有限元法研究南海M油田钻井过程井壁稳定性

刘雪芬，闫玲玲

（1.陇东学院能源工程学院，甘肃庆阳 745000；2.巴音郭楞职业技术学院，新疆库尔勒 841000）

钻井过程中的井壁失稳是一个普遍性难题，特别是在新地区的勘探井、深井和超深井中，常常由于无法掌握井下地层的组成与特性，钻井、钻井液技术与地层不匹配，造成井眼严重失稳，从而导致卡钻、划眼，泥包钻头等各种复杂事故，甚至使油井报废。

国内外大量学者研究了井壁失稳发生的条件及井壁失稳机理，如地层各向异性、井身类型[1]、井眼轨道和层理面的夹角[2]、岩石类型及其力学参数[3，4]。不少学者指出应深入研究泥页岩力学与化学耦合对井壁失稳的影响[5]，岩石层理产状和水化损伤对井壁稳定性都有显著的影响，都会导致坍塌压力升高，加剧井壁的不稳定性[6]。学者将ANSYS有限元软件应用到井壁稳定分析，指出对某钻孔使用清水钻进就可以满足井壁稳定的需要[7]，并得出了实际应用中的钻井液密度值[8]，且地层各向异性程度越高，井周应力值越大，由此也会影响井壁稳定性[9]。

论文以南海M油田明化镇组地层为研究对象，从岩石力学的观点研究钻井过程中的井壁稳定，采用DP破坏准则，利用已测室内试验得到的岩石力学参数，在ANSYS有限元数值模拟软件基础上建立井壁模型，分析井周应力-变形规律，揭示钻井过程井壁位移和应力分布，为防止井壁失稳提供依据和指导。

1 研究区概况

南海M油田为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏，海区表层水温29.0℃～17.0℃，近底层（1 500 m深度）水温3.5℃～2.0℃，所钻遇的地层自上而下分别钻遇明化镇组（明上段、明下段）、馆陶组。明化镇组埋深600 m～1 030 m，主要为软泥岩和疏松砂岩；馆陶组埋深1 030 m～1 300 m，主要为细到粗砂岩颗粒，有泥质夹层。岩石力学试验表明，明化镇组弹性模量较低，泊松比相对较高，且明化镇组和馆陶组的黏聚力都很低（0.5 MPa～2 MPa），内摩擦角也较低（31°）。明化镇组单轴强度＜7 MPa，馆陶组单轴强度＜9.5 MPa，整体强度较低，在钻井和开发中可能出现井壁冲蚀、坍塌、缩径、出砂等问题。对明化镇组岩心开展了现用泥浆体系浸泡对地层强度的影响研究，测试其强度参数（见表1）。

2 ANSYS井壁稳定性模拟

2.1 物理模型建立

假设：（1）岩石为理想弹塑性材料；（2）不考虑钻井液与岩石的物理化学变化；（3）不考虑温度对岩石力学性质的影响；（4）不考虑岩石的裂缝影响；（5）不考虑井眼轨迹的影响；（6）不考虑岩石中黏土矿物的影响。井壁简化模型（见图1）。

图1 物理模型

2.2 有限元模型建立过程

论文采用DP模型描述钻孔围岩材料。DP材料使用Drucker-Prager屈服准则。数据采自M-2井数据：地层岩石弹性模量：21.6 GPa，泊松比：0.17，内聚力：1.84 MPa，内摩擦角：67.4°，钻井液密度 1.4 g/cm3，井眼直径300 mm，膨胀角在岩石屈服过程中对钻孔围岩的变化没有很大的影响，在计算时假膨胀角等于零[10]。取井眼周围约10倍井眼直径范围进行分析（即300 cm）[11]。明上段、明下段、馆陶组的深度所对应的地应力值（见表2）。

表1 M油田明化镇组泥浆浸泡强度试验测试

表2 不同层位地应力分布

根据井眼的对称性，采用井眼的四分之一平面模型。根据岩石力学的观点，距离岩体硐室半径6.5倍以外的地方几乎不会发生应力重新分布的现象，故模型井眼半径取R，结构边长取10R，所取结构尺寸基本可消去边界效应对结果的影响。

3 有限元计算结果与分析

为了得到较好的结果又节约计算机的内存，在对井壁模型进行单元划分的时候，井壁周围的单元划分的细，在靠近边界及边界上的范围单元划分的粗。在模型的X负方向施加最大水平主应力，在Y负方向施加最小水平主应力，在X、Y方向施加约束，在井壁处施加液柱压力。

3.1 位移分析

3.1.1 不同井深下的位移分析 研究表明，钻井至800 m时，井眼位移11.342 mm；钻至1 100 m时，井眼位移11.876 mm；钻至1 400 m时，井眼位移16.718 mm。从800 m～1 400 m井眼发生位移逐渐增大。通过有限元技术分析计算，同一裸眼井段钻井液密度不变时，井眼发生位移随井深增大而增大。由于从800 m～1 400 m主要是明化镇组和馆陶组。所以，M油田在钻进过程中，在明化镇组和馆陶组地层容易发生起下钻遇阻、遇卡，造成井壁失稳。

3.1.2 不同水化作用时间下的位移分析 浸泡0 h时，井眼发生位移13.143 mm；浸泡12 h时，井眼发生位移16.414 mm；浸泡40 h时，井眼发生位移27.297 mm。随着浸泡时间的增加，井眼发生的位移随之增加，从而导致井壁失稳现象发生。井眼被钻开后，钻井液与泥岩地层接触，黏土颗粒吸水膨胀，这会破坏泥岩地层原有颗粒的胶结状态，导致岩石强度降低，弹性模量降低，泊松比升高，内摩擦角减小和内聚力减少。

3.2 应力分析

钻井至800 m时，井周应力10.542 MPa～17.714 MPa；钻至1 100 m时，井周应力13.544 MPa～25.887 MPa；钻至1 400 m时，井周应力在17.585 MPa～31.013 MPa。不同井深的应力分布，都存在最小水平主应力方向井壁所受应力最大、最大水平主应力方向所受的应力最小，且距井眼一定距离后，地层所受的有效应力基本不变。所以，井壁更易在最小主应力方向发生破坏。

可见，当泥页岩地层与钻井液接触时，自由水进入泥页岩地层，将改变地层原有的力学性质，引起泥页岩地层的水化膨胀，改变井眼周围地层应力分布；同时也会引起地层岩石强度降低，两种作用的共同结果将导致泥页岩地层井壁的坍塌。

4 结论和建议

（1）随着井深的增大，井径和有效应力变化都相对增大，相比之下，馆陶组的井径位移大于明化镇组，因此该油田的馆陶组比明化镇组更容易发生井壁失稳现象，钻井过程中应采取有效措施防止井壁失稳的发生。随着钻井液浸泡时间的增加，井眼位移明显增大，导致井眼变形，发生失稳现象。

（2）井周在最小水平主应力方向存在应力集中现象，最易发生失效破坏引发井壁稳定问题。此外，随着井深的增加，井径在最大水平主应力方向的变化比在最小水平主应力方向的变化大，最终致使井眼呈椭圆状，导致起下钻遇阻、遇卡。

（3）钻井过程中的井壁失稳是岩石力学与化学耦合的结果，当泥页岩地层与钻井液接触时，自由水进入泥页岩地层不仅会使泥页岩地层发生水化作用，也将改变地层原有的力学性质，引起地层岩石强度降低，两种作用的耦合将导致泥页岩地层井壁的坍塌。

（4）本文仅从岩石力学机理的角度分析了井壁的稳定性，建议研究化学及与化学耦合作用影响下的井壁稳定。此外，地下岩石一般都处于各向异性，岩石弱面对岩石破坏也有影响，因此建议研究时考虑各向异性的影响。

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［3］李军，陈勉，金衍，等.大位移井井壁稳定三维弹塑性有限元分析［J］.岩石力学与工程学报，2004，（14）：2385-2389.

［4］刘晓强，张习斌，许鹏，等.基于ABAQUS的径向井井壁稳定性分析［J］.断块油气田，2016，（4）：523-527.

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［6］刘向君，曾韦，梁利喜，等.页岩层理对井壁稳定性影响分析［J］.中国安全生产科学技术，2016，（11）：88-92.

［7］梁涛.地应力与井壁稳定性关系研究［D］.北京：中国地质大学（北京），2012.

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［9］黄芳.复杂地层中大位移井井壁稳定性数值分析［D］.天津：河北工业大学，2013.

［10］曾攀，雷丽萍，方刚.基于ANSYS平台有限元分析手册—结构的建模与分析［M］.北京：机械工业出版社，2010.

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