井壁稳定性论文（共7篇）
井壁稳定性论文 篇1
井壁稳定问题是气体欠平衡钻井技术中难以回避的问题, 在之前的施工之中, 只能运用坍塌压力窗口与孔隙压力来确定钻井液密度。如果在施工的时候出现了井壁坍塌的问题, 则施工将没有办法继续。
一、气体欠平衡钻井技术的现状以及未来发展趋势。
1气体欠平衡钻井技术的现状分析
气体欠平衡钻井技术在降低钻井成本、缩短勘探开发周期、保护油气储层、提高勘探开发水平等各个方面都有很明显的优势。在低压储层勘探、老油田改造挖潜、难动用储量开发等各个方面都有比较独特的优势。自20世纪80年代开始, 气体欠平衡钻井技术的成功研制, 使这个技术得到了非常充分的应用。使得这个技术得到的广泛的发展。在不断钻研的过程中使得气体欠平衡钻井技术的钻井技术以及工艺得到了进一步的发展提高。就现在而言, 这项技术已经比较成熟。在很多比较发达的国家气体欠平衡钻井技术已经得到了广泛的应用, 被当成常规的技术来使用。近几年国内的气体欠平衡钻井技术发展也很快, 气体欠平衡钻井技术的使用量在不断地增加。
2气体欠平衡钻井技术的发展趋势
气体欠平衡钻井技术如今已经形成了比较有效、系统、完备、稳定的体系。气体欠平衡钻井技术发展的主要趋势是:
(1) 随着气体欠平衡钻井技术的不断发展, 泡沫钻进、雾化钻井、空气钻井等技术将会得到广泛的应用和推广。
(2) 按压欠平衡钻井技术将会得到进一步的发展。
(3) 在气体欠平衡钻井技术研究的全过程之中, 将作为欠平衡钻井的主要技术将会的到广泛的应用。
(4) 气体欠平衡钻井技术将会得到快速的发展。
(5) 气体欠平衡钻井技术得到了LED测量技术的进一步推动。
(6) 套管钻井和欠平衡钻井技术将会得到进一步的完善。
二、气体欠平衡钻井技术的优点、缺点
1气体欠平衡钻井技术的优点
气体欠平衡钻井技术能够快速发展的主要原因就是:气体欠平衡钻井技术可以很好地避免在钻井的过程中一些复杂问题的产生。可以降低开发是所需要的成本。在气体欠平衡钻井技术的过程中, 井内的循环液体的密度比较低, 气体欠平衡钻井技术可以避免复杂事故发生, 降低钻井的成本, 提高钻井的速度。在常规的气体欠平衡钻井技术中钻井液的密度比较高, 可以有效地减轻对地层的伤害, 提高油井的产能。在进行钻井的过程中, 井内的压力要比地层的压力小, 可以充分的暴漏油气层, 保护储层, 有利于增加油井产量和油气层。实时发现地质异常情况以及评价油藏。在气体欠平衡钻井技术过程中, 允许地层的流体流入到井眼当中, 有利于达到良好的地层信息得到勘探的目的。还可以降低井漏的风险, 节约钻井时的成本。
2气体欠平衡钻井技术的局限性
气体欠平衡钻井技术的主要局限性包括技术上的局限性以及经济上的局限性
首先在气体欠平衡钻井技术我们要考虑的就是安全因素, 在任何的工程中都存在一定的安全因素:空气和可燃气体混合在一起很容易会发生爆炸, 虽然发生爆炸的几率是很小的, 但是一旦发生后果将不堪设想, 井下的钻具很有可能会被炸断或者会融化。使用氮气等不可燃的气体可以避免井下着火的现象, 但是会增加钻井的成本。在气体欠平衡钻井技术过程中还会出现定向钻井的问题, 井眼稳定的问题, 技术经济上的考虑, 以及液体侵入等问题。
三、气体欠平衡钻井技术井壁稳定性问题
石油钻井工程中很重要的一个问题就是气体欠平衡钻井技术井壁稳定性问题, 井壁失稳的问题如果不能够得到改善将会造成很严重的经济损失。世界各大石油公司都消耗了很多的物力、人力、财力来解决这个问题。井壁的不稳定性主要表现在两个方面, 一个是由于钻井液压力太低不能够有效地支撑井壁围岩造成的剪切破坏, 第二种则是由于井眼内液柱压力太高而造成张性破裂。影响井壁稳定性的因素有很多种, 还包括很多的人为因素, 天然因素。人为因素主要包括:井眼裸露时间, 钻井液性能、钻进液的成分钻柱振动对井壁的冲击以及钻井液环空返速对井壁的冲蚀。天然因素主要包括:原地应力、岩石孔隙性、地层岩石性质、含黏土矿物类型、岩石胶结情况、裂缝发育程、渗透性等。
结语
井壁稳定问题是气体欠平衡钻井技术中难以回避的问题, 在之前的施工之中, 只能运用坍塌压力窗口与孔隙压力来确定钻井液密度。如果在施工的时候出现了井壁坍塌的问题, 则施工将没有办法继续。气体欠平衡钻井井壁稳定性研究, 在近几年气体欠平衡钻井技术在国内油气田的勘探中得到了广泛的开发与应用。确立了井壁岩石的破坏准则和力学参数, 对气体欠平衡条件下地层出水情况进行分析。井壁失稳的问题如果不能够得到改善将会造成很严重的经济损失。岩石抗拉强度小则会很容易引起井壁失稳, 井壁稳定性很容易受到气体欠平衡钻井时流体拖拽力形成流固耦合作用由欠平衡钻井向过平衡钻井过渡时井壁所受应力由拉应力逐渐向压应力过渡, 同时流固耦合影响变弱, 井壁稳定性也变强。流固耦合的作用是不可忽略的。
摘要：近几年气体欠平衡钻井技术在国内油气田的勘探中得到了广泛的开发与应用。气体欠平衡钻井技术主要是用气体作为钻井的流体, 并没有用液柱压力来支撑平衡地层压力和井壁。在负压差的作用之下地层流体流入井内, 在这种情况之下才使得井周围应力的分布, 制约气体欠平衡钻井技术应用的最大因素主要是井壁稳定的问题。近年来对于气体欠平衡钻井技术的研究越来越多, 和一般的钻井技术相比较, 在提高机械钻速、保护油气层等方面气体欠平衡钻井技术有着不可替代的优势。
关键词：气体欠平衡,钻井,井壁稳定
参考文献
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井壁稳定性论文 篇2
关键词：井壁稳定,地应力,地层坍塌压力,地层破裂压力,钻井液密度窗口
钻井过程中, 井壁失稳造成井壁掉块、缩颈、卡钻或者是井壁破裂, 不仅严重影响了钻进进度, 增加了钻井成本, 且对后续的采油作业和储层保护也带来了诸多困难。因此, 井壁稳定性研究是钻井方向的一个永恒的研究主题。而由于地区差异性, 各地区地层压力计算模式会有所不同, 因此, 有必要针对各地区不同情况来研究其相应的地层压力计算方法, 以便于准确合理规划其钻井液密度窗口, 保证钻井工程顺利进行。
1 地区地层特点
渤海湾浅海地区某区块为由一条近东西走向的南掉断层与其北部一条近东南走向南西掉断层夹持的断块, 该区自下而上发育有太古界、下古生界、中生界、孔店组、沙河街、馆陶组、明化镇组及第四系地层。下第三系主要为孔店组~沙三中亚段沉积, 沙三上~沙二段地层较薄, 沙一段~东营组大部分区带很薄甚至缺失。物源主要来自周围凸起, 沉积类型以扇三角洲为主。
该区块地质条件较为复杂, 在钻井过程中常出现不同井下复杂情况, 尤其是沙三段井段, 常发生短起下困难现象, 其地层主要是灰色泥质砂岩, 砂质泥岩不等厚互层, 砂岩胶结差, 泥岩地层水敏性强。浅黄色泥岩、灰色泥岩、灰色泥岩伊利石含量高, 50%以上, 最高可达80%。该类泥岩分散性强, 钻井中地层造浆性强, 钻井液中固相浓度增加快, 易导致砂岩地层厚泥饼缩颈卡钻。在胶结性差渗透率高的砂岩地层, 易在砂岩井壁上形成厚泥饼等。总结该地区出现的井下复杂情况, 主要表现在以下两个方面:
1.1 进入沙河街地层以后的井塌问题
(1) 起钻遇卡, 下钻遇阻或不到底;
(2) 井眼不规则, “糖葫芦”井眼和“锯齿”井眼现象比较严重部分井段井径扩大率过大, 有的井段达到100%;
(3) 电测遇阻遇卡, 一次成功率低;
(4) 经常发生掉块卡钻, 憋泵蹩顶驱现象。
1.2 井漏、井喷
该地区地层存在异常高压, 如果钻井液密度过低, 在异常高压井段就会出现井涌、井喷, 反之, 钻井液密度过高会出现压差卡钻现象, 而且在裂缝地层会产生漏失。
以上情况严重影响了钻井施工的顺利进行, 增加了作业成本, 为了能够从根本上解决施工上的难题, 有必要针对该区块井壁稳定进行专门研究, 通过理论与实践相结合, 形成能对生产实践起指导作用的研究结果。
2 岩石力学参数的确定
求取岩石力学参数的方法主要有两种:一种是在实验室对岩样进行实测, 这样测得的参数称为静态参数;另一种是利用地球物理测井资料求取岩石力学参数, 此方法测得的参数称为动态参数。
2.1 声波测试及动态弹性参数确定
2.2 常规三轴实验
利用常规三轴实验, 可以得到岩心的静态弹性模量和静态泊松比, 并通过实验数据获取岩石的内聚力及内摩擦角。实验设备如图2所示。
利用实验结果, 根据库伦-摩尔准则, 可以计算岩心的内聚力和内摩擦角。结果如表3所示。
根据表1和表2中数据, 对弹性模量及泊松比进行动静参数拟合, 拟合曲线如图3, 4所示。
由拟合曲线知, 弹性模量动静转换公式为:
泊松比动静转换公式为:
根据动静转换公式, 结合区块的声波测井资料, 把由测井资料得到的动态弹性数据转换成静态数据, 就可以计算得到该地区静态弹性模量和泊松比全井段剖面。
3 地层压力计算
3.1 地应力计算
地应力计算采用黄荣樽模式:
黄荣樽教授认为水平方向上的地应力来源于两个方面, 一是上覆岩层压力, 一是构造应力, 构造应力与上覆岩层压力呈线性关系, 系数即为两个恒定的构造应力系数β和γ[1,3,7]。
3.2 地层孔隙压力计算
利用等深度法进行推导得到适合于本区块的地层孔隙压力计算模式:
3.3 地层坍塌压力计算
3.4 地层破裂压力计算
3.5 计算结果
(1) 明化镇组地层坍塌压力在1.1g/cm3左右, 破裂压力在1.95 g/cm3-2.15 g/cm3之间;
(2) 馆陶组地层坍塌压力在1.15 g/cm3左右, 破裂压力在1.85 g/cm3左右;
(3) 沙二段地层坍塌压力在1.15 g/cm3-1.25 g/cm3之间, 破裂压力分布不均, 范围在1.72 g/cm3—2.16 g/cm3;
(4) 沙三段地层坍塌压力在1.35 g/cm3-1.45 g/cm3之间, 破裂压力分布不均, 范围在1.82 g/cm3—2.26 g/cm3;
(5) 沙四段地层坍塌压力在1.45 g/cm3-1.6 g/cm3之间, 破裂压力分布不均, 范围在1.82 g/cm3—2.23 g/cm3;
4 结论
(1) 通过室内实验, 测得了岩心的各类力学参数, 结合现场取得的测井资料, 对利用测井资料求取力学参数的经验公式进行了修正, 使之适用于渤海湾浅海地区井壁稳定设计计算。
(2) 通过计算分析渤海湾浅海地区三压力剖面, 沙二段以上层段坍塌压力在1.2g/cm3左右, 沙三段层段井壁失稳情况明显, 坍塌压力在1.35g/cm3以上, 沙四段井壁失稳情况最为严重, 坍塌压力在1.5g/cm3以上。但该地区整体地层压力不高, 主要分布在1.0 g/cm3-1.1 g/cm3之间, 要保证钻井工程顺利进行, 必须根据坍塌压力大小适当提高钻井液密度, 同时从化学角度入手, 调整钻井液性能, 抑制井壁坍塌现象的发生, 以保障钻井过程中的井壁稳定性。
参考文献
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探讨油田深井井壁稳定问题 篇3
1 井壁失稳的形式
井壁失稳的形式具有多种性, 在测井上表现为井径扩大、岩石坍塌。井壁失稳问题主要的形式包括井壁坍塌 (脆性泥页岩、低强度砂岩井易发生) 、缩径变形 (泥页岩井壁易发生) 和破裂 (钻井压力作用) 。在深井中井壁的坍塌是最为常见的形式, 井壁坍塌直接影响钻探和测井的进程。
2 井壁失稳的原因
地层力学因素和岩石物理化学因素是直接影响井壁不稳定主要因素, 这两个因素最终导致井壁受力不稳定, 受力不稳定导致井壁坍塌。
2.1 地层力学因素对井壁稳定的影响
地层应力就是油气井开采前地层受到的原始压力。这些压力可分为上覆压力v、最大水平地应力H和最小水平地应力h, 按照作用力的方向可以称为沿井眼环向应力、径向应力、轴向应力, 其中在深层定向井中包括剪切应力分量。这些原始的作用力超过岩石的强度 (不管是抗拉强度还是抗压强度和平衡不均, 这都将导致井壁受力不稳定导致井壁失稳。考虑上述情况, 在钻探测井前先通过其他技术了解作业地区地层应力分布状况, 可以模拟建立地层孔隙压力、地层坍塌压力以及地层破裂压力3个剖面, 以便在钻探过程中监控钻探, 预防井壁坍塌 (图1) 。
2.2 岩石物理化学因素对井壁稳定的影响
岩石的物理化学特征直接影响井壁的稳定性, 一般井壁失稳主要发生在泥页岩层段, 主要取决泥岩的物理化学特征带电性和亲水性, 这些特征可以引起泥岩的体积膨胀、粘土颗粒分散和岩石强度下降。泥页岩的主要矿物成分为伊利石、蒙脱石和伊蒙混层, 这都是井壁失稳易发生的岩石。经过岩石实验可以证明粘土矿物膨胀能力排序为:蒙脱石>混层矿物>伊利石>高岭石>绿泥石。泥页岩当遇到水, 体积膨胀, 导致降低了泥页岩的强度, 增加岩石的塑性, 改变了井边应力分布造成井壁坍塌。
3 控制井壁失稳的常用技术
地层力学因素和岩石物理化学因素是直接影响井壁不稳定主要因素, 控制井壁失稳就必须从地层力学和钻井配套液两个方面着手。综合分析上述两个主要的因素, 采取相应措施才有较好的结果, 预防和监控井壁坍塌。
3.1 控制地应力因素引起井壁失稳的通用技术
(1) 设计优化井身结构。套管可以有效避免垮塌, 科学放置中间套管的层数和放置的深度, 把套管放置于地层压力比较活跃、压力较大一致钻井液不能够压制的井段, 确保裸眼井段保持一个稳定的地层压力体系, 确保压力的均衡, 避免局部的坍塌。
(2) 模拟建立坍塌压力、地层孔隙压力和破裂压力3个剖面, 在钻探过程中, 采用适当的钻井液针对不同的压力剖面, 以平衡井周边的压力, 确保压力的平衡。
(3) 优化钻井测井技术。控制钻井速度, 避免测井仪器的干扰。控制钻探的下钻速度, 可以避免对井眼的抽吸和对井眼压力的不正常的释放, 钻探中缓慢开启钻井泵特别是机械泵, 避免因为震动产生岩层裂缝, 也引起井眼垮塌。
3.2 钻井液化学因素引起井壁失稳常用控制技术
钻井液化学因素引起井壁失稳是由于钻井液与钻开的井眼井壁泥页岩接触发生水和离子的运移产生水化作用, 这种作用靠钻井液和地层孔隙压力间的水力压差及钻井液的水和地层孔隙水间的化学势差两个主要驱动力的支配, 在水力压差和化学势差作用下, 往往造成钻井液中的水进入到泥页岩层中, 引起地应力重新分布, 导致泥页岩破坏, 产生井壁坍塌失稳。当人们认识到钻井液化学因素是引起井壁失稳的主要因素时, 就一直致力于防塌钻井液的研究, 目前最常用的防塌钻井液体系有以下几种。
(1) 聚合物—KCl钻井液。主要防塌机理:聚合物是带负电的聚电解质, 通过静电作用吸附在晶体带电的边缘处, 也可以通过氢键吸附在粘土晶体的层面间, 这些高聚物在井壁上的吸附层滞缓了水分子向泥页岩中的渗透, 从而起到稳定井壁防止粘土分散的作用。K也具有很强的防塌作用。K与粘土表面的Na, Ca等离子发生交换时, 给粘土带来很薄的水化膜, 大大压缩了扩散双电层, 抑制了泥页岩水化作用。另外K还可以进入粘土两个晶层间的硅氧六角环间的空间, 形成紧密的堆积结构, 有效发生晶格膨胀。
(2) 复合离子聚合物钻井液。主要防塌机理:在高分子链上引入多种官能团, 使聚合物与粘土表面的相互作用方式由单一的氢键吸附变为氢键吸附与静电吸附双重作用, 增强了聚合物在粘土表面的吸附强度, 加快了吸附速度, 使其能在粘土水化之前就牢固吸附在粘土表面上, 形成厚的吸附膜, 防止了泥页岩的水化分散。
(3) 其他体系的防塌钻井液。除以上4种常用防塌钻井液体系外, 现场常用的防塌钻井液还有无固相不分散聚合物钻井液、低固相聚合物钻井液、聚磺钻井液、饱和盐水钻井液、油包水钻井液等。
摘要：石油测井的对象是钻井旁边的岩石, 但是在石油测井中面临井壁的坍塌, 主要技术的难题是岩石的可钻性和井壁岩石的稳定性, 井壁的稳定性是直接影响测井的关键因素。本文探讨深井井壁稳定问题, 分析井壁失稳的原因并且提出了控制井壁失稳的常用技术。
关键词：测井,井壁,稳定
参考文献
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井壁稳定性论文 篇4
沙河街组下部地层可钻性差,平均机械钻速只有1 m/h左右。预测气体钻井钻速在5.1 m/h～8 m/h,最高为常规钻井的7倍,表明沙河街组进行气体钻井不仅防止井漏还能有效提高机械钻速(图1)。基于此,首次在ND101井沙三段～沙四段运用氮气钻井,平均机械钻速达到6.58 m/h,提速效果明显。由于沙河街组岩性复杂给气体钻井合理层段筛选带来了难题,地层出水、出油以及产气易造成井壁失稳,ND101井氮气钻井由于地层产水导致扭矩增加,憋停钻具,于4 797 m停止钻进而转换泥浆钻井。因此,实施气体钻井应展开气体钻井适应性评价,而井壁稳定性分析是其中的关键。针对沙河街组地层展开气体钻井井壁稳定性分析研究,指导沙河街组气体钻井层段合理筛选,提高该地区深部地层钻井速度及开发进度。
1 气体钻井工程地质基础研究
华北ND1区块沙河街组地层以砂泥岩不等厚互层为主,其中沙三～沙四段含黑褐色油页岩。通过岩样分析,沙河街组下部地层泥岩黏土矿物主要以伊利石为主,含伊蒙混层;混层比相对偏低。水化膨胀能力较弱,属于硬脆性泥岩,自身含有微裂缝,且容易在外力条件下产生诱导缝。地层流体产出方面,邻近XL1井在沙三段4 257～4 305 m试油日产油0.3 m3,ND102井在沙四段上部钻进中陆续有油泥返出;ND101井在4 785～4 797 m井段,出现井下异常,气体湿度上升至64%,预测地层产水量1.6～2.9 m3/h。地层流体产出及泥岩层不稳定性综合造成了沙河街组地质特征复杂,是气体钻井井壁稳定分析需要解决的难题。
2 气体钻井井壁稳定性评价
2.1 井壁稳定判断准则优选
该区块钻遇地层主要为砂岩及泥岩互层,因此采用连续性与非连续性判断准则相结合的方法分析。气体钻井过程中主要表现为纯力学井壁失稳,采用库伦-摩尔准则判断连续岩体纯气体钻井垮塌失稳[1]:得气体钻井坍塌密度为:
式(1)中:ρM—摩尔库伦准则计算坍塌密度,g/cm3;σh1、σh2—分别为最大、最小水平主应力,MPa;pp—地层孔隙压力,MPa;C—岩石内聚力,MPa;η—应力非线性修正系数,φ—岩石内摩擦角,°。
根据地层岩性及已钻井特殊情况,砂泥岩互层产生的弱面结构影响不可忽视,在一定钻井液液柱压力下,弱面易先于岩石本体发生破裂[2],建立考虑弱面结构坍塌压力密度计算模型:
式中:ρR—考虑若结构面的坍塌压力密度, g/cm3;
β—弱面倾角,°;μ、μw—分为岩体、弱面内摩擦系数;φw—弱面结构内摩擦角,°;Cw—弱面结构内聚力,MPa。
2.2 复杂工况下的井壁稳定性研究
2.2.1 干气钻井条件下的井壁稳定分析
岩石强度是干气钻井井壁稳定控制因素,结合三轴实验结果,由测井资料计算出岩石抗压强度剖面(图2)。4 500 m～5 300 m地层抗压强度较好且稳定,5 300 m～5 600 m层段抗压强度出现波动,结合录井及地质资料分析,沙河街组四段为砂砾岩、砂岩与泥岩不等厚互层,局部见薄层砾岩,岩性交错变化造成抗压强度波动。
干气钻井条件下,4 500 m～5 400 m地层的坍塌压力当量密度在小于0.5 g/cm3。4 400 m～4 500 m层段密度大于0.5 g/cm3;而5 400 m～5 600 m井段坍塌密度较大且波动较大,最高达到0.91 g/cm3,分析为砂泥岩互层产生的弱结构面失稳,互层段整体强度出现波动,从而导致坍塌密度上升。通过调整注气量有效携岩以控制合理扩径率[3],4 500 m～5 400 m在不出水情况下具备气体钻井条件。针对沙河街组采用摩尔库伦及弱结构面判断准则相结合, 能有效分析井壁稳定性(图3)。 ND101～102沙三下部～沙四层段气体钻井顺利实施论证了井壁稳定预测可行性,但对钻进过程中由出水引起的井壁失稳需要进一步展开研究分析。
2.2.2 出水条件下的井壁稳定分析
由邻井资料分析(表1),沙河街组存在出水层。通过已钻井分析,气体钻井过程中的产水伴随着返出岩屑湿度增大,钻具扭矩明显增加;随着出水量上升,井眼净化效果变差,最终造成井下坍塌卡钻。
通过室内岩样水化前后强度对比实验,沙河街组中下段泥岩遇水强度衰减65.8%, 分析为硬脆性泥岩产生的裂缝在溶液侵入下扩展失稳,加之泥岩本身水化膨胀,整体强度降低[4]。对于ND沙河街组产水后井壁稳定性分析(图4),4 500～5 300 m层段平均地层坍塌密度在0.6 g/cm3左右。部分薄层如4 300～4 450 m、5 500～5 600 m左右坍塌密度接近1 g/cm3,由录井分析多为褐灰色泥岩,水化膨胀性较好,垮塌严重。因此对于地层出水情况,钻前应结合邻井资料预测出水层段[5],钻进中加强随钻出水监测,对于4 500～5 300 m层段建立起不同出水量条件下的处理措施。当湿度增加且出水量小于2 m3/h时,可停钻加大注气量循环,干燥后试钻;如试钻时若携岩困难、憋跳严重或出水量大于2 m3/h时,则转换为雾化钻井[6],依据气体钻井岩屑实验分析结果采用1%雾化剂+0.2%CMC+10%KCL+0.3%KPAM的配方,并参照跟进实验及现场情况进行调整;若雾化钻井期间井壁失稳严重、憋跳剧烈,威胁到井下安全时,及时转换泥浆。
3 结论
(1)通过气体钻井条件下的井壁稳定研究,为华北潜山构造中深部地层合理筛选气体钻井层段提供了理论依据,是确保提高沙河街组地层机械钻速,增加油田经济开发效益的关键。
(2)采用连续和非连续岩体破坏判断准则相结合的分析方法,利用实验数据对计算结果进行校正,提高了沙河街组复杂地层条件下气体钻井井壁稳定分析精度,并通过现场实践验证了该方法的可行性。
(3)沙河街组地层出水是造成气体钻井井壁失稳的主要因素,为此从出水条件下的坍塌压力剖面分析出发,形成钻前预测与随钻监测相结合的思路,制定了对应的干气循环-雾化-泥浆的钻井施工应对措施,为该区块下一步气体钻井实践提供了参考。
参考文献
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井壁稳定性论文 篇5
关键词：井壁稳定,地应力,地层坍塌压力,地层破裂压力
在油气勘探开发中, 研究和应用先进适用的钻井技术是降低钻井成本的关键。钻井过程中井壁失稳易造成井壁垮塌、缩径、漏失、卡钻及储层污染等井下复杂情况和事故, 严重制约了油气田勘探开发的发展[1]。与陆地钻井相比, 海洋沉积速率快, 地层异常压力普遍发育, 而且在深水区域上覆压力相当一部分是由海水所替代, 因此上覆压力与陆地上相比要偏低[2]。因此精确预测深水钻井地层三个压力剖面, 即地层孔隙压力剖面、地层坍塌压力剖面和地层破裂压力剖面, 进而确定安全钻井液密度窗口对于合理井身结构的设计及深水钻井安全意义重大。
1 地层特征
青东地区位于济阳坳陷东部, 郯庐断裂带以西, 其西北以垦东—青坨子凸起为界, 东南为潍北凸起, 西南与青南洼陷相通。该区自下而上发育有太古界、下古生界、中生界、孔店组、沙河街、馆陶组、明化镇组及第四系地层。下第三系主要为孔店组~沙三中亚段沉积, 沙三上~沙二段地层较薄, 沙一段~东营组大部分区带很薄甚至缺失。
2 应力状态分析及计算
2.1 地应力计算
在地应力计算中, 石油大学黄荣樽教授等人假设地下岩层的地应力主要由上覆岩层压力与水平方向的构造应力产生, 且水平方向的构造应力与上覆压力成正比[4], 即:
式中:应力构造系数
2.2 地层压力剖面建立
本研究利用等效深度法对地层压力进行了计算。等效深度法的基本依据是, 在一定位置上有相同孔隙度的两个类似的粘土或泥岩层, 其骨架承受的压应力必然相等[5]。经简单推导可得到计算地层压力的公式:
2.3 地层坍塌压力计算
一般来说, 井壁坍塌发生在水平最小地应力方位。若假设井壁能形成致密的泥饼, 1A=0.20561B=0.32即为井壁不渗透, 则地层坍塌压力预测模式为:
2.4 地层破裂压力计算
破裂压力是由于井内泥浆密度过大使井壁岩石所受的周向应力超过岩石的抗拉强度造成的。非均匀地应力作用下井壁产生拉伸破裂时的井内泥浆柱压力, 即破裂压力的计算模式为:
3 有关系数的确定
3.1 地应力构造系数的确定
水力压裂法是能MPa够测量地壳深部应力的唯一方法通过水力15.8压2裂法可以确定地应3力1.08系数。将实测值带1入6.7式0 2-2, 便可通过反3算0.91法求得构造应力系数20.值05:0.75, 0.49。36.62
3.2 有效应力系数的确定
Biot数值变化不大, 可以近似地认为有效应力计算式中的µBsiot系数值是不变的, 取0.69作为本文σ实H=验1-sµ的s+ωB1 (iσzotαPp) 系+αPp数值。
3.3 内聚力和内摩擦角的确定
在实验室对5组岩心进行了内聚力和内摩擦角的测试, 实验结果如表3-1所示。
由实验结果可知内摩擦角的变化不大, 本研究中取内摩擦角为30·。
计算粘聚力的经验关系式为:
式中:Vct为泥质含量, ρ为密度, 均由测井资料取得。
3.4 弹性模量和泊松比的确定
我们通过室内岩石力学动、静弹性参数的同步测试试验建立了砂岩的动、静弹性参数转µ换关系式为:
在本研究中, 我们取:
4 应用结果
综上所述, 本文建立了一套着重应用测井资料计算地层坍塌压力、破裂压力的方法及相应的计算软件。下图所示是软件计算出的青东15井的三压力剖面。
利用井壁稳定分析软件, 结合地应力及孔隙压力预测结果, 给出了青东油田已钻井的安全泥浆密度窗口计算结果, 由计算结果可知:
(1) 明化镇组地层坍塌压力在1.1g/cm3左右, 破裂压力在1.95 g/cm3-2.15 g/cm3之间;
(2) 馆陶组地层坍塌压力在1.15 g/cm3左右, 破裂压力在1.85 g/cm3左右;
(3) 沙河街组地层坍塌压力在1.15g/cm3-1.25 g/cm3之间, 破裂压力分布不均, 范围在1.72 g/cm3—2.16 g/cm3;
5 结论
(1) 应用测井资料解释成果来建立某一区块的地层坍塌压力和破裂压力剖面的方法和计算模型是可行的, 同时现场地层破裂压力实验数据是必要的, 以进行计算模型的部分特征参数的求取或计算结果的验证。
(2) 青东地区层坍塌压力和破裂压力剖面的计算结果基本吻合现场实际情况, 所推荐的安全钻井液密度窗口符合现场实际采用的数据。
参考文献
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井壁稳定性论文 篇6
近年来,随着浅部资源的不断减少,矿山在逐渐向深部开采过渡;随着开采技术和机械化程度的提高,矿山规模在不断增大,年产千万吨的煤炭矿山和五百万吨以上的金属矿山已屡见不鲜。矿山开采深度和规模增大的同时,竖井深度和井筒断面不断增加。目前,深度超千米的竖井频频出现[1,2,3,4],已有1 400m的超深井矿山正在建设中,井筒最大断面也已达到10m以上。竖井是矿山生产的咽喉工程,其担负着提升、通风、各种管线下井,起着联通井上、井下的重要作用。在满足安全生产及提升规模的条件下,面对超千万元单条超深井投资,通过选取合理的井壁支护厚度来控制项目前期投资非常重要。在超深度和大断面的条件下,合理确定永久支护形式及井壁厚度成为必须解决的问题。开展超深井井壁支护厚度计算方法研究,对于深井矿山设计与投资成本控制具有重要的参考价值。
2 井壁合理厚度
在以往设计中,通常井壁的厚度随着井筒深度和断面的增大相应增加。对于处于稳定基岩中深度在600m以内的竖井,《煤矿立井井筒及硐室设计规范》推荐的井壁厚度见表1。深度大于600m时,井壁支护厚度按表1要适当加大或提高混凝土的强度等级。
实践表明在深度600m内,这一理念通常能保证井壁的安全;但随着深度的增加,井壁的厚度成为影响前期投资的一项重要经济指标。同时,研究表明井壁厚度的增加与井壁安全储备并非线性增加[5,6,7]。
根据圆形井壁弹性应力分析结果,其内边缘的切向应力最大。因此,在井壁研究中,将内缘切向应力作为井壁安全性的控制因素。本文选取直径6.5m、深1 000m的井筒作为研究对象,计算不同厚度下的井壁内缘切向应力解。假设井壁受的围岩压力最大和最小值分别为Pmax和Pmin,井筒外径和内径分别为R1和R2,则井壁内缘切向应力值如下公式(1),令P1=(Pmax+Pmin)/2,p2=(PmaxPmin)/2则解得井壁切向应力最大值:
式中[σ]为井壁混凝土衬砌的单轴抗压设计强度值。
分别假定Pmax=1.5MPa和Pmin=1.0MPa,利用公式(1)计算的曲线如图1所示。
将该曲线分为4段:第一段,t≤0.3m(井壁厚度),在这一段σmax随t的减小而急剧增加,井壁厚度不能设计在此区间内;第二段,0.3m<t≤0.5m,σmax随t的增大,减小较快;第三段,0.5m<t≤0.7m,随t的增大σmax减小缓慢,增加厚度不会带来明显的安全效应;第四段,t>0.7m的增加,几乎不能使σmax减小。
以上分析表明:在工程条件及地应力一定的条件下,井壁厚度的增加使得内缘应力成负指数关系衰减;因此,通过增加井壁厚度来获得井壁安全储备是不合理的;在满足井壁切向应力小于井壁材料强度的前提下,设计中应选取合理的井壁厚度。
3 井壁侧压力计算
井壁厚度的确定,主要难点在于井壁荷载的确定,受围岩性质、地应力水平、水压、工程特点(断面、深度、施工、支护、时间)影响,其荷载无法准确确定。目前,井壁厚度的确定仍多采用工程类比法和经验值法。本文采用侧压力系数法、弹性平面法及塑性数值法分别计算井壁侧压力。
3.1 侧压力系数法
设计中采用《煤矿立井井筒及硐室设计规范》[8]中的公式(2)进行井壁厚度计算,公式中井壁侧压力pK通过侧压力系数计算求得:
井壁厚度
式中:r0——井筒净半径;
fs——井壁材料设计强度,素混凝土取fs=0.85fc;
fc——混凝土轴心抗压强度设计值;
p——计算处井壁上的设计荷载值。
采用侧压力系数法计算时,假定井筒直径为φ7.5m,岩层平均重度为26kN/m3,侧压力系数为0.04,C30级混凝土;按公式(2)计算,井壁深度与井壁厚度的关系如图2所示。
计算结果表明:用侧压力系数法计算井壁侧压力,使得井壁厚度随深度成幂函数关系增大;侧压力由竖向应力求得,未直接考虑水平应力;深部水平应力已大于竖向应力,井壁主要受水平应力影响。因此,在深部井壁厚度设计中,采用侧压力系数法计算存在局限。
3.2 弹性平面法
岩体随着深度的增加,其强度指标成增大趋势。在深部稳定岩层中,认为深部岩体为硬岩;井筒掘进开挖后,假定井壁围岩仅小范围进入塑性状态,可视为弹性平面问题,得到近似弹性解。
3.3 塑性数值法
基于有限元、边界元、离散元、有限差分等计算方法开发的数值计算软件,其内置多种塑性数学模型,可建立近似的工程模型,模拟岩层及支护结构的相互作用。目前,FLAC3D、MIDAS、ABAQUS、Geo5、Z＿soil2D/3D、Geo Studio、ADINA、Rocscience等数值软件在岩土工程领域被广泛应用,能够较好地解决岩土工程领域的问题。
井壁厚度计算中,通过岩土勘察报告获得岩石力学参数和地应力测量结果作为基础计算资料,采用数值计算软件建立数值模型,进行塑性计算,从而得到井壁侧压力的塑性解。
4 井壁合理厚度的确定
4.1 工程计算条件
井筒设计直径φ7.5m,井筒设计深度1 500m;地层围岩及衬砌混凝土参数如表2,地应力测量结果如表3。
4.2 侧压力系数解
选取结构安全系数及岩层不均匀系数,分别为1.2和1.1;侧压力系数为0.031。计算结果如下:
式中:Pk——计算处井壁荷载标准值;
An——岩(土)层水平荷载系数;
γi—岩层的重力密度;
hi——岩层厚度;
Sv——竖向应力;
γO——岩层不均匀系数;
v——结构的安全系数。
4.3 弹性平面解
弹性平面计算模型见图3。
依据图3解得井壁侧压力值[9,10]为式(5):
式中:Pt——井壁侧压力值;
SH——最大水平应力;
Sh——最小水平应力;
Y0—井壁内半径;
γ1——井壁外半径;
G、Gc——围岩和混凝土的剪切模量;
Ec——混凝土的弹性模量;
μ、μc——围岩与混凝土的泊松比。
由式(5)解得Pt=1.73MPa,由式(4)解得P=2.29MPa。
4.4 塑性数值解
应用FLAC3D建立数值模型[11],选用Morh-Coulomb本构模型,围岩采用实体单元模拟,衬砌采用FLAC3D自带衬砌Liner单元模拟;三维计算模型尺寸:长×宽×高=100m×100m×10m建立模型。
塑性解算结果如图4所示,衬砌应力最大为4.25MPa;由于在计算中没有考虑开挖荷载释放,选取荷载释放系数为0.6,即二次衬砌的分担荷载系数为0.4[12]。
4.5 井壁厚度汇总
采用上述3种方法计算得到的井壁侧压力,应用公式(2)计算井壁厚度,结果如表4。
计算结果表明:由侧压力系数,通过竖向应力求得的井壁厚度偏小;在近水平硬质稳定岩层中,按连续介质由弹性平面法和塑性数值法求得的井壁侧压力值计算得到井壁厚度比较接近实际工程应用的井壁厚度。
5 结语
在深部高应力稳定基岩中,一味增加井壁厚度是不合适的;深部水平应力已大于竖向应力,采用竖向应力推算井壁侧压力在深部存在局限性。笔者认为在深部稳定基岩段,通过塑性数值法确定合理井壁厚度是一种可行的方法。实践中充分利用深部岩体自身强度高的特点,宜采用高强度等级的衬砌材料或复合支护手段,提供井壁安全储备,保证井壁安全。
摘要：在深井矿山设计中,仍采用传统侧压力系数法确定井壁荷载,使得计算得到井壁厚度随深度成幂函数关系增加,且计算中不考虑水平应力水平,这显然存在局限性。分析表明:一定条件下,随井壁厚度的增加,其内缘应力成负指数关系衰减。并壁厚度的增加与井壁安全储备并非线性增加,且深部围岩自身强度较高,应充分利用围岩自身强度。选用合理井壁支护厚度,满足矿井安全生产需要,节省矿井前期建设投资。本文依托某超深井矿山工程地质背景,应用侧压力系数法、弹性平面法及塑形数值法,计算探讨了如何合理确定超深井基岩段井壁的厚度。
关键词：超深井,稳定基岩,井壁侧压力,井壁厚度
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井壁稳定性论文 篇7
本文针对四川盆地大兴场构造井下复杂高发层段———峨眉山玄武岩层段,利用体式显微镜观察、铸体薄片、X-射线衍射、滚动回收率实验、及力学测试等岩矿测试手段研究地质微观特征及理化性质,进而分析井壁失稳机理,为钻井设计提供理论依据。
1 实验样品选取
四川盆地大兴场构造DS1井茅口组经3次补孔酸化后测试获气产量10.51×104m3/d,油气产量可观。但在实施DS1井及DS-001井深井钻进过程中,峨眉山玄武岩层段发生严重井壁垮塌掉块,发生多次井漏及卡钻复杂,且DS-001被迫进行3次填井侧钻,钻井复杂严重阻碍茅口组碳酸盐储层天然气勘探开发进度。地层微电阻率扫描成像测井图像(如图1,黑色部分即是地层中的裂缝)以及井下取心观察(图2)表明峨眉山玄武岩层段发育有大量的天然裂缝以及弱理面。
针对性的采用发生井下复杂高发段岩心进行工程地质实验分析,因此,实验结果对该井该区块同一层段的井壁失稳机理分析结果应具有较好的代表性。
2 岩心工程地质特征实验分析
2.1 峨眉山玄武岩岩心宏观分析
在大兴场构造峨眉山玄武岩层段井下岩心如图2所示。
从图2上可以看出峨眉山玄武岩岩体裂缝极为发育,高角度和低角度裂缝并存,且纵横交错,部分裂缝无任何胶结物,在地面由于应力释放,岩体沿裂缝面自由裂开。
2.2 峨眉山玄武岩地层显微镜照片细观分析
超景深提示显微镜放大倍数为0~500倍,仪器设备如图3所示,可实时观察岩石微观结构及空间展布特征,以及钻井液与岩石接触后动态变化。
图1峨眉山玄武岩组地层成像测井解释结果Fig.1 Interpretation results of Mount Emei basalt by FMI
图4为ZG2井峨眉山玄武岩超景深体式显微镜照片,从图上可以看出峨眉山玄武岩岩体微裂缝、孔洞较为发育,发育有高角度裂缝、低角度裂缝和水平裂缝,多部分裂缝为无充填或半充填,部分裂缝为闭合裂缝,裂缝面之间力学强度主要取决于缝间充填物的强度,硅质充填物力学强度最高,钙质或铁质充填物次之,黏土充填最小,无填充物裂缝面之间无胶接强度,当沿裂缝面滑移的时候,岩石力学强度只与缝面粗糙度有关系。因此,无充填或半充填裂缝力学强度较小,裂缝纵横交错,导致峨眉山玄武岩岩体整体强度减小,井壁表面岩石容易沿裂缝面产生崩落掉块。
2.3 峨眉山玄武岩地层铸体薄片微观分析
由于长期受到地质作用影响,峨眉山玄武岩在成岩过程中容易形成多期的、规模大小不同、不同旋回的裂缝,大大的增加地层渗透性,主要发育三种类型的裂缝:构造缝、冷凝收缩缝、溶蚀缝[8]。
2.3.1 构造裂缝
岩石受构造应力作用后,产生的裂缝。取心观察结果表明构造裂缝普遍发育,薄片下特征为:裂缝边缘比较平直,没有齿状、弧形边(图5、图6)。
2.3.2 冷凝收缩缝
玄武岩喷出地表后由温度变化所产生的热应力作用下,岩体在冷却过程中将会产生冷凝收缩缝,易被火山灰等充填。其由高温到常温温度变化引起,包括成岩裂缝、晶间收缩缝、晶体内微裂缝等[9]。主要见于杏仁体内充填矿物中、角砾熔岩中(图7、图8)。
溶蚀缝:裂缝在岩石构造应力作用下产生,充填于成岩作用时期。(图9、图10)。
图7绿泥石杏仁体边缘收缩缝对角线长度:4 mm Fig.7 Contraction fracture at the edge of
2.4 峨眉山玄武岩地层X-射线衍射实验测试分析
开展X-射线衍射实验测试分析,确定不稳定地层岩石矿物组分及含量分布,可用于判断分析地层井壁垮塌失稳作用机理及类型,井壁物理化学耦合作用井壁垮塌失稳往往与黏土密切相关,尤其膨胀性黏土矿物(蒙脱石或混层比较高的伊蒙混层)含量较高地层。
大兴场构造峨眉山玄武岩矿物组分及相对含量测试结果如表1所示。
从表1可以看出,ZG2井峨眉山玄武岩主要以斜长石、方解石为主,含有少量石英、钾长石,但不含黏土。因此,初步判断认为峨眉山玄武岩为纯力学井壁垮塌失稳,不存在水化效应。
2.5 峨眉山玄武岩滚动回收率测试分析
室内针对现场获取的ZG2井(岩心编号1、2)岩心开展滚动回收率测试分析,其测试结果如表2所示。
从表2可看出,峨眉山玄武岩在清水、现场钻井液两种体系下均具有较高的滚动回收率,由此说明,该类岩样水化膨胀分散能力较弱,钻井液与地层之间的水化效应较弱,对地层井壁稳定性的影响较弱。因此判断认为峨眉山玄武岩井壁主要为力学失稳。
2.6 峨眉山玄武岩力学性能测试分析
本次试验参照《岩石物理力学性质试验规程》,将岩样制作为长度×直径为50 mm×25 mm的圆柱试样,试样经干燥箱在105~110℃烘烤12 h,再采用声波测试装置(如图11)在轴向压力约为0.8MPa,且围压为0 MPa条件下,筛选纵波波速相对误差小于5%的岩样。最后,利用室内GCTS三轴应力应变测试仪(如图12)开展静态三轴压缩实验。
选取ZG2井峨眉山玄武岩井下岩心进行实验(分别钻取不含裂缝岩心及含有裂缝岩心进行对比实验分析)。ZG2井峨眉山玄武岩岩样微裂缝极为发育,岩样较为破坏,岩样在制备过程中容易沿裂缝发生破坏。制备的室内标准岩心柱体含有多条微裂缝,微裂缝的存在大大弱化了岩样整体力学强度,岩样容易沿裂缝发生破坏。
表3为ZG2井峨眉山玄武岩不含裂缝和不含裂缝岩心三轴力学实验测试结果统计表。
从表3可以看出,ZG2井峨眉山玄武岩不含裂缝岩心抗压强度分别为284.7 MPa和288.8 MPa,ZG2井峨眉山玄武岩含裂缝岩心抗压强度较低,分别为47.9 MPa和91.4 MPa,抗压强度分别为相同围压条件下ZG2井峨眉山玄武岩不含裂缝岩心抗压强度的16.8%和31.6%,由此说明微裂缝密度及发育程度决定了峨眉山玄武岩的力学强度,进而决定玄武岩井壁稳定性。
3 微观地质特征对峨眉山玄武岩井壁稳定性影响分析
依据对峨眉山玄武岩的实验分析可知,无充填和半充填裂缝和孔洞较发育;且X-射线衍射及滚动回收实验表明峨眉山玄武岩不含黏土矿物;三轴力学实验说明多裂缝的存在导致了峨眉山玄武岩力学强度的降低。
由此峨眉山玄武岩层段井壁垮塌失稳的主要原因可归结为:(1)天然裂缝极为发育,缝间无充填物,为张开缝,裂缝纵横交错,大大弱化岩体力学强度;(2)实验表明峨眉山玄武岩水化膨胀分散能力较弱,钻井液与地层之间的水化效应较弱,对地层井壁稳定性的影响较弱,峨眉山玄武岩层段主要为力学失稳。(3)在常规过平衡钻井过程中,闭合缝转为张开缝,井筒钻井液在压力梯度作用下沿微裂缝及孔洞向地层渗流,缝间摩擦力下降以及缝间充填物溶解致强度降低,地层孔隙压力增加,进而导致地层坍塌压力增加,加速井壁失稳。
4 结论与建议
(1)峨眉山玄武岩天然裂缝极为发育,缝间无充填物,为张开缝,裂缝纵横交错。
(2)峨眉山玄武岩地层水化膨胀分散能力较弱,黏土水化效应对地层井壁稳定性的影响较弱,主要为力学失稳。
(3)在常规过平衡钻井过程中,闭合缝转为张开缝,井筒钻井液在压力梯度作用下沿微裂缝及孔洞向地层渗流,弱化岩石强度,进而导致地层坍塌压力增加,加速井壁失稳。
(4)建议钻井液配方主要以物理化学方法封堵地层的层理和裂缝,阻止钻井液滤液进入地层。
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