瀘州深層頁巖氣鉆井井壁失穩機理及主控因素分析

趙靖影 鄧小衛 楊天宇 廖偉 譚楨來 魏耀冉

1. 中國石油西南油氣田分公司 四川 成都 610051

2. 中國石油大學（北京） 北京 102249

1 前言

井壁失穩一直是困擾石油鉆井的難題，隨著非常規油氣的開發，深層鉆井中的井壁穩定的問題更加受到關注。瀘州深層頁巖氣龍馬溪組埋深普遍在3800～4500 m[1-2]，鉆井的水平段長1800～2500 m，地層壓力系數超過2.0，井下循環溫度普遍大于145℃（最高167℃）。由于井下環境十分復雜，該地區的井壁失穩機理尚不清楚，難以提出合理的工程對策。井壁失穩問題嚴重制約了實現縮短鉆井周期的目標。

本研究以瀘203井區和陽101井區為基礎，著重從巖石力學角度展開理論研究。利用UDEC離散元軟件，采用流固耦合的方法分析了巖石內聚力、非均勻地應力、裂縫密度以及鉆井液密度等因素對于井壁穩定性的影響，旨在確定影響該地區井壁穩定性的主要因素。

2 模型建立

利用UDEC離散元軟件建立井區的地層井眼坍塌模型，基于流固耦合理論，結合實際鉆井情況分析裂縫密度、巖石強度、地應力、鉆井液密度對井眼坍塌的影響規律與程度[5-6]。

所建立的井眼模型深度參考3900 m（垂深），井眼大小參考鉆頭直徑（215.9 mm），設兩類交叉裂縫交于井眼，裂縫力學性質完全相同，相鄰兩條裂縫距離為75 mm，兩類裂縫的夾角為90°。所建立的井眼模型如圖1所示。為了消除邊界效應的影響，模型邊界長度至少設置為井眼半徑的10倍。因此，將模型區域設置為邊長為5 m的正方形，鉆孔半徑為0.108 m。在模型中，裂縫相互垂直。兩個相鄰裂縫之間的默認距離為0.08 m。在井眼周圍設置8個監測點，記錄模擬過程中的位移情況。

圖1 離散元井眼模型

模型的邊界條件如表1所示，模型的輸入參數如表2所示，在其他參數條件不變的情況下，通過改變某一參數進行井壁失穩主控因素的研究。

表1 地應力及井筒壓力

表2 巖石及裂縫參數

3 離散元井壁坍塌主控因素分析

3.1 離散元井壁穩定分析標準

井周位移能直接表征井周巖石的變形程度，從圖2可以讀取井周的最大位移，井周位移越大預示著井壁越不穩定；屈服面分布表示井周巖石的損害程度，屈服面分布范圍越大表示井周損害范圍越大；屈服面距離井筒徑向距離越遠表示傷害越深[7]。

圖2 井周位移及屈服面分布示意圖

3.2 巖石內聚力對井壁穩定的影響

巖石的內聚力是指巖石內部相鄰顆粒表面分子間的吸引力。井壁不穩定都可歸結為井壁巖石所受的應力超過其本身的強度，使其產生剪切或拉伸破壞而造成的。根據式（1）可知，巖石的粘聚力越大，巖石所能承受的剪切力越大。

式中：C—內聚力，φ—摩擦角。

不同裂縫間距下的井周位移和塑性區分布如圖3和圖4所示。由圖可知，當巖石內聚力為3MPa時，井周最大位移為6 mm，當巖石內聚力為4 MPa時，井周最大位移為5 mm，當巖石內聚力為5 MPa時，井周最大位移為1.5 mm。即隨著巖石內聚力逐漸增大，巖石強度增大，井周巖塊最大位移減小且屈服面分布的范圍和深度減小，即井壁坍塌風險降低。

圖3 不同巖石內聚力下井周位移示意圖

圖4 不同巖石內聚力下井屈服面分布示意圖

3.3 非均勻地應力（σH/σh）對井壁穩定的影響

地應力是地層中自然產生的壓力，在深井區地應力的各項異性尤為明顯，地應力的各向異性對井壁穩定有著重要的影響。不同地應力比值下的井周位移和塑性區分布如圖5和圖6所示。由圖可知，當σH/σh=1.2時，井周最大位移為0.6mm，當裂縫間距為σH/σh=1.25時，井周最大位移為2mm，當裂縫間距為σH/σh=1.3時，井周最大位移為3mm。即隨著地應力比值逐漸增大，井周巖塊最大位移增大且屈服面分布的范圍和深度增大，即井壁坍塌風險升高。

圖5 不同地應力比值下井周位移示意圖

圖6 不同地應力比值下屈服面分布示意圖

3.4 裂縫間距對井壁穩定的影響

深層頁巖破碎性較高，裂縫較為發育[8]，復雜裂縫對于井壁穩定的影響較大。在相同地質條件下，非裂縫性地層的井壁穩定性由于裂縫性地層，裂縫的發育增加了井壁失穩的可能性[9]。不同裂縫間距下的井周位移如圖7和圖8所示。由圖可知，當裂縫間距為85 mm時，井周最大位移為1.5 mm，當裂縫間距為80 mm時，井周最大位移為3 mm，當裂縫間距為75 mm時，井周最大位移為6 mm。即隨著裂縫間距逐漸減小，裂縫密度增大，井周巖塊最大位移增大，即井壁坍塌風險增加[10-11]。

圖7 不同裂縫間距下井周位移示意圖

圖8 不同裂縫間距下屈服面分布示意圖

3.5 鉆井液密度對井壁穩定的影響

鉆井液密度的大小影響井底壓力，鉆井液密度過小可能導致井壁坍塌，造成井下復雜事故，嚴重影響鉆井效率。不同鉆井液密度下的井周位移和塑性區分布如圖9和圖10所示。由圖可知，當鉆井液密度為1.4 g/cm3時，井周最大位移為5 mm，當鉆井液密度為2.15 g/cm3時，井周最大位移為1 mm。并且鉆井液密度增加到2.15 g/cm3后，井周無任何屈服面的分布，表示井周非常穩定，這與實際鉆井情況符合。即隨著鉆井液密度增加，井底壓力增大，井周巖塊最大位移減小、屈服面分布范圍及深度減小，即井壁坍塌風險降低。

圖9 不同鉆井液密度下井周位移分布示意圖

圖10 不同鉆井液密度下屈服面分布示意圖

4 結論

本研究建立了流固耦合的離散元井壁穩定模型。通過監測位移及屈服面的分布來分析瀘州區塊頁巖氣油井的井壁失穩機理及主控因素。得到以下結論：

（1）裂縫密度的增加、地應力差異性的增大、巖石強度的降低以及鉆井液密度的降低，這些因素增加了井壁失穩的可能性。

（2）綜合分析井壁坍塌影響因素，裂縫密度以及鉆井液密度的大小對井壁穩定性影響較大，是瀘州區塊井壁坍塌主控因素。