渤海中深井复杂地层岩石特性及安全钻井周期研究*

李 磊 杨 进 周 波 张昌超 邹 欣 陈 雷 张 灿

(1. 中国石油大学(北京) 北京 102249； 2. 中国石油集团工程技术研究院有限公司 北京 102206)

渤中区域位于渤海湾盆地中心部位，面积约19 800 km2，油气资源丰富[1]。该区域油气藏的发现为缓解华北气荒以及京津冀特别是雄安新区的清洁能源供给提供了有力保障，随着渤中区域中深层油气勘探的不断突破，中深层油气开发成为渤海湾增储上产重点领域之一。渤海渤中区域目的层位潜山裂缝性气藏，储层平均埋深5 000 m以上，中深层主要以硬脆性泥页岩为主，硬脆性泥页岩复杂的组成成分和结构特性使微观裂缝发育，部分宏观上有明显层理结构，普遍存在井漏且防漏、堵漏难度大，因此受地质条件、岩石特性、储层埋深等因素影响，渤中区域中深层钻井工程面临钻井速度低、井壁失稳等难题，导致钻井周期长、事故复杂率高、安全风险大，给中深层油气资源安全高效规模开发带来巨大挑战[2-3]。

井壁稳定性评价方法是建立孔隙压力、破裂压力与坍塌压力的三压力剖面，利用已有邻近区块的钻井资料，对不同层位存在的井壁失稳类型进行分析[4-5]，因此本文针对渤中区域中深层钻井工程中事故复杂情况，开展了渤中区域复杂地层岩石力学特性试验，分析了该区域复杂地层安全钻井密度窗口和安全钻井周期，为渤中区域中深井钻井设计、施工作业提供依据和指导。

1 渤中区域中深井井壁稳定性问题

1.1 渤中区域中上层泥页岩井壁失稳严重

渤中区域中上地层主要以伊蒙混层和伊利石为主的硬脆性泥页岩，硬脆性泥页岩的层理裂缝较发育，层理面的稳定性小于岩石本体，在钻井过程中，大量硬脆性泥页岩往往会坍塌掉块导致卡钻、井漏等井下复杂事故[6]。硬脆性泥页岩矿物组分主要包括石英、方解石、斜长石、白云石、菱铁矿和黏土矿物，主要以石英和黏土为主，部分样品含有微量的石盐和钾长石，黏土含量大约在45%左右。黏土矿物种类主要以伊蒙混层和伊利石为主，含有少量的高岭石和绿泥石；伊蒙混层比例高，其在黏土矿物中相对含量达40%以上。

渤中区域东下段至沙河街组，因硬脆性泥页岩的坍塌造成的划眼、倒划眼作业[7]，导致处理复杂情况时间占总钻井时间的34%，尤其在井眼钻开数天后易发生大规模井壁垮塌，返出掉块体积较大，造成部分井眼被迫侧钻，严重影响了钻井时效，图1为渤中某典型深井不同层位复杂情况统计结果。复杂情况以阻卡、倒划眼、憋泵等为主，如图2所示。

图1 渤中某典型深井不同层位复杂情况统计Fig.1 Statistics on the complexity of different layers of a typical deep well in Bozhong

图2 渤中某典型深井复杂情况类型统计Fig.2 Statistics of complex types of a typical deep well accident in Bozhong

1.2 渤中区域下部地层安全密度窗口窄

下部潜山层段发生较大漏失，漏失层位的岩性为花岗岩，裂缝多，易形成漏失通道，发生漏失、气侵风险高，因此渤中区域下部地层岩性复杂，易导致窄安全密度窗口等复杂情况，表1为渤中区域钻井时一些典型复杂情况次数的统计。

表1 渤中区域钻井典型复杂情况次数统计Table 1 Statistics on the number of typical complicated situations of drilling in Bozhong block

2 渤中区域复杂地层岩石强度特性研究

2.1 中上部泥页岩地层岩石强度特性

针对东营组泥页岩段井壁失稳严重的问题，选取渤中19-6气田3 870 m深度的东二段层位泥页岩岩心进行了强度试验，试验测试岩样的强度参数，测试结果如表2所示。

表2 泥页岩岩石力学测试结果Table 2 Rock mechanics test results of shale

试验测试分析显示，渤中19-6气田东营组泥页岩较硬，强度高，表现为强烈的脆性破坏特征，属于典型的硬脆性泥页岩；渤中19-6气田东营组泥页岩具有明显的各向异性特征，垂直方向取心的强度显著高于水平方向的强度。

2.2 深部风化带及潜山地层岩石强度特性

针对渤中19-6气田中深部风化带及太古界潜山地层分别取得变质花岗岩岩心，室内测试太古界层位4 432 m岩样的强度参数，如表3所示。

表3 变质花岗岩岩石力学测试结果Table 3 Rock mechanics test results of metamorphic granite

针对渤中19-6气田深部潜山风化带砂砾岩岩心，室内测试太古界层位4678m岩样的强度参数如表4所示。从表4试验测试结果看出，渤中19-6气田深部风化带及太古界潜山变质花岗岩较硬，在三轴抗压实验条件下，水平方向抗压强度高，该方向表现为强烈的脆性破坏特征，属于典型的硬脆性花岗岩。

表4 砂砾岩岩石力学测试结果Table 4 Rock mechanics test results of glutenite

3 渤中区域中深层钻井安全密度窗口

3.1 渤中区域中深井安全密度窗口

地层岩石在地应力、地层孔隙压力和油气井中流体压力联合作用下，超过地层额定载荷后，则在孔眼或井眼表面将产生某种程度的失效破坏[8]。

由于渤中区域中深层为典型的泥页岩地层，井壁岩石的破坏，对于硬脆性的泥页岩一般表现为剪切破坏而坍塌扩径。对于硬脆性的泥页岩一般表现为剪切破坏而坍塌扩径，因此假设井眼处于平面应变状态，根据岩石力学理论，考虑构造应力和孔隙压力等因素的影响，因此使用黄氏模型[9-10]计算破裂压力：

(1)

式(1)中：pf为地层破裂压力，MPa；Q=β-3γ，其中β、γ为构造应力系数，无量纲；pp为地层孔隙压力，MPa；St为地层抗拉强度，MPa；σV为上覆地层压力，MPa；μ为泊松比，无量纲；α为有效应力系数，无量纲。

由于渤中区域复杂地层为典型的硬脆性泥页岩，所以在井眼形成后井壁周围的岩石可能会产生应力集中，又因为岩石是非线性弹性体，所以选用地层坍塌压力预测模型为：

(2)

其中

式(2)中：pr为地层坍塌压力，MPa；η为应力降低系数，无量纲；φ为岩石的内摩擦角，(°)；σh1、σh2为两个水平方向的主地应力，MPa；C为岩石的黏聚力，MPa。

基于岩石强度参数测试，根据处理得到地层声波时差资料，可采用Eaton法进行地层压力计算，并根据实钻资料校核得到渤中区域某中深井三压力剖面，如图3所示。

图3 渤中区域某中深井三压力剖面Fig.3 Three pressure profiles of a medium-deep well in Bozhong area

3.2 井斜方位对坍塌压力和破裂压力的影响

依据岩石力学的观点和方法，可以判定渤中19-6气田的3个主地应力的大小次序为：上覆应力>水平最大主应力>水平最小主应力，上覆应力为断裂的控制应力，断层类型为正断层。根据正断层的断层走向和水平最大主应力方向一致的特点，判定渤中19-6气田的水平最大主应力的方位为北偏东55°～70°。

根据前面的研究成果，利用编制的井壁稳定性分析程序，对预钻定向井井壁稳定性进行分析，每一个井斜方位皆对应一个安全密度窗口，得出BZ19-6气田潜山组4 600 m深度处定向钻进过程中坍塌、破裂压力随井斜角和方位角变化的安全密度窗口，如图4所示。

由图4～6潜山组4 600 m地层坍塌压力、破裂压力随井斜方位角变化与风险分布图可知，潜山组地层破裂压力当量密度在1.84～2.73 g/cm3变化；地层坍塌压力当量密度在1.15～1.40 g/cm3变化，沿最小水平主应力方位钻进时坍塌风险最低。

注：●为破裂压力曲线； ▲为坍塌压力曲线

图4 潜山组地层坍塌压力、破裂压力随井斜方位变化关系

Fig.4 The relationship between the collapse pressure and rupture pressure of the buried hill formation with the azimuth of the well inclination

图5 潜山组4 600 m地层破裂压力风险分布图Fig.5 Risk distribution map of 4 600 m formation rupture pressure in the buried hill formation

图6 潜山组4 600 m地层坍塌压力风险分布图Fig.6 Risk distribution map of 4 600 m formation collapse pressure in the buried hill formation

4 渤中区域中深井安全钻井周期

深部地层可钻性差，钻井速度慢，地层井眼钻开后，井壁周围地层原有的应力平衡被打破，井壁周围地层中要建立新的平衡[11-12]，当井壁应力状态超过砂岩地层所能承受的极限应力状态后，井周地层向井眼内塑性流动，并且应力向地层内部传递，造成发生塑性流动的地层越来越多，造成井眼半径不断缩小。若钻井时间过长，将导致井眼缩径，引起起下钻阻卡等井下复杂，严重时甚至卡死钻具[13-14]。

安全钻井周期与地应力状态、孔隙压力水平、岩石力学特性、钻井液密度、井眼轨迹等因素密切相关，并且当其他参数已知的情况下，井眼缩径率是时间和钻井液密度的函数。

4.1 钻井液对岩石强度特性的影响

通过收集到的渤中19-6气田深部潜山砂砾岩与花岗岩，模拟钻井过程，对岩心分别进行不同时间的钻井液浸泡实验，开展强度参数测试，为了使实验数据更加准确，加大了对中间时间的采集密度，得到的实验数据如表5。

表5 钻井液浸泡实验数据Table 5 Drilling fluid immersion experiment data

实验结果表明，抗压强度随着浸泡时间增加呈指数型下降，如图7所示在浸泡9天时，抗压强度降低20.38%，浸泡20天时降低41.13%；弹性模量随着浸泡时间增加呈二次函数型下降，如图8所示在浸泡9天时，弹性模量降低2.77%，浸泡20天时降低32.49%；泊松比随着浸泡时间增加呈二次函数型增加，如图9所示在浸泡9天时，泊松比增加84.45%，浸泡20天时增加94.82%。

图7 抗压强度与浸泡时间关系Fig.7 The relationship between compressive strength and immersion time

图8 弹性模量与浸泡时间关系Fig.8 The relationship between elastic modulus and immersion time

图9 泊松比与浸泡时间关系Fig.9 The relationship between Poisson's ratio and immersion time

4.2 中深井安全钻井周期图版

基于钻井液对岩石强度特性的影响，利用FLAC3D软件对明化镇储层水平井在不同泥浆密度下，井眼变形缩径规律进行了模拟计算。分别给出了不同泥浆密度下井眼缩径量和缩径率随井眼钻开时间的变化规律，如图10所示。

图10 安全钻井周期图版Fig.10 Diagram of safe drilling cycle

根据安全钻井周期图版，渤中区域风化带附近裸眼段安全钻井周期在15天左右，潜山地层安全周期在20天左右。

5 结论与建议

1) 渤中区域中深层钻井工程中事故复杂率高、钻井风险大，渤中区域上部泥岩井壁失稳严重，以阻卡、倒划眼、憋泵等为主，渤中区域中下部地层安全密度窗口窄，地层漏失、气侵风险高。

2) 渤中区域东营组泥页岩较硬，强度高，呈现强烈的脆性破坏特征，属于典型的硬脆性泥页岩；呈现明显的各向异性特征，垂直方向取心的强度显著高于水平方向的强度。

3) 井壁稳定性应综合考虑井眼轨迹(井斜角、井斜方位)、地应力方位等。随井斜角和方位角变化，潜山组地层破裂压力在1.84～2.73 g/cm3变化；地层坍塌压力在1.15～1.40 g/cm3变化，沿最小水平主应力方位钻进时坍塌风险最低。

4) 安全钻井周期与地应力状态、孔隙压力水平、岩石力学特性、钻井液密度、井眼轨迹等因素密切相关，渤中区域中深井钻井设计、施工作业中，综合考虑复杂地层岩石特性和安全钻井周期对降低事故复杂、保障作业安全具有重要意义。