渤中區塊破碎性地層井壁失穩機理及對策

楊玉貴, 蔡文軍,2*, 幸雪松, 邢希金, 林海

(1. 中海油研究總院, 北京 100028; 2. 中國石油大學(北京)石油工程學院, 北京 102200; 3. 中海油天津分公司渤海石油研究院, 天津 300451)

渤海油田渤中區塊受走滑斷層伴生正斷層控制,該斷層特征導致斷層及其附近破碎帶多,地層破碎程度高,節理及微裂縫發育,井壁坍塌嚴重。由于地層坍塌造成了起下鉆阻卡,致使井下條件惡化,很可能引起抽吸、蹩泵等壓力復雜。抽吸會造成井底壓力波動,進而導致井壁失穩;蹩泵造成鉆頭以下地層壓力驟然升高,非常容易造成地層破漏。統計分析了該區塊已完鉆的17口井的復雜情況。東下段及其以下地層的鉆井復雜主要為井壁坍塌掉塊引起的起下鉆遇阻,劃眼,卡鉆和漏失等一系列問題。其中,東營組至沙河街組阻卡次數大于20次的井數占40%;劃眼,倒劃眼長度大于3 000 m的井占40%;處理復雜工況時間大于144 h的井占40%。

近些年,伴隨著深部油氣田的規模化鉆探開發,深部破碎性地層的井壁坍塌問題日益突出[1-5]。梁文利[6]從地質、鉆井液、工程三方面,對涪陵破碎性泥頁巖地層井壁失穩問題進行了綜合研究分析,認為破碎性頁巖地層本身的力學不穩定性是造成井壁失穩的主控因素。歹震東等[7]通過微觀結構掃描、理化特征分析以及鉆井液對其力學特性影響等一系列實驗方法,定量研究了影響南堡油田硬脆性泥頁巖井壁失穩的因素。林海等[8]針對渤中區域中深部泥頁巖地層井壁穩定性問題,基于線彈性理論和單一弱面準則,建立了結合弱面結構和泥巖水化作用的井壁失穩機理模型。張亞云等[9]通過X射線衍射、掃描電子顯微鏡和滾動回收率等一系列室內實驗,建立了考慮多弱面效應和力化耦合作用的破碎性地層井壁失穩模型。王偉吉等[10]詳細分析了順北油氣田破碎性地層的井壁穩定機理,認為破碎性地層應力敏感性強,地層高角度裂縫易剪切破壞,同時,地層膠結性差,多尺度微裂縫、層理等弱面結構大量發育。

目前渤海油田破碎區的井壁坍塌機理仍不明確,為此,現結合實驗方法和定量計算方法等技術手段,從地層特性,地質力學性質和鉆井液性能等多維度,系統研究渤中區塊破碎性地層的井壁失穩機理。在此基礎上,建立渤中區塊破碎區的坍塌壓力隨鉆井時間的變化模型,并針對破碎區的微裂縫封堵優選納微米封堵材料,為該區域破碎性地層和其他區塊類似地層的井壁穩定性分析和鉆前設計提供借鑒。

1 渤中區塊地質特征

渤海油田渤中區塊位于黃河口凹陷中央隆起帶,黃河口凹陷位于渤海南部,北側為渤南低凸起,南側為墾東-青坨子凸起和萊北低凸起,東部以營濰斷裂帶東支為界,與廟西凹陷為鄰,西鄰埕北凹陷,西南側向沾化凹陷東部的樁西,凹陷總面積約3 300 km2,基底最大埋深約7 000 m。圖1為渤海油田渤中區塊的構造剖面圖,由圖1可知,渤中區塊斷層眾多,地層內破碎帶和微裂縫極其發育。本區地層從老至新依次發育有:下第三系沙河街組(E2s)和東營組(E3d)、上第三系館陶組(N1g)和明化鎮組(N2m)及第四系平原組(Qp)。館陶組多為厚層砂巖夾薄層泥巖,泥質膠結疏松;東營組地層多為泥巖夾雜粉砂巖;沙河街組多為砂泥巖互層,泥巖含白云質。

圖1 渤中區塊構造剖面圖Fig.1 Structural profile of Bozhong block

2 井壁失穩機理分析

2.1 破碎區地層特性

2.1.1 泥頁巖黏土礦物分析

選取BZ34-5-1和BZ34-5-P1兩口井的鉆井巖屑作為實驗樣品,采用X射線衍射(X-ray diffraction,XRD)方法定量測定了東三段和沙一段鉆屑的黏土礦物含量。采用亞甲基藍溶液測定了東三段和沙一段鉆屑的陽離子交換容量(cation exchange capacity,CEC)。實驗結果如表1所示。泥頁巖黏土礦物含量為9.46%～51.24%。其中,泥巖黏土礦物均以伊/蒙混層和伊利石為主,伊/蒙混層占比63%～85%。同時,東三段及以下地層泥頁巖還含有少量高嶺石,綠泥石,不含純蒙脫石礦物。CEC測試結果反映了泥頁巖吸水的能力。較大的CEC值對應于較高的水化趨勢。從表1中數據可以看出,東三段及以下泥巖地層為硬泥頁巖,陽離子交換容量較低,為8.12～17.18 mmol/100 g,該段泥頁巖具有弱水化性質,有剝落趨勢,由于其硬脆性特點,微裂縫比較發育。

表1 東三段及以下地層泥頁巖理化性質Table 1 Physical and chemical properties of mud shale in the E3d3 and below Formation

2.1.2 掃描電鏡實驗

泥頁巖的微觀結構一般采用電鏡掃描技術分析,通過電鏡掃描可以確定泥頁巖中裂縫的寬度、密度以及裂縫面的粗糙度和充填物等情況。結果如圖2所示,電鏡掃描表明泥頁巖較為致密,但粒間存在孔縫,孔縫寬度為2～6 μm,部分樣品泥質間填充方解石。伊蒙混層成層狀或片狀,層面狀結構以及粒間孔縫均有利于鉆井液滲流。水分子以滲流方式進入裂縫,減弱泥頁巖的結合強度和裂縫面之間的結合力,從而導致泥頁巖沿平行裂縫面斷裂,造成剝落掉塊。

2.1.3 基于測井數據的地層完整性分析

井眼鉆開后,井周應力會重新分配,部分不穩定井眼會有掉塊剝落,從而形成橢圓形等不規則井眼,結合BZ34-3-1井雙井徑測井數據,能夠對渤中區塊地層的完整性進行定性分析,結果如圖3所示。C1為短軸井徑,C2為長軸井徑,BZ34-3-1井雙井徑曲線顯示井眼長軸井徑發生反轉,見圖3中紅色虛線橢圓內相交線條。同時,該井段坍塌掉塊多為塊狀。因此,東下段及以下地層破碎,地層完整性差,不利于安全鉆井。

圖3 BZ34-3-1井雙井徑測井數據統計Fig.3 Statistical analysis of the dual-diameter logging data of well BZ34-3-1

2.2 破碎區地質力學特征

2.2.1 泥頁巖點載荷實驗

依據巖石點荷載試驗標準DZ/T 0276.23—2015,對BZ34-4-P3井東下段泥頁巖進行了點載荷實驗,實驗樣品如圖4所示。對于泥巖地層,點載荷強度與單軸抗壓強度之間還存在一個修正關系。具體計算公式為

(1)

(2)

A=DW

(3)

UCS=19.10IS50～21.0IS50

(4)

式中:IS50為點載荷強度,MPa;P為樣品破壞時的總載荷,N;De為等效巖心直徑,mm;A為樣品的破壞面面積,mm2;W為樣品破壞面上垂直于加荷點連續的平均寬度,mm;D為樣品破壞面上兩加荷點之間的距離,mm;UCS為巖石抗壓強度,MPa。

(1)浸泡前巖塊強度。浸泡前東下段巖塊強度值如圖5所示,浸泡前巖塊強度的實驗值為25～65 MPa,其中出現頻率最高的區間為35～45 MPa,屬于中等偏低強度地層。若地層的連續性好,鉆井過程中不應出現嚴重井壁失穩的問題。同時結合測井資料對渤中區塊東下段地層抗壓強度縱向分布規律進行了分析,東營組地層抗壓強度為7～60 MPa,沙河街組地層抗壓強度為15～67 MPa。同一地層泥頁巖強度值跨度大,離散性強,同樣表明地層內部微裂縫發育。結果表明,該油田下部地層非均質性強,軟硬交錯,強度變化差別大,不利于井壁穩定。

圖5 未浸泡巖塊的點載荷強度分布Fig.5 Point load strength distribution of unsoaked rock blocks

(2)浸泡后巖塊強度。將圖6中加工好的巖塊樣品在室溫條件下,浸泡在聚胺PEM水基鉆井液(鉆井現場正在使用的鉆井液體系)中,利用點載荷試驗方法分別測定了巖塊浸泡1、2、4、7 d后,巖塊的抗壓強度。實驗結果如圖7所示。巖石強度隨浸泡時間逐漸降低,后期下降幅度減緩。浸泡第7天,強度下降40.82%。并擬合了巖石強度與浸泡時間的數學關系,結果如圖7所示。由于地層吸水性較弱,但對強度影響明顯,應為裂縫吸水。同時,破碎性地層不能自穩定,如果井周地層中存在微裂縫面,任何形式的井壁失穩都將引起井眼周圍發生嚴重坍塌。

圖6 浸泡PEM水基鉆井液后泥頁巖樣品強度隨時間的變化規律Fig.6 Strength variation of mud shale samples with time after soaking in PEM water-based drilling fluid

圖7 巖石強度與浸泡時間的數學關系擬合Fig.7 Mathematical relationship fitting between rock strength and soaking time

UCS(t)=24.5+(41.4-24.5)erfc(0.51t)

(5)

式(5)中:UCS(t)為抗壓強度隨時間的變化函數;t為巖石浸泡時間,d。

2.2.2 地層構造應力分布規律

區域地應力的分布規律與鉆井安全密切相關,準確的建立渤中破碎區域的地應力縱向剖面,有助于井壁安全鉆井密度窗口的制定。盡管本區域地層斷層發育,但是地層構造較平緩,因此,采用“六五模型”分析水平主應力縱向分布規律。具體計算公式為

(6)

(7)

式中:μ為泊松比;PP為地層孔隙壓力,MPa;α為有效應力系數;σZ為上覆地層壓力,MPa;σH為最大水平地應力,MPa;σh為最小水平地應力,MPa;ω1、ω2為構造應力系數。

若已知地層破裂壓力數據、地層孔隙壓力、地層泊松比和抗拉強度,可以通過不同深度處的地層破裂壓力數據反算出水平構造應力系數。

(8)

式(8)中:Pf為地層破裂壓力,MPa;St為地層抗拉強度,MPa;σZ為上覆地層壓力,MPa;μ為泊松比。

渤中區塊東下段及以下地層屬于正常壓力系統,壓力系數為0.96～1.10 g/cm3。同時,該區域已鉆井地漏試驗數據如表2所示。求取的構造應力系數分別為0.625和0.295,并計算了渤中區塊東營組至沙河街組地應力分布規律,上覆巖層壓力當量密度變化范圍為2.05～2.23 g/cm3;水平最大地應力當量密度變化范圍為1.92～2.07 g/cm3;水平最小地應力當量密度變化范圍為1.51～1.71 g/cm3。上覆巖層壓力和水平最大地應力之間差值較小,但水平最小地應力值較低,鉆井過程中坍塌壓力相對較高,容易引起鉆井液漏失。

表2 東下段及以下地層已鉆井地漏試驗數據統計Table 2 Statistics of well-drilled leakage test data in the E3d3 and below Formation

2.3 鉆井液適應性評價

2.3.1 泥頁巖滾動回收實驗

參照石油行業標準SY/T 5613—2016-鉆井液測試泥頁巖理化性能試驗方法,分別評價了東下段巖屑在聚胺PEM水基鉆井液體系和海水中的滾動回收率,實驗結果如圖8所示。泥頁巖在海水中的滾動回收率為80.13%,在泥漿中的滾動回收率91.30%,東下段泥頁巖在鉆井液和海水中的滾動回收率均比較高。該實驗結果說明,泥頁巖基質化學惰性強,分散性能力差。同時,泥頁巖在鉆井液中的分散性很小,幾乎可以忽略,對井壁穩定影響不大。

圖8 東下段泥頁巖滾動回收率實驗結果Fig.8 Experimental results of rolling recovery rate of mud shale in the E3d3 Formation

2.3.2 泥頁巖膨脹性實驗

參照SY/T 5613-2016試驗方法,在105 ℃、15 MPa條件下,評價了東下段泥頁巖在淡水及聚胺PEM水基鉆井液體系中的HTHP膨脹率,實驗時間為24 h。實驗結果如圖9所示,東下段泥頁巖本身清水膨脹率較低,低于17%,在鉆井液抑制性作用下,巖心浸泡24 h后,巖心膨脹率低于3%。因此,泥頁巖水化分散性很低,鉆井液的抑制性滿足現場安全鉆井要求。

圖9 東下段泥頁巖膨脹性實驗結果Fig.9 Experimental results of mud shale expansion in the E3d3 Formation

2.3.3 鉆井液封堵性評價

為了評價聚胺PEM水基鉆井液對東下段泥頁巖的封堵效果,在室溫下,將BZ34-6-A1井東下段泥巖浸泡在聚胺PEM水基鉆井液中7 d。實驗現象如圖10所示,鉆井液明顯滲入巖塊內部,出現大量層狀裂紋,泥頁巖中孔縫發育。同時,2.2.1節也表明,東下段泥頁巖在聚胺PEM鉆井液中浸泡7 d后,強度降低41.4%。因此,聚胺PEM水基鉆井液對巖石微裂隙的封堵效果差,水基鉆井液容易沿微裂縫面侵入,使微裂隙不斷延伸并裂開。

圖10 泥頁巖巖塊浸泡聚胺PEM鉆井液后的實驗現象Fig.10 Experimental phenomenon of mud shale blocks soaked in polyamine PEM drilling fluid

3 技術對策

3.1 井壁穩定周期定量計算

針對破碎區地層的井壁嚴重坍塌問題,結合實驗數據和一系列經驗公式[11],探討了渤中區塊破碎區的坍塌壓力隨鉆井時間的變化規律。

C=-0.417+0.289UCS-0.000 519(UCS)2

(9)

φ=36.545-0.492 5C

(10)

(11)

(12)

(13)

式中:C為黏聚力,MPa;φ為內摩擦角,(°);Pc為坍塌壓力,MPa;ρc為坍塌壓力單量泥漿密度,g/cm3;g為重力加速度,m/s2;h為對應垂深,m。

選取了渤中區塊一口直井,根據東下段泥頁巖地層3 340 m井段的巖石力學參數,采用上述坍塌壓力計算公式,計算了該位置處坍塌壓力隨時間的變化關系。其中,上覆巖層壓力當量密度為2.11 g/cm3,水平最大地應力當量密度為2.01 g/cm3,水平最大地應力當量密度為1.57 g/cm3,孔隙壓力當量密度為1.03 g/cm3。計算結果如圖11所示,東下段泥頁巖初始坍塌壓力為1.295 g/cm3,隨著鉆井液浸泡時間增加,坍塌壓力迅速增加,在第3天,坍塌壓力最大增加到1.40 g/cm3,后維持穩定。因此,使用密度為1.40 g/cm3的聚胺PEM(poly ethyleneglycol mud)鉆井液,在破碎區中鉆井安全周期超過10 d。

圖11 東下段泥頁巖坍塌壓力當量密度隨時間的變化規律Fig.11 Variation of the equivalent density of mud shale collapse pressure with time in the E3d3 formation

3.2 鉆井液封堵性優化

渤中區塊東下段泥頁巖內微裂縫發育,微裂縫寬度為2～6 μm,鉆井液向內部滲流致使的泥頁巖強度弱化是導致東下段破碎性地層井壁失穩的主要原因之一。因此,僅靠強抑制性并不能夠滿足該地區泥頁巖井壁穩定的要求。為了防止東下段地層的嚴重井塌,要求鉆井液具有極強的封堵劑,有效封堵地層裂隙與破碎帶,阻止鉆井液進入地層,提高地層承壓能力,達到穩定井壁防止井漏的目的。

針對微裂縫封堵難題,采用壓力傳導法[12]進行致密泥頁巖的封堵性評價,分別評價了LPF、TEX、JYW等封堵劑的封堵效果。LPF、TEX、JYW等封堵劑均是按一定比例混合超細碳酸鈣,納米二氧化硅和白瀝青等材料復合調配而成,遵循惰性顆粒硬封堵,有機顆粒軟封堵的理念。在聚胺PEM鉆井液體系中加入LPF、TEX、JYW等封堵劑,分別評價了封堵材料對聚胺PEM鉆井液體系流變性的影響,實驗結果如表3所示。3%LPF封堵劑,3%TEX封堵劑和3%JYW封堵劑均對聚胺PEM鉆井液流變性能影響較小,鉆井液黏度輕微增加,鉆井液動塑比最大增加到0.52,鉆井液API濾失最低降到3.8 mL。

表3 封堵劑對鉆井液性能的影響Table 3 Influence of plugging agent on drilling fluid performance

接著分別獲取4種實驗樣品的濾液,并評價了聚胺PEM鉆井液基漿濾液,加入3%LPF封堵劑的濾液,加入3%TEX封堵劑的濾液,以及加入3%JYW封堵劑的濾液等4種濾液的封堵效果。實驗結果如表4所示。當實驗流體為聚胺PEM鉆井液濾液時,經655 s后下游壓力趨于穩定,上下游壓差為0.038 MPa,而加入了LPF、TEX、JYW等封堵劑的濾液,穿透時間均增加,上下游壓差也均增加,其中,加入3%TEX的濾液效果最好,經965 s后下游壓力趨于穩定,上下游壓差為0.087 MPa,該實驗結果表明,LPF、TEX、JYW等封堵劑均能有效改善聚胺PEM鉆井液對微裂縫的封堵效果,同時,TEX封堵劑的封堵效果最好。

表4 4種濾液封堵效果評價實驗結果Table 4 The experimental results of four kinds of filtrate plugging effect evaluation

3.3 現場應用

渤中BZ34-4-P3S2井是一口開發井,設計井深為3 678 m,最大井斜角約40°。采用四開井身結構,使用聚胺PEM鉆井液體系,以216 mm井眼鉆開東下段和下部地層。根據前述研究方法對該段破碎性地層的井壁坍塌周期進行了計算,分析得出使用密度為1.40 g/cm3的聚胺PEM鉆井液,在東下段及以下地層破碎區中鉆井安全周期超過10 d。現場四開井段實際采用1.40 g/cm3的泥漿密度,并添加3%的TEX封堵劑增強鉆井液封堵性能,鉆井過程中未出現井壁失穩問題,有效地解決了該段破碎性地層的周期性坍塌問題。

4 結論

(1)渤中區塊東下段及以下泥巖地層為硬泥頁巖,泥頁巖較為致密,但粒間存在孔縫,孔縫寬度為2～6 μm。該區塊泥頁巖的陽離子交換容量較低,具有弱水化性質。同時,雙井徑測井數據顯示,地層完整性差。

(2)浸泡前巖塊強度的實驗值為25～65 MPa,屬于中等偏低強度地層。巖石強度隨浸泡時間逐漸降低,后期下降幅度減緩,浸泡第7天,強度下降40.82%。同時,測井數據解釋表明,東營組地層抗壓強度為7～60 MPa,沙河街組地層抗壓強度為15～67 MPa,同一地層泥頁巖強度值跨度大,離散性強,東下段及以下地層非均質性強,軟硬交錯,強度變化差別大。

(3)渤中區塊東下段及以下地層,上覆巖層壓力和水平最大地應力之間差值較小,但水平最小地應力值較低,鉆井過程中坍塌壓力相對較高,容易引起鉆井液漏失。

(4)東下段泥頁巖在海水中的滾動回收率為80.13%,在聚胺PEM水基鉆井液中的滾動回收率91.30%,東下段泥頁巖本身清水膨脹率較低,低于17%,在鉆井液中浸泡24 h后,巖心膨脹率低于3%,但是,鉆井液明顯滲入巖塊內部,出現大量層狀裂紋。

(5)東下段泥頁巖初始坍塌壓力為1.295 g/cm3,隨著鉆井液浸泡時間增加,坍塌壓力迅速增加,在第3天,坍塌壓力最大增加到1.40 g/cm3,后維持穩定。因此,使用密度為1.40 g/cm3的聚胺PEM鉆井液,在破碎區中鉆井安全周期超過10 d。

(6)3%LPF封堵劑,3%TEX封堵劑和3%JYW封堵劑對聚胺PEM鉆井液流變性能影響均較小。同時,LPF、TEX、JYW等封堵劑都能有效改善聚胺PEM鉆井液對微裂縫的封堵效果,其中,TEX封堵劑的封堵效果最好。