流-固-化-热耦合的陆相页岩井壁稳定力学模型及应用

2019-07-26王炳红

特种油气藏 2019年3期

张宇，赵林，王炳红，张娜，程万

(1.中国石化河南油田分公司，河南南阳 473000；2.中国地质大学(武汉)，湖北武汉 430074)

0 引言

井壁失稳是石油钻井中普遍存在的难题，其通常发生在遇水膨胀的泥页岩井段[1-2]。为了防止井壁发生坍塌失稳，钻井液密度不得小于坍塌压力。金衍[3]论述了单个弱面对井壁稳定性的影响，刘志远[4]建立了含有多组弱面的地层井壁垮塌量计算模型，Ding[5]建立了含有多组弱面的坍塌压力计算模型。由于页岩通常具有强烈的各向异性特征，Lee[6]建立了各向异性井壁坍塌区域计算模型，Cheng[7]模拟了井壁垮塌动态扩展过程；卢运虎[8]建立了各向异性地层中斜井井壁力学模型，认为水平地应力各向异性对坍塌压力[9]和坍塌周期[10]均会产生较大的影响。温航[11]考虑了弱面水化作用对页岩井壁稳定性的影响，但忽略了孔隙弹性效应。Liu[12]考虑了多孔介质孔隙弹性效应对斜井井壁坍塌压力的影响。Ekbote[13-14]建立了多场耦合的井壁应力场模型，但并未直接应用于评价井壁稳定性。Gao[15-16]将Ekbote[8]模型应用于评价页岩地层井壁稳定性，但未考虑页岩水化作用。陆相页岩通常具有黏土易水化膨胀、层理发育且胶结性差等特点，孔隙压力和热应力均能改变有效应力[17]，从而引发井壁失稳。此次研究建立了流-固-化-热耦合的井壁应力场模型，结合陆相页岩随钻井液浸泡时间的动态水化过程，形成了井壁坍塌压力预测模型，并应用于指导泌阳凹陷陆相页岩油藏钻井设计。

1 井壁稳定力学模型

陆相页岩在水基钻井液作用下会发生水化膨胀，并导致页岩黏聚力随着浸泡时间逐渐降低[10，18]。钻井液侵入页岩地层后，改变了井壁附近的孔隙压力和孔隙流体的化学势[13-14]。另外，钻井液与地层的温度差会形成热应力。因此，陆相页岩井壁受到流-固-化-热多场耦合作用[18]，其力学模型为：

(1)

图1为井筒受力示意图，分析了原主地应力作用在井筒直角坐标系中的应力分量。在距离井壁无穷远处的边界条件为：

(2)

图1 原主地应力作用在井筒直角坐标系中的应力分量(图中θ为极角，°)

井筒在井壁处的边界条件为：

(3)

陆相页岩层理发育，且层理面的黏聚力常小于页岩基质的黏聚力，层理对井壁破坏形式具有显著的影响。根据摩尔库仑准则，建立页岩层理破坏指数公式[1]：

(4)

当fw>1时，层理面发生剪切破坏；当fw=1时，可确定页岩层理发生剪切破坏的临界钻井液密度。同理，建立页岩基质破坏指数公式：

(5)

式中：fm为页岩基质破坏指数；p(x，y，t)、σ1(x,y,t)、σ3(x,y,t)分别代表浸泡时间t时刻位于坐标(x，y)处的孔隙压力、最大主应力和最小主应力，MPa；Cm(t)为页岩基质在钻井液浸泡t时刻的黏聚力，MPa；φm(t)为页岩基质在钻井液浸泡t时刻的内摩擦角，rad。

为防止井壁坍塌，钻井液密度不得小于坍塌压力，故取页岩基质和层理二者发生破坏的钻井液密度较大值为坍塌压力。当采用水基钻井液钻井时，水基钻井液中的活性水使得页岩中的黏土矿物发生水化。此次研究采用油田现场所用的水基钻井液浸泡井下页岩岩心，获得黏聚力随浸泡时间的变化关系如下：

(6)

2 实例分析

2.1 基础参数

基于泌阳凹陷陆相页岩A水平井井下岩心开展实验研究。结合该区块地质资料、测井资料和实钻资料，获取泌阳凹陷陆相页岩A水平井的参数(表1)。

2.2 井壁坍塌分析

在垂深2 100 m处，在水基钻井液中裸露10 d的井壁发生剪切破坏的临界钻井液密度如图2所示。图2中周向为井眼的方位角(0～360 °)，径向为井眼的井斜角(0～90 °)，由中心向外分别为0、30、60、90 °，图3亦同)。由图2可知：随着井斜角增大，页岩井壁发生剪切破坏的临界钻井液密度增大，这表明在井眼造斜过程中，若不及时调整钻井液密度，井壁失稳的风险会逐渐加大。由图2a可知：页岩基质发生剪切破坏的临界钻井液密度为0.84～1.17 g/cm3；当井斜角较小时(小于45 °，图中蓝色区域)，临界钻井液密度较小，为0.84～0.92 g/cm3；当井斜角较大时(大于60 °，图中红色区域)，临界钻井液的密度较大，为1.02～1.17 g/cm3。图2a表明：随着井斜角增大，井壁岩石基质发生剪切破坏的风险越大。地质资料显示，泌阳凹陷最小水平主地应力为南北方向，水平井若沿最小水平主地应力方向布置，则岩石基质发生剪切破坏的风险最小，即井壁最为安全。由图2b可知：页岩层理发生剪切破坏的临界钻井液密度为0.54～1.46 g/cm3，随着井斜角增大，井壁岩石层理发生剪切破坏的风险越大。对比发现：图2a中蓝色区域的临界钻井液密度值高于图2b中的蓝色区域，表明井斜角较小时页岩基质会先于页岩层理发生剪切破坏；图2a中红色区域的临界钻井液密度值低于图2b中的红色区域，表明井斜角较大时页岩层理会先于页岩基质发生剪切破坏。

表1 泌阳凹陷陆相页岩A井参数

图2 垂深为2100 m处发生剪切破坏的临界钻井液密度

取图2中2个子图中的临界钻井液密度较大值作为井壁的坍塌压力，其结果如图3a所示。A井直井段使用的水基钻井液密度为1.0～1.1 g/cm3，直井段未出现井壁失稳现象；图3a中直井段坍塌压力(钻井液当量密度，下同)小于0.90 g/cm3，小于现场所用的钻井液密度，故预测直井段不会发生井壁失稳现象，与现场实钻情况吻合。A井在造斜段使用的钻井液的密度为1.20～1.38 g/cm3，当井斜角超过60 °后，井壁出现了严重失稳；图3a中井斜角60～85°范围内坍塌压力为1.32～1.45 g/cm3，表明现场在造斜井段采用的钻井液密度偏小，导致页岩沿着层理面发生了剪切破坏，致使井壁发生坍塌失稳。A井在水平段使用的钻井液的密度为1.56 g/cm3，未出现井壁失稳现象；图3a中的水平段坍塌压力最大值仅为1.46 g/cm3，小于现场采用的钻井液密度。此次研究预测水平段不会发生井壁失稳现象，与实钻情况吻合。

图3 水基钻井液井壁坍塌压力分布(井壁浸泡10d)

2.3 钻井液密度优选

泌阳凹陷页岩油储层水平井造斜段设计在10 d内钻完，当采用水基钻井液钻井10 d时，不同埋深处裸眼井壁的坍塌压力如图3所示。通过对比图3中4张图可知：在垂深为2 055～2 446 m的造斜段中，井壁坍塌压力分布情况主要受井斜角的影响，而受垂深的影响较小。基于图3，针对泌阳凹陷页岩油区块造斜段最容易发生井壁坍塌的井段，推荐下述钻井液密度方案：在直井段和井斜角为0～45 °的造斜段内，均可采用1.10 g/cm3的水基钻井液，既能保证井壁不坍塌，又能平衡地层压力；在井斜角为45～70 °的造斜段内，水基钻井液密度维持在1.35 g/cm3以上，井壁不会发生坍塌；在井斜角为70～90 °的造斜段内，水基钻井液密度维持在1.50 g/cm3以上，井壁不会发生坍塌；由于储层孔隙压力仅为1.057 g/cm3，过平衡会导致储层伤害，因此，在井斜角为70～90 °的井段内宜采用油基钻井液。