強度變化模型在下套管遇阻原因分析中的應(yīng)用

鄭 勛，鄭 卓，宋峙潮，侯永亮，馮 晟

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300451）

大斜度井、水平井、小井眼等鉆井作業(yè)中下套管遇阻情況時有發(fā)生，與鉆井、通井、電測過程中的遇阻不同，下套管一旦遇阻，處理形式只能采取上提下放，開泵循環(huán)、墊潤滑泥漿等有限措施。尤其是海上油田的深井鉆井作業(yè)，鉆井日費較高，若下套管遇阻后情況復(fù)雜，短期內(nèi)處理不順，從經(jīng)濟角度只能被迫就地固井[1-4]。

一個油田的鉆井過程中若出現(xiàn)下套管遇阻現(xiàn)象，需對其進行精準分析，查找遇阻原因，從而為油田內(nèi)其他井的施工提供技術(shù)措施。渤海油田深部地層下套管遇阻原因較多，但普遍存在區(qū)域相似性[5-8]。除鉆井液性能差、井眼不干凈、井眼軌跡不規(guī)則等原因外。預(yù)測的坍塌壓力低也是常見原因之一，此時需對坍塌壓力進行精確計算。而常規(guī)的井壁穩(wěn)定計算模型一般不適用于硬質(zhì)泥巖、火成巖等深部地層，計算結(jié)果與實際相差較多，需根據(jù)實際情況選擇合適的井壁穩(wěn)定計算模型[9-10]。

本文以渤海油田一口大斜度井在東二段凝灰?guī)r地層下套管遇阻，導(dǎo)致被迫就地固井的復(fù)雜情況為例，從巖性、鉆井液性能、井眼軌跡等方面進行了逐一分析，發(fā)現(xiàn)鉆井液密度低是導(dǎo)致坍塌的主要原因，通過引入加入時間因素的強度變化模型對坍塌壓力進行了重新計算。

1 下套管遇阻井基本情況

1.1 基本數(shù)據(jù)

該井位于渤海南部，黃河口凹陷內(nèi)，南部為萊北低凸起，平均水深約為16.1～19.3 m。設(shè)計為一口四開制水平開發(fā)井，三開311.15 mm 著陸后下244.475 mm 套管，水平段采用215.9 mm 井眼裸眼完井，主要目的層為東三段。水平段主要參數(shù)為：設(shè)計井深3 833 m，設(shè)計水平段長411 m，最大井斜87.6°，狗腿度：3°/30m，井斜變化：4°→88°，方位變化：277°→22°，水垂比：0.29。

1.2 地質(zhì)及儲層特征

該井鉆遇的地層從上到下依次為：第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組以及古近系東營組和沙河街組。主要含油層系為明下段、東三段和沙一、二段。本井主要目的層為東三段Ⅱ油組，巖性主要為細砂巖、含礫細砂巖與泥巖不等厚互層，砂巖巖性以中、細粒巖屑長石砂巖為主。Ⅱ油組砂層發(fā)育程度較好，砂巖含量34.5%～65.3%，Ⅰ油組砂巖含量25.4%～44.2%，測井解釋平均孔隙度19.4%，平均滲透率736.2 mD，儲層物性中孔、中-高滲。

1.3 下套管遇阻過程及處理措施

下套管遇阻過程描述：事故井鉆至中完著陸井深3 401 m 后進行了三次短起下及起鉆通井作業(yè)。完成最后一次通井后，循環(huán)調(diào)整鉆井液性能，向井內(nèi)加入水基潤滑劑、石墨、塑料小球等潤滑材料并頂替到位，井底墊入60 m3稠漿。隨后進行下套管作業(yè)，244.475 mm 套管下至2 851 m 時，遇阻15 t。逐步上提懸重至200 t提活套管串，同時以2 m3/min 的排量開泵循環(huán)，并多次嘗試活動套管串通過遇阻點，反復(fù)處理10 h 后仍無法通過遇阻點，經(jīng)專家組綜合評估，決定就地固井。

為分析下套管遇阻井的遇阻原因，對遇阻井段在鉆井和通井階段的阻卡情況進行分析、描述。

（1）鉆井階段：起鉆在2 936～2 840 m 頻繁憋壓、憋扭矩，下鉆時在2 840 m、2 850 m、2 860～2 871 m 遇阻嚴重。

（2）完鉆后的起下鉆通井階段：第一次起下鉆起鉆至井口，歷時33 h，在2 936～2 907 m 頻繁蹩扭矩。下鉆歷時30 h，在2 832 m 遇阻，劃眼通過。第二次起下鉆短起至套管鞋（805 m），歷時29 h，在3 073 m、2 816 m、2 943～2 956 m 阻卡嚴重。下鉆歷時19.5 h，在2 847 m、2 847～2 900 m 阻卡嚴重。第三次起下鉆短起至2 800 m，歷時10.5 h，在2 818 m、1 880 m 遇卡。下鉆至井底順利，歷時2.5 h。

綜合下套管遇阻井段在鉆井、通井、下套管階段的阻卡情況看，阻卡井段主要集中在2 830～2 950 m。從通井后起下鉆時效看，通井起到了拉順井壁的作用。

2 下套管遇阻原因分析

2.1 復(fù)雜地層巖屑分析

分析下套管遇阻井段（2 830～2 950 m）的坍塌原因，首先要對地層巖屑的巖性進行分析，由于未獲取遇阻段巖屑的巖礦分析資料，借助錄井巖屑描述圖結(jié)合坍塌掉塊（取自第一次通井階段）形狀分析的方式對遇阻段的巖性和坍塌原因進行分析。根據(jù)地質(zhì)錄井巖屑描述，該井出現(xiàn)阻卡的2 830～2 960 m 井段處于東二段下部地層。為大段的沉凝灰?guī)r以及凝灰質(zhì)泥巖，深灰色，成分主要以隱晶－細晶級的火山碎屑為主，部分陸源碎屑，碎屑顆粒呈棱角狀-次圓狀，局部含灰質(zhì)，與稀鹽酸反應(yīng)中等，較致密。具有典型的火成巖特征。本質(zhì)上看，火成巖一般具有一定的黏土含量、普遍存在微裂縫，井壁穩(wěn)定容易受到鉆井液密度、封堵性和抑制性能的影響（見圖1）。

圖1 下套管遇阻井段巖屑掉塊

通過對遇阻井段的巖屑掉塊形狀分析，掉塊中既有塊狀，又有條狀，還有扁平狀。從掉塊形狀分析，塊狀掉塊多為鉆井液濾失進入裂縫造成。條狀和扁平狀掉塊多為應(yīng)力集中或鉆井液密度不足造成的。

從掉塊形狀結(jié)合錄井巖屑描述圖看，井眼軌跡不規(guī)則，鉆井液密度低、鉆井液抑制性能不足都有可能是該井段坍塌的原因，應(yīng)結(jié)合相關(guān)數(shù)據(jù)進一步分析、排除。

2.2 井眼軌跡分析

復(fù)雜的井眼軌跡也是造成起下鉆、下套管遇阻卡的可能原因之一，如有臺階、狗腿度較大，井斜/方位變化較大等都有可能造成下套管遇阻。截取下套管遇阻井段的井斜、方位、狗腿度等數(shù)據(jù)（見表1）。

表1 遇阻井段的井斜、方位、狗腿度

復(fù)雜井段的狗腿度在1.8°～3.5°，一般分布在2.3°～3°，狗腿度較小。井斜呈現(xiàn)緩慢上升趨勢，造斜率不高。方位也較為平緩基本在260°左右，也無比較大的變化幅度?？傮w上復(fù)雜井段狗腿度、井斜、方位相對平緩，因井眼軌跡而造成下套管遇阻的可能性較小。

2.3 鉆井液性能分析

2.3.1 鉆井液性能調(diào)整情況 鉆井階段：從鉆至2 850 m至中完井深（3 401 m），鉆井液密度從1.38 g/cm3逐步調(diào)整至1.42 g/cm3，失水從3 mL 降低至2.8 mL，氯離子含量從120 000 mg/L 提高至147 000 mg/L，鉀離子含量從28 000 mg/L 提高至55 000 mg/L。完井通井階段：密度逐步提高至1.45 g/cm3，失水降低至2.4 mL。下套管階段：鉆井液性能未做調(diào)整，井內(nèi)加水基潤滑劑、石墨、塑料小球等潤滑材料并頂替到位，井底墊入60 m3稠漿。

總體上看，鉆井液性能在鉆井階段進行了調(diào)整，幅度較大，至中完時，鉆井液的活度和失水已經(jīng)降至較低水平。完井通井階段則進一步提高了鉆井液密度。單從鉆井液性能上看，鉆井液已經(jīng)體現(xiàn)出較強的抑制性能。

2.3.2 鉆井液抑制性能評價 參照SY/T 5613—2016《鉆井液測試泥頁巖理化性能試驗方法》中泥頁巖滾動回收率實驗的方法。取完井階段的鉆井液，對巖屑掉塊進行抑制性能評價實驗。鉆井液對巖屑的平均滾動回收率為90.18%，說明鉆井液具有較強的抑制性能，并且在鉆井階段鉆井液性能已經(jīng)調(diào)整到位，所以因鉆井液抑制性能不足而造成下套管遇阻的可能性不大。

從遇阻地層的巖性、井眼軌跡、鉆井液性能方面對下套管遇阻原因進行了逐一分析和排除，基本排除井眼軌跡不規(guī)則、鉆井液抑制性能差的原因。結(jié)合掉塊形狀看，鉆井液密度低是造成下套管遇阻的可能原因，后面將通過井壁穩(wěn)定計算模型對坍塌壓力進行量化計算。

3 坍塌壓力計算

3.1 基于常規(guī)模型的坍塌壓力計算

基于鄰井的巖石強度測試結(jié)果、測井數(shù)據(jù)以及地漏實驗測試結(jié)果，首先對地層強度剖面以及地應(yīng)力剖面進行了重新評估?；诘貞?yīng)力剖面結(jié)果，利用Drillworks 軟件，使用常規(guī)彈性模型，對該井遇阻井段（東二段下部凝灰?guī)r）地層的坍塌壓力進行了計算，并將井斜與坍塌壓力取得對應(yīng)關(guān)系，形成鉆井坍塌壓力云圖（見圖2）。

圖2 東二段下部玄武質(zhì)泥巖地層坍塌壓力云圖

基于常規(guī)彈性模型的坍塌壓力云圖可知，東二下段凝灰?guī)r的最大坍塌壓力為1.40 g/cm3（井斜90°，方位260°）。當凝灰?guī)r地層的井斜位于40°～60°時，坍塌壓力最高為1.38 g/cm3（井斜60°，方位260°）。而實際的鉆井液密度在鉆井階段已經(jīng)達到1.42 g/cm3，在通井階段已經(jīng)達到1.45 g/cm3，因此從純力學(xué)模型上并不能解釋該井下套管遇阻的原因，常規(guī)彈性模型的井壁穩(wěn)定分析對凝灰?guī)r地層已不再適合。

3.2 隨時間變化的強度變化模型

常規(guī)井壁穩(wěn)定分析模型中，地層強度是不隨著時間發(fā)生變化的，凝灰?guī)r地層普遍存在微裂縫和一定的黏土含量，隨著鉆井液對地層的浸泡時間增加，鉆井液沿著地層發(fā)育的微裂縫逐步向深部運移，起到膠結(jié)作用的黏土逐步水化，導(dǎo)致地層的巖石強度逐步降低，勢必會造成地層坍塌壓力的增加。

為進一步精確分析凝灰?guī)r井段的坍塌壓力，將時間、地層巖性、鉆井液性能等因素考慮在內(nèi)，應(yīng)用強度隨時間變化的模型對坍塌壓力重新計算，以揭示造成東二下段凝灰?guī)r地層下套管遇阻的原因。

應(yīng)用經(jīng)驗情況對該井的坍塌壓力隨時間變化做出初步分析。所應(yīng)用強度變化模型為：

式中：UCS-隨時間變化的地層強度，MPa；UCS0-地層原始強度，MPa；t-地層受鉆井液浸泡時間，h。

加入時間變化因素后，地層坍塌壓力隨鉆井液浸泡時間的增加而逐步增加，當浸泡周期達到10 d 時，井斜達到60°時，坍塌壓力可達到1.47 g/cm3以上，與常規(guī)彈性模型計算的坍塌壓力相差較大，而實際鉆井過程中從鉆開東二下段凝灰?guī)r地層至下套管遇阻，歷時13 d，雖鉆井液密度調(diào)整至1.45 g/cm3，但此時坍塌壓力已經(jīng)達到1.47 g/cm3以上，鉆井液密度已經(jīng)低于地層的坍塌壓力，印證了鉆井液密度不足是造成下套管遇阻的直接原因，

4 結(jié)論

（1）以渤海油田某井的下套管遇阻情況為例，通過對遇阻井段（凝灰?guī)r）的巖性、鉆井液性能、井眼軌跡進行分析，鉆井液密度不足是導(dǎo)致下套管遇阻的原因。

（2）由井壁穩(wěn)定常規(guī)彈性模型計算，遇阻井段的地層坍塌壓力最大為1.40 g/cm3，與實際鉆井偏差較多，說明常規(guī)模型不適于計算凝灰?guī)r的坍塌壓力。

（3）建立隨時間變化的強度變化模型對凝灰?guī)r的坍塌壓力進行了重新計算，當鉆井時間達到10 d 時，地層的坍塌壓力為1.47 g/cm3，與實際鉆井情況較為吻合。

（4）該井的下套管遇阻原因及建立的強度變化模型可為區(qū)域內(nèi)其他井的施工提供相應(yīng)的技術(shù)支持。

（5）隨時間變化的強度變化模型對凝灰?guī)r坍塌壓力計算的適用性仍需進一步研究。