顺北油气田奥陶系破碎性地层井壁失稳影响因素分析

2022-04-12张亚云李大奇高书阳林永学曾义金

断块油气田 2022年2期

张亚云，李大奇，高书阳，林永学，曾义金

（1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

0 引言

顺北油气田位于塔里木盆地北部，地处“两隆”、“两坳”之间，包含4个区块，面积 19 979 km2，可探明地质储量17×108t，是中石化勘探开发的重点领域之一[1-4]。在奥陶系钻井过程中，前期7口井钻遇破碎带，侧钻10余次，其中鹰山组碳酸盐岩地层的复杂发生率达83.33%，共损失钻井周期900余天，耗资达1.3亿元。井壁坍塌失稳现象严重，掉块多、大、硬，遇阻、卡钻等井下事故频发，导致多次回填侧钻，如顺北5-3井共侧钻 4 次[5-6]。

裂缝性或破碎性等非连续结构地层的井壁失稳问题是国内外学者研究的热点与难点[7-12]。 Karatela 等[13-14]建立离散元数值模型，对裂缝性泥页岩地层的井壁稳定性进行了研究。Meng等[15-16]将裂缝性地层视为双重孔隙介质，分别运用有限元和解析方法获得了井周应力分布。朱荣东等[17]运用地层裂缝尖端的应力强度因子变化，来判断井壁失稳情况。赵志国[18]基于裂缝性失稳模型，分析了顺北1井区桑塔木组火成岩侵入体的井壁失稳特征。赵向达[19]分析了层理性破碎性地层的井壁失稳问题。梁文利[20]通过实验分析了涪陵破碎性页岩的井壁失稳机理。分析可知，目前对破碎性地层的失稳机理认识不足，且对破碎性地层的多弱面特征及其影响规律缺乏深入研究。

针对顺北油气田奥陶系破碎性地层的井壁失稳难题，基于X射线衍射（XRD）、扫描电子显微镜（SEM）和滚动回收率测试等室内实验，本文建立了考虑多弱面效应和力化耦合作用的井壁失稳模型，分析了该地层的井壁失稳机理及影响因素，对顺北油气田奥陶系破碎性地层井壁稳定控制技术具有借鉴意义。

1 基础组构特征

1.1 矿物组分特征

选用顺北油气田奥陶系破碎性地层的井下岩心，开展了XRD全岩矿物组分和分散性测试。XRD测试结果表明：破碎性地层以方解石为主（平均质量分数95%），黏土矿物平均质量分数为1%，其中伊利石相对质量分数较高（平均64%），岩性以硬脆矿物为主（见表1、表2）。岩石以硅质胶结为主，方解石、白云石以块状或团块状充填裂缝，胶结性极差，结构松散。分散性测试结果表明：破碎性地层线膨胀率小于2.5%，碳酸盐岩清水分散回收率大于90%，并且热滚前后岩样未发生明显破碎、坍塌或剥落，保持了较为完整的状态，说明奥陶系破碎性地层水化效应较弱。

表1 奥陶系破碎性地层全岩矿物组分特征

表2 奥陶系破碎性地层黏土矿物特征

1.2 非连续结构特征

顺北油气田奥陶系破碎性地层岩性宏观尺度破碎严重。借助SEM分析发现，破碎性地层岩石致密，部分岩样微裂缝、孔隙发育，缝宽介于0.1 μm～1.0 mm，具有显著的多尺度非连续结构特征。

借助XRD，SEM和滚动回收率等室内实验，结合井下岩心观察及成像测井数据分析可知：奥陶系破碎性地层以方解石等碳酸盐矿物为主，黏土矿物质量分数低，水化分散和膨胀能力弱，但受构造作用影响，岩性宏观尺度破碎严重，且微裂缝发育，是井壁失稳的关键因素。同时，虽然奥陶系破碎性地层黏土水化能力弱，但具有一定的溶蚀损伤现象，且多尺度非连续结构的存在，为流体侵入地层提供了大量通道；因此，非黏土水化型水岩损伤作用也是井壁失稳的关键因素。

2 井壁失稳模型

2.1 多弱面强度破坏准则

弱面（层理、页理或天然构造缝）的存在将显著降低岩石强度，其对岩石强度的影响可称为岩石强度的各向异性。仅包含1组弱面的岩体，其强度的大小取决于弱面软弱程度以及弱面法向与主应力方向的关系。然而，破碎性地层往往包含多组弱面且处于流体环境中。因此，基于单弱面的破坏失效模型不能充分解释顺北油气田奥陶系破碎性地层的井壁失稳现象，需要建立在流体作用下包含多组弱面的破碎性地层的强度破坏准则[21]。

2.2 远场地应力转换

远场地应力转换是指从主应力坐标系（PCS）转换至井眼坐标系（BCS）[22]。首先，远场地应力从 PCS 转换至大地坐标系（GCS）（见图1a）。GCS定义为xg正轴指向北、yg正轴指向东、zg正轴指向地。

图1 坐标系转换

式中：σg为 GCS下的远场地应力张量，MPa；σp为 PCS下的远场地应力张量，MPa；αs为水平最大主应力的方位角，（°）；βs为垂直主应力反方向和zg正轴的夹角，（°）；σH为水平最大主应力，MPa；σh为水平最小主应力，MPa；σv为垂直主应力，MPa。

然后，远场地应力从GCS转换至BCS（见图1b，其中 θ为井周角[23]）。

式中：σb为 BCS 下的远场地应力张量，MPa；αb，βb分别为 BCS 下的钻井方位角、井斜角，（°）；σb，τb分别为BCS下的正应力分量和切应力分量，MPa；下标x，y，z表示不同方向。

定义弱面法线方向为xo，则GCS定义的正北方向xg与弱面法线方向xo在水平面的投影夹角为αo，即弱面倾向。地层产状坐标系（OCS）的zo轴与水平面的夹角为弱面倾角 βo，则 zg轴与 zo轴的夹角为 90°-βo（见图1c）。

最后，将远场地应力从BCS转换至OCS：

式中：σo，τo分别为OCS下的正应力分量和切应力分量，MPa。

2.3 弱面应力分布

井壁围岩受到远场地应力、孔隙压力、钻井液液柱压力和径向滤失的综合作用。基于叠加原理，考虑钻井液滤失作用，可确定作用在弱面上的合切应力[22-25]。

3 坍塌压力影响因素

选用顺北油气田某井的岩石力学参数，对影响坍塌压力的关键地质因素进行分析（见表3）。

表3 岩石力学参数

3.1 弱面组数

当发生单一弱面破坏时，坍塌压力当量密度最大值由岩石本体破坏的1.08 g/cm3提高到1.73 g/cm3，同时可供安全钻井的方位角明显减少，定向井和水平井钻进均易造成井壁失稳（见图2）。随弱面组数的增多，安全密度窗口变窄，且坍塌压力云图的非对称性变大，说明随着弱面组数的增多，安全钻井的优势方位角与倾角，即井眼轨迹的选择愈发重要。

图2 不同弱面组数的井周坍塌压力云图

3.2 弱面产状

单一弱面的井周坍塌压力云图依然具有较好的对称性，但安全钻井的方位角随着弱面倾角增大变化显著（见图3，弱面方位角为 135°）。在低弱面倾角（0°～15°）下，安全钻井方位角介于 120°～160°或 300°～340°，且定向井和水平井钻井均具有一定的安全密度窗口；在中弱面倾角（30°～60°）下，弱面对坍塌压力的影响最显著，坍塌压力较大，且定向井和水平井的安全密度窗口很窄；在高弱面倾角（75°～90°）下，安全钻井的方位角介于 20°～80°或 200°～260°，且定向井和水平井的安全密度窗口较大。随着弱面倾角由0°增大到90°，坍塌压力呈现先增加后平稳，再逐渐减小的趋势（见图4）。

图3 单一弱面变弱面倾角模式下的井周坍塌压力云图

图4 井周坍塌压力随弱面倾角的变化趋势

3.3 弱面胶结强度

分别在定弱面内摩擦角变内聚力和定弱面内聚力变内摩擦角2种模式下，分析了井周坍塌压力的变化趋势，结果见图5。研究表明：坍塌压力随弱面内聚力、内摩擦角的增大而显著降低，且内摩擦角的影响更显著，其降低率达53.8%；但随弱面胶结强度的升高，坍塌压力的降低率具有一定的极限，超过一定限度之后，即转化为岩石基质剪切破坏。