致密油開發(fā)水平井段頁巖坍塌周期的確定

程遠(yuǎn)方，黃浩勇，韓忠英，賈江鴻，李夢來，吳學(xué)升

（1.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東青島266580；2.中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營257017；3.長慶油田油氣工藝研究院，陜西西安710018）

致密油開發(fā)水平井段頁巖坍塌周期的確定

程遠(yuǎn)方1，黃浩勇1，韓忠英1，賈江鴻2，李夢來1，吳學(xué)升3

（1.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東青島266580；2.中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營257017；3.長慶油田油氣工藝研究院，陜西西安710018）

鄂爾多斯盆地致密油資源豐富，具有很大的開發(fā)潛力，但長慶油田A井區(qū)在頁巖油長水平段鉆進(jìn)時井壁失穩(wěn)問題突出?，F(xiàn)有的水平井防塌技術(shù)重點關(guān)注鉆井液體系優(yōu)化問題，無法給出頁巖的坍塌周期。本井區(qū)頁巖的主導(dǎo)坍塌機(jī)制是鉆井液濾液沿天然微裂縫滲入地層，引起黏土礦物水化，導(dǎo)致巖石強(qiáng)度降低?？紤]化學(xué)勢變化和流體流動與骨架變形的耦合作用以及巖石吸水?dāng)U散過程和強(qiáng)度弱化規(guī)律，建立致密頁巖井壁坍塌周期分析模型。結(jié)果表明：活度較低、膜效率較高的鉆井液可以有效抑制地層孔隙壓力增長；封堵性強(qiáng)的鉆井液可以降低地層水含量的增長，減緩地層巖石強(qiáng)度的弱化；A井區(qū)使用密度為1.3 g/cm3的細(xì)分散聚合物鉆井液體系和復(fù)合鹽鉆井液體系鉆進(jìn)水平段時井眼坍塌周期分別為4.5和9 d，而使用油基鉆井液體系時相同密度下浸泡10 d井眼擴(kuò)大率僅為4%，油基鉆井液體系效果最好，坍塌周期大于10 d。

致密油；坍塌周期；鉆井液優(yōu)選；強(qiáng)度弱化

致密油藏指的是滲透率小于0.3×10-3μm2、石油賦存于油頁巖及其互層共生的致密砂巖儲層中且未經(jīng)過大規(guī)模長距離運移的油藏，包括致密砂巖油和頁巖油兩大類［1-3］。中國鄂爾多斯盆地致密油資源豐富，以延長組7段致密砂巖和油頁巖最為典型，具有很大的開發(fā)潛力［4-5］。由于致密油藏具有低滲或超低滲的特點，直井采收率低，已經(jīng)不能滿足生產(chǎn)需要，須利用水平井提高產(chǎn)能［6-8］。長慶油田A井區(qū)在致密儲層長水平段鉆進(jìn)時經(jīng)常鉆遇大段頁巖，坍塌、掉塊等井壁失穩(wěn)問題突出，嚴(yán)重制約著工程進(jìn)度和質(zhì)量，因此有必要對鉆井液體系和密度進(jìn)行優(yōu)化，并確定致密頁巖地層坍塌周期，防止井壁失穩(wěn)。目前國內(nèi)外許多學(xué)者針對泥頁巖地層鉆井開展了大量的研究工作，有些學(xué)者基于半透膜等效孔隙壓力理論建立了多孔彈性力化耦合模型［9-11］，考慮了水化膨脹、溶質(zhì)流動以及流體流動與骨架變形耦合，但是模型中存在過多難以確定的參數(shù)，同時也忽略了地層巖石強(qiáng)度的變化；有些學(xué)者將泥頁巖水化膨脹應(yīng)力比擬為膨脹溫變應(yīng)力［12-14］，建立了坍塌周期分析模型，考慮了地層巖石強(qiáng)度的變化，但是忽略了鉆井液與泥頁巖之間作用的本質(zhì)，且未考慮頁巖塑性變形。筆者在前人研究成果基礎(chǔ)上，考慮頁巖地層的地質(zhì)力學(xué)因素、鉆井液化學(xué)因素、頁巖強(qiáng)度弱化和塑性變形特性，建立新的頁巖地層坍塌周期計算模型，定量分析頁巖地層的坍塌周期，并對長慶油田A井區(qū)致密頁巖水平井段的坍塌周期進(jìn)行實例分析。

1 坍塌機(jī)制

1.1 地層礦物組成

利用D/max-IIIA X-射線衍射儀對A井區(qū)長7段致密頁巖巖心進(jìn)行全巖礦物和黏土礦物分析，圖1為全巖礦物和黏土礦物分布餅圖。

圖1 致密頁巖全巖和黏土礦物分布Fig.1 Distribution of total rock and clay minerals of tight shale formation

從圖1可以看出，A井區(qū)致密頁巖以石英、黏土礦物、斜長石和鉀長石為主，黏土礦物含量較高，平均含量達(dá)到30.5%。黏土礦物中以伊/蒙混層和伊利石為主，伊/蒙混層含量最高達(dá)到了42.1%，該地區(qū)致密頁巖伊/蒙混層的間層比為20%，伊利石次之達(dá)到了38.8%。由于伊/蒙混層是膨脹性和非膨脹性黏土相間的礦物，且極易吸水，導(dǎo)致水化后非均勻性膨脹，減弱了巖石的結(jié)構(gòu)強(qiáng)度，造成井壁失穩(wěn)，因此高伊/蒙混層比例是該地層井壁失穩(wěn)的內(nèi)因。

1.2 頁巖微觀構(gòu)造

利用掃描電子顯微鏡分析A井區(qū)致密頁巖微觀結(jié)構(gòu)和礦物組成，掃描結(jié)果如圖2所示。

從圖2可以看出，A井區(qū)致密頁巖雖然壓實程度高、膠結(jié)較好，但是天然微裂縫、層理以及粒間微縫隙較發(fā)育；巖石中石英和黏土礦物含量較高，可以看到石英、伊利石和伊/蒙混層等礦物，較多的碎屑顆粒被溶蝕，產(chǎn)生多種類型的次生孔隙。

綜合上述巖石組分和微觀結(jié)構(gòu)的分析結(jié)果可知，導(dǎo)致該地區(qū)水平井鉆井過程中井壁失穩(wěn)的主要因素有以下兩點：一是黏土礦物含量較高且黏土礦物中以伊/蒙混層和伊利石為主，極易發(fā)生水化反應(yīng)；二是致密頁巖天然微裂縫、層理以及粒間微縫隙較發(fā)育。鉆井液同地層接觸后，鉆井液中濾液容易沿著微裂縫、層理以及粒間微縫隙滲入巖石內(nèi)部，導(dǎo)致濾液滲入量增大，接觸更多的黏土礦物，加大黏土礦物的水化反應(yīng)，造成巖石強(qiáng)度降低，增大井壁坍塌風(fēng)險，因此鉆井液優(yōu)選時須考慮鉆井液濾液在地層中的擴(kuò)散和巖石的強(qiáng)度弱化。

圖2 巖心掃描電鏡圖像Fig.2 SEM images of cores

2 坍塌周期模型

為了有效解決頁巖地層井壁失穩(wěn)問題，須給出致密頁巖在鉆井液長期作用下的坍塌周期，本文中根據(jù)坍塌機(jī)制分析結(jié)果，綜合考慮力化耦合作用下的壓力傳遞和鉆井液濾液在地層中擴(kuò)散所導(dǎo)致的強(qiáng)度弱化建立致密頁巖地層坍塌周期模型。

2.1 壓力傳遞模型

鉆井液進(jìn)入地層后，地層流體同鉆井液之間的化學(xué)勢差和水力壓差導(dǎo)致地層孔隙壓力重新分布，建立綜合考慮化學(xué)勢變化和流體流動的孔隙壓力計算模型，具體如下：

式中，p為地層流體壓力，MPa；k為滲透率，μm2；μ為流體黏度，mPa.s；C為流體壓縮系數(shù)，Pa-1；φ為孔隙度；Im為膜效率，膜效率是頁巖滲透能力與理想半透膜滲透能力的比值，可根據(jù)頁巖壓力傳遞試驗中化學(xué)勢差階段試驗數(shù)據(jù)計算得到；R為氣體常量，8.314 m3.Pa.K-1.mol-1；T為絕對溫度，K；V為水的偏摩爾體積，1.80×10-5m3.mol-1；θ為鉆井時地層流體活度；θshale為泥頁巖中地層水活度。

其中鉆井時地層流體的活度計算式［15］為

式中，D為活度擴(kuò)散系數(shù)，m2/s，它是表征地層水活度傳遞快慢的一個參數(shù)，可根據(jù)頁巖壓力傳遞試驗數(shù)據(jù)擬合得到。溶液的活度是指鹽溶液和純水的逸度比，它是表征溶液中化學(xué)勢強(qiáng)弱的一個參數(shù)，可以通過活度儀直接測量或者通過等溫吸附試驗間接測量。

2.2 多孔介質(zhì)彈塑性流固耦合模型

（1）應(yīng)力平衡方程。基于壓力傳遞模型、有效應(yīng)力原理和彈塑性力學(xué)理論，得到綜合考慮化學(xué)勢變化和流體流動與骨架變形耦合的應(yīng)力平衡方程［16］為

（2）幾何方程。幾何方程的張量形式為

（3）彈塑性本構(gòu)方程。本文中采用增量的形式描述塑性屈服區(qū)的應(yīng)力應(yīng)變關(guān)系，模型中材料都具有各向同性，塑性屈服區(qū)的本構(gòu)關(guān)系采用相關(guān)聯(lián)的塑性流動法則，此時塑性勢函數(shù)同屈服函數(shù)相等，具體的本構(gòu)關(guān)系［17］為

式中，Dε為彈性矩陣；Dp為塑性矩陣；Dep為彈塑性矩陣；F（σ，σp，κ）為應(yīng)力屈服函數(shù)；M為材料硬化參數(shù)；κ為內(nèi)變量的取值。

（4）強(qiáng)度屈服準(zhǔn)則。彈塑性屈服準(zhǔn)則采用考慮三向應(yīng)力狀態(tài)的Drucker-Prager準(zhǔn)則，

其中

式中，pp為地層孔隙壓力；A和H為材料參數(shù)。

2.3 強(qiáng)度弱化模型

泥頁巖中強(qiáng)度參數(shù)隨地層巖石含水量變化，因此須先求得含水量的分布。含水量的分布方程為

式中，w為含水量；Cf為泥頁巖的吸水?dāng)U散系數(shù)，cm2/h，吸水?dāng)U散系數(shù)是一個表征地層水變化傳遞速度的參數(shù)，可以通過泥頁巖吸水?dāng)U散試驗測得。

求得含水量后可獲得巖石強(qiáng)度參數(shù)（黏聚力和內(nèi)摩擦角）的動態(tài)變化規(guī)律為

式中，cb為含水量為wb時的黏聚力，MPa；φb為含水量為wb時的內(nèi)摩擦角；Ks為黏聚力系數(shù)，MPa；Ls為內(nèi)摩擦角系數(shù)。

3 模型的數(shù)值求解與分析

綜合以上壓力傳遞模型、多孔介質(zhì)彈塑性流固耦合模型和強(qiáng)度弱化模型，再輔以相應(yīng)的邊界和初始條件，構(gòu)成了完整的泥頁巖彈塑性—多場耦合坍塌周期模型。采用有限元法對坍塌周期模型的幾組強(qiáng)非線性、非穩(wěn)態(tài)偏微分方程進(jìn)行求解，利用FEPG有限元平臺開發(fā)出頁巖坍塌周期數(shù)值模擬軟件。利用該軟件對A井區(qū)致密頁巖地層井壁坍塌周期的變化規(guī)律進(jìn)行分析，并利用綜合分析法對現(xiàn)場常用鉆井液體系進(jìn)行優(yōu)選。

3.1 模型建立

圖3為有限元計算所用幾何模型。模擬延長組長7段致密頁巖地層的水平段，根據(jù)井眼的對稱性，有限元模型考慮井眼的四分之一。模型的長度為2 m，長寬比為1∶1，模型的中央是井眼，井眼半徑為0.108 m。

圖3 物理模型示意圖Fig.3 Schematic diagram of physical model

網(wǎng)格劃分如圖4所示，采用三角形網(wǎng)格，并利用漸變網(wǎng)格對井眼及模型中間線進(jìn)行局部加密，網(wǎng)格總數(shù)為2322，節(jié)點數(shù)為1230。

圖4 網(wǎng)格劃分Fig.4 Meshes of analysis model

致密頁巖骨架變形場邊界條件：CD和BC兩邊分別施加上覆巖層壓力和最大水平地應(yīng)力，AE邊施加井眼液柱壓力，AB邊為水平滑移邊界，DE邊為垂向滑移邊界。壓力傳遞模型和強(qiáng)度弱化模型邊界條件：BC和CD兩邊施加原始地層壓力、活度和含水量，AB和DE兩邊為自由邊界，AE井眼處施加鉆井液液柱壓力、鉆井液活度和原始地層飽和含水量。模型內(nèi)部分布有原始地層水活度、地層孔隙壓力和原始地層含水量。

3.2 計算參數(shù)

（1）根據(jù)現(xiàn)場資料、測井資料和室內(nèi)試驗獲得致密頁巖坍塌周期計算所需要的基本參數(shù)：井深1850 m，最大水平主應(yīng)力34.78 MPa，最小水平主應(yīng)力30.53 MPa，垂向應(yīng)力 43.85 MPa，孔隙壓力13.83 MPa，Biot系數(shù)0.597，彈性模量26.591 GPa，泊松比0.288，內(nèi)聚力6.148 MPa，內(nèi)摩擦角30°，地層原始溫度330.55 K，水偏摩爾體積1.8×10-5m3. mol-1，氣體常量8.314 m3.Pa.K-1.mol-1，活度擴(kuò)散系數(shù)5×10-9m2/s，孔隙度0.08，流體壓縮系數(shù)1.45×10-9Pa-1，流體黏度1 mPa.s，地層水活度0.9。

（2）通過室內(nèi)試驗對現(xiàn)場3種鉆井液體系即細(xì)分散聚合物鉆井液體系、復(fù)合鹽鉆井液體系和油基鉆井液體系進(jìn)行測試，獲得不同鉆井液條件下坍塌周期計算基礎(chǔ)參數(shù)，如表1所示。

表1 不同鉆井液條件下坍塌周期計算基礎(chǔ)參數(shù)Table 1 Basic data for determining time-dependent welbore instability using different drilling fluids

3.3 計算結(jié)果分析

3.3.1 孔隙壓力分布

圖5為3種不同鉆井液體系作用下不同時刻的地層孔隙壓力分布曲線。

圖5 不同鉆井液時近井地帶孔隙壓力分布Fig.5 Near-wellbore formation pore pressure distribution using different drilling fluids

從圖5可以看出，隨著浸泡時間的不斷增加，1#和2#鉆井液作用下的地層孔隙壓力逐漸增高，這是由于1#和2#鉆井液膜效率低，化學(xué)勢差產(chǎn)生的滲透壓較小，地層孔隙壓力主要受水力壓差控制，因此在力化耦合的綜合作用下，地層孔隙壓力仍然逐漸增大。同1#和2#鉆井液相比，3#鉆井液作用下的地層孔隙壓力顯著降低，這是由于3#鉆井液膜效率高，化學(xué)勢差可以產(chǎn)生較大的滲透壓，降低了近井地層孔隙壓力，抑制了遠(yuǎn)井地層孔隙壓力的升高；同時隨著流體和離子不斷運移，滲透壓影響的范圍不斷增大，遠(yuǎn)井地層孔隙壓力在化學(xué)勢差的作用下也逐漸降低；3#鉆井液作用下地層孔隙壓力最小，抑制性最好。

3.3.2 近井地層強(qiáng)度參數(shù)分布

圖6為使用3種不同鉆井液體系時地層含水量分布。由圖6可以看出，隨著浸泡時間的延長，含水量分布的差異逐漸增大。當(dāng)浸泡時間達(dá)到10 d時，R/Rw為1.0～1.5的地層含水量都會受到影響，使用3#鉆井液時地層含水量明顯低于1#和2#鉆井液。以1.1倍井徑處為例，1#和2#鉆井液條件下，地層含水量分別為6.5%和6%，同原始地層含水量相比，分別增長了117%和100%；而3#鉆井液作用下地層含水量為3.85%，僅增長28%，同比降低了89%，含水量增長緩慢。這是由于3#鉆井液的吸水?dāng)U散系數(shù)要小于1#和2#鉆井液，即3#鉆井液滲入地層的速度較慢，它的封堵性要優(yōu)于1#和2#鉆井液。

圖6 不同時間下含水量分布Fig.6 Moisture distribution at different time

圖7為地層巖石內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角隨時間的變化曲線。兩者的變化規(guī)律相似，這是因為地層巖石內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角都受含水量的控制，隨著含水量的變化而變化。通過對比可以發(fā)現(xiàn)，使用3#鉆井液時內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角都高于使用1#號和2#號鉆井液的值，這是因為3#號鉆井液的封堵性能好，鉆井液封堵性能直接影響地層強(qiáng)度參數(shù)值。

3.3.3 坍塌周期對比

圖8為不同密度下井眼擴(kuò)大率隨時間變化曲線?？梢园l(fā)現(xiàn)，當(dāng)鉆井液密度為1.2 g/cm3、井眼擴(kuò)大率控制在25%以下時，1#、2#和3#鉆井液的坍塌周期分別為3.5、6和10 d以上；當(dāng)鉆井液密度為1.3 g/cm3、井眼擴(kuò)大率控制在20%以下時，1#、2#和3#鉆井液的坍塌周期分別為4.5、9和10 d以上，其中3#鉆井液浸泡10 d時，井眼擴(kuò)大率僅為4%。對比分析可知，3#鉆井液的效果最優(yōu)，使用3#鉆井液鉆井時井壁更安全。這是由于3#鉆井液抑制性強(qiáng)，地層孔隙壓力降低，井周有效應(yīng)力增大，因此在較小的液柱壓力下井壁仍然保持穩(wěn)定；同時由于3#鉆井液封堵性好，隨著鉆井液的浸泡時間的延長，近井地層強(qiáng)度降低較小，因此井眼擴(kuò)大率隨時間變化較小，坍塌周期較長。

圖7 地層強(qiáng)度參數(shù)隨時間變化曲線Fig.7 Variation of rock strength parameters with time

圖8 不同鉆井液密度條件下井眼擴(kuò)大率隨時間變化曲線Fig.8 Wellbore enlargement rate changing with different drilling fluid densities

4 結(jié) 論

（1）考慮化學(xué)勢變化和流體流動與骨架變形的耦合作用及巖石吸水?dāng)U散過程和強(qiáng)度弱化規(guī)律，建立致密頁巖坍塌周期分析模型，利用該模型能夠精確分析致密頁巖的坍塌周期。

（2）活度較低、膜效率較高的鉆井液可以有效地抑制地層孔隙壓力增大，封堵性強(qiáng)的鉆井液可以降低地層水含量的增加，減緩地層巖石強(qiáng)度的弱化。

（3）使用細(xì)分散聚合物鉆井液體系和復(fù)合鹽鉆井液體系鉆進(jìn)水平段時，鉆井液密度1.3 g/cm3、井眼擴(kuò)大率控制在20%，井眼坍塌周期分別為4.5 d和9 d；而使用油基鉆井液體系鉆進(jìn)水平段時，鉆井液密度1.3 g/cm3，10 d井眼擴(kuò)大率僅為4%，坍塌周期大于10 d，使用油基鉆井液體系效果最好。

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（編輯 李志芬）

Modeling of time-dependent wellbore instability of shale in horizontal wells for tight oils

CHENG Yuanfang1，HUANG Haoyong1，HAN Zhongying1，JIA Jianghong2，LI Menglai1，WU Xuesheng3
（1.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum，Qingdao 266580，China；2.Drilling Technology Research Institute，Shengli Petroleum Engineering Company Limited，SINOPEC，Dongying 257017，China；3.Research Institute of Oil and Gas Technology，Changqing Oilfield Company，Xi?an 710018，China）

In the development of tight oil and gas in Ordos Basin，the wellbore instability issue is of great significance，especially in the drilling of long horizontal sections in A-block of Changqing Oilfield.The current anti-sloughing technique applied to horizontal drilling is mainly focused on optimizing the drilling fluid system，while an accurate prediction of time-dependent wellbore instability is still not available.Infiltration of drilling fluids into shale matrix through micro fractures can cause hydration of clay minerals and weaken the strength of the rock，which is considered to be the dominant mechanism for wellbore collapsing in the region.In this study，a time-dependent wellbore instability model of tight shale layers was established considering the effects of chemical potentials，fluid flow，water diffusion，deformation and strength weakening of the rock.The results show that drilling fluids with low activity and high membrane efficiency can effectively control the increase of pore pressure，and drilling fluids with good plugging performance can reduce the content of formation water and slow down the weakening of rock strength.During horizontal well drilling in A-block，the well bore collapsing is delayed up to 4.5 and 9days，respectively，when a finely dispersed polymer drilling fluid and a compound salt drilling fluid with density of 1.3 g/ cm3are used.The wellbore enlargement ratio after 10 days soaking is only 4%when an oil-based drilling fluid is applied，and the delay time for wellbore collapse can be over 10 days.Oil-based drilling fluid is the best for controlling the wellbore collapse in the region.

tight oil；time-dependent wellbore instability；drilling fluid optimization；strength weakening

TE 254.3

A

1673-5005（2016）01-0062-07 doi：10.3969/j.issn.1673-5005.2016.01.009

2015-07-02

教育部長江學(xué)者和創(chuàng)新團(tuán)隊發(fā)展計劃（RT1086）

程遠(yuǎn)方（1964-），男，教授，博士生導(dǎo)師，研究方向為油氣井巖石力學(xué)及井壁穩(wěn)定性。E-mail：yfcheng@126.com。

引用格式：程遠(yuǎn)方，黃浩勇，韓忠英，等.致密油開發(fā)水平井段頁巖坍塌周期的確定［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2016，40（1）：62-68.

CHENG Yuanfang，HUANG Haoyong，HAN Zhongying，et al.Modeling of time-dependent wellbore instability of shale in horizontal wells for tight oils［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2016，40（1）：62-68.