工程地质特征研究在新区勘探发现中的重要作用*——以CZ1井为例

吴 浩

（中国石化西南油气分公司工程技术研究院）

工程地质特征研究在新区勘探发现中的重要作用*
——以CZ1井为例

吴 浩

（中国石化西南油气分公司工程技术研究院）

针对川西坳陷成都凹陷WJ构造部署的第一口预探井CZ1井开展了岩石力学参数、地应力和井壁稳定性等工程地质研究。根据研究成果，优化了CZ1井的井身结构设计，确定了合理的钻井液密度；在保障欠平衡钻井条件下的井壁稳定性同时，有效减少了钻井复杂情况的发生，为新区的油气勘探发现创造了有利条件，也为后期射孔与压裂方位的选择，储层改造设计优化与施工提供了科学依据，最终实现了CZ1井在新区勘探的重大突破。图5表4参5

川西坳陷预探井岩石力学地应力井壁稳定性美国GMI建模

0 引言

成都凹陷在构造上处于川西坳陷中心，其北东与孝新合构造带相连；东与马井构造、德阳向斜相接；南东与新都、洛带相连；北与鸭子河、大园包、金马、聚源构造带相连；西与大邑构造相接；南为川西坳陷斜坡部位。该区从浅至深发育一近NE走向的短轴背斜构造——WJ构造，长短轴比小于2；闭合面积、闭合幅度呈下大上小的变化趋势。区内断裂不发育，大多数侏罗系断层断距均小于25 m。成都凹陷地层发育完整，由上至下分别为第四系，白垩系上统灌口组、夹关组，白垩系下统天马山组，侏罗系上统蓬莱镇组、遂宁组，侏罗系中统上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组，侏罗系下统白田坝组，三叠系上统须家河组须五段。

CZ1井是部署在川西坳陷成都凹陷WJ构造的第一口预探井。本文针对该地区地质资料少，地质条件复杂的难题，以CZ1井岩心岩石力学参数实验测定为基础，结合钻井、测井、测试、储层改造等资料，运用工程地质研究理论和美国GeoMechanics International地应力建模软件，建立了该区岩石力学参数、地应力、地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力预测模型和剖面。及时将工程地质研究成果应用于钻井设计及钻井现场跟踪调整，科学合理地确定了安全钻井液密度和井壁稳定性特征，减少了钻井施工过程中的工程故障，保障了现场安全高效钻井及油气层的发现；并且应用工程地质研究成果优选了射孔、加砂压裂设计施工参数。2013年1月，CZ1井在上沙溪庙组JS22砂组进行酸化压裂测试，获天然气产量1.5379×104m3/d；同年5月，CZ1井在蓬莱镇组JP21砂组、JP16砂组进行加砂压裂测试，又获天然气产量2.9682×104m3/d。两个层位均取得勘探发现，在该地区尚属首次，预示了该区良好的勘探开发前景。因此，CZ1井的勘探发现也被评价为2013年“三项重大勘探发现之一”。可以说，针对性的工程地质特征研究为该地区油气井钻井、完井、储层改造等优化设计与施工提供了科学依据，在新区块的勘探发现中起到了至关重要的作用。

1 岩石力学参数预测

以抗压强度为例，CZ1井蓬莱镇组岩石力学实验数据见表1。

本次研究开展了砂岩岩心三轴抗压强度实验（围压：0，6，12，18 MPa），实验结果发现，岩样抗压强度在15.11~173.28 MPa之间，平均为110.84 MPa。根据实验，预测岩石抗压强度与声波时差、实验围压关系式：

Co实测=6.995203P围压-0.52222AC+81.75423

由于实验岩样代表性不够，若采用实验数据拟合得出预测模型，误差较大，因此本次研究直接对前期预测模型进行修正（图1），建立了抗压强度校正关系式：

Co实测=100.1Ln（Co预测）-349.65从而获得工区岩石抗压强度修正后的预测模型为：Co预测=100.1Ln（6.995203P围压-0.52222AC+ 81.75423）-349.65

式中：

Co—抗压强度，MPa；

AC—声波时差，μs/ft。

表1 CZ1井砂岩岩石力学参数实验实测数据表

图1 CZ1井岩石实测抗压强度与预测抗压强度拟合关系

表2 CZ1井岩石力学参数测井预测模型统计表

通过岩石力学参数实测值与预测值拟合的方法[1]，建立了CZ1井的抗拉强度、弹性模量、泊松比、内聚力、内摩擦角等岩石力学参数预测模型，见表2。

2 地应力预测

2.1 水平地应力

目前水力压裂法已经被认为是求测地应力的比较可靠而准确的方法。瞬时停泵地面压力加上井内压裂液的液柱压力便可以推算出井下压力，它应等于作用在已压开的垂直裂缝上并保持裂缝张开状态所需的压力，它又恰好和最小水平地应力相平衡，因此可以确定最小水平地应力。根据水力压裂原理，水力裂缝产生时压力系统存在如下关系：

根据压裂及高压注入压力数据，可利用上式计算地应力数据。关键在于确定准确的破裂压力和闭合应力或者最小主应力数值。根据地层沉积特征，垂向地应力随着地层密度和深度而变化的，使用密度测井资料分析垂向地应力公式如下：

根据压降曲线及垂向地应力公式计算出CZ1井最大、最小水平主应力、垂向应力如表3所示。

表3 根据压裂资料计算蓬莱镇组地应力值

2.2 地应力预测模型

假设岩石为均质、各向同性的线弹性体，并假定在沉积和后期地质构造运动过程中，地层和地层之间不发生相对位移，所有地层两水平方向的应变均为常数。由广义虎克定律得到[2-3]：

式中

εH、εh—最大、最小水平地应力方向的构造应变系数；

E、μ—杨氏模量和泊松比。

构造应变系数是组合弹簧模型中最重要的参数，构造应变系数εH、εh的确定是测井法地应力预测模型的基础。用压裂资料求取水平主应力，再反算构造应变系数。根据组合弹簧模式的计算公式可以获得使用单点地应力分析构造应变参数。将水平地应力中各种方法分析的σΗ、σh代人公式，即可求出构造应变系数εH、εh值。根据组合弹簧模式运用压裂资料获得的地应力按照上述方法进行构造应变系数反演，结果见表4。

表4 CZ1井蓬莱镇组、沙溪庙组构造应变系数计算结果

3 井壁稳定性预测

井壁稳定问题是石油钻井工程中倍受关注的问题。井壁稳定性归根结底是井下岩石所受应力大小与岩石强度大小的较量结果。在井壁稳定性研究中，评价井壁稳定的判断准则很多［4］，主要有线性Mohr-Coulomb准则、Druck-Prager准则、非线性Pariseau准则、Hoek-Brown准则。在这些准则中，Mohr-Coulomb准则最常用，而且其预测结果也被认为是最切合实际的。根据Mohr-Coulomb准则进行井壁稳定性判断，井壁岩石不发生坍塌破坏和拉伸断裂破坏的井壁稳定条件可用公式（1）与公式（2）表示。

从一般情况考虑出发，首先分析井壁应力状态。当井眼形成后，设其井斜角为α，相对方位角为β（井斜方向与最大水平地应力方向夹角）。建立井眼直角坐标xyz与地应力直角坐标σΗ1σΗ2σν（图2）。井眼坐标满足右手定则，其中x轴在水平面内，y轴指向井眼高边方向，z轴为井眼轴向。求解图2所示井眼条件下井壁应力状态，可得井壁所受有效主应力为一径向主应力σer和另外两个切向主应力σe1m、σe2m所构成，即：

图2 井眼坐标与地应力坐标关系

式中

ρm—井内钻井液密度，g/cm3；

g—重力加速度，m/s2；

hν—计算点垂直深度，m；

Pp—计算深度点地层孔隙压力，MPa；

η—Biot弹性系数，无量纲；

μ—泊松比，无量纲；

σh1、σh2、σv—最大、最小水平地应力和垂向地应力，MPa；

θ—井周角，（°）；其它各项为中间应力分量。

对公式（3）中的三轴应力进行比较就可以获得莫尔－库仑判断准则所需要的井壁最大、最小有效主应力。

结合公式（1）~公式（5）就可以进行任意地层条件和井眼状态下地层的坍塌压力和破裂压力分析。

4 工程地质研究在CZ1井中的应用

根据上述破裂压力和坍塌压力确定方法，利用建立的岩石力学参数、地应力、地层压力剖面以及测井参数输入GMI软件，选取适合该地区坍塌及破裂压力判别准则，计算了CZ1井地层孔隙压力、坍塌压力和破裂压力剖面，简称三压力剖面（图3）。从CZ1井三压力剖面可以看出，地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力总体随深度增加而增大。蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、白田坝组地层坍塌压力总体小于地层孔隙压力，而地层破裂压力总体较高。

虽然CZ1井实钻钻井液密度（黑色）低于推荐泥浆窗口下限值，但是，实钻使用的钻井液密度一直是大于地层坍塌压力和孔隙压力，故而CZ1井在实钻过程中没有出现过井壁失稳、地层垮塌等复杂情况，说明设计的钻井密度能够维持井壁稳定性，实现安全钻井。

由于CZ1井井壁较为稳定，几乎不存在井壁垮塌影响到安全钻井的情况，因此选用实测井径对剖面进行验证。根据CZ1井实际钻井液密度预测的坍塌宽度与井径变化曲线对比发现，两者基本一致，说明建立的地应力模型以及预测的地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力是准确的。

4.1 直井泥浆窗口的确定

研究表明，CZ1井蓬四段破裂压力梯度2.22 MPa/100 m，远高于坍塌压力0.74 MPa/100 m和孔隙压力1.23 MPa/100 m，实钻密度1.20~1.23 g/cm3；蓬三段破裂压力梯度2.26 MPa/100 m，远高于坍塌压力0.90 MPa/100 m和孔隙压力1.32 MPa/100 m，实钻密度1.54~1.60 g/cm3；故实钻未发生井漏、地层垮塌等复杂情况，说明预测三压力剖面与钻井实际情况相吻合。

根据三压力剖面，以坍塌压力和地层压力最大值作为下限，以破裂压力最小值作为上限值，GMI软件计算蓬四段泥浆窗口为1.45~2.57 g/cm3，蓬三段泥浆窗口为1.59~2.57 g/cm3。考虑天然裂缝、地应力、岩石力学参数以及钻井施工中的激动压力，因此，钻井液密度窗口相应变窄，综合考虑后认为蓬四段安全泥浆窗口在1.38~2.44 g/cm3，蓬三段安全泥浆窗口在1.51~2.44 g/cm3。

4.2 定向井与水平井井壁稳定性预测

JP16砂体、JP21砂体坍塌压力随井斜角和方位角改变的变化趋势有一定差异（图4）。最大水平主应力方向即120°的坍塌压力最低，此时井斜角在30°时坍塌压力最高，分别为1.025 g/cm3和0.87 g/cm3。井斜角在75°时坍塌压力最低，分别为0.91 g/cm3和0.74 g/cm3。最小水平主应力方向即30°的坍塌压力最高，且随井斜角增大而增大且在水平段达到最大，变化范围分别在0.99~1.13 g/cm3和0.84~0.98 g/cm3之间，略小于地层压力1.26 g/cm3和1.31 g/cm3。因此，预测方位角沿最大水平主应力方向120°实施60°以上大斜度定向井或水平井，井壁失稳风险最小。相比而言，J砂体较J砂体坍塌压力低，J层采用欠平衡钻井井壁失稳风险较小。J砂体和JP砂体欠平衡钻井允许欠压值分别为0.10 g/cm3和0.30 g/cm3。

图4 J砂体（左）、JP砂体（右）坍塌压力随井斜及方位变化饼状图

4.3 射孔与压裂方位的选择

JP16砂体、JP21砂体实测破压梯度分别为3.28 MPa/100m和4.06MPa/100m，预测地层破裂压力梯度在最大水平主应力方向即120°最高：在井斜角0°时为2.80 MPa/100 m，井斜角30°时为3.04 MPa/100 m，井斜角60°时为2.55 MPa/100 m，水平井时为2.35 MPa/100 m；预测地层破裂压力在最小水平主应力方向即30°最低：在井斜角0°时为2.80 MPa/100 m，井斜角30°时为2.20 MPa/100 m，井斜角60°时为1.60 MPa/ 100 m，水平井时1.57 MPa/100 m。因此，在JP16、JP21砂体射孔时选取30°方位角，可以有效降低后期加砂压裂改造的施工压力约0.60~0.90 MPa/100 m（图5）。

图5 J砂体（左）、J砂体（右）破裂压力随井斜及方位变化饼状图

5 结论

（1）通过对CZ1井三压力剖面的建立，推荐该勘探新区采用三开制井身结构：蓬四、蓬三段及以上地层划分为一套泥浆窗口系统，推荐窗口低限1.38~ 1.51 g/cm3，高限2.44 g/cm3；蓬二段、蓬一段、遂宁组地层可以划分为一套泥浆窗口系统，推荐窗口低限1.73 g/cm3，高限2.42 g/cm3；上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组、白田坝组地层可以划分为一套泥浆窗口系统，推荐窗口低限2.00 g/cm3，高限2.42 g/cm3。

（2）根据CZ1井三压力剖面预测，蓬四段、蓬三段地层孔隙压力分别为1.23和1.32MPa/100 m，与实钻钻井液密度对比后发现，揭开JP16、JP21砂体时钻井液密度为1.30 g/cm3。说明在平衡地层压力，保证井壁稳定性，实现安全钻井的前提下，准确预测地层孔隙压力，并设计合理的钻井液密度对于CZ1井及时发现和保护JP16、JP21气层，获得重大油气勘探突破起到了至关重要的作用。

（3）CZ1井上沙溪庙组在3061~3071 m以1.73 g/cm3密度揭开了JS22砂体（实际地压梯度1.53 MPa/ 100 m），测试获得1.5379×104m/d气产量。但之后由于在3104.44 m发生气侵液面上涨1 m3之后，现场将钻井液密度由1.86 g/cm3提高至2.08 g/cm3，导致在完钻之前480 m进尺的上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组、白田坝组地层一直采用2.10 g/cm3左右的超高密度（实际地压梯度1.63~1.69 MPa/100 m）“压死”钻井，此后钻井再无任何油气显示。而根据区域邻井的钻井显示，JQ1、XF1、PX2、PX3井在上沙溪庙组JS23、 JS24砂体、下沙溪庙组JS31砂体、千佛崖组+白田坝组均不同程度获得0.5763~1.5000×104m/d气产量。低密度钻井液揭开油气层获得两个重大油气发现，与高密度钻井液钻井无任何油气显示的对比反差，对于今后在该地区乃至新区块的勘探、评价、开发工作中，如何在“发现”与“安全”两者之间的合理平衡与科学决策具有很强的启示作用。

1刘向君，罗平亚.岩石力学与石油工程[M].北京：石油工业出版社，2004.

2陈勉，邓金根，吴志坚.岩石力学在石油工程中的应用[M].北京：石油工业出版社，2006.

3周文，高雅琴，单钰铭，等.川西新场气田沙二段致密砂岩储层岩石力学性质[J].天然气工业，2008，28（2）：34-37.

4阎铁，李士斌.深部井眼岩石力学理论与实践[M].北京：石油工业出版社.2002

5李天太.井壁失稳判断准则及应用分析[J].西安石油学院学报（自然科学版），2002，17（5）：25-28.

（修改回稿日期2014-11-18编辑文敏）

国家科技重大专项（编号：2011ZX05022-004-002）“低渗油气田储层保护技术研究”资助。

吴浩，男，1983年出生，四川崇州人，工程师；2005年毕业于成都理工大学能源学院石油地质系资源勘查工程专业，现主要从事油气田水文地质、工程地质研究。地址：(618000)四川省德阳市龙泉山北路298号中国石化西南油气分公司工程技术研究院。电话：（0838）2552732。E-mail:191062433@qq.com