李大奇，康毅力，曾義金，練章華，杜春潮

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500;2.中石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101;3.中石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830013)

縫洞型儲(chǔ)層縫寬動(dòng)態(tài)變化及其對(duì)鉆井液漏失的影響

李大奇1，康毅力1，曾義金2，練章華1，杜春潮3

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500;2.中石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101;3.中石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830013)

以塔河油田12區(qū)為例，根據(jù)縫洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層的地質(zhì)特征，建立考慮溶洞存在和漏失動(dòng)態(tài)的有限元模型，研究裂縫的寬度變化規(guī)律及其對(duì)鉆井液漏失的影響。結(jié)果表明:縫洞型儲(chǔ)層裂縫寬度對(duì)井筒有效壓力極為敏感，在幾兆帕的正壓差下，裂縫寬度增量便可達(dá)毫米級(jí);鉆井液漏失使得裂縫變寬，裂縫形態(tài)也相應(yīng)地發(fā)生改變，增加了漏失控制難度;除了縫洞發(fā)育外，縫洞型儲(chǔ)層的強(qiáng)應(yīng)力敏感性也是井漏的重要原因之一;鉆井中精細(xì)控制井筒壓力，保持井筒壓力微過(guò)平衡，并在鉆進(jìn)儲(chǔ)層段前隨鉆加入毫米級(jí)高酸溶性暫堵堵漏材料，可以有效預(yù)防大部分漏失發(fā)生。

縫洞型儲(chǔ)層;裂縫寬度;井漏;防漏堵漏;數(shù)值模擬

縫洞型碳酸鹽巖油氣資源豐富，以塔里木盆地的塔河油田和塔中油田為典型代表。然而，縫洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層具有埋藏深、高溫高壓、高含H2S、縫洞發(fā)育、窄安全密度窗口、高難度鉆前地層壓力預(yù)測(cè)等特點(diǎn)。傳統(tǒng)的觀點(diǎn)是該類(lèi)儲(chǔ)層地下縫洞尺寸較大，鉆遇縫洞系統(tǒng)則必然發(fā)生井漏，無(wú)法有效控制鉆井液漏失，所以一直使用低固相鉆井液保護(hù)該類(lèi)儲(chǔ)層。但實(shí)踐表明，低固相鉆井液導(dǎo)致油氣建井中漏、噴、塌、卡等復(fù)雜事故頻發(fā)，尤其是鉆井液漏失問(wèn)題，對(duì)安全、高效鉆井及儲(chǔ)層保護(hù)帶來(lái)極大挑戰(zhàn)［1-3］。縫洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層漏失控制是當(dāng)今世界級(jí)的難題［4-8］。準(zhǔn)確預(yù)測(cè)井壁附近裂縫寬度(簡(jiǎn)稱(chēng)縫寬)，明確縫寬對(duì)井筒壓力的動(dòng)態(tài)響應(yīng)規(guī)律是控制漏失和保護(hù)儲(chǔ)層的關(guān)鍵?？p寬預(yù)測(cè)主要有巖心描述［9］、室內(nèi)模擬［10］、理論計(jì)算［11］、數(shù)值模擬［12-16］、巖心描述與礦場(chǎng)測(cè)試相結(jié)合［17］等方法。巖心描述可以獲得應(yīng)力釋放后裂縫寬度，室內(nèi)模擬得到巖心尺度的縫寬變化規(guī)律，理論計(jì)算主要針對(duì)單條水力壓裂縫。儲(chǔ)層尺度的縫寬變化規(guī)律主要依靠數(shù)值模擬法來(lái)研究，數(shù)值模擬法能夠反映較大的尺度，有著獨(dú)特的技術(shù)優(yōu)勢(shì)。練章華［12-13］、李相臣等［14］利用有限元法預(yù)測(cè)了鉆井誘導(dǎo)縫的裂縫寬度。Wang［15-16］應(yīng)用離散元法預(yù)測(cè)了承壓堵漏中的裂縫寬度。然而，縫洞型儲(chǔ)層存在天然裂縫及溶洞，前人均未考慮溶洞及鉆井液漏失對(duì)天然裂縫寬度變化的影響。因此，筆者根據(jù)塔河油田的縫洞發(fā)育特征，應(yīng)用有限元法模擬縫洞型儲(chǔ)層的裂縫寬度變化，并結(jié)合鉆井實(shí)踐，分析鉆井液漏失的原因，給出該類(lèi)儲(chǔ)層的漏失控制對(duì)策。

1 塔河油田12區(qū)地質(zhì)概況

塔河油田12區(qū)是典型的縫洞型碳酸鹽巖油藏。油藏埋藏深(一般大于5.3 km)，壓力系數(shù)為1.07～1.12，地溫梯度為1.95～2.2℃/100 m?；|(zhì)平均孔隙度為1%左右，平均滲透率小于0.1×10-3μm2。有效的儲(chǔ)滲空間是構(gòu)造及巖溶作用形成的裂縫、孔洞和洞穴。油藏整體含H2S，平均質(zhì)量濃度為44 g/m3，最高可達(dá)128 g/m3。儲(chǔ)層含伊利石、伊/蒙間層、方解石、微晶石英等敏感性礦物，易造成速敏、水敏、堿敏等損害。

儲(chǔ)層縱橫向非均質(zhì)性極強(qiáng)，裂縫、溶洞分布極不均勻，且規(guī)模差異較大。地面巖心觀察顯示，小于0.1 mm的裂縫占71.03%，0.1～2 mm的裂縫占25.6%，大于2 mm的裂縫占3.36%，且大部分為充填或半充填狀態(tài)。成像測(cè)井及取心資料統(tǒng)計(jì)表明，裂縫以高角度縫為主，部分直立縫，呈多組系交錯(cuò)切割分布。對(duì)27次鉆井放空進(jìn)行統(tǒng)計(jì)(圖1)，放空井段長(zhǎng)度為0.2～23 m，大多數(shù)小于10 m，平均為5.07 m。

2 有限元力學(xué)模型

2.1 力學(xué)模型

假設(shè):①地層巖石各向同性;②裂縫面為平面;③地層巖體為彈性變形體;④裂縫面滲透率為零。

根據(jù)塔河油田12區(qū)裂縫及溶洞發(fā)育狀況，建立了縫洞組合的實(shí)體模型(圖2)。根據(jù)線彈性有限元理論，本研究屬于平面應(yīng)變問(wèn)題。由于模型具有對(duì)稱(chēng)性，取其四分之一進(jìn)行研究，建立了有限元力學(xué)模型(圖3)。

圖1 鉆井放空段長(zhǎng)度分布Fig.1 Length distribution of bit drop

圖2 實(shí)體模型Fig.2 Physical model

圖3 有限元力學(xué)模型Fig.3 Finite element mechanical model

2.2 邊界條件

DE段施加最大水平有效地應(yīng)力p1，EF段施加最小有效水平地應(yīng)力p2。GA圓弧為井筒，施加井筒有效壓力p。AB段為裂縫，施加p到pd線性減小的壓力。BC為溶洞段，施加溶洞內(nèi)有效壓力pd。CD和FG段施加對(duì)稱(chēng)邊界約束。按照漏失發(fā)生的真實(shí)過(guò)程，裂縫面壓力及溶洞內(nèi)壓力是一個(gè)變化的過(guò)程，應(yīng)分別加以計(jì)算。

2.3 基本參數(shù)

根據(jù)塔河油田12區(qū)某井儲(chǔ)層段大量試驗(yàn)數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)結(jié)果，選取地層巖石力學(xué)參數(shù)如下:巖石彈性模量 E=3.06×104MPa，泊松比 υ=0.32，比奧特系數(shù)α=0.8，孔隙壓力p0=65 MPa，最大水平地應(yīng)力為118.5 MPa，最小水平地應(yīng)力為92 MPa，井筒有效壓力(正壓差)p=p井筒-p0，溶洞內(nèi)有效壓力 pd=p溶洞-p0。在力學(xué)模型中，裂縫長(zhǎng)度一定時(shí)可以通過(guò)調(diào)節(jié)井筒有效壓力p和溶洞內(nèi)有效壓力pd來(lái)分析和預(yù)測(cè)動(dòng)態(tài)縫寬。

3 縫寬的影響因素

假定其他參數(shù)不變，依次改變縫長(zhǎng)、溶洞直徑、正壓差和漏失時(shí)間，分析各參數(shù)對(duì)縫寬變化的影響。

3.1 縫長(zhǎng)

設(shè)定正壓差為3 MPa，溶洞內(nèi)有效壓力pd等于p，溶洞直徑為1.0 m。在不同裂縫長(zhǎng)度(Lf)及恒定壓差下，沿裂縫長(zhǎng)度方向上的半縫寬增量如圖4所示。圖4表明，在相同的條件下，隨著縫長(zhǎng)的增加縫寬增量增加。裂縫長(zhǎng)度每增加1倍，縫寬增量增加1/5左右，但增加的速度在不斷減小?？p長(zhǎng)達(dá)5.0 m時(shí)，縫寬增量可達(dá)3 mm。

圖4 不同縫長(zhǎng)下的半縫寬增量Fig.4 Fracture half-width increment in different fracture length

3.2 溶洞直徑

設(shè)定正壓差p為3 MPa，溶洞內(nèi)有效壓力pd等于p，裂縫長(zhǎng)度為1.0 m。溶洞直徑(D)不同時(shí)，沿裂縫長(zhǎng)度方向上的半縫寬增量如圖5所示。圖5表明，溶洞的存在使得裂縫寬度更易于變化。溶洞直徑為1 m時(shí)，縫寬增量是沒(méi)有存在溶洞時(shí)的20倍左右。隨著溶洞直徑的增加，縫寬增量急劇增加，沿裂縫長(zhǎng)度方向上的縫寬增量趨于一致。

圖5 不同溶洞直徑下的半縫寬增量Fig.5 Fracture half-width increment in different cave diameter

3.3 正壓差

設(shè)定裂縫長(zhǎng)度為1.0 m，溶洞直徑為1.0 m，洞內(nèi)有效壓力pd和正壓差p相等。不同正壓差條件下，沿裂縫長(zhǎng)度方向上半縫寬增量隨正壓差的變化如圖6所示。圖6表明，隨著正壓差的增加，縫寬增量逐漸增加，并且沿裂縫長(zhǎng)度越靠近井筒縫寬變化越大。

圖6 不同壓差下的半縫寬增量Fig.6 Fracture half-width increment in different pressure difference

3.4 漏失時(shí)間

設(shè)定井筒正壓差p為5 MPa，裂縫長(zhǎng)度1.0 m，溶洞直徑1.0 m，模擬溶洞內(nèi)有效壓力pd(可反映漏失時(shí)間)增加，鉆井液不斷漏失進(jìn)入溶洞中的過(guò)程。不同壓力降下，沿裂縫長(zhǎng)度方向上的縫寬增量見(jiàn)圖7。模擬結(jié)果表明，隨著漏失時(shí)間的增加(pd增加)，縫寬增量逐步增加。沿裂縫長(zhǎng)度方向上，越靠近井筒縫寬變化越大，且這種差異隨漏失時(shí)間的增加而逐漸減小。長(zhǎng)時(shí)間漏失后，沿裂縫長(zhǎng)度方向上的縫寬增量趨于一致。

圖7 不同漏失時(shí)間下的半縫寬增量Fig.7 Fracture half-width increment in different leakoff time

4 結(jié)果分析

4.1 裂縫寬度變化對(duì)漏失的影響

縫洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層裂縫及溶洞發(fā)育，井壁處的實(shí)際縫寬為裂縫的初始縫寬與縫寬增量之和，即

式中，w(x)、w0(x)、Δw(x)分別為沿裂縫長(zhǎng)度方向上的實(shí)際縫寬、初始縫寬和縫寬增量，mm。

由線彈性力學(xué)理論可知，理想彈性變形的應(yīng)力與應(yīng)變呈線性關(guān)系。對(duì)于平面應(yīng)變問(wèn)題，縫寬增量和裂縫面有效壓力增加值可以表達(dá)為

式中，p(x)為沿裂縫長(zhǎng)度方向上的裂縫面法向有效壓力增加值，MPa;Kn(x)為沿裂縫長(zhǎng)度方向上的裂縫法向剛度，MPa/mm。

鉆井過(guò)程中為防止H2S等有毒氣體外溢，一般使用過(guò)平衡鉆井，使得裂縫面上的有效壓力增加，根據(jù)式(2)井壁處縫寬增量亦增加，再加上初始縫寬，導(dǎo)致實(shí)際裂縫寬度較大。因儲(chǔ)層埋藏較深，起下鉆等作業(yè)造成井筒壓力波動(dòng)較大，從而導(dǎo)致裂縫寬度動(dòng)態(tài)變化。這兩方面均削弱了鉆井液保護(hù)儲(chǔ)層的能力，使得漏失更易發(fā)生。例如，當(dāng)溶洞直徑為10 m，裂縫長(zhǎng)度為1 m時(shí)，在3 MPa正壓差下縫寬增量可達(dá)10 mm左右，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過(guò)了鉆井液的封堵能力。

4.2 裂縫形態(tài)變化對(duì)漏失的影響

由圖4～7可知，沿裂縫長(zhǎng)度方向上縫寬增量隨著裂縫長(zhǎng)度增加而減小，隨溶洞直徑、正壓差和漏失時(shí)間的增加而趨于一致。這是因?yàn)槿芏粗睆?、裂縫長(zhǎng)度、正壓差、平均縫內(nèi)壓力等參數(shù)對(duì)裂縫法向剛度有著影響。碳酸鹽巖儲(chǔ)層的天然裂縫經(jīng)常較為平滑，當(dāng)漏失鉆井液進(jìn)入裂縫后，裂縫面有效應(yīng)力增加，裂縫形態(tài)也相應(yīng)地發(fā)生改變。特別是溶洞尺寸較大時(shí)，裂縫呈現(xiàn)出“平、直、寬”的特點(diǎn)，使得堵漏材料難于在裂縫內(nèi)架橋或滯留。可見(jiàn)，如防漏堵漏措施不利，縫寬會(huì)隨時(shí)間增加而不斷增加，堵漏難度不斷增大，逐漸演變成惡性事故。所以，漏失控制應(yīng)以預(yù)防為主，一旦漏失發(fā)生，堵漏措施應(yīng)及時(shí)、迅速、到位。

4.3 各參數(shù)對(duì)裂縫寬度變化的敏感性

儲(chǔ)層動(dòng)態(tài)縫寬隨正壓差、溶洞直徑、裂縫長(zhǎng)度、漏失時(shí)間的增加而急劇增加，如圖8所示。縫寬對(duì)正壓差變化非常敏感，縫寬增量隨正壓差增加呈線性增加。在正壓差保持不變時(shí)，隨鉆井液不斷進(jìn)入裂縫溶洞系統(tǒng)，平均縫內(nèi)壓力不斷增加，縫寬也不斷增加，并最終到達(dá)一恒定值。壓差及縫長(zhǎng)不變時(shí)，縫寬隨著溶洞直徑的增加而顯著增加，溶洞的存在使得裂縫更容易張開(kāi)，且較大尺寸的溶洞對(duì)縫寬變化影響較大。壓差和溶洞直徑保持不變，裂縫長(zhǎng)度增加裂縫越易張開(kāi)，但影響程度不如溶洞直徑大?？梢?jiàn)，縫洞型儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性較強(qiáng)，鉆井完井時(shí)極易發(fā)生井漏，應(yīng)盡量保持微過(guò)平衡鉆井，并防止起下鉆過(guò)快導(dǎo)致壓力波動(dòng)。

圖8 參數(shù)敏感性分析Fig.8 Parameter sensitivity analysis

4.4 儲(chǔ)層尺度漏失特征

縫洞型儲(chǔ)層并非裂縫、溶洞的簡(jiǎn)單組合，而為裂縫溶洞網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。一方面，鉆井液從裂縫漏失到一個(gè)溶洞中，隨著洞內(nèi)壓力的增加，與溶洞連通的其他裂縫的寬度也不斷增加，致使原本閉合的裂縫張開(kāi)，鉆井液像穿“糖葫蘆”一樣穿過(guò)連通溶洞的裂縫，漏向儲(chǔ)層深部。另一方面，由于溶洞的尺寸較大，增大了鉆井液與裂縫連通幾率，一旦鉆井液漏失到大的溶洞后，漏失將會(huì)加速發(fā)展使堵漏更加困難。因此，縫洞型儲(chǔ)層井漏具有裂縫寬、漏速大、堵漏難、損害大的特點(diǎn)。

5 實(shí)例分析

塔河油田在儲(chǔ)層段使用的是低固相聚磺鉆井液，現(xiàn)場(chǎng)通常加入高酸溶性的QS-2來(lái)保護(hù)儲(chǔ)層，固相粒度為2～16 μm。對(duì)塔河油田12區(qū)的鉆井液進(jìn)行抽樣，使用Mastersizer 2000激光粒度儀分析其粒度分布。A井的鉆井液粒度分布以0.5～35 μm為主，體積平均粒徑為 8.3 μm，D50=3.2 μm，D90=20.1 μm(圖9)。對(duì)A井鉆井液進(jìn)行封堵性能評(píng)價(jià)(表1)，結(jié)果表明鉆井液能夠有效封堵的裂縫寬度不超過(guò)55 μm。數(shù)值模擬結(jié)果表明，裂縫動(dòng)態(tài)寬度可達(dá)毫米級(jí)別，故現(xiàn)用的鉆井液體系不能有效地防 止漏失。

表1 鉆井液封堵性能評(píng)價(jià)Table 1 Evaluation of sealing capability for drilling fluid

圖9 鉆井液固相粒度分布Fig.9 Particle size distribution of drilling fluid solid phase

統(tǒng)計(jì)分析了塔河油田12區(qū)已完鉆的81口井，其中35口井在儲(chǔ)層段發(fā)生了漏失，漏失發(fā)生率為43%，平均單井漏失量高達(dá)364.5 m3。對(duì)儲(chǔ)層段漏失工況進(jìn)行分析，45%為正常鉆進(jìn)中漏失，30%為放空漏失，13%為溢流壓井后漏失，12%(包含下鉆、起鉆、開(kāi)泵、劃眼、沖孔)為壓力波動(dòng)導(dǎo)致的漏失。溢流壓井、壓力波動(dòng)漏失為天然裂縫張開(kāi)所致，這些井在正常鉆進(jìn)時(shí)均未發(fā)生井漏，說(shuō)明所鉆遇裂縫的初始寬度較小(＜55 μm)，能夠被鉆井液所封堵，鉆井中井筒壓力控制不當(dāng)導(dǎo)致了井漏，亦證實(shí)了縫洞型儲(chǔ)層對(duì)壓力極為敏感。正常鉆進(jìn)中發(fā)生漏失，表明井壁處裂縫的實(shí)際寬度超過(guò)了鉆井液的封堵能力，可能是因?yàn)榫讐毫刂撇划?dāng)裂縫變寬或漏失通道本身尺寸過(guò)大所致。綜合分析認(rèn)為，鉆井液漏失的原因除了部分因?yàn)榭p洞尺寸過(guò)大，鉆井液防漏堵漏能力差，鉆井施工不當(dāng)也是其中的重要因素。由此可見(jiàn)，提高鉆井液的封堵能力，鉆進(jìn)儲(chǔ)層段前隨鉆加入毫米級(jí)高酸溶性暫堵堵漏材料，能夠預(yù)防漏失發(fā)生，有效地保護(hù)大部分儲(chǔ)層。

6 結(jié)論

(1)縫洞型儲(chǔ)層裂縫寬度隨著正壓差、溶洞直徑、裂縫長(zhǎng)度、漏失時(shí)間的增加而增加，溶洞的存在加劇了儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感程度，在微小的正壓差下，裂縫寬度增量便可以達(dá)到毫米級(jí)，使得漏失更易發(fā)生。

(2)正壓差和鉆井液漏失可導(dǎo)致裂縫幾何形態(tài)發(fā)生改變，高壓差和長(zhǎng)時(shí)間漏失下的裂縫呈現(xiàn)出“平、直、寬”的特點(diǎn)，且一旦漏失控制不當(dāng)，井漏可能會(huì)加速發(fā)展，增加漏失控制和儲(chǔ)層保護(hù)的難度。

(3)除了儲(chǔ)層本身所含裂縫、溶洞尺寸較大之外，鉆井液粒度及級(jí)配不合理、井筒壓力控制不當(dāng)也是漏失發(fā)生的重要原因。因此，鉆井中應(yīng)嚴(yán)格控制井筒壓力，隨鉆加入毫米級(jí)高酸溶性暫堵堵漏材料，積極主動(dòng)地預(yù)防漏失。

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Dynamic variation of fracture width and its effects on drilling fluid lost circulation in fractured vuggy reservoirs

LI Da-qi1，KANG Yi-li1，ZENG Yi-jin2，LIAN Zhang-hua1，DU Chun-chao3
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China;2.Research Institute of Petroleum Engineering，SINOPEC，Beijing 100101，China;3.Northwest Oilfield Company，SINOPEC，Urumqi 830013，China)

Based on the geological condition of Tahe Oilfield area 12，a finite element model considering vuggy and drilling fluid losses was established and the fracture width change and its effects on lost circulation were researched by using the model and the drilling practices.The results show that the fracture width is extremely sensitive to the wellbore pressure in fractured vuggy reservoirs，and the fracture width increments will be up to millimeter-level under the positive pressure difference of several mega pascal.Drilling fluid losses would make the fracture width become wider and change the fracture morphology accordingly，which increases the difficulty of drilling fluid losses control.The strong stress sensitivity is one of main reasons of lost circulation besides the development of fractured vuggy.Then，precisely managing the wellbore pressure，keeping slightly over balance pressure，and adding millimeter-level high acid soluble bridging materials to drilling fluid during drilling the reservoir section can prevent drilling fluid losses.

fractured vuggy reservoirs;fracture width;drilling fluid losses;lost circulation control;numerical simulation

TE 258

A >

10.3969/j.issn.1673-5005.2011.05.014

1673-5005(2011)05-0076-06

2011-01-07

國(guó)家“973”計(jì)劃課題(2010CB226705);國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)課題(2008ZX05049-003-07HZ，2008ZX05005-006-08HZ)

李大奇(1982-)，男(漢族)，山東德州人，博士研究生，主要從事儲(chǔ)層保護(hù)理論與技術(shù)和井壁穩(wěn)定研究。

(編輯 李志芬)