層理性頁巖水平井井壁穩定性分析

馬天壽，陳平

?

層理性頁巖水平井井壁穩定性分析

馬天壽，陳平

(西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川成都，610500)

基于孔隙彈性力學和單結構面強度理論，建立層理性頁巖水平井井壁穩定力學分析模型，分析層理面產狀(走向、傾角)、井眼軌跡(井眼方位)和層理面強度弱化對水平井井壁穩定的影響。研究結果表明：頁巖層理面產狀和層理面強度弱化是導致水平井井壁坍塌失穩的主要因素；層理面傾角為0°~30°時，沿著任何方位鉆水平井的井壁穩定性都比較差，而層理面傾角為30°~90°時，沿特定方位鉆水平井的井壁穩定性卻比較好的，這便為井眼鉆進方位的優化設計提供重要依據；層理面強度弱化的影響可以比層理面產狀的影響更大，不同產狀下坍塌壓力差異可達0.45 g/cm3，而層理面強度弱化導致的井壁坍塌壓力可增加約0.54 g/cm3；鉆井液在滲透作用下沿層理面侵入地層，導致層理面黏聚力和內摩擦角降低，使井壁巖石更容易沿層理產生滑移，從而加劇井壁坍塌失穩的風險。最后，采用該模型在四川東南部威遠構造第一口頁巖氣水平井W201-H1井進行了驗證，井壁坍塌壓力分析結果與實際情況吻合良好。

頁巖氣；水平井；層理；井壁穩定；弱面；坍塌壓力

井壁不穩定問題是鉆井工程中的世界性技術難題，也是安全高效鉆井的核心問題之一[1]。鉆開地層形成井眼后，鉆井液柱壓力取代了所鉆巖層提供的支撐，破壞了地層原有應力平衡，引起井眼周圍巖石的應力重新分布。如果重新分布的應力超過巖石所能承受的最大載荷(不管是抗拉強度還是抗壓強度)，將會導致井壁失穩。同時，鉆井液濾液侵入地層，引起地層孔隙壓力增加、巖石強度降低，將進一步加劇井壁的不穩定。頁巖氣開發中，以不穩定的層理性頁巖作為目的層鉆長水平段水平井，存在自身的特殊性，而且水平井井周二次分布的應力也與直井有很大不 同[2]，另外，由于頁巖儲層的應力環境復雜、層理/裂縫十分發育，更加劇了井壁坍塌失穩的風險。例如，中國第一口頁巖氣水平井(W201-H1井)，雖采用油基防塌鉆井液體系，并逐步提高鉆井液密度，但在主力頁巖層段井壁垮塌仍然十分嚴重[3]。針對層理性地層井壁失穩問題，國內外已經進行了大量的研究并取得了較豐富的成果[4?23]。國外的Chenevert等[4?9]采用單一弱面強度理論和各向異性理論研究了層理對井壁穩定的影響，國內的陳勉等[1?2, 10?16]基于單一弱面強度理論和線彈性井壁穩定模型研究了井壁穩定與層理之間的關系，Lu等[17?18]研究了層理面產狀和層理面強度弱化對直井井壁穩定的影響。然而，針對層理性頁巖水平井鉆井的井壁穩定問題，還未進行系統深入研究，由于水平井與常規直井所處的應力狀態、井眼軌跡等具有相對特殊的特點，加之頁巖地層層理面產狀、層理面強度弱化等因素的影響，使得層理性頁巖氣水平井井壁坍塌失穩問題更加復雜，而目前對層理影響下水平井井壁坍塌失穩的機理認識不夠清楚，不能有效的指導鉆井方位的確定。為此，本文作者以層理性頁巖水平井為研究對象，研究地應力方位、井眼軌跡、頁巖層理面產狀對井壁穩定影響，同時，分析了鉆井液侵入使層理面強度降低對井壁坍塌的影響，并進行了實例分析，驗證本文方法的正確性，以指導頁巖氣水平井井眼鉆進方位和鉆井液密度的優化設計。

1 頁巖氣水平井井壁應力分布模型

圖1所示為層理面頁巖水平井井壁應力坐標關系。圖中，(,,)為大地直角坐標系；H為水平最大地應力，MPa；h為水平最小地應力，MPa；v為垂向地應力，MPa；為井眼軸向方位(井眼軸線與最大水平地應力方位夾角)，(°)。對任意頁巖氣水平井段，假設井斜角為90°，則井眼軌跡主要受井眼方位影響。因此，井壁圍巖應力狀態主要受地應力方位、井眼方位、層理面產狀(走向、傾角)等與角度相關的方向角控制，由于此處所描述的方位角包括地應力方位、井眼方位、層理面方位，其邏輯關系不便于后期分析，尤其是分析井眼沿地應力鉆進方位描述極為復雜，為此，將井眼方位簡化定義為井眼在大地坐標系下的方位角H與最大水平地應力方位角H的夾角(相對方位角)，于是，在分析水平井井壁圍巖應力時便不再涉及地應力方位角，可以簡化計算程序。則水平井井壁圍巖應力分布模型[1?2]：

式中：σ，σ，σ和τ分別為井眼圓柱坐標下井壁應力分量，MPa；(,,)為井眼圓柱坐標系；m為鉆井液液柱壓力，MPa；(，)為地層孔隙壓力，MPa；為滲透系數，當井壁不可滲透時=0，當井壁滲透時=1；為井周角，(°)；為泊松比；為有效應力系數；為地層孔隙度，%；為滲流效應系數，。

圖1 層理面頁巖水平井井壁應力坐標關系

根據應力狀態分析，可得井壁處3個主應力為

式中：，和分別為井壁上3個主應力，MPa。

對這3個主應力進行排序，即得到三向應力狀態下的主應力1，2和3。式(2)中3個主應力排序后，即得到頁巖氣水平井井壁最大、最小主應力計算模型，結合含層理性弱面地層強度判別準則，即可求得坍塌壓力。井壁最大主應力與井軸間夾角為[1]

2 強度判別準則

由于頁巖地層的層理、微裂隙十分發育，而層理等弱面的強度比巖石本體的強度低很多，Chenevert等[4]通過實驗證實層理面法線與最大主應力夾角為20°~30°時，其強度比垂直于層理面方向取心降低40％左右，因此，層理性弱面對頁巖井壁穩定起著非常重要的作用，需要針對其特點進行深入研究。此處，采用Jaeger(1960)提出的單一弱面強度理論[19]來描述層理性頁巖的強度各向異性。如圖2所示，巖體中發育一組弱面，假定面(指其法線方向)與最大主應力方向夾角為，由莫爾應力圓理論和庫倫準則，可得到含弱面巖體發生剪切破壞的條件為：

式中：1為最大主應力，MPa；3為最小主應力，MPa；w為巖石層理面的黏聚力，MPa；w為巖石層理面的內摩擦角，(°)；0為巖石本體的黏聚力，MPa；0為巖石本體的內摩擦角，(°)；為弱面法線與最大主應力夾角，(°)；0為頁巖本體破壞面與最大主應力的夾角，(°)，0=π/4+0。

圖2 單一結構面強度理論分析示意圖

井壁巖石沿層理面破壞的條件是滿足式(4)所描述的狀態，此時，井壁圍巖將沿層理面滑移，即井壁圍巖強度受層理面控制。若不滿足，則巖石將沿著角度0=/4+0/2破壞，井壁圍巖強度受巖石本體強度控制。其中，1和2的計算方法請參考文獻[19]。根據該單一弱面強度模型，當w=5.0 MPa，w=20°，0=15.0 MPa和0=40°的情況下，不同圍壓下井壁圍巖強度如圖3所示。圖3說明了對于存在層理等弱面的地層，強度存在嚴重的各向異性。

σ3/MPa：1—0；2—10；3—20；4—30

3 頁巖層理面強度弱化規律

McLellan等[20]通過研究加拿大西岸的不列顛哥倫比亞省山前構造裂縫性地層斜井井壁失穩問題，認為井壁失穩的主要原因是鉆井液濾液沿地層層理和微裂縫滲透使地層強度降低所致。Last等[21]在研究南美哥倫比亞庫西亞納油田井壁穩定問題，也指出鉆井液濾液沿層理和微裂縫進入地層使地層強度降低，從而引起了井壁失穩問題。實際上，由于頁巖的層理、微裂隙發育，而層理、微裂隙的導流能力遠高于頁巖基質，而一旦鉆井液與巖石接觸將發生復雜的物理化學反應，使得頁巖層理和頁巖基巖的強度特性和變形特性都發生改變。對于層理性弱面，由于鉆井液侵入使得其強度進一步降低(弱化)，將使得井壁失穩的風險進一步加劇，為此，需要對弱面強度參數弱化產生的影響進行定量計算分析，從而揭示其作用機理。對于巖石強度參數(黏聚力、內摩擦角)受鉆井液侵入影響的模型，國內外學者進行了大量的研究[22?24]，根據黃榮樽等[23?24]試驗測定的結果，頁巖層理面弱化可以采用黏聚力w、內摩擦角w與含水量的關系進行描述，其關系式為

式中：w0為層理面原始含水量下的黏聚力，MPa；w(())為層理面弱化后黏聚力，MPa；w0為層理面原始含水量下的內摩擦角，(°)；w(())為層理面弱化后內摩擦角，(°)；()為時刻地層含水量，%；1，1，2和2為層理面強度弱化系數，1=?0.279，1=0.580，2=?0.019，2=?0.034。

將式(6)代入式(4)和(5)即可得鉆井液侵入導致層理面弱化后的強度判別準則。層理面的弱化是層理面強度參數(黏聚力、內摩擦角)改變導致的，而層理面強度參數的改變主要受鉆井液侵入后含水量控制，因此，嚴格控制鉆井液中水進入頁巖地層是非常重 要的。

4 模型求解

得到井壁應力狀態后，需要先確定出井壁最大主應力與層理面弱面法線夾角方可帶入強度準則中進行計算。井壁最大主應力與層理面法線夾角確定的原理：首先，求解出水平井井壁最大主應力在大地坐標下的方向余弦(m，m和m)，然后，再求解層理面(法線)在大地坐標下的方向余弦(p，p和p)，這樣就可以采用空間向量夾角公式求解出井壁最大主應力與層理面法線的夾角。據此，井壁最大主應力與層理面法線夾角為[25]

其中：

式中：p，p和p分別為層理面法線在大地坐標系下的方向余弦；m，p和m分別為井壁最大主應力在坐標系下的方向余弦；DIP為層理面傾角，(°)；TR為層理面走向，(°)。

確定出井壁最大主應力與層理面法線夾角后，即可按照圖4所示的求解流程進行求解。若式(7)得到的井壁最大主應力與層理面法線夾角滿足1≤≤2，則將式(2)得到的三向主應力與式(7)得到的夾角代入式(4)，求解非線性方程即可得到頁巖水平井沿層理面剪切破壞的坍塌壓力；若夾角不滿足1≤≤2，則將式(2)得到的三軸主應力代入式(5)，求解非線性方程得到頁巖水平井未沿層理面剪切破壞的坍塌壓力；其中，非線性方程的求解采用二分法迭代求解，二分法迭代的求解域為[?3(，)，+3(，)]，求解精度取0.000 1。

圖4 坍塌壓力求解流程

5 井壁坍塌失穩規律分析

5.1 基礎數據

為分析井壁坍塌失穩規律，以表1所示頁巖地層參數進行分析，研究了井眼軌跡、頁巖層理面產狀、層理面強度弱化對井壁穩定影響。地應力狀態屬于走滑斷層機制，其最大、最小水平主應力差值較大，井眼鉆進方位的坍塌失穩規律受井眼軸向方位影響顯著，同時還受頁巖層理面產狀、層理面強度弱化等因素影響。

表1 頁巖地層基礎參數

5.2 層理面產狀的影響

圖5所示為層理面走向0°，45°和90° 3種情況下井眼軌跡和層理面對坍塌壓力的影響規律。圖5中坍塌壓力當量密度(簡稱坍塌密度)最低區域的穩定性最好；坍塌密度最高區域的穩定性最差。由圖5可見：井壁坍塌壓力與井眼軸向方位、層理面走向、層理面傾角關系密切，在不同條件下井壁坍塌密度差異可達0.45 g/cm3；層理面走向為0°時坍塌壓力分布相對平緩，不同鉆進方位和層理傾角下坍塌密度差異為0.25 g/cm3；層理面走向為45°時坍塌壓力分布平緩程度增加，不同鉆進方位和層理面傾角下坍塌密度差異為0.39 g/cm3；層理面走向為90°時坍塌壓力分布差異最大，不同鉆進方位和層理面傾角下坍塌密度差異為0.45 g/cm3；對于不同井眼軸向方位和層理面傾角，隨著層理面走向的改變，井壁坍塌失穩的風險總體上呈增加趨勢，同時，坍塌失穩風險差異逐漸增加；在層理面傾角為45°、層理面走向為90°條件下沿最小水平主應力方向鉆進井眼穩定性最好。

層理面走向θTR/(°)：(a) 0；(b) 45；(c) 90

圖6所示為沿特定方位鉆水平井時，鉆遇不同產狀地層的坍塌壓力分布規律。由圖6可見：沿最大水平地應力方位(即鉆進方位0°)鉆進，當鉆遇層理面傾角為45°、層理面走向為0°和180°時，坍塌密度為1.12 g/cm3，水平井井壁穩定性最佳，而其他層理產狀下的井壁穩定性均比較差(坍塌密度均大于1.40 g/cm3)，其中鉆遇層理傾角90°時井壁穩定性最差(坍塌密度均大于1.63 g/cm3)；沿著最大水平地應力和最小水平地應力之間的方位(即鉆進方位45°)鉆進，當鉆遇層理面傾角為30°~60°、走向任意時，水平井井壁穩定性都比較好，其中鉆遇層理面傾角為45°時的井壁穩定性較好(坍塌密度為1.34~1.44 g/cm3)，而層理面傾角為0°~30°下井壁穩定性都比較差；沿著最小水平地應力方位(即鉆進方位90°)鉆進，當鉆遇層理面傾角為30°~90°、層理面走向為0°和180°時，坍塌密度為1.39~1.43 g/cm3，水平井井壁穩定性較好，而其他層理面產狀下的井壁穩定性均比較差。

鉆進方位/(°)：(a) 0；(b) 45；(c) 90

DIP/(°)：1—0；2—30；3—45；4—60；5—90

圖6 特定井眼方位下層理產狀對坍塌失穩規律的影響

Fig. 6 Influence of bedding occurrence on collapse instability under specific azimuth

5.3 層理弱化的影響

由于鉆井液濾液沿層理和微裂縫滲透進入地層后，會導致地層、層理面剪切強度的降低，從而加劇井壁坍塌失穩的風險。因此，定量分析了層理面弱化(含水量)的影響，分別計算了層理面走向為0°，45°和90° 3種情況下含水量對井壁坍塌壓力變化規律的影響，計算結果如圖7所示。圖7所示為四維切片云圖，圖7中3個坐標軸分別代表井眼軸向方位、層理面傾角和含水量，云圖顏色為對應狀態下井壁坍塌密度，但由于四維圖像無法進行透視，所以對其切片顯示井眼軸向方位為180°、層理面傾角為90°和含水量為20%下的坍塌壓力變化情況，藍色區域穩定性最好，紅色區域穩定性最差。

層理面走向θTR/(°)：(a) 0；(b) 45；(c) 90

由圖7可知：對不同產狀層理面地層，隨著含水量的增加，井壁坍塌壓力呈增加趨勢，只是不同產狀地層的增幅略有差異，但是差異比較小；當含水量由0增加至20%時，坍塌密度將增加至2.09 g/cm3，坍塌密度在未弱化的基礎上增幅約為0.54 g/cm3，而層理面產狀和軌跡影響下坍塌密度差異為0.45 g/cm3，說明層理面強度弱化的影響甚至比井眼鉆進方位的影響更大；隨著含水量增加，坍塌密度增幅整體上趨于減緩趨勢，即含水量增加一定幅度后對井壁坍塌的影響相對減弱；而且，隨著含水量的增加，會導致層理面黏聚力、內摩擦角減弱，從而導致井壁巖石破壞的強度曲線中沿弱面破壞的夾角范圍逐漸加寬，從而導致井壁坍塌失穩。所以，頁巖層理面強度弱化是導致井壁坍塌失穩的另一個重要影響因素，其影響不容忽視。因此，嚴格控制鉆井液濾液進入層理地層是防止井壁坍塌失穩的有效手段，提高鉆井液密度預防井壁坍塌失穩在很大程度上可能不及防止鉆井液侵入的效果。

6 實例分析

四川長寧—威遠和昭通地區是我國頁巖氣開發先導試驗區，水平井鉆井過程中井壁失穩帶了卡鉆、埋鉆等井下復雜和事故，嚴重影響了該地區頁巖氣勘探開發進程。該地區頁巖具有明顯的層理，如果采用常規模型分析井壁坍塌問題，其結果與實際情況差異很大，為此，研究了該地區第一口水平井W201-H1井井壁坍塌問題。該井目的層為龍馬溪組頁巖，設計井深3 032 m，水平段長度1 200 m，實鉆井深為2 823.48 m，最終水平段長度為991.48 m。在該井設計過程中，采用了常規井壁穩定分析模型進行密度設計。因此，由于水平段發生井壁坍塌失穩問題，處理井下復雜事故耗時37.66 d，處理井下復雜事故的時間達到了整口井的52.26%。采用考慮頁巖層理影響的井壁穩定分析模型和常規井壁穩定分析模型，進行對比分析，計算結果如圖8所示。

(a) 不考慮層理面影響；(b) 考慮層理面影響

由圖8可見：層理面對直井井壁穩定沒有明顯的影響，地層坍塌密度為0.6 g/cm3；而對水平井的影響比較嚴重，若不考慮層理面的影響，保持井壁地層穩定的坍塌密度為1.05 g/cm3；若考慮層理面的影響，保持井壁地層穩定的坍塌密度為1.94 g/cm3；W201-H1井設計的鉆進方位(N45°E)坍塌密度最高，不利于井壁穩定，建議后期在該區塊設計水平井時對鉆井方位進行優化設計；頁巖層理面對水平井和斜井的影響非常顯著，尤其是井斜角大于30°且井眼方位在最小水平地應力方向90°夾角內情況下。

在W201-H1井直井段頁巖地層鉆井中，按照設計采用了密度為1.10~1.20 g/cm3的鉆井液，鉆井過程中并未發現井壁坍塌問題，說明直井段頁巖井壁坍塌壓力分析結果與實際情況還是比較吻合的；在水平井段頁巖地層鉆井中，按照設計采用了密度為1.22~1.45 g/cm3的鉆井液，遠低于本文模型計算的坍塌密度1.94 g/cm3，期間發生了嚴重的井壁失穩問題，直到2 611 m后將鉆井液密度從1.28 g/cm3增加至2.10 g/cm3時，井壁坍塌掉塊的問題才有所減輕，而井壁穩定風險分析結果與實際情況非常吻合。由此可以推斷，在水平段鉆井前期，若采用所設計的低密度鉆井液難以平衡井壁應力二次分布，可能導致井壁頁巖剪切，產生大量微裂隙；當后期提高鉆井液密度至維持井壁穩定的坍塌壓力時，仍然不能完全解決井壁坍塌掉塊的問題；因此，實際鉆井過程中，用到了密度為2.10 g/cm3的鉆井液，但此時仍然伴隨一些井壁掉塊問題，只是掉塊問題相對減輕，對鉆進的影響較小；但是如此高的鉆井液密度又常常帶來壓漏地層的風險，而且，由于頁巖層理、裂隙的存在，加之井壁頁巖剪切所產生大量裂縫，直接降低了頁巖地層裂縫的開啟壓力，容易引發頻繁的井漏問題。因此，若從鉆井設計時便考慮層理面的影響，進行鉆進方位和鉆井液密度的優化設計，這樣就可以在很大程度上避免井壁坍塌失穩和井漏的發生。

7 結論

1) 基于井壁穩定孔隙彈性力學和單結構面強度理論建立了含層理面頁巖氣儲層的水平井井壁穩定力學分析模型，模型在經典的孔隙彈性井壁穩定模型的基礎上考慮了頁巖層理面產狀(走向、傾角)和層理面強度弱化的影響，該模型可以更加有效的指導頁巖氣水平井井眼鉆進方位和鉆井液密度的優化設計。

2) 頁巖層理面產狀(走向、傾角)、井眼軌跡(井眼方位)對井壁穩定的影響非常顯著，不同層理面產狀和井眼軌跡條件下的井壁坍塌壓力當量密度差異最大可達0.45 g/cm3；當層理面傾角為30°~90°時，沿特點方位鉆水平井的井壁都比較穩定；當層理面傾角為0°~30°時，對于任意走向的層理，沿著任何方位鉆水平井，井壁穩定性都比較差。

3) 頁巖層理面強度弱化(含水量增加)對水平井井壁穩定的影響十分顯著，對任何層理面產狀均表現為井壁坍塌壓力隨含水量增加而增加，層理面強度弱化所導致的井壁坍塌壓力比未弱化時增加了約0.54 g/cm3，頁巖層理面弱化是井壁坍塌失穩的主要控制因素，其影響是不容忽視的。這是由于鉆井液在滲透作用下沿層理侵入地層，使層理面黏聚力和內摩擦角降低，增加了井壁巖石沿層理剪切滑移的風險，從而加劇了井壁坍塌失穩的風險。

4) 四川長寧—威遠地區所鉆的第一口水平井W201-H1井井壁坍塌壓力實例分析表明，采用本文的考慮層理及其弱化影響的井壁坍塌失穩分析方法分析結果與實際情況比較吻合。因此，建議在直井段頁巖地層按照常規井壁穩定分析方法設計鉆井液密度，而在水平段頁巖地層推薦選用本文所述方法，采用考慮層理及其弱化影響的井壁坍塌失穩分析方法設計鉆井液密度，從而降低井壁坍塌失穩的風險，確保安全快速鉆井。

[1] 陳勉, 金衍, 張廣清. 石油工程巖石力學[M]. 北京: 科學出版社, 2008: 99?118.CHEN Mian, JIN Yan, ZHANG Guangqing. Rock mechanics on petroleum engineering[M]. Beijing: Science Press, 2008: 99?118.

[2] 金衍, 齊自立, 陳勉, 等. 水平井試油過程裂縫性儲層失穩機理[J]. 石油學報, 2011, 32(2): 295?298. JIN Yan, QI Zili, CHEN Mian, et al. A mechanism study on the fractured reservoir instability during well testing of horizontal wells[J]. Acta Petrolei Sinica, 2011, 32(2): 295?298.

[3] 何濤, 李茂森, 楊蘭平, 等. 油基鉆井液在威遠地區頁巖氣水平井中的應用[J]. 鉆井液與完井液, 2012, 29(3): 1?5. HE Tao, LI Maosen, YANG Lanping, et al. Application of oil-based drilling fluid in shale gas horizontal well in district of Weiyuan[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2012, 29(3): 1?5.

[4] Chenevert M E, Gatlin C. Mechanical anisotropies of laminated sedimentary rocks[J]. SPE Journal, 1965, 5(1): 67?77.

[5] Aadnoy B S. Modeling of the stability of highly inclined boreholes in anisotropic rock formations[J]. SPE Drilling Engineering, 1988, 3(3): 259?268.

[6] Dusseault M B, Gray K E. Mechanisms of stress-induced wellbore damage[C]//1992 SPE International. 1992: SPE 23825.

[7] Ong S, Roegiers J C. Fracture initiation from inclined wellbores in anisotropic formations[C]//1995 SPE International. 1995: SPE 29993.

[8] Crook J L, Yu J G, Willson S M. Development of an orthotropic 3D elastoplastic material model for shale[C]//2002 SPE International. 2002: SPE 78238.

[9] Yamamoto K, Shioya Y, Uryu N. Discrete element approach for the wellbore instability of laminated and fissured rocks[C]//2002 SPE International. 2002: SPE 78181.

[10] 金衍, 陳勉, 陳治喜, 等. 弱面地層的直井井壁穩定力學模型[J]. 鉆采工藝, 1999, 22(3): 13?14.JIN Yan, CHEN Mian, CHEN Zhixi, et al. Mechanics model of sidewall stability of straight wells drilled through weakly consolidated formations[J]. Drilling & Production Technology, 1999, 22(3): 13?14.

[11] 金衍, 陳勉, 柳貢慧, 等. 弱面地層斜井井壁穩定性分析[J]. 石油大學學報(自然科學版), 1999, 23(4): 33?35. JIN Yan, CHEN Mian, LIU Gonghui, et al. Analysis on borehole stability of weak-face formation in directional well[J]. Journal of the University of Petroleum, China (Edition of Natural Science), 1999, 23(4): 33?35.

[12] 劉向君, 陳一健, 肖勇. 巖石軟弱面產狀對井壁穩定性的影響[J]. 西南石油學院學報, 2001, 23(6): 12?13.LIU Xiangjun, CHEN Yijian, XIAO Yong. Effect of weak’ plane dip angle and dip azimuth angle on wellbore stability[J]. Journal of Southwest Petroleum Institute, 2001, 23(6): 12?13.

[13] 劉向君, 葉仲斌, 陳一健. 巖石弱面結構對井壁穩定性的影響[J]. 天然氣工業, 2002, 22(2): 41?42. LIU Xiangjun,YE Zhongbin, CHEN Yijian. Influence of rock weak plane texture on sidewall stability[J]. Natural Gas Industry, 2002, 22(2): 41?42.

[14] 秦啟榮, 鄧輝. 裂縫對石油井壁力學穩定性影響[J]. 西南石油大學學報, 2007, 29(4): 167?170. QIN Qirong, DENG Hui. Influence of rock fractures on mechanical stability of well-wall[J]. Journal of Southwest Petroleum University, 2007, 29(4): 167?170.

[15] 蔚寶華, 閆偉, 李斌, 等. 高陡層理性地層井壁穩定性模擬試驗研究[J]. 石油鉆采工藝, 2009, 31(2): 48?50. YU Baohua, YAN Wei, LI Bin, et al. Mechanical borehole stability test study in highly-dipped laminated formation[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2009, 31(2): 48?50.

[16] 袁俊亮, 鄧金根, 蔚寶華, 等. 頁巖氣藏水平井井壁穩定性研究[J]. 天然氣工業, 2012, 32(9): 66?70. YUAN Junliang, DENG Jingen, YU Baohua, et al. Wellbore stability of horizontal wells in shale gas reservoirs[J]. Natural Gas Industry, 2012, 32(9): 66?70.

[17] Lu Y H, Chen M, Jin Y, et al. A mechanical model of borehole stability for weak plane formation under porous flow[J]. Petroleum Science and Technology, 2012, 30(15): 1629?1638.

[18] Lu Y H, Chen M, Jin Y, et al. Influence of porous flow on wellbore stability for an inclined well with weak plane formation[J]. Petroleum Science and Technology, 2013, 31(6): 616?624.

[19] 蔡美峰, 何滿潮, 劉東燕. 巖石力學與工程[M]. 北京：科學出版社, 2009: 104?108. CAI Meifeng, HE Manchao, LIU Dongyan. Rock mechanics and engineering[M]. Beijing: Science Press, 2009: 104?108.

[20] McLellan P J, Cormier K. Borehole instability in fissile, dipping shales, Northeastern British Columbia[C]//1996 SPE International. 1996: SPE 35634.

[21] Last N, Plumb R, Harkness R, et al. An integrated approach to evaluating and managing wellbore instability in the Cusiana field, Colombia, South America[C]//1995 SPE International. 1995: SPE 30464.

[22] Chenvert M E, Pernot V. Control of shale swelling pressures using inhibilitive water-base mud[C]//1998 SPE International. 1998: SPE 49263.

[23] 黃榮樽, 陳勉, 鄧金根, 等. 泥頁巖井壁穩定力學與化學的耦合研究[J]. 鉆井液與完井液, 1995, 12(3): 15?21. HUANG Rongzun, CHEN Mian, DENG Jingen, et al. Study on shale stability of wellbre by mechanics coupling with chemistry method[J]. Drilling Fluid and Completion Fluid, 1995, 12(3): 15?21.

[24] 程遠方, 張鋒, 王京印, 等. 泥頁巖井壁坍塌周期分析[J]. 中國石油大學學報(自然科學版), 2007, 31(1): 63?66. CHENG Yuanfang, ZHANG Feng, WANG Jingying, et al. Analysis of borehole collapse cycling time for shale[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2007, 31(1): 63?66.

[25] 馬天壽, 陳平. 頁巖層理對水平井井壁穩定的影響[J]. 西南石油大學學報(自然科學版), 2014, 36(5): 97?104. MA Tianshou, CHEN Ping. Influence of shale bedding plane on wellbore stability for horizontal wells[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2014, 36(5): 97?104.

(編輯 楊幼平)

Analysis of wellbore stability for horizontal wells in stratification shale

MA Tianshou, CHEN Ping

(State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China)

Based on the poroelastic mechanics and the single weak-plane strength theory, the wellbore stability mechanics model of horizontal wells for stratification shale was established, so as to the influence of the bedding occurrence (strike, dip), hole trajectory (hole azimuth) and weakened strength of bedding planes on wellbore stability of horizontal well was analyzed. The results show that the occurrence of stratification and weakened strength of stratification are major factors causing wellbore collapse. When the bedding dip is 0°?30°, the wellbore stability is relatively poor, whatever azimuth of horizontal well is drilled. When the bedding dip is 30°?90°, the wellbore stability is better when horizontal well is drilled along a particular azimuth. These provide an important foundation for the azimuth optimization of horizontal wells. The effect of the weakened strength of bedding may be greater than that of bedding occurrence, the collapse pressure difference under different bedding occurrences is up to 0.45 g/cm3, but the collapse pressure amplification caused by the weaken strength of bedding is about 0.54 g/cm3. Drilling fluid invades formation with osmosis along the bedding planes, leading to the cohesion and internal friction angle of bedding plane decrease, which makes wellbore rock along bedding slip easily, causing the increase of the risk of the wellbore collapse. At last, this model is verified in the first horizontal well (W201-H1) for shale gas reservoir of Weiyuan structure, southeastern region of the Szechwan Basin, and the analysis results of collapse pressure are consistent with the actual situation.

shale gas; horizontal well; stratification; wellbore stability; weak plane; collapse pressure

10.11817/j.issn.1672-7207.2015.04.027

TE21

A

1672?7207(2015)04?1375?09

2014?04?09；

2014?06?18

國家重點基礎研究發展計劃(973計劃)項目(2013CB228003)(Project (2013CB228003) supported by the National Basic Research Program of China (973 Program))

馬天壽，博士研究生，從事頁巖氣鉆井與隨鉆測量技術方面研究；E-mail：matianshou@126.com