QL1井井底突发性岩爆动力学机理及动态演化过程

氮气钻井钻遇致密砂岩高压裂缝圈闭导致井底岩爆是四川盆地西部白马庙构造QL1井恶性井喷事故的根本诱因。利用研究井壁失稳的理论方法来进行井底岩爆的动力学机理分析，并借助Visual Basic语言和Matlab软件编程，进行了岩爆的动态演化模拟。研究认为，当井底逐渐接近高压裂缝圈闭的过程中，裂缝面周向应力和径向应力差值逐渐增大，主应力之间的差值所引起的剪应力增长使裂缝面产生压剪破坏及压剪-拉伸复合破坏，直至破坏区连通井筒，高压气体携带大量碎屑喷入井内，释放大量能量，产生井底岩爆。该研究成果系统解释了QL1井录井监测参数的异常变化，其研究结果不仅可为岩爆的防治提供理论基础，而且在石油工程领域为深部岩体动力学失稳研究提供了一个新的视角。     

氮气钻井井底岩爆机理及动态过程演化

氮气钻井钻遇致密砂岩裂缝圈闭高压导致井底岩爆是QL1井恶性井喷事故的根本原因,针对岩爆机理进行系统分析并形成正确的认识是恢复气体钻井技术良性发展的紧迫需要。为此,通过分析井底岩石性质、计算井底岩石裂缝面应力,利用常规井壁失稳分析方法研究井底岩爆机理;在此基础上,借助Visual Basic语言和Matlab软件编程,进行了岩爆的动态演化模拟,分析判断QL1井录井监测参数的异常变化。研究结果表明:当井底逐渐接近裂缝圈闭高压的过程中,裂缝面周向应力和径向应力差值逐渐增大,主应力之间的差值所引起的剪应力的增长使裂缝面产生压剪破坏以及压剪和拉伸复合破坏模式,直至破坏区连通井筒,高压气体携带大量碎屑喷入井内,释放大量能量,产生井底岩爆,上顶压缩钻具。结论认为,该研究成果系统地解释了QL1井录井监测参数的异常变化,其分析方法可以为井底岩爆的防治提供理论基础。     

气体钻井井底应力场数值模拟研究

通过分析气体钻井井底岩石边界条件,建立了轴对称井底岩石物理模型。利用有限元方法求解,对1 000～3 000 m井深条件下的井底岩石应力场进行数值模拟计算,并对井眼轴线、井底面、井壁进行岩石力学特性分析。分析结果表明,井轴最大主应力在1.6～2.8倍井径距离后,应力逐渐低至水平地应力,破岩难度增加;井底面0.0～0.8倍井径区域存在低应力区,有利于岩石破碎;在井底面向上0.0～0.2 m井壁范围内出现拉应力增加趋势,易出现井壁失稳现象。     

水平井试油过程裂缝性储层失稳机理

针对水平井裂缝性储层试油过程中井底压力选择不当会引起井壁坍塌问题,开展了天然裂缝性储层水平井井壁稳定问题研究。从井壁稳定的力学机理出发,建立了水平井井周应力状态,选用弱面破坏准则,建立了水平井段测试过程维持井壁稳定的井底最小压力模型,模型考虑了天然裂缝产状、井斜方位、地应力、地层强度与孔隙压力的联合影响。在此基础上定量分析了各因素对维持井壁稳定的最小井底压力的影响。结果表明：天然裂缝面倾角小于45°时,井壁岩石发生弱面破坏,倾角大于45°时,在某些井眼方位井壁岩石会发生本体破坏;天然裂缝走向对井壁的破坏形式也有显著的影响,在最小水平地应力方位附近,井壁最易坍塌;随着地应力非均质性的增强、孔隙压力的升高,维持井壁稳定的井底最小压力逐渐增大。     

欠平衡钻井避免储层应力敏感损害的井底压力设计方法

对于应力敏感性较强的储层,井底压力设计值的下限应以避免储层应力敏感损害为基准.对储层井周应力进行弹性分析,在应力敏感损害机理的基础上,引入岩石破坏程度(破坏比),通过岩心渗透率测试,建立渗透率与破坏比的数学回归模型,依据实践经验和试验数据确定岩石临界破坏比,结合井周应力模型,得出欠平衡钻井避免储层应力损害的井底压力下限.通过对呼3井储层模拟计算,充分证实欠平衡钻井避免应力敏感损害的极限井底压力设计方法的科学性.     

高压水射流井底切槽应力卸载特性

深井/超深井岩石应力大造成的岩石强度升高是导致钻头磨损快、钻井效率低的主要原因之一。高压水射流技术由于可以大幅度提高机械钻速而被广泛应用于钻井工程领域。传统高压水射流破岩理论认为水射流能够起到清岩和辅助破岩的作用,但水射流形成的凹槽对井底岩石应力状态分布的影响一直没有引起足够的重视。结合钻头与高压水射流联合破岩过程,提出了高压水射流井底切槽应力卸载方法。基于Biot多孔弹性力学理论,建立了深部岩层物理模型,分析了不同井深、地应力状态、井底压差条件下岩石有效应力的分布形态和切槽应力的卸载程度;结合不同围压条件下花岗岩的力学特性,使用自定义岩石抗压强度函数分析了井底切槽对岩石强度分布特征的影响规律。研究结果表明:随着井深的增加,应力卸载效率不断升高,井底轴线处有效应力卸载效率在70 %以上,井底周围有效应力卸载效率约为50 %;钻井液压力的升高减小了应力卸载效率,且井底轴线处应力卸载效率受钻井液压力的影响较大;水射流切槽显著降低了井底轴线处岩石的强度,卸载效率达50 %以上,井底周围岩石强度卸载效率约为30 %;井底凹槽的存在释放了岩石的有效应力,并将井底岩石应力集中于区域推离切削面,从而降低了钻头作用区域的应力值,在一定程度上降低了岩石的强度,进而提高机械钻速。     

PDC钻头递增钻压井底造型技术及应用

从分析定钻压井底造型的缺陷入手，引出井底造型的新理论——递增钻压井底造型。为方便分析，假设了原井底模型和PDC钻头模型，定义了接触弧长和门限钻压两个概念。从理论和工艺两方面分析认为：递增钻压井底造型可有效维持井底造型过程和保护PDC钻头，加快造型井底的速度，缩短造型井底的时间。在毛坝1井的现场应用证实了递增钻压井底造型的效果，同时也示范了其应用过程和要领。     

川东北地区河坝异常高压气藏产能评价探讨

在气井产能分析中,井底流压是十分重要的参数。川东北地区河坝飞仙关气藏属于异常高压气藏,无法将压力计下到井底,只能根据井口测试压力和产量来计算井底压力。目前计算井底流压的方法较多,但因计算模型及计算参数选择的影响,导致气井产能差异很大,给产能评价及合理产量确定带来极大难度。通过对克拉2异常高压气井井底流压及天然气无阻流量计算方法分析,井筒压力-温度模型法计算井底流压、压力平方法计算气井产能适合河坝异常高压气井。为此,选择井筒压力-温度模型法和压力平方法计算了河坝H井的产能,并与其它方法进行了对比分析,为河坝区块飞仙关异常高压气藏气井产能评价及合理产量确定提供了依据。     

诱导应力下天然裂缝的稳定性及破坏特征

为了探讨水力裂缝激活天然裂缝的力学机制,基于线弹性断裂力学理论,建立了水力裂缝扩展过程中天然裂缝面诱导应力场解析模型,分析了水力裂缝逼近条件下天然裂缝的稳定性行为及破坏特征。研究表明:天然裂缝的稳定性受到水平应力差、水平应力差异系数、孔隙压力、压裂液黏度及排量、逼近距离、天然裂缝空间展布及粗糙度等因素影响;逼近过程中天然裂缝可能同时出现张性和剪切滑移破坏,但更易发生剪切破坏,且剪切破坏区明显大于张性破坏区,破坏区也主要出现在倾斜天然裂缝的正半轴上,负半轴几乎没被激活;天然裂缝的失稳中心随着走向角的减小逐渐向正半轴移动,随着逼近距离减小逐渐向负半轴移动,其他因素对失稳中心影响很小。研究成果对体积改造复杂缝网形成机制的研究具有重要的参考价值。     

致密储层同步压裂井间裂缝形态判别模型

在同步压裂过程中,随着地应力条件的改变,裂缝形态也会随之变化.针对这一现象,假设致密储层岩石为均质、各向同性材料,依据断裂力学理论,推导出同步压裂井间裂缝诱导应力计算模型;考虑水力压裂过程中,诱导应力差值对水平应力差异系数的影响,结合复杂裂缝和转向裂缝形成的力学条件,建立同步压裂井间裂缝形态判别模型.计算结果表明:压开裂缝附近水平应力差异系数场呈椭圆形分布,距离压开裂缝越近,水平应力差异系数越小,越易形成复杂或转向裂缝;初始地应力条件对同步压裂井间裂缝形态影响显著,文中压裂条件下,初始水平应力差异系数0＜Kho≤0.033时形成转向裂缝,0.033＜Kho＜0.361时形成复杂裂缝,Kho≥0.361时只能形成单一主裂缝.     

钻井过程中井筒裂缝动态扩展规律研究

为了搞清井筒裂缝的动态扩展规律,针对渤海湾渤中区域东营组硬脆性泥岩地层微裂缝漏失问题,利用有限元数值模拟法,建立了裂缝动态扩展与井筒压力、地层岩石力学参数的有限元模型,分析了单条裂缝与成组裂缝的延伸长度、宽度、沿裂缝应力分布随压差及初始裂缝长度的变化规律。结果表明,随着井筒压差的增加,裂缝尖端位置处的等效应力约呈0.78 MPa/MPa的趋势增加,井壁裂缝宽度约呈0.01 mm/MPa的趋势增加;随着初始裂缝长度的增加,裂缝尖端处的有效应力约呈0.06 MPa/mm的趋势增加,井壁裂缝宽度约呈0.003 mm/mm的趋势增加,裂缝初始延伸所需的井筒压差逐渐降低。与单条裂缝相比,成组裂缝宽度及延伸长度变化幅度更大。以渤中区域某深井3000 m处漏失情况为例开展模拟,得到漏失处井筒正压差3.9 MPa,裂缝宽度增加80μm,堵漏时综合考虑井筒压差产生的裂缝宽度变化与地层原有裂缝宽度的尺寸,对堵漏材料颗粒进行设计。该成果对工程实际具有一定指导意义。     

川南深层页岩各向异性特征及对破裂压力的影响

川南深层页岩地层地应力非均匀性强,钻进过程中漏失严重,破裂压力预测困难,在进行深层页岩微观组构观测和宏观力学试验的基础上,测试了深层页岩的各向异性特征,考虑各向异性特征建立了井周应力模型,结合深层页岩本体拉张破坏、裂缝剪切滑移破坏和裂缝张性破坏模式,建立了深层页岩地层破裂压力预测模型,分析了各向异性特征对地层破裂压力的影响规律。分析结果表明:页岩各向异性越强,地应力差异越明显,大斜度井裂缝越易滑移;较高的粘聚力可有效抑制裂缝弱面的错动能力;裂缝倾角大小主导着裂缝张性漏失。预测模型在川南彭水区块页岩气井地层破裂压力预测的结果表明,地应力差异较弹性差异对深层页岩破裂压力的影响更为显著,岩石粘聚力是诱导裂缝剪切滑移漏失的主因,相对裂缝倾角是诱导裂缝张性破坏的主因。裂缝发育的页岩地层以裂缝破坏为主,破裂压力受岩石粘聚力、裂缝倾角和地应力的影响显著,在预测破裂压力时应综合3种破裂模式判断破裂方式和预测破裂压力。      

煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定

在煤层中钻井时,保持井壁的稳定具有重要意义。为此,利用有限元软件分析了近井壁裂纹尖端的受力状况,比较了尖端与井壁两处应力集中的情况,结果表明,裂纹尖端受力高于井壁的应力集中约一个数量级。从断裂力学的角度,研究了近井壁裂纹的扩展,分析了裂纹扩展在节理煤岩井壁失稳中所起的作用,讨论了裂纹表面闭合、孔隙压力及井壁渗透性等因素对井壁失稳的影响。利用经典断裂力学理论即应力强度因子理论和最大周向应力准则,对近井壁的裂纹进行了抽象建模,建立了煤岩井壁失稳的判据。根据失稳判据,提出拉剪破坏压力和压剪破坏压力的概念,两者分别为节理煤层钻井液密度窗口的上下临界值,两者之间为井壁稳定,两者之外便是井壁失稳。利用山西沁水盆地的岩心数据及现场钻井资料进行了实例计算,基于常规岩石力学方法求出的破裂压力和坍塌压力分别为19.1MPa、6.4MPa,而用所建立的方法得到的上下临界压力为18.1MPa、7.6MPa。由此证明了所建立的方法得到的密度窗口小于前者,与实际情况更加相符。     

基于可靠度理论的斜井井壁失稳风险评价方法

由于地质环境的隐蔽性和复杂性,地质力学参数和岩石力学参数具有很大的不确定性,井壁稳定分析中忽略不确定的影响可能导致钻井液密度设计不合理,进而直接影响钻井井壁稳定。国内外学者对确定参数条件下的井壁稳定开展了深入的研究,但对不确定参数条件下井壁稳定影响的研究并不深入,尤其是对于任意斜井失稳风险的评价。为此,在井壁稳定孔弹性力学模型和崩落宽度模型基础上,建立了基于可靠度理论的井壁失稳风险评估方法,采用Monte-Carlo随机方法模拟了四川盆地CW气田直井、斜井和水平井的井壁失稳风险,并系统分析了参数均值和方差对井壁失稳的影响规律。研究结果表明：①随着井斜角增加,井壁坍塌当量密度显著增加,井壁破裂当量密度显著降低,不同井型失稳风险与常规井壁稳定规律基本一致。②考虑参数不确定影响后,坍塌当量密度增加、破裂当量密度降低,安全密度窗口逐渐变窄,说明参数不确定影响不可忽略。③崩落宽度对井壁坍塌影响显著,崩落宽度越大则井壁坍塌可靠度越高,在不发生井壁失稳事故的前提下,允许适当的井壁崩落有助于提高成功钻井概率。④4参数均值和变异系数敏感性分析结果表明,影响井壁稳定最为显著的因素为地应力,其次为孔隙压力和岩石强度;随着变异系数的增加,坍塌当量密度逐渐增加、破裂当量密度逐渐降低,安全密度窗口逐渐变窄,井壁失稳的风险越高。     

节理煤层井壁稳定性的评价模型

对节理煤层的井壁失稳机理分析表明,近井壁的裂纹受到地应力和裂纹应力的双重影响,比煤岩块体更容易遭到破坏。用应力强度因子描述了裂纹的受力集中程度,利用强度准则构建了裂纹扩展破坏的判据,据此提出了节理煤层井壁稳定评价模型。该模型可以定量判断节理煤层直井或水平井井壁是否稳定,对其他节理地层的井壁失稳评价也具有借鉴意义。应用该模型并结合实例评价了煤储层水平井的井壁稳定,分析了裂纹倾角、井底压力、裂纹长度和井眼半径对应力强度因子的影响。对于节理煤层水平井,随着井底压力的增加,应力强度因子K_Ⅰ和K_Ⅱ呈线性减小,井壁稳定性变好;随着裂纹长度的增加,应力强度因子K_Ⅰ和K_Ⅱ也显著增加,井壁稳定性变差;裂纹倾角增大,应力强度因子K_Ⅰ减小,而K_Ⅱ增加,裂纹的抗张能力增强,抗剪能力降低,井壁的整体稳定性变差。当井径增加时,K_Ⅱ增加,抗剪能力降低,井壁的整体稳定性变差。节理煤层中井眼存在尺寸效应,煤岩中存在裂纹是其重要原因。裂纹与井径的比值越大,尺寸效应越明显。     

基于相场法的井壁微裂缝扩展规律及坍塌机理研究

文章建立了基于相场法的微裂缝扩展模型,通过数值模拟发现了井壁微裂缝的起裂、扩展和转向等现象,分析了钻井液液柱压力和天然裂缝对井壁微裂缝扩展的影响规律,预测了防止微裂缝扩展的坍塌压力。结果表明：当钻井液液柱压力较小时,井壁经历了微裂缝的萌生、扩展、分支缝产生和交叉贯通等阶段;随着钻井液液柱压力趋近坍塌压力,井壁上产生的微裂缝数量减少、缝长变短、扩展速度降低;具有天然裂缝的基岩起裂所需能量比完整基岩破坏所需能量更低,微裂缝扩展速度更大,增大了井壁的坍塌压力。此外,天然裂缝位于最小水平地应力方向、夹角45°且与井壁连通时,最容易起裂和扩展,此处的井壁坍塌失稳风险最大。基于相场法的模型不仅能够可视化模拟井壁微裂缝扩展及坍塌过程,且坍塌压力预测结果与实钻情况相吻合。此研究为裂缝性地层井壁坍塌机理分析及防治提供了基础理论支撑。     

温度对超深裂缝性地层井壁稳定性的影响

温度效应对钻井井壁围岩稳定性的影响不可忽略,特别是超深（>6000 m）裂缝性地层。传统考虑温度效应的坍塌压力预测模型主要适用于连续性地层,温度对裂缝性地层坍塌压力影响的文献研究较少。针对上述问题,首先通过杜哈梅原理确定温度变化产生的诱导应力场,然后利用坐标转换,考虑裂缝渗流场和温度场耦合,获得裂缝面上应力分布特征,最后,将裂缝面应力场代入岩石破坏准则,建立了考虑温度效应的裂缝性地层井壁失稳预测力学模型,研究了温度和裂缝特征对井壁稳定性的影响。研究表明,相同应力和裂缝产状条件下,钻井液循环引起的井壁温度降低增大了井壁垮塌的程度,这与传统模型认为循环引起的温度降低有助于井壁稳定的结论相反;井筒液柱压力一定的条件下,井壁稳定性随裂缝产状发生变化,存在裂缝产状敏感区。对于超深裂缝性地层,随着钻井液循环导致井壁围岩温度降低,增大了井壁失稳风险和程度,在防止井壁失稳的坍塌压力当量密度设计方面应考虑温度和裂缝特征的影响。     

A study on wellbore stability in fractured rock masses with impact of mud infiltration

Maintaining a stable borehole is one of the major tasks encountered in the oil and gas industry due to the fact that wellbore instability-related problems will result in additional high drilling costs and have a severe impact on drilling schedule. Wellbore stability analysis has therefore been included at the well planning stage of many operating companies. However, majority of such wellbore stability analyses are based on continuum mechanics. Factors contributing to wellbore instability, such as trajectory of the wellbore, orientation and magnitude of the in situ stress field, rock properties, in situ and induced pore pressures and mud pressure, are normally considered in the analyses. In addition to failure in intact rock, wellbore instability can also be initiated along natural discontinuities, such as bedding planes and fractures, in rock masses. Furthermore, the rock masses will become more prone to wellbore instability along fractures penetrated by mud filtrate due to reduction in the fracture friction angle and loosening of blocks. In this paper, coupled numerical analyses are presented to investigate the influence of fractures in rock masses, in particular mud infiltration into the fractures, on wellbore stability under both isotropic and anisotropic stress states. Two regular fracture geometries are considered in the analyses. A simplified approach is developed to take into account the friction angle reduction of the fractures that occurs when infiltrated with mud. The results show that the presence of natural fractures and friction angle reduction of fractures due to mud infiltration significantly affect wellbore stability during drilling.