地层温度对科学超深井井壁稳定的影响

井壁稳定问题包括井壁坍塌和地层破裂2种基本类型,科学超深井钻探的目的层是处于高地应力、高地温和高地层压力的深部岩层,井壁稳定问题更加突出。以12000 m科学超深井为例,从地层温度入手,分析钻井液循环温度变化所引起的当量静态钻井液密度和环空压力当量密度的变化,以及温梯应力、温差应力对井壁稳定的影响。     

层理性地层钻井稳定性分析模型

针对钻井工程常遇的层理性地层,以应力张量坐标转换关系和井孔应力集中方程为基础,引入弱面剪切滑动和岩体Mogi-Coulomb双强度准则,建立了分析层理性地层井壁稳定性的模型。对含层理弱面的典型油气储层中钻井的合理钻井液密度和安全钻井方向进行研究,结果表明：层理面的存在加剧了井壁围岩的破坏,且改变了围岩破坏的位置;水平井坍塌压力随着钻井方向变化而连续性变化,其在特定钻井方向取得最小坍塌压力;斜井取得最小坍塌压力的方位与层理面在空间中并不垂直,空间中关于主平面对称的斜井破裂压力相同;既可获得较大钻井液安全压力窗口又可取得较小坍塌压力的方向为优选钻井方向,在钻井液压力窗口变化大的倾向上钻井需严格控制钻井轨迹曲线。     

煤层气水平井煤层段井壁破裂压力预测——以沁水盆地樊庄3号煤层为例

针对煤层气井井壁破裂问题,应用岩石力学分析方法,从井壁应力分布入手,根据任意斜井井壁力学模型,结合最大拉应力理论,建立了水平井煤层段井壁临界破裂压力计算公式,并对沁水盆地樊庄3号煤层水平井煤层段井壁临界破裂压力进行了预测。结果显示:樊庄3号煤层水平井在钻井过程中(为防止地层被压开),钻井液密度应控制在3.28 g/cm3以内;水平井压裂时最小破裂压力梯度为3.22 MPa/hm。      

考虑温度效应的井壁竖向附加力反演分析

为了分析考虑温度应力后作用于深厚表土层立井井壁竖向附加力,建立了由于立井内、外壁温度差产生的温度自应力和径向膨胀受阻产生的温度应力解析式。基于井壁是由于竖向应力超过钢筋混凝土井壁极限抗压强度而发生破裂的事实,对作用于井壁上的温度荷载、自重、水平侧压力和竖向附加力在井壁内产生的竖向应力分量进行了分析,结果表明,竖向附加力是导致井壁破裂的最主要因素,温度应力也是诱发井壁破裂的重要因素。同时在考虑井壁温度应力和井壁破裂特征的基础上,利用井壁结构设计理论通过反演分析得到了地层疏水沉降时井壁承受的最大竖向附加力的数值,为新建井壁设计和已建成投产井壁的安全性评估提供重要参考依据。     

羌塘盆地天然气水合物钻探试验井工程井壁稳定性分析

基于三维快速拉格朗日有限差分法多孔介质流固耦合理论及弹塑性极限平衡理论,根据羌塘盆地天然气水合物钻探试验井工程QK-2井实钻资料,分析在渗流条件下井壁失稳机理,并对失稳段井壁稳定性进行了数值模拟分析,研究在不同钻井液密度下井径周围围岩应力分布和井眼坍塌或拉裂变形规律,为羌塘盆地天然气水合物钻探试验井工程确定地层不坍塌（不缩径）、不压漏的钻井液安全密度窗口,以便为钻井井身结构设计及合理钻井液密度的确定提供依据。     

考虑地层各向异性井壁稳定性研究进展

考虑地层各向异性井壁稳定性研究对地质特征复杂的非常规油气储层开发意义重大,在对国内外近10年相关研究成果调研基础上对其主要进展进行了综述。影响井壁稳定性的地层各向异性因素包括:区域地应力大小、区域应力性质、岩石物理力学参数差异、井身结构、水化膨胀、微裂缝及弱层理盘角度等。详细梳理了各单因素对井壁稳定性的影响机制,地层应力系统及岩石强度对井壁稳定性的影响最大。对于具弱层理盘地层,沿不同钻井方向岩石强度差异较大;沿弱层理面地层容易发生水化膨胀,且往往微裂缝发育,井壁容易失稳,因此应采用高抑制钻井液体系或油基钻井液。在复杂地层钻井过程中,以上各单因素相伴而生,进行各单因素耦合条件下井壁稳定性分析对合理制定应对策略具有重要意义。加强考虑地层各向异性井壁稳定性基础理论、数值模拟及基于三维可视化建模的近实时井壁稳定动态模拟预测研究是该研究在未来的主要发展方向。     

定向剪切应力路径下冻结黏土变形特性试验

为研究复杂应力路径下冻土的强度与变形特征,采用冻土空心圆柱仪（FHCA-300）对不同负温状态下的饱和冻结黏土开展定向剪切试验,基于不同剪切方向下冻结黏土的轴向和扭剪分量的应力-应变关系,探讨土样的剪切变形特征、各向异性属性以及剪切带的演变规律,并考察温度、大主应力方向角、平均主应力以及中主应力系数等因素对冻结黏土强度的影响。结果表明：平均主应力p值对冻结黏土的应力-应变关系影响显著,尤其是p=4.5 MPa时具有较高的剪切强度,且该值可能为压融临界p值;大主应力方向变化会诱发冻结黏土的各向异性,随着大主应力方向角的增加,冻结黏土剪切强度逐渐降低,并有明显的剪切带产生;中主应力系数的增加使得轴向强度有逐渐降低的趋势,但对剪切强度影响不明显;随着温度的降低,冻结黏土强度逐渐增大,试样发生脆性破坏并出现剪切破裂面,其剪切强度主要取决于冰颗粒和土颗粒的胶结力。     

硬岩开挖诱发扰动应力旋转规律及其对岩体破裂的影响

针对深部地下工程扰动应力场变化诱发围岩损伤破裂的问题,在详细分析锦屏地下实验室Ⅱ期工程扰动应力场测试数据的基础上,解译了不同施工过程下扰动应力场的变化规律,分析了主应力方向的变化模式,通过对照分析岩体原位钻孔成像,揭示了主应力方向变化对围岩破裂的影响。研究结果表明：中导洞开挖阶段是扰动应力场变化最活跃的阶段,开挖掌子面向监测断面推进的过程中主应力方向的变化模式以应力回旋为主,开挖掌子面远离监测断面推进的过程中主应力方向的变化模式以应力旋转为主,主应力方向出现最大变化幅度的位置在距离边墙4.5 m测点处;边墙扩挖阶段,主应力方向的变化模式以应力旋转为主,主应力方向出现最大变化幅度的位置在距离边墙2.5 m测点处;扰动应力方向变化直接影响岩体裂隙发育的形态和走向,大角度旋转的应力容易诱发张拉裂隙以及拉-剪混合型裂隙,小角度旋转时更倾向于诱发破裂面偏转角度与应力旋转角度相当的、具有凹凸形态的剪切裂隙,大角度回旋的应力多形成相互交叉的“X”型剪切裂隙。基于实测扰动应力的研究结果可为深埋高应力硬岩开挖的扰动应力场变化规律及其对岩体破裂发展的影响研究提供参考。     

盐源-宁蒗地震共轭破裂及极限主应力随地壳深度变化

许多震例表明,地震可以形成于共轭破裂。地震震源处,其温度和压力与地壳浅处及地表不同,温、压越高,共轭破裂角越大,随着深度的变浅(温、压减小),地震共轭破裂角减小;高烈度等震线共轭角也减小。用数学力学方法和岩石力学实验结果,探讨了1976年盐源-宁蒗6.7和6.4级地震共轭破裂及极限主应力随地壳深度变化。      

川东北水平井储层井壁稳定性及其对完井方式的影响

酸性气藏水平井完井方式优选与井壁稳定性密切相关,而井壁稳定性则受地应力、岩石力学参数和井眼轨迹等约束。以Drucker-Prager准则为屈服判据,利用等效塑性应变判别井壁稳定性,模拟了酸化前后、地应力衰竭前后和不同生产压差下原地应力对沿不同方向延伸的井眼井壁稳定的影响。结果表明:川东北海相储层段岩石力学强度较高,生产过程中井壁稳定性较好;随着生产压差逐渐升高,井壁岩石的等效塑性应变量逐渐增加,但变形量相对较小;酸化和地层压力衰减后,井壁出砂可能性显著增强。考虑到酸性气田的特点:当井眼轨迹延伸方向与水平主应力方向一致时,采用裸眼完井;当井眼轨迹延伸方向与水平主应力夹角小于、等于30°时,可以采用裸眼完井,但必须严格控制生产压差;夹角大于30°时,采用套管固井射孔完井。研究成果在普光气田6口水平井中得到很好的应用。     

热应力影响下干热岩水压致裂数值模拟

干热岩水压致裂过程中低温诱导热应力与注入水压共同影响裂缝的萌生与扩展。首先通过THM耦合分析了低温压裂液注入过程中注入水压与热应力的相互作用及其对裂缝萌生的影响,随后建立描述岩石细观结构的THMD耦合模型对热应力影响下高温岩石水压致裂过程进行初探。结果表明：低温压裂液注入高温岩石产生的热应力包括岩石自身温度梯度形成的热应力与岩石颗粒非均匀膨胀导致的热应力,并在井筒周围呈现为拉应力。高注入压力将抑制热应力导致的多裂缝萌生,井筒附近热应力的存在对注入压力也具有削弱作用。基岩温度升高,裂缝萌生阶段更多裂缝在井筒附近起裂,缝网沿最大地应力方向的扩展速度减慢,但改造规模增加,同时多裂缝的存在也使得裂缝延伸压力增加。     

煤层气井水力压裂同层多裂缝分析

多裂缝理论是水力压裂理论的前沿理论,特别是对裂隙发育、物理力学性质有别于均质砂岩的煤岩,其研究难度较大,面临问题很多。根据弹性力学、岩石力学、断裂力学和流体力学等学科基本理论,结合多裂缝理论与井底压力协同理论,对在天然裂隙发育的煤层同时开启的多裂缝模型进行了分析与计算。结果显示,综合滤失系数、流量、主应力差等均不同程度影响了多裂缝在近井筒区域的汇合相连概率与延伸方向。      

中牟页岩气区块泥页岩井壁稳定影响因素分析及技术对策

井壁失稳是钻井过程中常常遇见的难题之一,尤其在钻遇泥页岩井段。针对河南中牟页岩气区块在山西组-太原组泥页岩钻进过程中发生井壁坍塌掉块、卡钻、井径扩大率大等复杂情况,利用MY1井钻井岩心从泥页岩类型划分、孔渗特征、微观结构、岩石力学以及地应力等方面开展井壁稳定性影响因素实验分析。通过分析可知,中牟区块泥页岩属硬脆性泥页岩,造成井壁失稳的主要因素为地层非均质性强,岩石脆性程度较高,微裂缝发育,易导致井壁机械剥落、坍塌掉块。通过合理控制钻井液密度、优化井身结构及钻井参数、研发低自由水强封堵钻井液提高井壁稳定性,在区块钻井实践中取得了较好的应用效果,基本解决了井壁失稳难题。     

Borehole Stability in High-Temperature Formations

In oil and gas drilling or geothermal well drilling, the temperature difference between the drilling fluid and formation will lead to an apparent temperature change around the borehole, which will influence the stress state around the borehole and tend to cause borehole instability in high geothermal gradient formations. The thermal effect is usually not considered as a factor in most of the conventional borehole stability models. In this research, in order to solve the borehole instability in high-temperature formations, a calculation model of the temperature field around the borehole during drilling is established. The effects of drilling fluid circulation, drilling fluid density, and mud displacement on the temperature field are analyzed. Besides these effects, the effect of temperature change on the stress around the borehole is analyzed based on thermoelasticity theory. In addition, the relationships between temperature and strength of four types of rocks are respectively established based on experimental results, and thermal expansion coefficients are also tested. On this basis, a borehole stability model is established considering thermal effects and the effect of temperature change on borehole stability is also analyzed. The results show that the fracture pressure and collapse pressure will both increase as the temperature of borehole rises, and vice versa. The fracture pressure is more sensitive to temperature. Temperature has different effects on collapse pressures due to different lithological characters; however, the variation of fracture pressure is unrelated to lithology. The research results can provide a reference for the design of drilling fluid density in high-temperature wells.     

定面射孔新工艺对水力裂缝扩展影响研究

定面射孔技术是为了提高体积压裂改造效果而提出的一种新的射孔方案。根据岩石力学及流-固耦合理论,建立了定面射孔地层的三维弹塑性流固-耦合地应力模型,采用数值方法进行求解,结合最大拉应力准则,研究了定面射孔水力裂缝的起裂规律。经过大量计算发现：定面射孔条件下,裂缝首先在射孔面内的射孔眼起裂,然后射孔眼相互贯通而形成扇形裂缝面,增大了水力裂缝的波及体积及井筒的连通性;同一平面内两侧孔眼在中间孔眼上产生的附加应力降低了Y方向主应力而增大了X方向和Z方向主应力,导致正断层采用定面射孔时,起裂压力较大,起裂压力随射孔方位角的增大而降低,只有当射孔方位角大于60°时,定面射孔起裂压力低于螺旋射孔起裂压力;对于逆断层,射孔方位角越小,起裂压力越低,且均低于螺旋射孔起裂压力;减小射孔间夹角、增大射孔直径及深度均可降低起裂压力。     

地热井钻井液对井壁温度分布的影响研究

地热井钻井作业时,井深越大,井眼温度越高,给钻探施工造成的难度越大,因此有必要研究井内循环温度分布。通过分析钻井液循环时热量传导过程,利用井筒温度控制方程,结合雄安新区地热井工程实例中的各项参数,使用全隐式有限差分法求解方程,求解井内钻井液循环时各部分的温度分布。且通过方程模拟研究了钻井液的密度、粘度、排量等工程参数对井壁温度分布的影响,结果表明：钻井液密度、粘度、排量越大,井壁温度越低,井底附近的井壁温度降低幅度越大,其中钻井液的排量改变对井壁温度分布的影响最大。模拟研究结果对于现场施工设计有一定的参考价值。     

Analysis of Pore Pressure and Stress Distribution around a Wellbore Drilled in Chemically Active Elastoplastic Formations

Drilling in low-permeable reactive shale formations with water-based drilling mud presents significant challenges, particularly in high-pressure and high-temperature environments. In previous studies, several models were proposed to describe the thermodynamic behaviour of shale. Most shale formations under high pressure are expected to undergo plastic deformation. An innovative algorithm including work hardening is proposed in the framework of thermo-chemo-poroelasticity to investigate the effect of plasticity on stresses around the wellbore. For this purpose a finite-element model of coupled thermo-chemo-poro-elastoplasticity is developed. The governing equations are based on the concept of thermodynamics of irreversible processes in discontinuous systems. In order to solve the plastic problem, a single-step backward Euler algorithm containing a yield surface-correction scheme is used to integrate the plastic stress–strain relation. An initial stress method is employed to solve the non-linearity of the plastic equation. In addition, super convergent patch recovery is used to accurately evaluate the time-dependent stress tensor from nodal displacement. The results of this study reveal that thermal and chemical osmosis can significantly affect the fluid flow in low-permeable shale formations. When the salinity of drilling mud is higher than that of pore fluid, fluid is pulled out of the formation by chemical osmotic back flow. Similar results are observed when the temperature of drilling mud is lower than that of the formation fluid. It is found that linear elastic approaches to wellbore stability analysis appear to overestimate the tangential stress around the wellbore and produce more conservative stresses compared to the results of field observation. Therefore, the drilling mud properties obtained from the elastoplastic wellbore stability in shales provide a safer mud weight window and reduce drilling cost.