复合盐膏层井眼缩径机理与对策分析

2018-12-04林海邓金根许杰谢涛刘海龙

断块油气田 2018年6期

林海,邓金根,许杰,谢涛,刘海龙

(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249;2.中海石油(中国)有限公司天津分公司海洋石油高效开发国家重点实验室,天津 300459)

0 引言

盐膏层井段在钻完井过程中常发生缩径、卡钻、套管变形等井下事故,影响盐下安全钻井效率.米桑油田群位于伊拉克东南部米桑省,毗邻伊朗边界,包括3个在生产油田:Abu Ghirab,Buzurgan和Fauqi油田.Buzurgan油田为NW-SE走向的长轴背斜,下第三系的Jeribe组地层是主力储层之一,位于Lower Fars组复合膏盐层以下.在钻进Lower Fars地层过程中,井下复杂问题多,根据岩性录井、测井数据分析,该地层主要为复合盐膏层.复合盐膏层以盐膏岩和软泥岩交替沉积为主,由于盐膏岩和软泥岩具有塑性流动和蠕变的性质,容易导致复合盐膏层的井眼缩径[1].

根据唐继平等[2-3]的研究,复合盐膏层井眼缩径的原因可能包括盐膏层蠕变、软泥岩水化分散产生的厚滤饼、软泥岩水化膨胀、钻井液大量失水产生的厚滤饼和高构造应力等.根据李允子等[4]对中原油田复合盐膏层的研究,井眼缩径主要是由于盐岩蠕变,而泥岩地层主要发生井壁坍塌,因此需要提高钻井液密度抗衡盐岩蠕变和泥页岩坍塌.余福春[5]研究认为,复合盐膏层井眼缩径除了盐岩蠕变外,还包括软泥岩蠕变和石膏吸水膨胀,并且软泥岩蠕变只能通过划眼消除.为了控制复合盐膏层蠕变缩径,樊艳芳等[6-7]建议采用高密度、低固相的强抑制性钻井液.曾德智等[8-9]利用有限元方法对盐岩和砂泥岩互层的复合盐膏层井眼蠕变缩径进行了数值模拟,但是没有考虑砂泥岩的蠕变问题.唐立强等[10]对砂泥岩互层的泥岩蠕变问题进行了数值模拟.窦金涛等[11]建立了常见蠕变模型的积分型本构方程,并以此较好地预测井下盐膏层的蠕变规律.邓金根等[12-13]对均匀地应力条件下的控制盐岩蠕变的钻井液密度进行了大量研究.

在非均匀地应力和考虑盐岩与软泥岩互层蠕变相互影响的条件下,对于控制井眼缩径的合理钻井液密度的确定方法的研究还比较少.因此,在分析Lower Fars 3种地层的蠕变特性的基础上,揭示复合盐膏层井眼缩径机理,并提出钻井液改进对策,对解决复合盐膏层井眼缩径问题具有重要的理论意义和参考价值.

1 复合盐膏层力学特性

对Buzurgan油田Lower Fars组地层的泥岩、硬石膏和盐岩分别进行强度实验、蠕变实验、矿物组分分析实验和水化实验,从而得到复合盐膏层的力学参数.实验岩心取自井深2 581～2 586 m和2 853 m的全尺寸岩心,加工成直径25 mm的圆柱形试样.由于泥岩岩心在露天环境中放置时间较长,内部流体已经散失.而测井数据显示,由于欠压实导致地层水无法正常排出,真实地层条件下该地层泥岩含水率在5%～10%,因此,将天然泥岩泡水后进行蠕变实验.实验设备采用MTS-816岩石强度测试仪,实验温度恒定为100℃,由于岩心数量有限,采用多级加载方式进行蠕变实验,每轮蠕变时间在35～40 h.

1.1 强度与变形特性

表1是天然泥岩(未泡水)、水化泥岩(泡水后)、硬石膏和盐岩的抗压强度实验结果.单轴条件下,泥岩和盐岩都属于低强度岩石,而硬石膏属于中高强度岩石.同时,泥岩和硬石膏都具有很强的脆性,单轴强度破坏时轴向应变仅分别为0.6%和0.4%,硬石膏残余应力迅速消失,但是盐岩塑性较为明显,单轴强度破坏时轴向应变达到2.5%.在围压条件下,泥岩、盐岩和硬石膏的塑性都明显增强,泥岩30 MPa围压下破坏时轴向应变大于5.0%,而盐岩30 MPa围压下没有明显破坏点,仅发生塑性变形.围压为60 MPa时,硬石膏仅发生了塑性应变,没有明显的破坏.

表1 复合盐膏层抗压强度实验结果

1.2 蠕变特性

表2是天然泥岩、水化泥岩、硬石膏和盐岩的蠕变实验结果.硬石膏蠕变性质很弱,在轴向应力为抗压强度的83%时,稳态缩径速率仅为2.702X10-6h-1.盐岩单轴条件下稳态缩径速率不高,在12 MPa偏应力时仅为5.310X10-6h-1,随着偏应力增大,稳态缩径速率增大,但是缩径速率不高.该盐岩密度在2.15～2.24 g/cm3,而纯盐岩的密度一般低于2.10 g/cm3,说明盐岩中很可能混入了硬石膏,导致盐层蠕变性质变差.

虽然失水后天然泥岩的稳态缩径速率略低于盐岩,但是在单轴条件下,水化泥岩稳态缩径速率随着含水率增大而增大.当含水率达到3.34%时,泥岩稳态蠕变缩径速率已经超过盐岩;当含水率达到5.53%时,10 MPa偏应力条件下,泥岩稳态蠕变缩径速率可达到17.97X10-6h-1.这是因为泥岩内的黏土矿物吸水后,改变了黏土矿物的内部结构,使其内联的黏聚力和强度迅速降低,表现出较强的流变特性.

表2 复合盐膏层蠕变实验结果

1.3 水化特性

对硬石膏分别进行浸泡钻井液和未浸泡钻井液的抗压强度实验,图1为硬石膏浸泡前后强度对比.在单轴条件下,浸泡钻井液后的硬石膏强度降低幅度小,为15%～21%;在高围压条件下,硬石膏强度基本没有降低,降幅仅为5%,说明硬石膏水化性质弱.

抗压强度实验结果显示,泡水后的泥岩强度随着含水率的增大而降低.同时,天然泥岩矿物质量分数分析结果显示,黏土矿物仅为14.2%～15.6%,伊蒙混层为65.0%～71.0%,混层中蒙脱石为34.0%～35.0%,不含纯蒙脱石.虽然黏土质量分数不高,但是伊蒙混层中蒙脱石质量分数较高,说明泥岩具有一定的水化性质.

图1 硬石膏浸泡前后强度对比

2 井眼缩径数值模拟

2.1 几何模型

实验结果表明,Buzurgan油田复合盐膏层中含水泥岩蠕变特性最强,其次是盐岩,硬石膏基本不发生蠕变,并且硬石膏水化能力弱,基本不对井眼缩径产生影响.因此,本文仅研究盐岩-软泥岩-盐岩复合盐膏层的井眼缩径问题.建立了三维数值模型,根据Buzurgan油田复合盐膏层的沉积特点,盐层厚度和软泥岩层厚度均为4 m,模型总厚度为12 m,井深为2 580 m,井眼尺寸为320 mm.在实际计算过程中,当为直井井眼时,由于井眼受力的对称性,采用1/4模型进行研究.图2为盐层-软泥岩-盐层复合盐膏层的三维几何模型.

图2 盐层-软泥岩-盐层几何模型

2.2 初始条件和边界条件

2.2.1 初始条件

地层在实际情况下受上覆岩层压力、最大和最小水平主应力三向初始地应力的作用,泥岩层中存在孔隙压力.根据Buzurgan油田的地温梯度和构造特点,地层温度为100℃,上覆岩层压力为62.46 MPa,水平最大地应力为62.20 MPa,水平最小地应力为60.65 MPa,泥岩层中初始地层孔隙压力为26.00 MPa.

2.2.2 边界条件

在模型水平外边界处分别施加最小和最大水平地应力,即

式中:σx为模型x方向上外边界处的应力,MPa;σy为模型y方向上外边界处的应力,MPa.

对于模型上下边界的水平面,约束法向位移,即认为井眼受力满足平面应变假设.

对于软泥岩和盐膏层的交界面,认为软泥岩和盐膏岩蠕变后在界面处不发生滑脱,即界面处位移连续.

2.3 蠕变本构方程

根据实验结果,可以利用Heard模型表征该地层盐岩稳态蠕变本构方程[14-16]:

盐岩弹性模量为6.64 GPa,泊松比为0.335,根据蠕变实验数据,利用式(3)进行最小二乘法回归,确定出该盐岩蠕变参数:A=0.559 5,B=0.022 68,Q=10 550 J/mol.

不考虑静水压力产生的蠕变,并假设蠕变不产生扩容,泥岩稳态蠕变本构方程用幂指数形式表示为

其中

根据水化泥岩的含水率值和蠕变试验曲线,利用式(3)中的蠕变本构关系,通过回归可以得到软泥岩的蠕变参数:A=1.25X10-12,N=1.60,η=6.40X1018.

3 数值模拟结果分析

为了研究钻井液密度对复合盐膏层井眼缩径的影响,给钻井设计提供有力参考,分别取钻井液密度为2.20,2.25,2.30,2.35 g/cm3,对复合盐膏层的蠕变进行数值模拟计算,模拟时间为36 h.

3.1 复合盐膏层的井径变化

令钻井液密度为2.25 g/cm3,计算钻开井眼36 h后2 474～2 586 m井深范围内复合盐膏层的近井变化,图3为钻开井眼36 h后的位移云图.

图3 钻开井眼36 h后的位移云图

为了更清楚地表示井径在垂向上的变化,绘制井径随井深的变化情况(见图4).

图4 复合盐膏层井径随井深的变化

由图4可见,井眼蠕变前的井径为320.0 mm,当钻井液密度为2.25 g/cm3时,钻开井眼36 h后,无论是泥岩层还是盐层井径都变小,但是井径缩小的程度不同,盐层井径变为314.0 mm,井眼缩径率为1.88%,软泥岩层井径变为257.8 mm,井眼缩径率为19.40%,软泥岩层的井眼缩径率为盐层的10倍以上.可见,对于Buzurgan油田Lower Fars组的复合盐膏层,软泥岩的缩径速率要大于盐层的缩径速率,钻井时应主要关注软泥岩的井眼缩径问题,只要控制了软泥岩层的缩径问题,那么盐层的蠕变也就得到了相应的控制.

3.2 缩径速率与井斜角和方位角的关系

由于2个水平地应力不同,因此,井眼钻开后的应力状态也不相同,这将影响井眼缩径速率的大小.设定圆周角0°与最大地应力方位一致,为了研究软泥岩层不同井眼方位角处缩径速率的变化,令钻井液密度为2.25 g/cm3,图5为不同井眼方位角的井眼缩径速率.

图5 不同井眼方位下的井眼缩径速率

由图5可见,不同井斜条件下,井眼周围不同位置处的井眼缩径速率并不相同.当井周角为0°时,对应的是最大地应力方位,此时的井眼缩径速率最低;当井周角为90°时,对应的是最小地应力方位,此时的井眼缩径速率最高.井斜角为30°时,最大地应力方位的井眼缩径速率为0.003 4 h-1,最小地应力方位时的井眼缩径速率为0.005 4 h-1,缩径后形成的井眼不再是圆形井眼,而类似于椭圆形井眼.随着井斜角增加,井眼缩径速率相对降低,在盐膏岩井段造斜时应优化井眼轨迹设计,避免在井斜角较小时进行扭方位,降低井眼缩径卡钻的风险.

3.3 不同钻井液密度下井眼缩径速率随时间的变化

设计钻井液密度分别为2.25,2.30,2.35 g/cm3,取各层中部深度点处的数据,计算井眼平均缩径速率(最大和最小地应力方位缩径速率平均值)随时间的变化.图6、图7分别为软泥岩层和盐膏层的井眼缩径速率随时间的变化.

图6 软泥岩层井眼缩径速率随时间的变化

图7 盐膏层井眼缩径速率随时间的变化

由图6、图7可见,钻井液密度越低,井眼缩径速率越大,且软泥岩的缩径速率大于盐膏层的.钻井液密度分别为2.25,2.30,2.35 g/cm3时,软泥岩层稳定后井眼缩径速率分别为0.004 3,0.002 3,0.000 3 h-1;盐膏层稳定后的井眼缩径速率分别为0.000 5,0.000 2,0.000 1 h-1.当钻井液密度较低时,钻开短时间内盐岩层井眼缩径速率很高,随着井眼钻开时间不断增大,井眼缩径率不断减小并趋于平稳,说明井眼处于稳定缩径阶段.可见钻井液密度对井眼蠕变的影响很大.

3.4 复合盐膏层井眼缩径安全钻井密度图版

通过蠕变实验和数值分析,绘制控制盐膏层井眼缩径的安全钻井液密度图版.钻井现场,通常以井眼缩径速率为a=0.001 0 h-1作为井眼缩径速率上限[17](见图 8、图 9).

对于盐膏层来说,钻井液密度超过2.15 g/cm3,井眼的缩径速率均小于0.001 0 h-1,因此2.25,2.30,2.35 g/cm33个钻井液密度均满足要求.但对于软泥岩层,只有钻井液密度为2.32 g/cm3时才满足钻井要求.因此,综合分析可见,为了保证Buzurgan油田的复合盐膏层井眼顺利钻穿,钻井液密度应不低于2.35 g/cm3.

图8 盐膏层蠕变安全钻井液密度图版

图9 软泥岩蠕变安全钻井液密度图版

根据数值模拟结果可以发现,在同等钻井液密度条件下,盐岩夹层中软泥岩井眼缩径速率高于盐岩地层,所以软泥岩蠕变是造成Buzurgan油田复合盐膏层井眼缩径的主要原因.因此,复合盐膏层安全钻井的首要条件是根据复合盐膏层蠕变规律,确定合理的钻井液密度,有效控制盐岩和软泥岩的蠕变缩径,这与前人的认识是基本一致的.

4 井眼缩径技术对策

4.1 优化钻井液性能

考虑到复合盐膏层的物理和力学特性,需要优化钻井液性质才能保持井壁稳定[18-20].力学实验表明,软泥岩的缩径速率随着含水率的增大而增大,而Buzurgan油田复合盐膏层存在高矿化度的高压盐水,前期钻井使用的饱和盐水氯化钾聚合物钻井液矿化度低于地层水,导致钻井液中的自由水向地层渗流,加重了软泥岩地层的蠕变.因此,提高钻井液的矿化度、降滤失性和封堵性,抑制钻井液滤液和自由水向地层渗流,避免软泥岩蠕变缩径和厚泥饼造成的井眼缩径,是复合盐膏层井眼安全钻井的重要保证之一.

另一方面,为了防止Buzurgan油田复合盐膏层的盐岩溶解和泥岩水化导致井壁坍塌,应该保持钻井液的水化抑制性和较高的氯根含量饱和度.

4.2 采用适当的钻井工艺

复合盐膏层要顺利钻井也必须配套合适的钻井工艺[5],当发现钻时明显加快时,应密切注意转盘扭矩、泵压的变化和返出岩屑的变化,连续钻入快钻时地层,不允许超过0.5 m,就应把钻头提离井底2 m以上划眼,证实无阻卡、无憋泵后,才可以恢复钻进.发现任何缩径的井段都要进行短程起钻至复合盐膏层顶部,以验证钻头能否通过.钻穿复合盐膏层,应短起至套管内,静止一段时间,再通井观察其蠕变情况,检查钻井液密度是否合适.