井研地区筇竹寺组页岩储层水平井钻井井壁稳定性评价

川西南井研区块筇竹寺组页岩气具有良好的开发前景,但由于对其岩矿组分、力学性质、水化特征等认识程度较低,钻井井壁稳定性认识不清,导致出现掉块、阻卡等复杂情况。为了充分认识该区寒武系筇竹寺组地层的井壁稳定性,明确粉砂质页岩水化作用及其对坍塌压力的影响规律,在岩石力学实验的基础上,研究不同钻井液浸泡时间对岩石力学参数的影响规律,建立考虑水化作用的井壁稳定性预测模型,分析不同井斜方位下坍塌压力的差异。研究结果表明:筇竹寺组伊蒙混层含量高,具有一定膨胀性,水化作用后导致岩石强度降低,对井壁稳定性有较大影响;不同钻井液体系对井壁稳定性的影响有差异,总体上油基钻井液更有利于井壁稳定;考虑了水化作用的井壁稳定预测模型更加符合实际,以此为依据,通过优化钻井液设计可以有效降低井壁失稳风险,提高钻井时效。

准噶尔盆地中部永进油田超深井井壁稳定钻井液技术

永进油田位于准噶尔盆地中部Ⅲ区块,储层为侏罗系西山窑组,油气埋藏深,地质构造复杂。前期勘探中采用四开制井身结构,随后调整为三开制,二开及以下地层钻进过程中复杂情况频发,井壁稳定性差,钻完井时效低,且前期已完钻井储层污染严重,制约了永进油田勘探与开发进程。为此,基于对该区超深井钻井液技术难点的分析,制定了相应的稳定井壁技术对策,据此针对二开长裸眼井段,研选聚胺强抑制钻井液体系;针对三开复杂地层,研选合成基强封堵钻井液体系。两种钻井液体系经过评价实验与现场应用,均获良好结果。评价实验结果表明,两种钻井液体系均具备较强的抑制性能、封堵性能,针对三开复杂地层的合成基强封堵钻井液体系兼具储层保护性能。两种钻井液体系在永进油田9口井的现场试验应用结果表明:(1)两种钻井液体系辅以现场施工工艺,所形成的超深井井壁稳定钻井液技术切实可行,能够保证应用井在二开长裸眼井段及三开复杂地层钻进过程中井壁稳定,起下钻通畅,中完及完井作业顺利;(2)对比前期完钻的8口井,应用超深井井壁稳定钻井液技术顺利完钻的9口井,井身质量明显提高,钻井、完井时效显著提升(平均钻井周期缩短69.61%,平均完井周期缩短65.29%,平均机械钻速提高80.88%),取得了良好的优快钻井效果;(3)钻井液对储层的污染性小,取得了良好的储层保护效果,应用井完井试油获得稳定高产工业油气流,首次实现了对永进油田油气储量的有效动用。结论认为,井壁稳定钻井液技术在永进油田超深井钻井中的成功应用,为该区块的后续勘探开发提供了有力保障,对其他区块超深井或存在井壁失稳问题井的钻井液技术研究亦有参考意义。

基于D-P准则的天然气水合物井壁稳定性研究

钻井过程中,钻井液对水合物地层产生热交换作用,同时钻井液侵入会影响水合物稳定,两者均引起井周应力场变化,导致井壁坍塌等复杂情况,严重制约着天然气水合物资源高效开发。基于线性热弹性多孔介质理论建立了热流固耦合的水合物斜井井周应力模型,引入欧拉变换考虑三维地应力大小和方向的随机性,采用D-P准则强化中间主应力对水合物井壁稳定的影响,并开展了井斜角/方位角、水合物饱和度、井壁渗透性以及钻井液温度等因素对水合物井壁稳定的研究。研究结果表明:井斜角对井壁的稳定性具有更大的影响,井斜角每增加30°坍塌压力变化0.155 MPa,方位角每增加30°坍塌压力变化0.112 MPa。水合物从高到低饱和度的分解过程,前期地层强度缓慢降低,后期快速降低。水合物地层的有效孔隙度增加使得钻井液侵入量增加,致使地层有效应力降低,导致地层的变形和破裂,增加井壁失稳风险。水合物地层对高于相平衡温度(285 K)的钻井液较为敏感,每升高1 K坍塌压力当量密度约增加0.0069 g/cm^(3),相反则表现较为迟钝。在进行钻井作业时,选用合适的高抑制性、低温钻井液有助于控制水合物的分解以及减少钻井液侵入,进而降低水合物井壁失稳风险。研究结果可为天然气水合物井壁稳定性研究提供参考。

丁山常压区井壁稳定性测井评价及钻井应用

通过测井资料建立了丁山常压区地层井壁稳定性压力剖面。根据稳定性剖面特征,该区以地层坍塌压力分层特征明显,在龙潭组及龙马溪组坍塌压力相对较高,钻井中需要考虑井壁失稳风险,采用二开制井身结构有利于实现安全高效钻井。研究成果为钻井井身结构优化和安钻井液密度设计提供依据,有效提高了钻井效率,应用效果良好。

中国南海神狐海域水合物储层井壁稳定可靠度分析

天然气水合物具有巨大的潜在经济和环境价值,其开发利用对国家能源安全和实现国家碳达峰碳中和的“双碳目标”具有战略意义。我国天然气水合物资源主要分布于南海海域,海洋环境的复杂性和隐蔽性使工程测量数据具有较大不确定性,影响钻井安全。目前未见有水合物储层井壁稳定可靠度研究。为定量评估在我国南海神狐海域水合物储层钻井风险,基于水合物储层钻井井壁稳定解析理论和南海神狐海域具体地质条件,结合可靠度分析方法中的改进一次二阶矩法和响应面法,研究南海神狐海域水合物储层钻井井壁失稳概率分布特征,分析该海域井壁失稳概率及安全钻井液压力窗口对主要参数均值和不确定性的敏感性,结果表明:(1)若测量数据足够精确,在我国南海神狐海域水合物储层进行钻井活动的安全性较高,安全钻井液压力窗口也较大。测量数据的不确定性增大将使井壁失稳概率显著升高,缩窄安全钻井液压力窗口。(2)较低的钻井液温度对降低井壁失稳概率略有帮助,且能明显地扩大安全钻井液压力窗口。(3)5个主要参数的均值和不确定性对井壁失稳概率的影响次序相同,均为初始地应力>初始内摩擦角>弹性模量比>初始黏聚力>初始弹性模量。实际工程中对初始地应力数据精确测量,能够显著提高水合物储层钻井井壁稳定性。

钻井过程中井壁稳定性分析与加固技术

井壁稳定性在钻井工程中具有至关重要的地位,它直接关系到钻井活动的安全与效率。本文开篇即明确了井壁稳定性的核心意义,并对其进行了全面而深入的研究。研究涵盖了地层性质、钻井液对井壁的影响以及井壁失稳的机制等多个方面。在此基础上,本文进一步探讨了井壁固化的先进技术,包括机械强化、化学固化以及一种创新的综合加固方案。机械强化主要依赖于物理方法,而化学固化则是通过改变井下岩石的物理和化学特性来增强其稳定性。综合加固策略则巧妙地融合了两种技术的优势,为井壁加固提供了一套完整的解决方案。本文旨在为钻井工程中的井壁稳定性问题提供科学的理论依据和实践指导,以确保钻井活动的安全高效进行。

苏北陆相页岩油储层井壁稳定性能评价

为解决苏北陆相页岩油储层钻进过程中卡钻频发、成井难度大等技术难题,开展了地质特征和室内实验评价分析,结果表明苏北陆相阜宁组二段泥页岩黏土矿物含量高,以伊/蒙混层为主,具有一定的水化分散性能,并具有明显的双亲性润湿特征。阜宁组二段泥页岩层理性强,钻井液滤液在压差和自吸作用下沿地层微裂隙侵入地层,引起泥页岩的局部水化,产生水化膨胀压,导致大量微裂缝延伸扩展,岩石整体性破坏,力学参数显著劣化,致使井壁失稳。据此针对性地制定了强化抑制+高效封堵+润湿反转的井壁稳定控制技术对策,达到外防水侵、内控膨胀的井壁稳定效果,可为后期陆相页岩油气水平井施工提供参考和借鉴。

山古区块井壁稳定钻井液体系优化及应用

针对山古区块施工中钻井液技术难点,通过分析前期钻井液体系的局限性,优选胺基聚醇、多级配封堵剂和防水锁剂,优化聚合物防塌钻井液体系配方,形成聚胺复合封堵防塌钻井液体系。评价实验表明,优化后的聚胺复合封堵防塌钻井液体系抑制性及封堵性强,储层适应性好。聚胺复合封堵防塌钻井液体系在山古区块进行了现场应用,体系应用井平均钻井周期61.69 d,平均机械钻速4.84 m/h;施工中井壁稳定,解决了棕红色泥岩水化、井壁失稳及储层保护的难题,取得良好的现场应用效果。

鄂尔多斯盆地西缘冲断带深井井壁稳定性研究

鄂尔多斯盆地西缘冲断带深层页岩气井钻井工程中垮塌、漏失、卡钻等复杂情况频发。为保障安全高效钻井,降低勘探开发成本,早日实现该区深层海相页岩气资源的经济高效开发,基于地应力、岩石力学等室内物理实验,结合现场工程参数及塌漏信息,考虑力学弱面影响,建立西缘冲断带深井全井段地层力学参数、全井段四压力剖面模型,评价不同岩性地层力学参数分布规律,揭示了西缘冲断带深井井壁坍塌、漏失等失稳机理。结果表明:羊虎沟组以上砂泥岩地层强度较低,为20~100 MPa,拉什仲组至桌子山组灰岩强度较高,超过100 MPa。较大的水平主应力差,发育的裂缝带、煤层是诱发井壁失稳的主要原因。建立的西缘冲断带深井岩石力学性能及四压力剖面预测,可为该地区井身结构优化设计,关键工程参数选取提供科学依据。

基于数据分析的随钻井壁稳定技术研究与应用

为分析某3井在钻进过程中遇到大量井壁失稳,导致两次卡钻事故的问题,以井壁失稳与卡钻机理分析为目标,通过邻井资料审核,对测井、钻井等资料的适用性和完整性进行检查,基于数据情况建立一维岩石力学模型,得到该区域东营组存在明显超压,最大孔隙压力为1.4~1.5 g/cm^(3),建立一套基于有限量历史数据资源且工程可操作的井壁稳定分析方法。以此指导钻井作业,减少复杂情况及事故的发生。

鱼骨状分支水平井开采过程井壁稳定性分析

鱼骨状分支井是实现少井高产的重要技术手段。由于分支井眼多采用裸眼完井,开采过程中分支井眼的稳定性对油气井的产量有着重要的影响。基于有限元方法研究分析了油气开采过程中鱼骨状分支井眼的井壁稳定性特征,对产出介质、生产压差、井眼夹角等对分支井眼稳定性的影响规律进行了分析,能够为鱼骨状分支井完井技术措施的优化提供依据,有效保障油气井开发寿命和单井产能。

库车坳陷超深油气藏钻井井壁稳定性分析研究及应用

库车坳陷克拉苏构造带超深油气储层具有埋深大、温度高、岩性变化大、应力场高等特点,导致基于常规井壁稳定性分析方法计算的钻井泥浆密度窗口不准,造成钻进过程中井壁失稳频发,给钻井安全和环境保护带来隐患.通过考虑温度效应对井筒应力的影响,加入基于Mohr-Coulomb破坏准则的弱面(裂缝)失稳条件,提出了一种根据岩石、弱面不发生剪切失稳的最小泥浆密度和不发生张性失稳的最大泥浆密度,以及孔隙压力和最小水平主应力的当量泥浆密度6个参数,共同确定超深储层钻井安全泥浆密度窗口的取值方法.实际资料应用结果表明,该方法对库车坳陷博孜区块超深复杂地层的坍塌压力和漏失压力的预测具有很好的适用性和准确性,为实际钻井施工设计提供有效参考.

长庆油田区块井眼尺寸效应与井壁稳定性分析

为了研究长庆油田区块井眼尺寸与井壁稳定性的关系,对不同开孔直径的岩样进行单轴抗压强度试验,得到开孔直径与抗压强度的关系,并以此建立考虑井眼尺寸效应的井壁坍塌压力、破裂压力的数学模型,计算得到钻井液坍塌压力当量密度与破裂压力当量密度。结果表明:井眼尺寸减小,抗压强度随之增加,对应的坍塌压力减小且破裂压力增加,钻井液安全密度窗口范围随之扩大,井眼尺寸减小有利于井壁稳定。研究对小井眼现场安全钻井有一定的指导意义。

基于瞬态热流固耦合的钻井井壁稳定性分析

钻井过程中,钻井液循环对井壁和地层岩石产生热交换作用,同时钻井液滤失对地层产生渗流作用,两者都会引起井周应力场的改变,影响钻井液密度参数设计,严重时会导致井壁坍塌等复杂情况。文中根据线性热弹性多孔介质理论计算了温度变化对井壁和井周地层产生的井周热应力,依据达西渗流模型和渗流控制方程计算了瞬态条件下的地层孔隙压力和井周渗流应力,依据线性叠加原理求得了瞬态热流固耦合模型的井周应力,并利用摩尔-库伦准则和抗拉强度准则分析了温度与渗流对井壁稳定性的影响。结果表明:钻井液循环对地层降温会降低地层坍塌压力和破裂压力,在井壁钻井液柱压力恒定的情况下,井周坍塌失稳区域减小,破裂失稳区域增大;钻井液向地层滤失渗流会增大地层坍塌压力和破裂压力,在井壁钻井液柱压力恒定的情况下,井周坍塌失稳区域增大,破裂失稳区域减小。计算结果对钻井过程中确定合理的钻井液密度和类型以维持井壁稳定具有指导意义。

基于岩屑录井图像的井壁稳定性智能预测方法

钻井现场通常利用岩石力学的分析结果对井壁稳定性进行预测,但其时效性普遍较差。为此,利用实时的岩屑录井图像资料建立了包括16种掉块形状和岩性的图像样本库,并以深度学习网络的高效特征提取技术为基础,建立了一种基于掉块图像特征的井壁失稳类型分析模型,针对钻井返出砂样图像中的掉块图像进行形状和岩性识别,以判定钻进地层和井壁失稳的类型。研究结果表明:①使用ShuffleNetV2网络作为智能系统基础架构,在单元模块中引入了XConv卷积核并行分支和SimAM注意力机制模块,强化了网络对掉块图像标志性特征信息的关注度;②对ShuffleNetV2网络中的Stage 2、Stage 3和Stage 4进行了多通道特征融合算法的设计,保留了掉块轮廓关键特征,最终改进的ShuffleNetV2网络模型对掉块形状及岩性的识别准确率为90.56%。结论认为,现场应用的效果验证了该方法的可靠性,从砂样图像输入到结果输出用时低于1 s,识别结果与地质资料以及施工过程的工况基本吻合,该方法能满足现场对井壁稳定状况快速感知的现实需求。

应力卸载-水化协同作用下页岩井壁稳定性模型

采用三轴实验与剪切实验,以横观各向同性理论与弱面准则为依据,融合钻井应力卸载与水化作用下的力学损伤,建立了应力卸载-水化协同作用下的页岩井壁稳定模型,开展了页岩地层井壁稳定性影响因素分析。研究表明:页岩钻开后发生应力卸载,围压、轴向应力越大,应力卸载造成的页岩强度弱化越显著,应力卸载幅度与页岩力学强度弱化程度正相关。页岩层理越发育,越易沿层理破坏,应力卸载时,弱结构面与应力卸载协同作用,页岩强度弱化程度越高,力学稳定性越差,井壁失稳风险越大。外部流体易沿层理侵入,促进页岩水化,水化作用同样使页岩力学稳定性变差,降低井壁稳定性。应力卸载对页岩地层坍塌压力的影响主要发生在钻井前期,水化损伤对井壁失稳的影响主要发生在钻井后期。层理、应力卸载、水化作用共同影响页岩井壁稳定性,应力卸载-水化协同作用下页岩井壁稳定性模型综合考虑了三者的影响,经现场应用检验,预测结果符合钻井实际,可靠性较好。

冀东NP280 Es_(3)^(1)井壁稳定钻井液技术

针对冀东油田南堡280区块多口井钻遇至沙三1亚段(Es_(3)^(1))时发生井壁失稳,研究表明区块内泥岩遇水易产生水化作用,其漏失段间裂缝发育,裂缝多为中高角度裂缝,原裂缝宽度(0.1~100μm)受压力等诱导因素后变大导致成为致漏性裂缝漏失频繁,同时也会诱发大规模的掉块从井壁上剥落进而导致了井下的坍塌卡钻等井下复杂问题。对南堡280区块破碎地层进行井壁稳定机理、评价方法的相关研究,以原三开抗高温抑制钻井液为基础,进行室内优化实验,构建了适合诱导性裂缝地层的强封堵性井壁稳定钻井液,现场应用表明该钻井液体系可有效防止Es_(3)^(1)地层的坍塌失稳问题,具有重大的推广应用意义。

考虑气水两相流固耦合下可燃冰降压分解对井壁稳定性影响

海域可燃冰常赋存于低温高压深水浅层松散沉积物中,起胶结和骨架支撑作用;可燃冰分解相变,引起储层渗透率改变,直接影响气水两相流体的渗流特征与热质传递,制约可燃冰的持续分解;同时可燃冰的分解会降低含可燃冰沉积物储层的抗剪强度和承载力,降低井壁稳定性。考虑可燃冰分解相变、传热传质和气水两相渗流过程,基于流固耦合渗流理论,建立描述含相态变化的可燃冰降压开采热-流-固(T-H-M)耦合模型,对可燃冰储层降压开采气水两相流动规律、孔隙度和渗透率等物性参数演化规律进行描述,并对井壁稳定性进行研究。结果表明:随着可燃冰的分解,甲烷气体饱和度较水饱和度明显增大,井周气体饱和度明显高于水饱和度;储层发生塑性屈服后,塑性区内渗透率和有效孔隙度显著增大,而弹性模量和黏聚力大幅度减小;开采时间越长,生产压差越大,储层塑性屈服区域越大,井壁稳定性越差。

永川南区深层页岩气水平井小井眼井壁稳定性研究

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:①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;②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;③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:①钻井液浸泡前后,不同井眼尺寸对井壁稳定性影响不大;②6.5 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。

基于井眼坍塌角度和坍塌深度预测模型的泥岩水平段井壁稳定性评价方法

在水平井钻进过程中,泥岩水化会导致岩石强度逐渐降低。目前依据临界坍塌压力确定的钻井液密度只能维持初始阶段井眼平衡,难以保持整个钻进过程中水平井井壁稳定。为此,根据线弹性岩石力学理论,结合Mohr-Coulomb准则,建立了泥岩水化后的井眼坍塌角度和坍塌深度模型,分析不同地应力作用下井眼的破坏程度和扩径率。结果表明,井眼坍塌深度随着岩石强度衰减而增大,总体坍塌面积增大;随着岩石浸泡时间增加,岩石强度和弹性模量逐渐减小,岩石泊松比和内摩擦角逐渐增大,适时调整钻井液密度才能减少岩石强度衰减造成的井眼坍塌。在一口水平井案例应用中,利用建立的岩石强度衰减井眼扩径率模型,设计了井眼扩径率与合理钻井液密度匹配图版,根据该图版适时定量调整钻井液密度,可有效改善井眼坍塌风险。该方法可为水平井地层强度衰减的井壁稳定评价及合理钻井液密度设计提供理论依据。