永川南区深层页岩气水平井小井眼井壁稳定性研究.pdf

Natural Gas Technology and EconomyVol.17，No.4Aug.20232023年第17卷第4期天 然 气 技 术 与 经 济Natural Gas Technology and Economy修订回稿日期：20230721基金项目：中国石化科技部“十条龙”项目“威远 永川深层页岩气开发关键技术”（编号：P18058）。作者简介：龙章亮（1983），硕士，副研究员，从事钻井地质和工程地质研究工作。E-mail：。永川南区深层页岩气水平井小井眼井壁稳定性研究Wellbore stability of slimhole in deep shale-gas horizontal wells,Yongchuan southern areaWellbore stability of slimhole in deep shale-gas horizontal wells,Yongchuan southern area龙章亮1钟敬敏1丁 洁2曾贤薇3（1.中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳618000；2.四川京川大正油田技术服务有限责任公司，四川成都610000；3.四川省第九地质大队，四川德阳618000）LONG Zhangliang1,ZHONG Jingmin1,DING Jie2,and ZENG Xianwei3(1.Petroleum Engineering Technology Institute,Sinopec Southwest Oil&Gas Company,Deyang,Sichuan 618000,China;2.SichuanJingchuandazheng Oilfield Technology Service Co.,Ltd.,Chengdu,Sichuan 610000,China;3.The 9th Geological Brigade of Sichuan,Deyang,Sichuan 618000,China)Abstract:Impacted by high stress and drilling-fluid hydration,some horizontal wells in southern Sichuan Basin sufferwellbore instability in deep shale of Longmaxi Formation.So,the deep shale of Longmaxi Formation in Yongchuan southern area was taken as an example to probe the feasibility of slimhole shaft building with 6.5-in in these deep wells.AndXRD and SEM,along with basic physical-chemical tests of expansion ratio and rock mechanical parameters were conducted under different working-fluid conditions.Additionally,change laws of wellbore stability under different sizes of hole androck before and after being soaked by drilling fluid were pointed out through combining with instability models under theaction of mechanical-chemical coupling and fluid-solid coupling.Results show that(i)the shale in this formation is overall tight whose minerals emerge as a kind of oriented extension with rich quartz and calcite,and it is hard and brittle;(ii)there exists a little clay in the shale,being dominated by illite and chlorite with a little illite and smectite interlayer.Theswelling strain is generally lower than 5 with the poor water-swelling capacity under conditions of water-and oil-baseddrilling fluid;and(iii)in the environment of downhole pressure,the mechanical strength is stronger,and the influentialchange of oil-based drilling fluid is within 10%globally.In conclusion,various hole sizes before and after drilling-fluidsoaking exert less influence on the wellbore stability.Whats more,superior to 8.5-in one,6.5-in slimhole can meet requirements for the wellbore stability of slimhole shaft building.Keywords:Yongchuan southern area;Shale formation;Wellbore stability;Mechanical-chemical coupling;Fluid-solid coupling;Slimhole shaft building摘要四川盆地南部（以下简称川南）深层下志留统龙马溪组页岩地层受高应力和钻井液水化影响，部分水平井发生井壁失稳。为了探讨深层页岩气水平井6.5 in小井眼建井的可行性，以川南永川南区深层龙马溪组页岩地层为研究对象，开展了XRD、SEM以及不同工作液条件下的膨胀率、岩石力学参数等基础理化测试，并结合力学 化学耦合、流体 固体耦合作用的井壁失稳模型研究，明确了永川南区龙马溪组储层页岩在钻井液浸泡前后、不同井眼尺寸和不同岩石尺寸条件下的井壁稳定性变化规律。研究结果表明：永川南区龙马溪组页岩整体致密，矿物定向分布，石英、方解石含量高，岩性硬而脆；黏土含量较少，以伊利石、绿泥石为主，含少量伊蒙混层，且水基、油基钻井液条件下膨胀应变普遍低于5，吸水膨胀能力弱；井下压力环境下页岩具有较高的力学强度，油基钻井液对页岩力学强度的影响变化总体在10%以内。结论认为：钻井液浸泡前后，不同井眼尺寸对井壁稳定性影响不大；6.5 in小井眼井壁稳定性较8.5 in井眼更优，能够满足小井眼建井井壁稳定性需求。关键词永川南区页岩地层井壁稳定性力学 化学耦合流体 固体耦合小井眼建井DOI：10.3969/j.issn.2095-1132.2023.04.00422天然气技术与经济总第100期2023年0引言四川盆地南部永川地区页岩气资源丰富，勘探开发潜力巨大。在永川南区整体部署了6个平台22口开发井，动用下志留统龙马溪组一段2-31小层，动用页岩气储量131.07 108m3，累计新建页岩气产能5 108m3。开展页岩气藏小井眼建井井壁稳定性特征研究，是小井眼建井钻完井方案优化的基础，可以为井身结构优化和管柱下入性分析提供数据支撑，有助于为永川南区页岩气藏经济、高效开发创造良好的井筒条件。1页岩气井壁稳定数值分析方法1.1均质地层井壁稳定性井壁失稳主要是由于井内液柱压力较低，导致井壁周围岩石所受应力超过岩石本身的强度而产生的剪切破坏所造成的。此时，脆性地层会产生坍塌掉块，井径扩大；而对于塑性地层，则向井眼内产生塑性变形，造成缩径。在井壁稳定力学研究中，常用的剪切破坏准则有Mohr-Coulomb准则和Drucker-Prager准则。两者的差别在于前者没有考虑中间应力对破坏的影响，而后者考虑了中间应力对破坏的影响，对于直井一般采用前者1-3。一般来说，井壁坍塌发生在水平最小地应力方位，即：2或32（1）水平最小地应力方位井壁处的应力状态为：3Hhp()121()ppp（2）rp()ppp（3）zv2()Hh()121()ppp（4）设安全系数FS为：FSntgC（5）并令：M1()FS1 cos2（6）正应力n用主应力1和3可表示为：n132132sinpp（7）将莫尔 库仑强度准则改写为：M()13sin()132pp2Ccos0（8）依据井壁受力状态的不同，井壁坍塌压力将表述成不同形式，当井壁应力状态zr，此时最大、最小有效主应力1，3r，令k()121，则钻井液向井壁产生渗透情况下的井壁坍塌压力模型为：pcr2Ccos()sinM()3HhMksin()2fk2k ppksinM()2k2f（9）若假设井壁能形成致密的泥饼，即为井壁不渗透，并且引进非线性校正系数，则直井地层坍塌压力预测模型为：pcr()Msin()3Hh2Ccos2ppsin2M（10）水平井井壁稳定与直井有区别，主要原因就是井眼轴线与地应力坐标关系有所变化，造成井壁应力与直井不同。从一般情况考虑出发，首先分析井壁应力状态。er10-3mghppe1m12()z14()z22zppe2m12()z14()z22zpp（11）对式（11）中的三轴应力进行比较就可以获得莫尔 库仑判断准则所需要的井壁最大、最小有效主应力：1max()er，e1m，e2m3min()er，e1m，e2m（12）式中，为相对方位角；、z、r、分别为切向应力、垂向应力、径向应力和剪应力；H、h分别为水平最大、水平最小主应力；n、1、3分别为正应力、最大有效主应力、最小有效主应力；er、e1m、e2m分别为垂向有效应力、水平最大有效应力、水平最小有效应力；、分别为地层孔隙度、泊松比；p、pp、pcr分别为井筒压力、地层孔隙压力、地层坍塌压力；C、分别为内聚力和内摩擦角；、FS分别为渗透系数、有效应力系数、应力非线性修正系数、安全系数。结合上述公式就可以进行任意井眼状态下的地层坍塌压力计算分析。天然气技术与经济地质勘探23Natural Gas Technology and Economy第17卷第4期1.2非均质地层井壁稳定性数值模拟研究表明，岩石的应力 应变方程在本质上受到岩石宏观及微观力学性质的影响。页岩具有力学参数各向异性特征，因此渗流场、应力场及工程因素均将受到影响，建立页岩本构方程对分析页岩的应力应变关系很有必要4-6。对于各向异性的页岩地层，应力和应变之间的本构方程可通过修正后的胡克定律表示：ijCijklkl（13）式中，ij为二阶应力张量的分量形式；kl为二阶应变张量的分量形式；Cijkl为四阶弹性刚度张量的分量形式，i，j，k，l1，2，3。四阶弹性刚度张量可表示为一个6 6的矩阵。由于地层的对称性，刚度张量的独立参数将减少，因此Cijkl表示为：CijklC11C12C13C21C22C23C31C32C33C44C55C66（14）由弹性模量和泊松比表示的页岩本构模型为：xxyyzzyzzxxy1Eh-hEh-vEv-hEh1Eh-vEv-vEh-vEh1Ev1Gv1Gv2()1hEhxxyyzzyzzxxy（15）其中1Gv1Eh1Ev2vEv（16）式中，为作用在单元体上的正应力；、分别为单元体上的正应变和剪应变；Eh、Ev分别为水平方向和垂直方向上的弹性模量；h、v分别为施加水平和垂直应变时水平应变的泊松比；Gv为垂直平面的剪切模量。矩阵Cijkl是在层理面局部坐标系内定义的，在一般井段钻进中，井周应力需转化到井眼坐标系下。井眼坐标系下的弹性矩阵D为：DqCijklq（17）其中，qcos20sin20-2sincos0010000sin20cos202sincos0000cos0sinsincos 0-sincos0cos2-sin20000-sin0cos（18）式中，为层理面法向和井眼轴线之间的夹角。根据上述分析，在实验测试获得垂向应力，最大、最小水平主应力，页岩水平及垂直方向力学参数等基础上，可计算获得井周岩石应力场。结合页岩强度参数则可完成井筒岩石稳定性判断。2钻井液浸泡前后井壁稳定性分析2.1钻井液浸泡前井壁稳定性以Y2井为例，该井垂深4 075 m，上覆地层压力为100.4 MPa，最大水平主应力为105.0 MPa，最小水平主应力为85.8 MPa，龙马溪组地层孔隙压力为65MPa，钻井井底液柱压力为68 MPa。水平段钻井方位为52，井区水平最大主应力方位为80，相对方位角较小，为28，钻井方位靠近水平最大主应力方位。由此力学环境模拟不同井斜、方位情况下地层坍塌压力的变化规律，根据井壁稳定性模拟结果可知，水平段井壁稳定性总体良好，水平段稳定性优于斜井段。井壁稳定性模拟显示造斜段至井斜56之前井段地层坍塌压力相对较大，最大值出现在井斜32，地层坍塌压力当量密度为1.64 gcm3；水平段稳定性良好，地层坍塌压力当量密度控制在1.50 gcm3以内。井径曲线显示Y2井造斜段至井斜30井段井壁略有扩大，总体稳定性良好（图1）。2.2钻井液浸泡后井壁稳定性1）矿物组分变化永川地区龙马溪组页岩储层石英、方解石含量高，石英含量普遍在30%50%，岩性硬而脆；黏土含量普遍在20%40%，以伊利石、绿泥石为主，含少量伊蒙混层，混层比低，膨胀能力弱。水基钻井液浸泡50 d后储层矿物组分未见明显变化。2）微观结构变化龙章亮，等：永川南区深层页岩气水平井小井眼井壁稳定性研究24天然气技术与经济总第100期2023年永川地区龙马溪组页岩整体致密，矿物定向分布，吸水膨胀性弱；有方解石颗粒、黏土杂基，未见蒙脱石颗粒；水基钻井液浸泡50 d后颗粒结构未见明显变化（图2）。a.干燥条件下b.浸泡水基钻井液50 d后图2干燥条件下和浸泡水基钻井液50 d后的2-31层扫描电镜对比图3）膨胀应变地层温度条件下页岩膨胀性能测试表明7-8：130 条件下龙马溪组页岩膨胀量很小，水基、油基钻井液条件下膨胀应变普遍低于0.005；高温条件下（100）永川龙马溪组页岩膨胀能力弱，膨胀应变值小于0.005，如图3所示。4）力学强度变化油基钻井液下岩石力学性能参数测试表明9-10：井下压力环境下页岩具有较高的力学强度，弹性模量大于20 GPa，抗压强度大于150 MPa；油基钻井液对页岩力学强度影响差异不大，强度变化总体在10%以内。图3130 条件下页岩水基、油基钻井液膨胀性能测试对比图5）井壁稳定性变化规律钻井液浸泡后，岩石强度降低10%，地层坍塌压力变化趋势与浸泡前一致：井斜56处地层坍塌压力当量密度由1.591.63 gcm3，造斜段地层坍塌压力当量密度最大值由1.641.68 gcm3。建议若在Y3井试验小井眼建井，二开应封住56井斜以上的井段。3不同井眼尺寸井壁稳定性分析3.1不同液柱压力条件下井周应力及应变变化根据小井眼建井需求，Y3 井三开井眼大小由8.5 in缩小到6.5 in，根据井周应力和应变分析，有以下认识。3.1.1井周应力6.5 in井眼与8.5 in井眼井周应力基本一致，不图1Y2井钻井液浸泡前造斜段及水平段井壁稳定性分析图a.地层坍塌压力当量密度随井深变化趋势（水平截面）b.地层坍塌压力当量密度随井深变化趋势（垂直截面）c.地层坍塌压力当量密度随井深变化趋势（沿井轨迹）天然气技术与经济地质勘探25Natural Gas Technology and Economy第17卷第4期存在应力差异，如图4所示。3.1.2塑性应变1）无液柱压力。6.5 in井眼与8.5 in井眼井周塑性应变范围总体控制在距井壁0.1 m内，有效塑性应变影响面积与井眼尺寸呈正相关（图5）。2）有液柱压力。6.5 in井眼与8.5 in井眼井周塑性应变范围差异较小，近平衡钻井井壁坍塌宽度总体小于60（图6）。3.2流体与固体力学耦合分析因为外在应力环境未变，地层孔隙压力和岩石骨架应力的总和不变，地层孔隙压力下降，岩石骨架应力上升。这在垂向应力或远场边界不变的骨架a.6.5 in井眼井周应力云b.8.5 in井眼井周应力云图4不同井眼井周应力模拟图注：井筒液柱压力0 MPa。a.6.5 in井眼无液柱压力等效塑性应变云b.8.5 in井眼无液柱压力等效塑性应变云图5不同井眼无液柱压力等效塑性应变模拟图图6不同井眼正常液柱压力等效塑性应变模拟图a.6.5 in井眼正常液柱压力等效塑性应变云b.8.5 in井眼正常液柱压力等效塑性应变云注：井筒液柱压力65 MPa。龙章亮，等：永川南区深层页岩气水平井小井眼井壁稳定性研究26天然气技术与经济总第100期2023年应力和孔隙压力相互关系上是成立的。但是在井筒等局部应力分析上，孔隙压力增减和骨架应力变化有待于进一步分析。根据孔隙结构特征分析，在孔隙表面区域受到压缩作用，在垂直方向受到拉伸作用，当孔隙形状出现非圆形时，面积大的面即容易被拉开。孔隙的位置在骨架颗粒之间，孔压增加会导致骨架颗粒主体被压缩，而骨架连接区域会出现拉伸和压缩复合作用。例如，孔隙压力过高可能是岩石开裂就是有拉伸作用的证明。在水平应力上，远场边界条件使用位移约束，孔隙压力升高、骨架应力升高，孔隙压力降低、骨架应力降低。因此，需要模拟由于孔隙压力变化出现的骨架应力变化情况5-8。在前期研究的工程地质精细描述基础上，以Y3井应力环境和 2-31层孔隙度、渗透率等参数为背景，进行了该井地层骨架和孔隙渗流联合作用下的耦合分析，分析认识如下：1）在不考虑井壁渗流的情况下，6.5 in井眼与8.5 in井眼在不同液柱压力下井壁应力完全一样，不存在应力差异（图7）。a.6.5 in井眼流体与固体力学耦合分析井周应力变化趋势b.8.5 in井眼流体与固体力学耦合分析井周应力变化趋势图8不同井眼不同钻井液密度条件下流体与固体力学耦合分析对比图a.6.5 in井眼流体与固体力学耦合分析井周应力云图7不同井眼井周应力流体与固体力学耦合分析模拟对比图注：rhom为井筒液柱压力当量密度、pp为地层孔隙压力。注：井筒液柱压力当量密度0.1 gcm3，地层孔隙压力65 MPa。b.8.5 in井眼流体与固体力学耦合分析井周应力云2）在考虑井壁渗流的情况下，6.5 in井眼与8.5in井眼在不同液柱压力下的井壁应力差异微小，应力差异可以忽略（图8）。3）在没有裂缝的情况下，钻井液侵入6.5 in井眼与8.5 in井眼的井壁深度差异非常小，不同钻井液密度在15 d内井壁水化深度均小于50 mm（图9）。4不同岩石尺寸对井壁稳定性的影响根据前人研究成果11-15：岩石存在尺寸效应，井眼越大，岩石尺寸越大，细微裂隙越多，破坏概天然气技术与经济地质勘探27Natural Gas Technology and Economy第17卷第4期率越大，岩石强度越小。根据尺寸效应对岩石强度的影响，8.5 in井眼井壁岩石强度约为6.5 in井眼井壁岩石的94%。据此模拟预测Y3井三开6.5 in井眼地层坍塌压力当量密度介于1.501.52 gcm3，比8.5in井眼地层坍塌压力当量密度低0.04 gcm3。综合以上认识可以得出，6.5 in井眼稳定性要略优于8.5 in井眼，即在工程参数一致的情况下，Y3井三开井壁稳定性优于Y2井。5现场应用Y3井钻至井深4 115 m（垂深4 014.52 m，井斜65）二开中完，封住了56井斜段，为三开井壁稳定性创造了良好的条件。在三开开钻至中靶（A靶）过程中，结合元素录井和随钻自然伽马资料进行了邻井小层对比和深度预测，紧密跟踪轨迹穿行位置。在跟踪过程中，根据水平段实钻数据进行了井壁稳定性预测，提出了钻井液密度优化建议：三开造斜段钻井液密度不低于1.70 gcm3，水平段钻井液密度不低于1.75 gcm3（实际使用钻井液密度介于1.751.88 gcm3），增加了井筒支撑力，尽可能防止井壁垮塌，保证了井眼平滑。该井从开钻至完钻未发生因井壁失稳导致井塌卡钻等工程复杂情况，优质储层钻遇率达100%，达到地质目标。另外，由于井壁稳定性较好，井眼轨迹较平滑，虽然二开套管未下入到A靶点，通过优化模拟通井管柱结构、优化钻井液性能和差异化配套扶正器等措施，确保了管柱平稳下至设计井深（管柱底界5 773.4 m），下入摩阻控制在1530 t，小井眼管柱顺利下入。6结论1）永川南区龙马溪组页岩在地层条件下水化特征不明显，油基钻井液对页岩力学强度影响不大，浸泡前后强度变化总体在10%以内。2）Y3井造斜段（3060井斜）地层坍塌压力高于水平段，地层坍塌压力当量密度最大值为1.68gcm3，井斜56井段，该井二开封住了该井段，为三开井壁稳定性创造了良好的条件。3）6.5 in井眼与8.5 in井眼在不同液柱压力条件下井周应力基本一致，几乎不存在应力差异；不同液柱压力下，6.5 in井眼与8.5 in井眼井周塑性应变范围差异较小，近平衡钻井井壁坍塌宽度总体小于60。4）根据流体与固体力学耦合分析，在没有裂缝的情况下，钻井液侵入6.5 in井眼与8.5 in井眼的井壁深度差异非常小，不同钻井液密度在15 d内井壁水化深度均小于50 mm。5）根据Y3井壁稳定性预测，6.5 in井眼稳定性要略优于8.5 in井眼。在工程参数一致的情况下，Y3井三开井壁稳定性优于Y2井，满足小井眼建井井壁稳定性要求。参考文献1郭新江，蒋祖军，胡永章.天然气井工程地质 M.北京：中国石化出版社，2012.GUO Xinjiang，JIANG Zujun，HU Yongzhang.Engineering geology of natural gas wells M.Beijing：Sinopec Press，2012.2刘向君，罗平亚.岩石力学与石油工程 M.北京：石油工业出版社，2004.a.6.5 in井眼不同钻井液密度条件下液体侵入深度变化规律图9不同井眼不同钻井液密度条件下钻井液侵入深度对比图b.8.5 in井眼不同钻井液密度条件下液体侵入深度变化规律注：rhom为井筒液柱压力当量密度、pp为地层孔隙压力。龙章亮，等：永川南区深层页岩气水平井小井眼井壁稳定性研究28天然气技术与经济总第100期2023年LIU Xiangjun，LUO 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