北特鲁瓦地区裂缝性碳酸盐岩地层井壁稳定性研究

2021-05-14张艳娜韩正波孔璐琳刘厚彬

特种油气藏 2021年1期

张艳娜，韩正波，孔璐琳，陈强，刘厚彬

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083;2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500;3.西南石油大学，四川成都 610500;4.中国石油西部钻探国际工程公司，新疆乌鲁木齐 830000)

0 引言

常见的影响碳酸盐岩地层井壁稳定的因素主要以物理作用为主，化学作用为辅［1－6］，裂缝发育及裂缝力学弱面效应是碳酸盐岩地层井壁失稳的主要原因［7－10］。针对裂缝性(层理)地层井壁失稳问题，刘向君等［11－15］采用简化的岩石弱面地质模型和力学模型，计算分析了岩石弱面倾角和方位角对直井、斜井井壁稳定性的影响。陈勉和孟英峰等人［16－18］借助应力张量坐标转换方法，计算空间任意方位上的弱面应力分量，认为剪切破裂面与最大主应力之间的夹角和弱面倾向共同控制发育裂缝的弱面的力学强度。邓荣贵［19－20］等人基于弹性力学与结构面强度理论，假设地层中存在1组或2组弱面结构，建立了井壁坍塌失稳预测模型，分析了单弱面和双弱面条件下坍塌压力随弱面倾角与走向的变化规律。以上研究对象多为发育有层理缝的页岩地层，而对裂缝性碳酸盐岩地层井壁失稳问题的研究较少。

北特鲁瓦地区石炭系中统巴什基尔阶(KTII)地层井壁垮塌层段为碳酸盐岩地层，岩体裂缝极为发育，井壁垮塌问题严重。为提高该地区的钻井效率，对比研究了碳酸盐岩地层裂缝类型、缝间充填物与产状、裂缝发育对碳酸盐岩孔渗性能、力学强度的影响规律，揭示裂缝性碳酸盐岩地层井壁失稳机理与主控因素，建立耦合地应力场、压力穿透效应、裂缝力学弱面效应等因素的裂缝性碳酸盐岩地层井壁稳定性理论模型，开展井壁稳定性预测，为北特鲁瓦地区裂缝性碳酸盐岩地层的安全钻井提供保障。

1 地质概况与地层岩石特征

北特鲁瓦地区KT－II碳酸盐岩地层(以下简称KT－II地层)主要发育灰岩，因此，以灰岩岩心(以下简称岩心)作为研究对象。

1.1 北特鲁瓦油田地质概况

北特鲁瓦油田整体为北东—南西走向的断背斜构造，从构造形态上看，继承性很好。KT－II地层发育15条断层，在北东向主条带上呈北西向切割，构造被断层切割为14个断块，构造圈闭长度为42.4 km，宽度为19.5 km，圈闭面积为382.3 km2。北特鲁瓦油田地层自上而下主要发育有新生界，中生界白垩系、侏罗系、三叠系，古生界二叠系上统及二叠系下统孔谷阶、萨克马尔阶—阿舍利阶，石炭系上统格热尔阶、卡西莫夫阶，石炭系中统莫斯科阶、中统巴什基尔阶。

1.2 微细观结构特征

研究区KT－II地层细观(微米级以上)裂缝发育，是诱发井壁垮塌的主要因素，典型井岩心如图1所示。KT－II地层成岩缝和构造缝发育，成岩过程中原生孔隙发育后经历溶蚀改造，在横向上表现为层状展布，呈“千层饼状”(图1a);构造缝主要以高角度剪切缝为主(图1b)，KT－II地层多发育低角度裂缝，分别为无充填裂缝和灰绿色黏土充填裂缝(图 1c、d)。

利用铸体薄片及SEM测试观察灰岩微裂缝发育情况，如图2所示。KT－II地层灰岩基岩孔隙发育程度较低，孔隙较小，以微米级和纳米级为主(图2a、2b)，局部孔隙较为发育(图2c)，但对整体基岩的孔隙度及渗透率影响较小。后期的构造活动剧烈，导致形成张开缝及纵横交织的缝网结构(图2d)，可能形成规模较大的沟通缝，从而导致含裂缝灰岩的孔隙度及渗透率增加，岩石力学性能有所降低。

图2 KT－II地层微观裂缝特征Fig.2 The characteristics of micro－fractures in KT－II Formation

1.3 岩石矿物组分

测试失稳层段岩石矿物组分，可明确岩石水化膨胀性能，为揭示井壁失稳机理与防塌钻井液体系优选提供依据，实验测试了KT－Ⅱ井下灰岩和泥岩掉块的全岩矿物组分以及泥岩掉块的黏土含量(表1、2)，测试结果表明:灰岩掉块主要以方解石为主(86%～98%)，白云石次之，黏土矿物含量小于1%;灰绿色泥岩掉块黏土含量高，高达67%，其中，蒙脱石含量高达61%，水化膨胀能力强，判断为KT－II地层灰岩裂缝充填物;深黑色泥岩掉块以伊利石为主，蒙脱石含量仅为10%，为典型硬脆性泥岩，判断为KT－II地层上部MKT地层深黑色泥岩掉块。因此，在优选KT－II地层防塌钻井液体系时，在保障钻井液良好防塌封堵性能外，可适当提高钻井液抑制水化膨胀能力。

表1 KT－II地层全岩矿物分析结果Table 1 The analysis results of bulk rock and mineral in KT－II Formation

表2 KT－II地层泥岩黏土含量分析结果Table 2 The analysis results of clay content of mudstone in KT－II Formation

2 裂缝发育对岩石孔渗参数及力学性能的影响

KT－II地层裂缝发育，裂缝的发育对岩心孔渗参数及力学强度影响明显，实验测试岩心裂缝发育与孔渗参数、力学强度之间的响应关系，为后期裂缝性碳酸盐岩地层井壁稳定性预测模型的建立奠定基础。

2.1 孔渗特征

以KT－II地层岩心为研究对象，实验测试岩体裂缝发育对孔隙度、渗透率等参数的影响(表3)。由表3可知:KT－II地层岩心孔隙度为1.1%～13.7%，渗透率为0.076～13.370 mD，无裂缝岩心具有低孔隙度、低渗透率的特性，含裂缝及溶孔岩心具有高孔隙度、高渗透率的特征。

表3 KT－II地层岩心孔渗实验结果Table 3 The test results of porosity and permeability of cores in KT－II Formation

2.2 岩石力学性能

在采集的KT－II地层岩心中选取无裂缝岩心和含裂缝及溶孔岩心进行三轴压缩实验，部分实验结果如表4所示。

表4 KT－II地层岩心三轴压缩实验数据Table 4 The triaxial compression test data of cores in KT－II Formation

由表4可知:含贯穿裂缝岩心(1号岩心)抗压强度最低，仅为58.000 MPa左右，岩心破坏过程中，当裂缝受到轴向压力时，岩心沿贯穿裂缝发生张性劈裂式破坏，径向应变变化较大，泊松比数值较大;含溶蚀孔洞岩心(3、4号岩心)破坏时，首先溶蚀孔洞压实收缩，随着应力的增加，轴向应变变化较小，岩石弹性模量较小;均质无裂缝岩心(2、5、6号岩心)破坏多以高角度剪切破坏为主，抗压强度为260.000 MPa左右，岩心抗压强度高。

同时，为探究KT－II地层井壁破坏机理，对比研究了岩心密度、孔渗参数与岩石力学强度之间的关系(图3～5)。

由图3可知:KT－II地层岩石孔隙度与岩石密度之间的相关性好，随着岩石孔隙度的增加，岩石密度减小。由图4、5可知:岩石孔隙度和抗压强度呈负相关，随着岩石孔隙度的增大，抗压强度呈降低的趋势;岩石密度和抗压强度呈正相关，随着岩石密度增大，抗压强度呈增加的趋势。结合实验岩心孔渗特征说明，灰岩裂缝发育，孔隙度增大，岩体密度减小，岩石力学强度降低。

图3 孔隙度与密度之间的关系Fig.3 The relation between porosity and density

图4 孔隙度与抗压强度之间的关系Fig.4 The relation between porosity and compressive strength

图5 密度与抗压强度之间的关系Fig.5 The relation between density and compressive strength

3 裂缝性碳酸盐岩地层井壁稳定性预测模型的建立

通过前期实验测试及对比分析可知，KT－II地层裂缝发育及裂缝力学弱面效应是井壁失稳的主要影响因素。因此，基于KT－II地层井壁失稳机理及影响因素，研究不同井眼轨迹穿过裂缝面时，钻井液沿裂缝面的渗流运移规律以及裂缝对应力场的影响规律，最终建立KT－II地层井壁稳定性预测模型。

3.1 裂缝性地层井壁渗流各向异性及渗流场模型

裂缝性地层井壁渗流能力取决于井壁裂缝发育状况及产状，裂缝面与井壁径向夹角关系决定井壁渗流能力。结合井眼轨迹、裂缝空间产状等，基于笛卡尔坐标转换，建立井壁径向与裂缝面夹角计算公式:

式中:ξ为井壁径向与裂缝面夹角，°;αs为裂缝倾向，°;βs为裂缝倾角，°;α 为井眼轨迹方位角，°;β为井眼轨迹井斜角，°;θ为井周角，°。

三维达西公式微分形式可表示为:

式中:i、j分别表示空间坐标系(x、y、z)中任意一个方向;qi为渗流速度，m/s;Kij为渗透率，D;μ为流体黏度，mPa·s;p为井筒与地层之间的压差，MPa;dj为径向距离，m。

对于各向异性地层，三维达西公式可改写为以下展开形式:

式中:Kxx、Kyy、Kzz为不同方向的渗透率张量，D。

当渗透率张量Kxx、Kyy所表示的坐标平面与裂缝面重合时，井壁径向渗流能力(Cf)计算模型为:

式中:Cf为井壁径向渗流能力，D。

3.2 井筒与地层间压力传递及地层孔隙压力分布模型

钻井液在井筒与地层之间压力传递及孔隙压力分布可表示为:

式中:p为地层的孔隙压力，MPa;t为时间，s;K*为有效渗透系数;K为地层的渗透率，D;Dl为l组分的扩散系数，cm2/s;为l组分的有效扩散系数，cm2/s;φ为孔隙度，%;λl为l组分的耦合系数;N为溶液组分数;cl为l组分中溶质的物质的量浓度，mol/L;为l组分中有效溶质物质的量浓度，mol/L;2为拉普拉斯算子。

3.3 岩石破坏模型

对于裂缝性碳酸盐岩地层，井壁易沿裂缝面滑移崩塌失稳，在开展碳酸盐岩地层井壁稳定性评价时，需要考虑裂缝面的力学弱面效应。

当井壁岩石不发育裂缝，岩石基质剪切破坏满足库仑－摩尔准则，可表示为:

式中:σ1为基质最大主应力，MPa;σ3为基质最小主应力，MPa;c0为基质内聚力，MPa;φ0为基质内摩擦角，°。

当井壁岩石发育有裂缝，井壁沿裂缝滑移剪切垮塌失稳，岩石破坏满足单一弱面破坏准则，可表示为:

式中:Fw为裂缝面内摩擦力，MPa;δw为裂缝面内摩擦系数。

4 实例分析

4.1 KT－II地层井壁稳定性预测

KT－II地层深度3 400 m处，地质资料显示该碳酸盐岩地层裂缝倾角约为30°，倾向集中在0°左右。为评价不同地应力对井筒附近渗流能力和应力场的影响，选择从a、b、c 3个方向钻井，其中，b方向为最小水平主应力方向，a、c为最大水平主应力方向，且a和c方向相反;最小水平主应力方向与最大水平主应力方向垂直。计算结果如图6、7所示。

图6 不同方向钻井井壁渗流能力分布Fig.6 The distribution of wellbore seepage capacity for drilling in different directions

由图6可知:沿着不同方向钻井时，井壁渗流能力存在差异。沿着b方向(最小水平主应力方向)钻井时，井壁岩石渗流能力最小，可有效减缓钻井液在地层中渗流作用，降低压力穿透效应。由图7可知:沿着不同方向钻井时，井壁有效应力场存在差异。沿着b方向(即最小水平主应力方向)钻井，最大有效周向应力为136.00 MPa，沿a、c方向(即最大水平主应力方向)钻井时，最大有效周应力分别为144.00、149.50 MPa，说明沿最大水平主应力方向钻井井壁岩石受到的挤压破坏力大于最小水平主应力方向，不利于井壁稳定。

图7 不同方向钻井有效周向应力分布Fig.7 The distribution of effective circumferential stress for drilling in different directions

裂缝倾向、方位角、井斜角对井壁坍塌压力当量密度的影响明显，分别计算裂缝倾向为0、90、180、270°时不同井斜角和方位角处的坍塌压力当量密度，计算结果如图8所示。

由图8可知:裂缝倾向、井斜角、方位角对KTII地层井壁稳定影响明显。当地层裂缝倾角为30°时，沿裂缝倾向钻水平井，井斜角在55～80°范围内(图8中黑色虚线区域)，地层坍塌压力当量密度最高，普遍为1.50～1.52 g/cm3，裂缝倾向逆时针或者顺时针增加110°时，坍塌压力当量密度仍然高于1.50 g/cm3，垮塌严重井段的井斜角增至90°，即水平井井段。沿裂缝倾向相反方向，即裂缝倾向增加180°时，水平井坍塌压力当量密度有所降低，可降低至1.10～1.20 g/cm3。因此，确定区域裂缝倾向、倾角，可为该地区井眼轨迹优化设计提供参考依据。

图8 不同裂缝倾向对井壁稳定性的影响Fig.8 The influence of different fracture dips on wellbore stability

4.2 KT－II地层防塌封堵措施

(1)KT－II地层井壁垮塌段为灰岩地层，当井眼以不同角度穿越裂缝时，井壁岩石整体力学强度存在差异性，井斜角超过50°时，井壁坍塌压力明显增大。理论计算结果表明，仅考虑裂缝力学弱面效应，井斜角55～80°范围地层坍塌压力当量密度最高，普遍为1.50～1.52 g/cm3，建议钻井液密度控制在 1.50～1.52 g/cm3。

(2)裂缝的倾向对井壁稳定的影响较大，沿裂缝倾向相反方向，即裂缝倾向增加180°方向时，水平井坍塌压力当量密度有所降低，可降低至1.10～1.20 g/cm3，建议沿裂缝倾向相反方向钻斜井或水平井，保证井壁稳定。

(3)KT－II地层垮塌层多为发育低角度裂缝的灰岩地层，裂缝充填物为水化膨胀能力较强的黏土矿物，钻井液应以裂缝封堵为主，抑制为辅，保证裂缝发育层段的井壁稳定性。

(4)结合邻井相关资料，明确KT－II地层裂缝发育层段深度，避免裂缝发育层段遗留在水平段，导致水平段井壁坍塌压力高，无法达到利用低密度钻井液保护储层的目的。

(5)对现场使用的钻井液性能进行评价，发现其封堵剂粒径搭配、材料承压能力等方面存在不足，不能满足所钻遇地层封堵性能要求。因此，应重新选择封堵剂并对其封堵效果评价，以优选满足现场施工要求的封堵剂。实验依次对目前油田现场常用的微纳米级别封堵剂 EP－2、YSTL－1、SFT、JB53、ND－1、FT－1、超细碳酸钙、纳米乳液做粒径分析、流变性能、封堵性能系统评价，最后优选出封堵效果优异且适用于该区块的封堵剂为:EP－2、超细碳酸钙(300目与600目颗粒的质量比为1∶1)、FT－1。