常，保证井壁稳定的前提条件是钻井液密度必须在安全密度窗口内，坍塌压力决定安全密度窗口的下限[1-3]。

测井资料是计算坍塌压力的基础资料，现场收集到的测井资料包括随钻测井资料和电缆测井资料。随钻测井受钻井液脉冲扰动及钻柱转动等因素的影响，资料不能真实地反映地层信息，且其中的数据点较少[4-6]。电缆测井可以克服随钻测井的缺点，但地层从被钻开到测井这一过程中往往需耗时几天甚至更长。若采用水基钻井液，测井得到的信息是钻井液污染后的地层信息[7-10]，直接利用测井资料计算得到的坍塌压力只能反映污染后的地层情况。针对以上问题，在南海西部海域北部湾盆地乌石YQ油田某井取样进行研究，通过室内试验分析水基钻井液对岩石理化特性的影响，最终获得水基钻井液对坍塌压力的影响规律。

1 水基钻井液对岩石理化性质的影响

乌石YQ油田部分探井的钻井资料表明，钻井过程中坍塌掉块、井壁垮塌现象突出。WZ组、LS组地层频发遇阻，LS2段、LS3段部分井段出现严重扩径现象，扩径率高达60%。该油田井壁坍塌问题较严重，因此需开展钻井液作用下的岩石理化性质、坍塌压力以及井壁失稳研究。研究所用钻井液为乌石YQ油田探井后续成熟的储层段钻井液，岩心样本取自该油田某探井下。

1.1 水基钻井液对岩石声波时差的影响

分别测试岩浸泡钻井液前后的声波时差，研究钻井液对岩石声学特征的影响规律。岩心在浸泡钻井液前后的声波时差情况如图1和表1所示。可以看出，钻井液对地层岩石声波时差产生的影响较明显，浸泡钻井液体系后LS2段、LS3段岩石声波时差均呈上升趋势，增幅可达10%，LS2段、LS3段岩石变化幅度无明显差异。

图1 浸泡钻井液前后的岩石声波时差

表1 浸泡前后声波时差对比

1.2 水基钻井液对岩石密度的影响

分别测试岩石浸泡钻井液前后的岩石密度，研究钻井液对岩石强度的影响。钻井液浸泡前，LS2段、LS3段岩石密度均值为2.60 g/m3。浸泡后LS2段岩石密度均值相比浸泡前降低0.05 g/m3，浸泡后LS3段岩石密度均值相比浸泡前降低0.03 g/m3。浸泡钻井液前后的岩石密度对比情况如图2所示。总体上，钻井液作用对岩石密度影响较小，LS3段和LS2段岩石浸泡钻井液后密度降低幅度较小。

图2 浸泡钻井液前后的岩石密度

1.3 水基钻井液对岩石电阻率的影响

分别测试岩石浸泡钻井液前后的电阻率，研究钻井液对岩石电学特征的影响程度。浸泡钻井液前后岩样电阻率对比情况如图3所示。钻井液作用对地层电阻率具有明显影响，钻井液作用后岩石电阻率呈下降的趋势，下降幅度高达11%，LS2段、LS3段岩石电阻率下降幅度无明显差异。

图3 浸泡钻井液前后的岩石电阻率

2 测井资料校正

通过室内实验，发现水基钻井液与地层岩石作用会导致岩石理化性质发生改变，包括声波时差增大、电阻率降低、密度降低等等。现场测井资料若探测到已被钻井液污染的地层，其结果的准确性必然也会受到影响。声波时差是岩石力学参数计算及井壁稳定分析的主要基础数据。声波时差受钻井液影响程度明显，因此需对声波时差资料进行去水化校正处理，才能得到受钻井液污染前的原岩声波时差资料。

现场测井往往同时分为深侧向测井和浅侧向测井。深侧向测井反映了未受到钻井液作用的原状岩石电阻率，浅侧向测井反映了井壁处受钻井液影响的岩石电阻率。因此，在地层横观各向同性的前提下，深、浅侧向电阻率的差值可以用来衡量钻井液作用对地层的影响程度。基于此，定义纵向剖面上的钻井液作用强度系数，如式(1)所示：

(1)

式中：Ddr—— 钻井液作用强度系数；

Rd—— 深侧向电阻率值，Ω·m；

Rs—— 浅侧向电阻率值，Ω·m。

统计该井取芯井深的深浅电阻率差异，并计算出钻井液作用强度系数(见图4)，拟合得到其与表1中浸泡前后声波时差增量之间的关系，如式(2)所示：

Δt=506.60×Ddr

(2)

式中：Δt—— 声波时差增量，μs/m。

图4 声波时差增量与钻井液作用强度系数的关系

根据公式(2)对声波时差数据进行校正，得到处理后的原岩声波时差曲线。A井处理前后声波时差曲线如图5所示。经过校正后的原岩声波时差小于实测声波时差，其差值即水基钻井液作用导致的岩石声波时差增量。增加幅度大小表征了岩石水侵程度及强度降低程度的强弱，幅度越大，水基钻井液影响就越大，岩石强度幅也越大。WZ2段、LS2段的整体声波时差增加较显著，LS3段增加幅度随深度变化较大。

图5 处理前后的声波时差测井数据

3 坍塌压力计算及失稳风险分析

3.1 坍塌压力计算模型

井壁坍塌通常是由于井内钻井液密度较低、井筒内压力过小所致。依据Mohr — Coulomb准则建立极限平衡条件，当岩石发生剪切破坏时，剪切面上的剪力必须克服黏聚力和作用于剪切面上的内摩擦力。据此导出直井钻井过程中保持井壁稳定所需的当量泥浆密度下限[11-13]，如式(3)所示。

(3)

K=ctg(45-φ/2)

式中：ρmc—— 坍塌压力当量密度，g/cm3；

σH1—— 水平最大地应力梯度，g/cm3；

σH2—— 水平最小地应力梯度，g/cm3；

C—— 黏聚力，MPa；

α —— 有效应力系数；

pp—— 孔隙压力梯度，g/cm3；

φ—— 内摩擦角，(°)；

H—— 垂深，m。

3.2 原状地层坍塌压力计算

基于处理后的原岩声波时差，可计算得到钻井液作用前的原状地层坍塌压力钻井液作用前后地层的坍塌压力差值即为坍塌压力增量。该油田A井地层坍塌压力计算结果如图6所示。地层与钻井液作用后坍塌压力会不同程度增大，且坍塌压力增大的情况多发生在泥质含量高的井段。

图6 钻井液作用前后的坍塌压力曲线

WZ2段地层坍塌压力整体呈显著增大的趋势。WZ2段地层黏土矿物中以伊利石和伊蒙混层为主，伊蒙混层含量高达50.26%，岩石水化能力强。

LS2段、LS3段地层坍塌压力增大与岩性直接相关，泥岩层坍塌压力增幅较大，砂岩层坍塌压力增幅较小。该层位泥页岩宏观层理、裂缝、微观裂缝均发育较充分。在钻井压差和毛管力的作用下，钻井液侵入地层，引起深部地层的水化反应，同时可能诱发水力劈裂作用，从而导致地层坍塌压力增加幅度较大。

从井壁稳定性角度分析，认为A井钻井液作用后的地层坍塌压力当量密度大于钻井液密度造成电测遇阻频发，多处严重扩径，扩径率最高可达54.21%。因此，控制坍塌压力增大幅度是减少井壁失稳的关键，其控制效果取决于钻井液性能能否使地层保持原状性质。

WZ2段地层水化能力强导致的坍塌压力大幅增加，表明该钻井液体系不能很好地与地层相匹配，应加强水化抑制性。对于LS2段、LS3段地层的维护，除了加强水化抑制性之外，还应强化其封堵性能或泥饼质量，防止钻井过程中液相沿地层发育的裂缝和微裂纹侵入地层。对于不同地层，针对性地进行封堵和水化抑制，选择不同的钻井液体系，是减少复杂井况的关键。

4 结 语

乌石YQ油田频发井壁垮塌、扩径、卡钻等复杂事故，坍塌压力是井壁稳定性研究的重点。通过室内试验研究，分析了钻井液作用对岩石理化性能的直接影响。在此基础上，提出了测井资料处理的方法，并开展了单井次坍塌压力的计算及井壁稳定性分析。分析认为：

(1) 水基钻井液与地层岩石作用导致岩石理化性质发生改变，声波时差受钻井液影响程度明显。

(2) 对声波时差进行去水化校正得到原状地层声波时差。钻井液作用后，WZ2段、LS2段的地层声波时差整体增加较显著，LS3段的地层声波时差增大幅度因深度差异而变大。

(3) 钻井液作用后坍塌压力均不同程度增大。WZ2段地层水化能力强导致坍塌压力增大，对此应加强水化抑制性。LS组地层坍塌压力增加幅度与岩性相关，泥页岩发育大量微裂缝，除了加强水化抑制性之外还应强化其封堵性能或泥饼质量。