作者简介:陈现军 高级工程师,1982年生,2013年毕业于西南石油大学石油与天然气工程专业,硕士学位,现在中法渤海地质服务有限公司湛江分公司从事工程录井研究工作。通信地址:524057 广东省湛江市坡头区南油五区物业楼。电话:13763056885。E-mail:chenxj@cfbgc.com
为了确保莺歌海盆地高温高压地层安全钻井,需准确地进行地层破裂压力评价。以莺歌海盆地乐东区块为研究对象,分析该区块地层破裂原因,基于弹性力学理论构建了地层破裂压力计算模型,综合利用室内实验测试、现场地漏实验、现场孔隙压力测试及测井数据解释等方法,获得了该区块高温高压地层的抗拉强度、泊松比、孔隙压力和地应力等地层破裂压力计算模型所需的关键参数。在此基础上,结合现场钻井液漏失及地层破裂等情况分析,最终通过地层破裂压力计算模型获得了地层破裂压力分布剖面,可为研究区域钻井液性能及井身结构的合理设计提供参考。该地层破裂压力评价方法对于有效解决钻井液漏失问题、保证现场安全高效钻井具有积极的意义。
Accurate evaluation of fracture pressure is one of the key basic problems to ensure safe drilling in high temperature and high pressure formation in Yinggehai Basin. Taking Ledong block in Yinggehai Basin as the research object, the cause of formation fracture in this area is analyzed, and the calculation model of formation fracture pressure is constructed based on the elasticity theory. The critical parameters required for the calculation model of formation fracture pressure such as tensile strength, poisson's ratio, pore pressure and in-situ stress of high temperature and high pressure formation in the target block are analyzed and evaluated by means of laboratory test, field leakage test, pore pressure test and logging data interpretation. On this basis, combined with the analysis of the actual situation of drilling fluid leakage and fracture, the formation fracture pressure distribution profile is obtained through the calculation model of formation fracture pressure, which can provide reference for the study on the performance of regional drilling fluid and the reasonable design of well structure. The evaluation method of formation fracture pressure can effectively solve the problem of drilling fluid leakage. It is of great significance to ensure safe and efficient drilling on site.
南海油气资源极为丰富, 是我国能源重要接替区。莺歌海盆地位于南海西部, 油气储层具有显著的高温高压特性, 现场钻井过程中钻井液漏失等复杂情况频繁发生。前期钻探实践表明:莺歌海盆地乐东区块具有显著的高温高压特性, 地层温度高达249℃, 孔隙压力梯度当量密度为1.90~2.30 g/cm3, 破裂压力梯度当量密度基本接近于2.40 g/cm3, 安全钻井液密度窗口不足0.10 g/cm3, 钻井液漏失风险高[1, 2, 3, 4, 5]。乐东区块现有高温高压井9口, 其中8口井发生了不同程度的井漏, 只有1口井未发生井漏, 主要原因是地层破裂压力的预测精度满足不了现场作业需求。分析发现, 当前制约莺歌海盆地高温高压地层破裂压力评价精度的主要问题如下:一是莺歌海盆地乐东区块高温高压地层破裂机理认识不清; 二是破裂压力评价模型主要采用Eaton模型[6], 其适用性相对较差; 三是莺歌海盆地乐东区块高温高压地层岩石力学参数认识不清楚, 影响破裂压力计算精度[7]。基于此, 本文通过分析目标油藏的地层破裂原因, 建立相应的地层破裂压力预测模型, 再利用室内实验测试、现场地漏实验和孔隙压力测试以及测井数据解释等方法, 评价莺歌海盆地乐东区块高温高压地层的抗拉强度、泊松比、孔隙压力和地应力等地质力学参数。在此基础上, 结合现场钻井液漏失及破裂等实际情况分析, 优选了莺歌海盆地乐东区块高温高压地层破裂压力评价方法及模型参数, 并通过计算得到了地层破裂压力分布剖面, 对于有效解决钻井液漏失问题、保证现场安全高效钻井具有重要的意义。
将莺歌海盆地乐东区块现有8口高温高压井的钻井液漏失情况进行统计分析发现, 其中2口井微漏, 1口井小漏, 1口井中漏, 4口井失返属于严重漏失; 7口井钻井液漏失发生在黄流组二段地层中, 1口井钻井液漏失发生在梅山组一段和二段地层中, 可见黄流组二段是漏失的重点层段; 发生漏失的深度介于3 868.00~4 329.79 m之间, 不同深度的温度、压力差异较大, 温度和压力对目标油藏地层破裂压力具有重要的制约作用; 另外, 黄流组二段和梅山组一段、二段漏失地层均为较细的砂岩与泥岩互层的岩性特征, 因此砂岩和泥岩力学性质也是决定目标油藏地层破裂压力的基本因素。
在该区块钻进过程中, 当采用密度为2.29 g/cm3的钻井液钻至高温高压地层某深度时, 发生井下漏失, 测量钻井液漏速1.8 m3/h, 为微漏, 漏失钻井液量约为1.35 m3, 通过降低排量后发现漏速降低。分析漏失情况发现, 漏失时钻井液密度及当量钻井液循环密度(ECD)偏高, 且漏失速度相对较低, 降低排量后液面稳定, 初步判断可能由于钻井诱导裂缝所致。进一步分析发现, 该地层以灰色粉砂质泥岩、灰色泥岩、浅灰色粉砂岩、中砂岩和细砂岩为主, 天然裂缝不发育, 成像测井显示存在人工诱导裂缝, 判断钻井液漏失主要为人工诱导裂缝性漏失, 即由于井内压力过大, 使井壁岩石所受的周向应力超过岩石的抗拉强度所致。
由于莺歌海盆地乐东区块地层的漏失主要为人工诱导裂缝性漏失, 且主要为直井井眼。根据弹性力学理论, 直井井壁上的井周应力状态公式为:
式中:
根据岩石力学理论, 人工诱导型破裂可采用拉伸破坏准则公式进行描述:
式中:
根据公式(1)可知, 当
式中:Pf为地层破裂压力, MPa。
地层破裂压力评价模型所需的关键参数包括地层抗拉强度和泊松比等与地层强度和变形相关的参数, 以及上覆岩层压力、孔隙压力和水平地应力等参数。
将取自现场的岩心加工成一定试件厚径比的圆盘状试件, 采用巴西劈裂实验测试莺歌海盆地乐东区块高温高压地层泥岩和砂岩岩心的抗拉强度(表1)。由弹性理论可以证明, 圆柱形试件劈裂时的抗拉强度由下式确定:
![]() | 表1 莺歌海盆地乐东区块高温高压地层泥岩和砂岩岩心抗拉强度测试分析结果 |
式中:P为试件破坏时的荷载, N; D为圆柱体试件直径, mm; t为圆柱体试件厚度, mm。
为避免实验误差, 分别测试了4块泥岩和5块砂岩的抗拉强度, 测试分析结果如表1所示。分析可知, 泥岩地层抗拉强度在1.70~3.08 MPa之间, 平均值为2.65 MPa; 砂岩地层抗拉强度在4.90~6.65 MPa之间, 平均值为5.94 MPa。
将取自现场的岩心加工成直径25 mm, 高度50 mm的标准岩心柱, 按照GB/T 23561.8-2009《煤和岩石物理力学性质测定方法》[8], 采用三轴岩石力学实验测试系统, 测试三轴压缩应力作用下岩心的应力-应变曲线, 并通过下列公式计算岩心的泊松比:
式中:
不同围压下, 莺歌海盆地乐东区块高温高压地层泥岩和砂岩岩心泊松比测试分析结果如表2所示。分析可知, 泥岩地层泊松比在0.181~0.228之间, 砂岩地层泊松比在0.231~0.315之间, 随着围压增大, 砂岩和泥岩的泊松比有逐渐增大的趋势。
![]() | 表2 莺歌海盆地乐东区块高温高压地层泥岩和砂岩岩心三轴力学实验测试分析结果 |
上覆岩层压力是指覆盖在该地层以上的岩石及其岩石孔隙中流体的总重量产生的压力。通常可通过测井密度数据积分求取[9, 10]。
对于海上油气田钻井, 上覆岩层压力(
式中:
通过区域密度测井数据拟合获取浅层密度缺失段数据, 在此基础上, 采用公式(6)可计算得到乐东区块高温高压地层上覆岩层压力分布剖面, 如图1所示。根据计算结果可知, 3 800~4 100 m地层上覆岩层压力当量钻井液密度在2.21~2.23 g/cm3之间, 随着井深逐渐增加, 上覆岩层压力当量钻井液密度逐渐增大。
目前, Eaton法和Bowers法在地层孔隙压力计算中应用最为广泛[11]。其中, Eaton法主要用于欠压实等加载型成因的异常高压评价, Eaton法计算地层孔隙压力梯度的模型如下:
式中:
而Bowers法可同时应用于加载和卸载型成因的异常高压评价, 但由于涉及经验参数较多, 应用较为复杂。Bowers法是根据有效应力原理, 通过加、卸载曲线方程获得有效应力后, 再计算孔隙压力。对于卸载型成因的异常高压, 可利用卸载曲线方程进行计算:
式中:V为声波速度, ft/s;
对于加载型成因的异常高压, 可利用加载曲线方程进行计算:
式中:
根据卸载曲线方程或加载曲线方程, 可求得垂直有效应力, 结合有效应力原理, 利用上覆岩层压力减去垂直有效应力即为孔隙压力。
采用上述方法, 结合现场声波测井数据及孔隙压力测试结果, 得到了乐东区块高温高压地层孔隙压力分布剖面(图2)。根据计算结果可知, 3 800~4 100 m地层孔隙压力当量钻井液密度在2.05~2.26 g/cm3之间, 属于异常高压地层, 且从近4 000 m深度开始, 孔隙压力当量钻井液密度增加至2.26 g/cm3左右。
假设水平地应力主要由上覆岩层压力与水平方向的构造应力产生, 且水平方向的构造应力与上覆岩层压力成正比, 通过弹性力学理论可得到水平最大地应力和水平最小地应力:
式中:w1和w2为两个水平方向上的构造应力系数, 无量纲。
根据钻井中的地漏试验数据, 结合测井数据解释方法, 采用公式(10)计算得到了乐东区块高温高压地层水平地应力分布剖面(图3)。根据计算结果可知, 3 800~4 100 m地层水平最小地应力当量钻井液密度在2.02~2.18 g/cm3之间, 水平最大地应力当量钻井液密度在2.10~2.21 g/cm3之间。
地层破裂压力的准确评价是防止井漏、保障钻井安全及合理井身结构设计的重要基础。通过岩石力学实验及测井解释等方法获得地层破裂压力评价的关键参数, 在此基础上, 通过地层破裂压力计算模型, 实现地层破裂压力的准确评价。
根据地层破裂压力评价模型, 结合地层力学参数计算结果, 对莺歌海盆地乐东区块高温高压地层破裂压力进行了评价, 评价结果如图4所示。
根据评价结果可知, 3 800~4 100 m井段地层破裂压力当量钻井液密度在2.40~2.46 g/cm3之间, 对比现场地漏实验实测结果显示, 3 985 m井深实测地层破裂压力当量钻井液密度为2.38 g/cm3, 评价结果与实测结果吻合较好。
在实际钻井施工中, 通过上述方法精确评价地层破裂压力的大小, 在此基础上, 优选钻井液密度和钻井液排量等相关参数, 合理设计井身结构, 同时避免开泵过猛、下钻速度过快等操作引起井下产生过大的激动压力, 精确监测井下压力大小, 严格控制井底压力在破裂压力以下, 有效地避免了钻井液漏失等复杂情况的产生, 为莺歌海盆地高温高压地层的安全、高效钻井提供了技术保障。
(1)基于莺歌海盆地乐东区块现有8口高温高压井钻井液漏失情况的统计分析发现, 该区块漏失地层以灰色粉砂质泥岩、灰色泥岩、浅灰色粉砂岩、中砂岩和细砂岩为主, 天然裂缝不发育, 成像测井显示存在人工诱导裂缝, 判断钻井液漏失主要为人工诱导裂缝性漏失, 即由于井内压力过大使井壁岩石所受的周向应力超过岩石的抗拉强度所致。
(2)基于弹性力学理论构建了地层破裂压力评价模型, 综合利用室内实验测试、现场地漏实验、现场孔隙压力测试及测井数据解释等方法, 获得了该区块高温高压地层的抗拉强度、泊松比、孔隙压力和地应力等地层破裂压力计算模型所需的关键参数。
(3)结合现场钻井液漏失及破裂等实际情况分析, 通过地层破裂压力评价模型, 得到了乐东区块地层破裂压力当量钻井液密度在2.40~2.46 g/cm3之间, 该评价结果与现场地漏实验实测结果吻合较好。通过该地层破裂压力评价方法最终获得了乐东区块地层破裂压力分布剖面, 可为研究区域钻井液性能及井身结构的合理设计提供参考, 对于有效解决钻井液漏失问题、保证现场安全高效钻井具有积极的意义。
(编辑 唐艳军)
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