渤中A3井井壁稳定技术研究

李 红，于忠涛，陈 波，袁洪水，袁则名，和鹏飞

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

BZ-A3井位于渤海湾渤中凹陷中部，在钻井过程中遇到很多困难，两次侧钻后还不能顺利钻达目的深度，为了进一步揭示BZ-A3井钻井复杂发生的内在机理，找到有效避免BZ-A3井钻井复杂问题的方法，确定合适的钻井液密度，为以后此类问题积累经验，提供参考，开展以下工作。

1 渤中A区块已钻井复杂情况说明

该区块已钻井显示的复杂情况主要是在钻井过程中或在起下钻过程中观察到大量泥岩掉块返出，还观察到很高的背景气、后效气及单根气，随着钻井液密度逐渐提高至1.55 g/cm3，钻井过程中背景气、后效气及单根气大幅度降低，钻进过程相对顺利，但一起钻井壁就开始失稳；在起下钻过程中，频繁遇阻/遇卡，导致持续划眼；在起下钻过程中岩屑堵漏导致憋泵、憋扭矩及泥浆漏失，发生复杂情况的井段主要集中在3 300～3600 m东三段地层。推测该井的钻井复杂情况更多的是地质或岩石力学方面的原因；地层压力在1.5 g/cm3左右；1.50～1.55 g/cm3钻井液密度不能很好地抑制井壁崩落，钻井液密度还需提高。

2 一维岩石力学精细建模

2.1 岩石力学参数计算

岩石力学性质参数包括岩石的弹性模量和强度参数，是地应力计算和井眼稳定性分析的基础。根据数据审核的结果，本文对2井开展了一维岩石力学建模。

（1）弹性参数

对于弹性介质，当动应力不超过介质的弹性极限时，则产生弹性波。该弹性波的传播特征与岩石的动力学特性有关。根据纵、横波传播方程给出的纵、横波速度与岩石动力学参数之间的理论关系，用长源距声波等测井资料得到纵波时差Δtc、横波时差Δts，用密度测井得到体积密度ρb，就可计算各种岩石力学参数。

岩石的动态力学参数是指岩石在各种动载荷或周期变化载荷（如声波、冲击、震动等）作用下所表现出的力学性质参数。在静载荷作用下岩石表现出的力学参数称为静态参数。而井眼的变形和破坏是相对较慢的静态过程。实验研究表明，对于一块致密坚硬的岩石来说，其动、静力学参数比较接近。然而在实际地层中，受到孔隙度、胶结程度及刚度等因素的影响，岩石动、静力学参数的差别可能很大。一般情况下，动态参数要大于静态参数。

用声波及密度数据直接计算得到的弹性模量是动态的，与岩石的静态力学性质之间有一定的差距，需要利用实验室数据分析得到经验公式将动态弹性模量和强度转换成静态数据。在本井区缺乏系统实验室数据情况下，本文根据地层的岩性，利用内部动静态弹性模量的经验公式进行了转换。

（2）强度参数

岩石的单轴抗压强度、内摩擦角和抗拉强度是计算井眼稳定性的三个关键参数。岩石的单轴抗压强度（UCS）通常根据测井曲线计算得到。单轴抗压强度测试提供了一种对连续的曲线进行点刻度的方法。根据测井资料计算有多种经验公式可选。本研究中，利用经验公式通过岩石模量 （杨氏模量）来确定岩石单轴抗压强度，岩石的内摩擦角也采用了经验公式，而岩石抗拉强度为抗压强度的函数。

2.2 地层压力计算

现有研究发现，渤中凹陷普遍存在超压，并且超压地层主要为东营组和沙河街组，超压机制主要为欠压实和生烃[1-5]，本文采用Eaton法进行渤中区块已钻5口井地层孔隙压力计算，结果如图1。从图中可知：东二段下段的顶层为超压和常压的明确分界线，不同井的孔隙压力预测结果有所不同，表明该区块内部孔隙压力有一定的非均质性；最大地层孔隙压力在1.4～1.5 g/cm3之间，与实测值基本一致.

图1 渤中区块已钻井地层孔隙压力计算结果与实测结果对比图Fig.1 Comparison of calculated results and measured results of pore pressures of well-drilled formations in Bozhong Block

2.3 地应力分析

（1）地应力方向

地应力方向研究是岩石力学分析很重要的一部分。推定地应力方向的方法有多种，包括井眼崩落方向、自然和水力裂缝方向、横波各向异性等。而在本研究区域缺乏相关的直接测量数据（例如井壁成像、双井径及偶极横波等）。根据已发表的文献[6] ，水平最大地应力方向确定为N65°E，这和世界应力地图（图2）和区块的主要断层走向一致（图3）。

图3 BZ区块主要断层于原场应力方向Fig.3 Main faults in BZ Block are in the direction of original field stress

（2）上覆岩层压力

上覆岩层压力通过对地层密度进行积分计算得到。典型的地层密度通过电缆测井得到，也可以利用岩心的密度。

式中：ρw为海水密度，g/cm3；h水为海平面到海底的距离，m；σz为上覆应力，g/cm3；ρz为密度测井值，g/cm3；g为重力加速度，m/s2。

（3）水平地应力

业界普遍认为水平地应力主要由地层的上覆岩层压力、构造应力、岩层的蠕变及孔隙压力的上升导致。孔隙弹性公式（ Thiercelin and Plumb，1994 ）[7]能够较为全面地反应水平地应力的内在机理，在国内外得到了广泛的使用。

孔隙弹性公式表示为：

式中：v为泊松比；σV为上覆岩层压力，MPa；α为比奥弹性系数；PP为孔隙压力，MPa；E为杨氏模量，MPa；εh和εH分别为水平最小地应力及水平最大地应力方向上的应变。εh和εH主要用来刻画由于构造应力产生的额外的水平地应力，也用于在已有水平地应力测量点的条件下刻画水平地应力剖面。

给定深度处的水平最小地应力（Sh ）可以通过扩展的地破实验（XLOT ）、微压裂或利用MDT工具直接测量得到。水平最大地应力（SH）不能直接测量，利用测井资料计算出水平最小地应力后，可以利用井眼图象和岩石破坏模型来大致标定SH的大小。对于井壁崩落，利用剪切破坏模型。对于水力裂缝，我们利用拉张破坏模型。应用任何一种模型，都需要先确定UCS，Sh和孔隙压力。

采用孔隙弹性模型计算得到了本井地应力剖面（图4）。一般来说，杨氏模量高的地层，其水平地应力也高。最大及最小水平主应力相差较小，并均小于上覆岩层压力，表明该井及附近地区为正向断层的原场应力区。

图4 地应力剖面Fig.4 Crustal stress profile

3 坍塌压力梯度和井斜方位的关系

为了揭示渤中区块的坍塌压力梯度和井斜方位之间的关系，对BZ-A3井3500～3600 m井段开展了坍塌压力梯度和井斜方位的敏感性分析。 （图5）结果显示，在同等井斜角条件下，沿水平最大地应力方向（N65° E）钻进正对应最高的坍塌压力梯度方向。同时，在给定钻进方向的情况下，随着井斜角的提高，坍塌压力梯度提高。BZA3井钻进方向大致沿水平最大地应力方向，井斜角为所有已钻井中最大的。这就是BZ-A3井发生大量泥岩掉块、井壁垮塌的部分原因。

图5 坍塌压力梯度和井斜方位敏感性分析Fig.5 Sensitivity analysis of collapse pressure gradient and well deviation azimuth

4 A3井的井壁稳定预测及钻井优化

4.1 A3井井壁稳定分析

基于A3测井曲线原井眼及两次侧钻井眼按照前面岩石力学模型建模流程建立了一维岩石力学模型，并开展了井壁稳定分析。

图6显示了A3井原井眼与A3-ST1井215.9 mm井段的井壁稳定分析的结果。井壁稳定分析结果与钻井复杂情况分析表明在垂深3300～3600 m有明显超压及井壁崩落风险，超过一半的钻井复杂发生在该井段，同时卡钻及落鱼也发生在该井段，特别是3450～3540 m井段，钻井液密度明显低于地层孔隙压力，为欠平衡钻井。这说明A3井原井眼215.9 mm井段所遇到的钻井复杂的内在机制为钻井液密度太低，不足以抑制井壁崩落。

图6 A3井215.9 mm井段三个井眼井壁稳定分析结果Fig.6 Results of the stability analysis of three boreholes in the 215.9 mm section of Well A3

A3-ST2和A3井原井眼及第一次侧钻井眼A3-ST1相比，由于钻井液密度进一步提高，井壁崩落明显降低，该井眼也出现了更低的钻井复杂情况。

4.2 A3井6 in井眼钻井地图及应用效果

综合前面井壁稳定分析的结果可以看出，要有效地抑制井壁崩落，降低A3井的钻井风险，需要采用足够的钻井液密度来抑制井壁崩落。通过综合分析，发现把钻井液密度提高到1.6 g/cm3，能够有效抑制井壁崩落，并且对应ECD还低于破裂压力梯度（图6）。从结果分析可知采用1.6 g/cm3的钻井液密度，在3500～3540 m的超压区仍然会稍有井壁崩落，但崩落弧长大致在90°以下，说明该井壁崩落一般情况下是可控的。

根据井壁稳定分析的结果及钻井优化的具体成果综合成A3-ST2井6 in井眼的钻井地图（图7）。钻井地图集成了泥浆窗口、井壁破坏预测、潜在压力风险等。钻井地图能够被放置在钻井项目组现场来指导钻井。通过钻井地图及钻前充分的分析，6 in井眼顺利钻达目的层位，有效避免了井壁失稳、掉块，以及憋泵、憋扭矩及泥浆漏失等复杂情况的发生。

图7 A3井的6 in井眼钻井地图Fig.7 Drilling map of Well A3 in 6 in borehole

5 结论

根据中海油天津分公司的要求和现有资料，对A3井进行了钻井复杂分析及井壁稳定分析，初步揭示了A3井在钻井过程遇到的各种钻井问题的内在机理，预测了A3井6 in井眼可能的钻井风险，并建立钻井地图，6 in井眼顺利钻达目的层位。绝大部分泥浆漏失均发生在划眼及倒划眼时，主要是由于钻屑堵塞环空导致的，与井壁失稳有关。改善井壁状况有助于避免泥浆漏失。

（1）A3井用钻井液密度1.38～1.43 g/cm3及A3-ST1用钻井液密度1.48 g/cm3，均不能有效压制背景气、后效气及单根气，而A3-ST2以1.5～1.55 g/cm3钻井液密度有效地压制了后效气，表明地层压力在1.48～1.53 g/cm3之间。

（2）原井眼及两次侧钻井眼的主要问题井段在垂深3300～3600 m，和该井段的超压及高坍塌压力梯度相关。

（3）选择恰当的钻井液密度，特别是一开始就使用，是解决目前钻井挑战的先决条件。

（4）维持井壁稳定的钻井液密度随井斜而升高，随井斜方位而变化。

（5）A3井及其他开发井面临更多钻井挑战原因包括两方面：一与其他已钻井相比，A3的钻进方向更不利、井斜更高、清井更困难；二在钻进原井眼及在两次侧钻过程中所用的钻井液密度均不足以有效抑制井壁崩落。

（6）多方面形成合力（钻井液、起下钻、钻头）才能根本上降低钻井风险。