泥页岩井壁失稳原因及对策分析

分析了引起井壁失稳的因素,介绍了防止井壁失稳的各种措施。泥页岩渗透水化对井壁失稳起决定性作用。要避免井眼失稳的发生,必须合理选择钻井液组分、钻井液处理方法,尤其是调节好钻井液的滤失量和矿化度。对各种失稳情况,应采取不同的措施加以防范。

泥页岩压力传递特性的实验研究

井壁失稳一直是困扰油气井工程的难题,泥页岩渗透特性的定量测定是评价泥页岩井壁稳定性的重要指标之一。由于泥页岩的低渗透性,无法利用常规方法测定,借助于泥页岩水化-力学耦合模拟实验装置(SHM仪)和压力传递实验新技术,定量测定了泥页岩渗透率,评价了钻井液处理剂阻缓压力传递特性及效果,并分析了其作用机理,为高效水基防塌钻井液体系的研制和开发奠定了室内实验基础。

水基硅酸盐钻井液的页岩井眼稳定性研究

结合室内实验数据,分析了硅酸盐钻井液粘土稳定作用的主要影响因素。结果表明,硅酸盐的模数在2.8—3.2、加量在3％—5％时钻井液抑制性能较好,无机盐与硅酸盐的协同效应提高了硅酸盐的抑制性能。提出硅酸盐稳定页岩井壁的机理为:硅酸盐形成凝肢与沉淀堵塞微裂缝与页岩孔隙,阻止滤液进入地层,减少压力穿透;抑制粘土矿物水化膨胀与分散;与无机盐协同作用阻止水进入地层;与粘土矿物反应导致渗透率降低等。

泥页岩比表面积测定方法研究

泥页岩比表面积与泥页岩水化特性、力学性质以及渗水性密切相关,是评价泥页岩井壁稳定性的关键参数。实验研究证明,EGME法和亚甲基蓝吸附法是重复性好、准确可靠的泥页岩比表面积测定方法。其中,亚甲基蓝法更简便易行。亚甲基蓝法测定比表面积主要与吸附时间、动静状态、岩样粒度及离子交换预处理等因素有关,特别是受亚甲基蓝溶液初始浓度的影响最显著。

油基钻井液的封堵性能研究与应用

在涠洲12-1北油田一期工程中使用油基钻井液后事故率明显降低,但仍未能彻底解决涠二段硬脆性泥页岩井壁稳定性问题。对进一步加强油基钻井液的封堵能力进行了室内研究。通过在油基钻井液中引入超微细颗粒材料、纤维材料、变形材料和粘弹性材料,可大幅度提高其封堵能力。在涠洲12-1北油田二期工程中应用了加强封堵能力的油基钻井液,结果钻井施工非常顺利,几乎无井下复杂事故。室内评价及二期工程实践结果表明,增强油基钻井液的封堵能力对保持硬脆性泥页岩井壁稳定至关重要。

泥页岩水化的定量分析

定量测定泥页岩的表面水化水和渗透冰化水有助于认识其水化机理,分析水化对井壁稳定的影响,还有助于研制抑制性处理剂。介绍了泥页岩水化水的定量分析方法。结果表明,用水汽等温吸附法测定表面水化水量,用膨胀法测膨胀水量进而计算渗透水化冰量的实验研究方法是可行的。

泥页岩井壁稳定力学与化学的耦合研究

基于井壁失稳的根本原因在于力(包括地应力和化学力)的作用观点,研完了垂直井中井壁稳定力学与化学的耦合作用。通过试验得出了模拟井下环境中井眼周围泥页岩与钻井液相互作用的规律,得到了地层水化效应模型、井壁周围泥页岩吸水量与距离和时间的关系式以及泥页岩水化膨胀应变与吸水量的关系等。最后,提出了水化作用下井眼周围泥页岩应力的简便计算方法,即:①求解由吸水膨胀引起的井壁周围泥页岩应力分布,②根据有限元方法计算由地应力的非均匀性引起的井壁周围泥页岩应力分布,并迭加到①中求解的应力中去。指出在计算中应考虑不同距离处因井眼周围泥页岩含水不同而引起的材料力学参数的变化。

彭页2HF井油基钻井液技术

彭页2HF井是部署在彭水区块的一口重点页岩气勘探水平井。该区页岩微裂隙发育、伊蒙混层含量较高,滤液进入地层后,与黏土矿物、微裂缝发生综合作用,井壁极易失稳;同时由于页岩微裂隙发育,极易发生井漏,且地层承压能力低;该井水平段长达1 650 m,对井眼清洁要求高。因此,井壁失稳、井漏频发和井眼清洁要求高是本井施工主要技术难点。笔者在分析彭水区块页岩矿物成分和裂缝分布的基础上,制定了相应的技术措施,进行了油基钻井液现场应用,取得了显著效果,创造了国内陆上页岩气水平井水平段和水平位移长度新纪录。该井的成功实施,对于国内其他地区页岩气水平井油基钻井液技术施工具有指导和借鉴作用。

页岩水平井用高性能油基钻井液研究与应用

国内页岩油气水平井用油基钻井液(OBM)存在切力低、流变性能差等问题,难以完全满足页岩油气长水平井钻井施工井壁稳定与井眼清洁的技术要求。针对上述问题,在借鉴国外先进技术的基础上,开展了页岩油气水平井用OBM体系构建,在研发核心处理剂的基础上,形成了一套高性能油基钻井液体系,对其综合性能进行了系统研究,该钻井液体系整体性能指标达到国外同类钻井液体系水平。该油基钻井液在彭页2HF井水平段钻进中进行了成功应用,并创造了国内陆上页岩气水平井水平段和水平位移最长的新纪录。高性能油基钻井液技术的成功研究与应用,提高了我国高性能油基钻井液技术的自主化水平。

深层脆性页岩水平井裸眼完井井壁稳定性研究

常规页岩气储层改造工艺为套管射孔与多级压裂改造相结合,施工成本高、周期长,若实施水平井段裸眼完井可一定程度降低成本、缩短周期,但水平裸眼井段井壁稳定是实施裸眼完井的前提条件。通过对威荣地区龙马溪组页岩水理化及力学性能进行实验研究,结合建立的裸眼完井理论模型评价威荣地区页岩水平段裸眼完井井壁稳定性。结果表明,龙马溪组页岩为脆性层理页岩,岩体较为致密,力学强度高,力学各向异性明显;现场油基、水基钻井液对岩石膨胀性能及力学性能的改变不明显,现场所用钻井液与该地层配伍程度高;井眼轨迹、层理缝走向、力学各向异性等可对裸眼井段稳定性产生影响,致使不同方向井筒内应力差异明显,沿最小水平主应力方向钻水平井井壁稳定性最好,完井工况下井壁坍塌压力当量密度在1.26 g/cm^3,完井投产初期井壁存在轻微崩落掉块,但崩落范围小于30°,判断认为威荣区块龙马溪组页岩地层可考虑采用水平井裸眼完井方式。

一种多功能水基钻井液在临盘油田的应用

胜利临盘油区济阳坳陷惠民凹陷营子街断裂带在钻井中易出现井壁严重失稳垮塌现象,针对该区块地层特点,通过室内试验,优选出了适合该区块的一种多功能水基钻井液体系,用正电胶、聚合物控制地层造浆,用聚合醇、双保型纳米乳液(SDJ-3)增强钻井液的防塌性,并对该钻井液体系的性能进行了综合评价。现场应用表明,该钻井液体系具有良好的流变性,携砂能力强、润滑效果好、抑制性强、性能稳定且能防止井壁失稳,保护油气层,提高机械钻速,实现近平衡压力钻井。

钻井液和泥页岩间的传递作用对井壁稳定的影响

钻井液和泥页岩接触后必然会发生一系列复杂的传递和相互作用，分析研究它们间的传递和相互作用及其对井眼稳定性的影响有助于认识泥页岩井壁失稳的机理，有助于设计新的和完善旧的防塌钻井液体系，从而更好地解决泥页岩井段井壁失稳问题。在分析钻井液和泥页岩间的传递作用及其机理的基础上，详细分析了传递作用对井壁稳定的影响。认为钻井液和泥页岩间通过扩散、对流和渗透三种机理而发生水分子和溶质的传递，水力压差和化学势差是主要的驱动力由化学势差产生的渗透压力的驱动具有瞬变特征。钻井液和泥页岩间的传递作用通过改变页岩与流体间相互作用、改变地层孔隙压力，改变近井壁页岩含水量和胶结完整性等途径而影响井壁稳定。

硬脆性泥页岩井壁稳定剂的研究

针对辽河油田双南等地区井壁不稳定问题，研制了一种硬脆性泥页岩井壁稳定剂──ＪＨＳ。这是一种含阴、阳、非离子和有机硅等基因的多元共聚物。室内研究结果表明，ＪＨＳ对辽河油田沙河街组硬脆性泥页岩具有很好的稳定性能，其２４ｈ径向膨胀率较稳定剂Ｋ－ＰＡＭ等可降低１０％左右，热滚回收率较Ｋ—ＰＡＭ等约提高１０％以上。

水敏性泥页岩地层临界坍塌时间的确定方法

钻井过程中,井眼的形成打破了地层原来的力学和化学平衡,水敏性泥页岩地层不同程度的水化膨胀改变了井周围岩应力,同时也改变了地层的材料特性。这些改变具有时空分布的特点,给井壁地层失稳预测带来了盲目性。从泥页岩的本构关系出发,结合地层的水化特性,预测了不同钻井液密度和滤失条件下地层的临界坍塌时间,结果对实际钻井有指导意义。

钻井作业中泥页岩地层井壁稳定受温度影响的规律研究

钻井过程中钻井液和地层的温度差会引起近井地带地层温度的改变,这种非等温特性必然会对井壁的稳定性产生影响。详细研究了温度对泥页岩近井地带孔隙压力分布的影响,建立了温度场和地层孔隙压力耦合的多孔弹性模型,给出了温度和孔隙压力的计算公式;应用差分方法求解了温度场-地层孔隙压力耦合模型,分析了近井地带的温度剖面和温度变化引起的近井地带孔隙压力的分布规律,得出了冷却钻井液可以使井壁趋向稳定的结论。

强封堵油基钻井液体系在W11-4D油田的应用

中国南海西部北部湾油田的涠州组二段和流沙港组二段水敏/硬脆性泥页岩层理和微裂缝较发育,而且微裂缝发育的大小没有规律,坍塌应力大,极易垮塌,给钻井作业带来很大困难。中海油服泥浆中心对涠二段和流二段水敏/硬脆性泥页岩的垮塌机理进行了深入研究,在总结北部湾油田易垮塌地层使用油基钻井液经验的基础上,提出有效的封堵方法是以多粒径的封堵材料以及运用多种封堵机理进行综合封堵,使钻井液在近井壁附近形成一层“隔离膜”,从而增强泥饼对地层的封堵效果。通过进行一系列的室内配伍试验,形成了一套具有强封堵能力的油基钻井液体系,并将其成功应用于W11-4D油田的开发中,解决了北部湾油田泥页岩坍塌垮塌问题。

溶质离子扩散条件下泥页岩力学与化学井眼稳定模型研究

井壁失稳是钻井工程中经常遇到的一个十分复杂的问题,影响井壁稳定的因素是多方面的。以往建立的化学力学井眼稳定模型认为泥页岩表面有一层半透膜,通过引入膜效率系数,把钻井液与泥页岩相互作用所产生的力效应和纯力学结合起来。笔者认为水和溶质离子的流动改变了井壁孔隙压力,从而导致井壁失稳,在建立近井壁孔隙压力传递模型的基础上,考虑钻井液与泥页岩之间的水和离子的流动,建立了一个评价泥页岩化学与力学井眼稳定的新模型。模型计算结果表明:井眼失稳既可以发生在井壁,也可以发生在泥页岩内部,并具有时间效应:同时表明水的活度与溶液的性质是影响泥页岩井眼稳定的重要因素。

页岩水化对其力学性质和井壁稳定性的影响

在对新疆油田呼图壁地区防塌钻井液配方进行优选的基础上，进一步研究了钻井液引起的水化与泥页岩力学性质和井壁稳定性的关系。试验和计算结果表明，泥页岩水化后由于抗压强度降低，粘聚力下降，因而对钻井液安全密度窗口有显著的影响。以呼００２井泥页岩为例，水化后坍塌压力所对应的钻井液密度值提高了 ０． ２３ｇ／ｃｍ~３，破裂压力所对应的钻井液密度值降低了０．１５ｇ／ｃｍ~３。在相同的试验条件下，泥页岩水化程度与钻井液类型有关。在所使用的３种防塌钻井液中，ＫＣＩ两性离子聚磺钻井液对泥页岩的抑制作用为最好．

降低地层坍塌压力增加幅度的钻井液技术

用现有钻井液钻井时多数都要增加地层坍塌压力,不同体系引起的地层坍塌压力增加幅度不同。通过研究地层岩石与钻井液作用前后力学性质及强度的变化和它们对地层坍塌压力的影响,对羊塔克地区现用的普通聚合物/聚磺钻井液,通过加入5%～7%的KCl和1%～3%的EP-1/EP-2进行改进,研究出了能明显降低地层坍塌应力增加幅度的改进钻井液配方。应用改进钻井液的YT1-7井,与使用普通钻井液的邻井相比,钻井液密度大幅度降低,而且井壁稳定,机械钻速显著提高。

泥页岩水敏性评价新方法──比亲水量法研究

基于近代表面物理化学有关理论和试验分析，首次提出并论述了比亲水量法是泥页岩水敏性评价的科学新方法。比亲水量法能克服传统总亲水量法的局限性，特别适用于当前面临的深井硬脆性泥页岩井壁稳定性的分析研究。文中概述并试验研究了比亲水量的测定方法。试验研究表明，ＥＧＭＥ法和亚甲基蓝法均是重复性好、准确可靠的泥页岩比表面测定方法，尤其是亚甲基蓝法简便易行，成本较低。比表面积和比亲水量是泥页岩水化变形和强度变化的决定性因素：试验测得了１０种泥页岩样的比表面积和比亲水量。