延长油田页岩气水平井安全钻井液密度窗口探讨

万 鑫，吴金桥，杨 超，王红娟

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)



延长油田页岩气水平井安全钻井液密度窗口探讨

万 鑫，吴金桥，杨 超，王红娟

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

针对延长油田页岩气水平井钻井过程中出现的井壁稳定问题，计算了合理的安全钻井液密度窗口。根据延长油田已钻页岩气井的资料，结合室内实验研究获取了页岩储层的各项参数。长7页岩孔隙压力在0.98～1.02g/cm3之间，属正常压力水平。两个水平主应力之间的差异不大，最大水平主应力平均值为22MPa，最小水平主应力平均值为18MPa，最大水平主应力平均方位为北偏东78°。根据岩石力学实验获得了页岩储层的平均弹性模量(16.8GPa)、泊松比(0.16)、抗压强度(50～60MPa)和抗拉强度和(1.5～2.3 MPa)。模型计算结果显示，在井斜角小于50°的条件下，沿着最大水平主应力方位钻进时井壁坍塌压力最大；考虑漏失压力曲线，页岩气水平段安全钻井液密度窗口在1.20～1.21g/cm3之间，实际钻井过程中钻井液密度以靠近下限为准，保证低密度快速钻井作业。

页岩气; 水平井; 安全钻井液密度窗口; 破裂压力; 坍塌压力

在页岩气水平井钻井中，90%的井会出现井壁稳定问题，导致井壁不稳定的因素主要有异常高压、地层化学反应、页岩层理性及钻井液密度[1]。延长油田页岩储层属于低压地层，延长组页岩气主力储层为典型的泥页岩储层，井壁失稳的主要原因在于钻井液密度过高或过低。当井眼内钻井液液柱压力过高时，地层将被压开，原有的裂隙张开延伸或形成新的裂隙系统；反之，当井眼内钻井液液柱压力较低时，井壁周围岩石所受应力超过岩石本身的强度而产生剪切破坏，塑性地层向井眼内产生塑性变形，造成缩径[2]。本文针对延长油田页岩气已钻井的井壁稳定问题，从井壁围岩应力出发，通过室内实验及已钻井的测井资料求取了地层岩石力学参数，结合破裂压力模型及坍塌压力模型预测了两口井的安全钻井液密度窗口，并与现场实际使用的钻井液密度进行了对比，得出了适合延长油田页岩气井的安全钻井液密度窗口。

1 地质概况及钻井情况

鄂尔多斯盆地陕北斜坡为西倾单斜构造，地层倾角总体为3°～8°。中生界埋深从斜坡西北部向东南部逐渐变浅，中生界页岩层埋深350～1300m。

目的层延长组长7页岩岩性致密，由泥页岩或粉砂岩、细砂岩薄互层组成，厚度由几米到几十米，裂缝、层理发育，电性曲线突出，表现为高电阻、高伽马、低电位的特征。

井壁稳定性问题在水平井中更为明显，尤其是在钻进页岩水平段时，更容易发生井壁失稳、井漏等问题。

2 安全钻井液密度窗口确定方法

钻井液密度在钻井过程中是可控的，但安全钻井液密度的调整应维持在一个合理的窗口内，安全钻井液密度上限等于该段地层各深度破裂压力的最小值，安全钻井液密度下限应等于该段地层各深度坍塌压力和孔隙压力的最大值[3]。地层孔隙压力可根据已钻井的测井资料由国内外普遍采用的Eaton法估算，坍塌压力和破裂压力可根据井周围岩应力状态建立相应方程，经过坐标系的转换结合相应的破坏准则求取[4]。

2.1 井周应力分析

在原始地层中，地层孔隙被流体饱和且处于应力平衡状态，当给定一个钻井液压力钻进时，井眼周围应力状态被破坏。不同地层在力学性质上存在不同的各向异性，页岩由于其特殊的沉积环境，在结构面上存在一定的层理结构[5]。

图1所示为钻进层理时井眼周围应力分布情况。层里面不同方向存在6个应力分量，包含3个主应力和3个剪应力，主要应用于有效应力分析计算中[3]。

考虑6个应力分量，结合坐标系转换(图2)，基于达西渗流，可求得井眼周围有效应力分布为：

(1)

(2)

σr=pm-φ(pm-pp)σθ=(σxx+σyy)-2(σxx-σyy)cos2θ- 2τxysin2θ-pm-φ(pm-pp)σz=σzz-2v(σxx-σyy)cos2θ- 4vτxysin2θ-φ(pm-pp)τθz=2[τyzcosθ-τxzsinθ]τrθ=τrz=0

(3)

式中σxx、σyy、σzz——主应力分量，MPa；

τxy、τxz、τyz、ττθ、τθz——剪应力分量，MPa；

σH、σh、σz——最大、最小水平主应力和垂直地应力，MPa；

β、α、θ——井斜角、方位角和井眼圆周角，(°)；

τr、τθ,τz——井壁径向、切向和垂向应力，MPa；

τrθ、τθz、τrz——井壁剪应力分量，MPa；

pm——钻井液柱压力，MPa；

pp——孔隙压力，MPa；

φ——地层孔隙度，%；

v——岩石泊松比，无量纲。

2.2 坍塌压力计算模型

σr=pm-φ(pm-pp)σθ=3σxx-σyy-pm-φ(pm-pp)σz=σzz+2v(σxx-σyy)-φ(pm-pp)τθz=-2(τyz+τxz)τrθ=τrz=0

(4)

2.3 破裂压力计算模型

井壁发生破裂的主要原因是钻井液柱压力过高，井壁围岩所受的周向应力超过岩石的拉伸强度。破裂一般发生在周向应力最小处，即θ=0°或π。此时可求得井周围岩的周向应力：

σr=pm-φ(pm-pp)σθ=3σyy-σxx-pm-φ(pm-pp)σz=σzz+2v(σxx-σyy)-φ(pm-pp)τθz=2τyzτrθ=τrz=0

(5)

2.4 坍塌破裂准则

根据摩尔—库伦(Mohr—Coulomb)准则，岩石发生剪切破坏时必须克服岩石固有剪切强度及作用面上的剪切强度，即：

τw=Sw+μwσw′

(6)

式中τw、σw′——作用面上的剪切应力和主应力合力；

Sw、μw——岩石的内聚力和内摩擦系数。

产科护理中面临的风险有很多,产科护理质量直接关系到母婴的安慰,如果存在护理失误或者差错情况,都可能导致非常严重的后果。所以对于产科护理而言,做好护理风险管理,有效规避护理中可能出现的风险具有重要意义。在具体实施中,一方面需要提升护理人员的法律意识,自觉树立风险防范意识,并且要做好护理各个环节的监控,保证履行好岗位职责,确保工作标准的严格执行,护理人员要规范书写护理文书,及时、客观、准确填写好护理记录单。除此之外,必须建立风险管理机制并在实施中不断完善,对产科高危对象以及高危范围进行确定,建立高危患者交接班制度,提升护理人员的责任感以及防范意识。

将τw、σw分别用主应力σ1、σ3表示，之后带入摩尔—库伦准则[7-8]，可求得维持井壁稳定的临界钻井液密度公式，即：

f=M(σ1-σ3)-sinφ(σ1+σ3-

2αpp)-2Swcosφ=0

(7)

其中：

式中φ——内摩擦角；

α——有效应力系数。

最后，在求取坍塌压力最小值后与孔隙压力进行对比，取坍塌压力与孔隙压力最小值，根据安全钻井液密度窗口定义，可求得密度范围为[9-10]：

(8)

3 参数求解

3.1 孔隙压力大小

为了计算安全钻井液密度窗口，首先需要对区域内地层的孔隙压力进行评估。通常利用Eaton法对地层的孔隙压力进行评估。延长油田长7页岩储层区域内孔隙压力在0.98～1.02g/cm3之间，属正常压力水平(图3)。

3.2 地应力大小及方向

目前，国内普遍采用Kaiser声发射实验测定地应力大小，地应力方向根据邻井测井资料及压裂裂缝监测曲线获得。为了确定区域内地层的地应力大小及方向，以富页2井为例，对岩心进行了室内Kaiser声发射实验(图4)。

图4显示了富页2井长7段部分岩心的应力—能量—时间关系，通过室内实验解释，结果如表1所示，两个水平主应力之间的差异不大，最大水平主应力平均为22MPa，最小水平主应力平均为18MPa。在3个主地应力中，取上覆岩层平均密度为2.45g/cm3，上覆岩层压力为34～40MPa，为最大主应力。

表1 长7段主应力测试结果表

最大水平主应力的方位根据延页平1井的测井解释结果及压裂裂缝监测得出。表2为延页平1井长7段部分测井解释结果，水平主应力较为离散，存在一定的扭转现象，取最大水平主应力平均方位为北偏东78°。对前期压裂裂缝监测资料分析发现，最大水平主应力方位取北偏东78°是合适的。

表2 延页平1井长7段页岩组测井解释结果表

3.3 参数选取

为了预测安全钻井液密度窗口，需要对模型中的岩石力学参数进行测定。根据延页平1井的钻井资料，结合岩心室内岩石力学实验，获得了页岩储层的平均弹性模量(16.8GPa)、泊松比(0.16)、抗压强度(50～60MPa)和抗拉强度(1.5～2.3MPa)。取上覆岩层压力当量密度为2.44g/cm3，最大、最小水平主应力当量密度分别为2.14 g/cm3、1.66g/cm3，最大水平主应力方位取北偏东78°，此方位将用于井壁稳定计算模型中。

4 实例计算

以柳评171井1750～1800m井段的页岩气储层为例，对延长组页岩气储层水平井坍塌压力随井斜角和方位角的变化进行了计算，计算结果如图5所示，在井斜角小于50°的条件下，沿着最大水平主应力方位钻进时井壁坍塌压力最大。

根据坍塌压力及破裂压力计算模型，结合地层的孔隙压力计算及储层岩石力学参数求解，分别对延页平2井和延页平3井页岩段安全钻井液密度窗口进行了计算，结果如图6所示。从图6可以看出，这两口井页岩段的安全钻井液密度窗口相近，考虑漏失压力曲线，水平段安全钻井液密度窗口在1.20～1.21 g/cm3之间，实际钻井过程中钻井液密度以靠近下限为准，保证低密度快速钻井作业。

根据延页平2井和延页平3井的工程设计资料结合模型预测钻井液密度，对两口井水平段部分井段进行了对比(表3)，结果发现，两口井的安全钻井液密度窗口相近，水平段钻井液密度在1.20～1.21g/cm3之间。在实际操作中，综合考虑地层因素及理论计算结果后，水平段实际钻井液密度取1.20～1.21g/cm3，在钻进页岩气主力储层时可避免井漏和井壁坍塌事故的发生。

表3 钻井液密度对比表

5 结论及建议

(1)室内岩石力学实验表明，延长油田页岩气储层地应力各向异性不明显，在进行安全钻井液密度窗口计算时可忽略应力各向异性影响。

(2)模型预测的安全钻井液密度窗口与实际钻井相近，结合延长油田陆相页岩气储层特点，推荐页岩气水平井钻井现场使用钻井液密度维持在1.20～1.21g/cm3之间，可确保水平井安全快速钻进。

(3)页岩气井的井壁稳定是力学和化学作用共同引起的，钻井液密度仅仅是影响井壁稳定的一个因素，在确定安全钻井液密度窗口的同时，要尽量避免在易漏易塌井段钻井管柱的波动，建议优化井底钻具组合(BHA)，优化钻井液配方。

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Study of Safe Drilling Mud Weight Window for Shale Gas Horizontal Well in Yangchang Oilfield

Wan Xin, Wu Jinqiao, Yang Chao, Wang Hongjuan

[ResearchInstituteofShaanxiYanChangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi’anShaanxi,710075]

To solve the wellbore stability issue arising from the drilling process of shale gas horizontal wells in Yangchang Oilfield, calculation was made for reasonable safe drilling mud weight window. The parameters of shale reservoir were acquired by means of the data of the existing shale gas wells in Yangchang Oilfield and indoor experimental study. The porous pressure of Chang 7 shale is 0.98～1.02g/cm3, belonging to the normal pressure level. The differential between the two main stresses is not large. The maximum horizontal main stress is 22 MPa on average while the minimum horizontal main stress is 18 MPa. The average position of maximum horizontal main stress is N—E 78 degrees. Based on the rock mechanics experiment, a series of parameters of the shale reservoir were acquired, such as the average elastic modulus (16.8GPa), the Poisson ratio (0.16), the compressive strength (50～60MPa), and the tensile strength (1.5～2.3MPa). The results of the model indicated that the wellbore collapse pressure is at maximum when drilling along the position of maximum main stress at the well deviation angle of less than 50 degrees. Taking into account the leakage pressure curve, the safe drilling mud weight window of shale gas horizontal section is 1.20～1.21g/cm3. The drilling mud density should be close to the lower safe mud weight window in the actual drilling process to ensure low-density quick drilling service.

shale gas; horizontal well; safe mud window; fracture pressure; collapse pressure

国家863计划“页岩气勘探开发新技术”项目(2013AA064501)。

万鑫(1985年生)，男，硕士，工程师，现主要从事钻完井工艺技术研究。邮箱：379863878@qq.com。

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