测井评价地层压力稳定分析

引言

川东北地区天然气资源丰富，已经发现了多个气藏，涵盖陆相自流井组、须家河组以及海相雷口坡组、飞仙关组和长兴组等，勘探开发潜力大。该地区陆相地层工程地质条件复杂，纵向上存在多套压力系统，横向上工程地质特征变化大，在钻井过程中的卡、塌、漏、喷等井壁失稳现象较为突出，甚至造成工程事故，严重影响着勘探开发进程。因此，研究并解决该地区陆相地层的井壁失稳问题对安全高效钻井具有重要意义。国内外主要从力学和物理化学等方面研究井壁稳定性。随着成像测井、偶极横波测井等技术的出现，利用测井资料分析井壁稳定性进入了新阶段［1－4］。测井资料纵向连续且分辨率高，包含了丰富的地质和工程信息，能够有效反映地层岩性、储层流体、井旁构造、地层应力场等特征，客观反映了井壁稳定性状况。本文通过研究建立川东北地区陆相地层井壁稳定性测井分析模型，确定了影响井壁稳定性的主控因素，在实际钻井中获得了较好的应用效果。

1区域地层特征川东北地区陆相碎屑岩地层自上而下依次为白垩系剑门关组，侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、自流井组及三叠系须家河组。该区陆相地层岩性主要为致密砂泥岩，地层横向延展性强。沙溪庙及以上地层岩性为棕红色泥岩、灰白色石英砂岩、棕灰长石岩屑砂岩等；下沙溪庙组顶部常有黑色页岩。千佛崖组岩性为棕灰色泥岩与灰绿色细－中粒岩屑砂岩，夹黑色页岩。自流井组顶部发育灰褐色介壳灰岩，中下部为灰绿色泥岩与灰色岩屑砂岩互层。须家河组岩性主要为灰色中砂岩、细砂岩及含砾砂岩与灰色泥质岩不等厚互层，夹黑色煤层及炭质页岩。陆相含水储层在剑门关组、蓬莱镇组、沙溪庙组和须家河组均有分布，其余各段储层含水较少或基本不含水；含气储层主要在自流井组和须家河组，大部分属致密孔隙型储层，少部分为裂缝－孔隙型储层。自流井组珍珠冲段含气储层岩性为砾岩、砂砾岩及中－粗粒岩屑砂岩，以扇三角洲平原沉积为主；自流井组大安寨段含气储层岩性为微－粉晶介壳灰岩，以浅湖和半浅湖沉积为主。须家河组含气储层岩性主要为长石岩屑砂岩和钙屑砂岩，以三角洲前缘沉积为主。川东北地区岩性纵向分布复杂多变，横向延展性较强，含煤系地层较发育。在泥页岩及含煤系地层常发生掉块、井壁垮塌；自流井及须家河组的地层压力较高，溢流现象时有发生。复杂的工程地质特征，造成了陆相地层的井壁失稳现象严重。

2井壁稳定性测井分析井壁稳定是在井周各种应力作用下的动态平衡过程，与地层岩石力学特性、井周应力状态等因素密切相关。本文基于岩心实验数据、测试资料并结合岩石力学理论［4－5］，刻度测井数据建了该地区井壁稳定性测井分析模型。

2．1岩石弹性参数岩石弹性参数是岩石力学研究的基础，主要有泊松比、弹性模量、剪切模量、体积模量等。一般通过岩心荷载实验获得岩石静态弹性参数，利用测井资料等计算获得岩石动态弹性参数。二者关系密切，但也存在一定差异，需要将动态弹性参数转换为静态弹性参数以便于工程上直接使用，这也是岩石力学参数计算的关键和难点。主要的岩石动态弹性参数计算公式为式中，μd为动态泊松比，无量纲；Gd为剪切模量，GPa；Ed为动态弹性模量，GPa。国内外大量研究表明，动静弹性模量转换关系较好，动静泊松比转换关系较差。在川东北地区岩石力学实验发现，同一块饱和水岩心在不同三轴应力状态下的纵横波速度存在差异，这也导致计算的动态弹性参数会发生变化。因此，三轴应力状态的差异是影响动静态泊松比转换关系的主要因素，其中非常重要的是围压影响。当围压增加时，泊松比和弹性模量都会增大；达到峰值后趋于稳定，不再随围压增加而增加，甚至略有减小。动静态泊松比的比值则随围压的增加而逐渐减小，到达峰值后的比值变化很小，比值F与围压W的关系为将上述关系引入到动静态弹性参数转换模型中，处理成果与实验数据吻合良好，动静泊松比的转换精度明显提高。图1和图2分别为动静泊松比与弹性模量转换关系图，其转换关系为式中，μs为静态泊松比，无量纲；Es为静态弹性模量，GPa；μdd为围压校正后的泊松比（μdd＝μd／F）。

2．2地层应力参数

2．2．1垂向应力垂向应力包括浅表无测井资料段估算和利用测井资料计算。对于表层无测井资料的情况，一般采用邻井资料进行估算，该地区浅表地层的平均体积密度小于2．50g／cm3。垂向应力计算公式为

2．2．2水平主应力水平主应力计算模型较多，应用较广的有组合弹簧模型等。它假设岩石为均质、各向同性的线弹性体，并假定在沉积及后期地质构造运动过程中，地层和地层之间不发生相对位移，地层2个水平方向的应变均为常数，通过广义虎克定律推导出最小和最大水平主应力计算公式［6］式中，E为弹性模量；εH、εh为最大、最小水平构造应力系数，在同一地区视为常数；pp为地层压力；μ为泊松比；α为Biot系数；σH和σh分别为最大和最小水平主应力。研究表明，同一区块不同地层及不同构造部位的构造应力系数均有差异，这是由于不同地层可能受到不同期次的构造应力作用，构造各部位受到的应力作用也不相同，实际计算中需采用分层构造应力系数。根据实测地层应力反演构造应力系数，在川东北地区陆相地层中εh的取值一般在0．0008～0．001之间，εH的取值一般为0．003～0．0058。

2．3三压力参数

2．3．1地层压力地层压力又称地层孔隙压力。测井预测陆相地层孔隙压力是建立在泥岩压实理论的基础上，在碎屑岩地层较成熟的方法有等效深度法和伊顿法等，计算关键在于求准泥岩正常压实趋势线。当存在地层压力异常时，声波时差、密度、电阻率等测井资料上会出现测值偏离正常岩性背景的现象，可利用它们建立地层压力预测模型。该方法需要钻井、测井资料可靠，并剔除资料中的异常数据，这样作出的地层正常压实趋势线可准确反映地层压力变化特征。实践证实在川东北地区采用伊顿法效果较好，计算公式为pp＝σv－（σv－σW）ΔtnΔ（）tC（10）式中，σW为地层静液柱压力，MPa；C为压实系数；Δt为实测声波时差，μs／ft＊；Δtn为压实趋势线上的声波时差，μs／ft。通过反演还发现，压实系数随着深度增加而逐渐增加，与声波时差的关系密切（见图3），在千佛崖组及以上地层取值在1～1．5，自流井及须家河组的取值1．5～2．8之间。

2．3．2破裂压力当钻井液密度过大时，将使井壁岩石所受的周向应力超过岩石的拉伸强度，地层会发生破裂并造成井漏。目前主要通过室内岩石力学实验或油气井现场水力压裂施工直接获取破裂压力，利用测井资料间接获取地层破裂压力。岩石破裂压力计算方法较多，本文采用水力压裂公式pf＝3σh－σH－αpp＋St（11）式中，pf为破裂压力；St为抗张强度。在裂缝性地层中，岩石刚性大大减弱，可以近似认为在裂缝发育段其抗张强度等于0。

2．3．3坍塌压力在钻井过程中，当井内的液柱压力低于地层坍塌压力时，井壁岩石将发生剪切破坏，常用摩尔－库仑准则计算地层坍塌压力。由于地层岩石为黏弹性介质，摩尔－库仑准则与实际情况有一定差异，引入修正的计算模型为pc＝η（3σH－σh）－2S0K＋αpp（K2－1）（K2＋η）（12式中，pc为地层坍塌压力，MPa；η为应力非线性修正系数；K为岩石内摩擦角；S0为岩石内聚力。一般地，坍塌压力实测资料难以直接获取，这里通过分析多套地层井壁坍塌情况反演确定η的逼近值，在川东北地区可近似取0．95。

2．4钻井液密度安全窗钻井液密度安全窗提供了施工安全的钻井液密度范围，对安全高效钻井极为重要。在井眼形成后若钻井液密度不足以有效平衡井壁应力，则常会出现井壁剪切破坏（坍塌）和拉伸破坏（压裂地层）种现象。从力学平衡角度分析了川东北地区三压力及地层应力梯度特征，并充分考虑地层岩性特征及储层分布变化等，确定了钻井液密度安全窗。该区钻井液密度窗口包括4个临界值：坍塌压力梯度、破裂压力梯度、孔隙压力梯度和最小水平主应力梯度。其中，坍塌压力和破裂压力之间是力学稳定钻井液密度窗口，而孔隙压力和最小水平主应力之间是水力安全钻井液密度窗口［7］。因此，理想的钻井液密度应该高于地层的孔隙压力和坍塌压力梯度，小于地层的最小水平主应力和破裂压力梯度据此建立了川东北地区钻井液密度安全窗的测井计算模型根据模型建立了川东北地区陆相地层各组段的钻井液密度安全窗剖面，总体上该地区钻井液密度随深度增加逐渐增大，自流井和须家河组的窗口相对较窄。按构造部位的不同，表1列出了川东北×地区西南部和东北部的陆相地层钻井液密度安全窗及建议值。在实际设计钻井液密度时，一般根据地层及井身结构情况，选择兼顾上下地层的钻井液密度窗口。通常，建议钻井液密度一般选在理想窗口的下限，这样既有利于安全钻井和提高速度，又有利于储层保护，还可降低钻井成本。在煤层及裂缝发育层段，安全窗口可能非常窄甚至没有，遇到这些情况需要加强动态监测并及时处理。

3井壁失稳地质主控因素分析

井壁失稳的原因在于井周应力场平衡被破坏，影响因素包括地质力学因素、物理化学因素及钻井工艺等。川东北地区影响钻井井壁稳定性的地质主控因素包括岩性复杂多变、地层非均质性强和纵向多压力系统等方面原因［8－9］。川东北地区纵向上复杂的地层岩石特征影响了井壁的稳定性，主要发生井眼崩落、垮塌和井漏等现象。实钻及测井资料表明该地区地层纵向上的岩石物理性质差异较大：浅层沙溪庙组及以上地层岩石疏松、可钻性较好，但是泥岩混层黏土矿物含量高，泥岩地层易发生井眼崩落使井径扩大、水化膨胀缩径引起卡钻或者易出现钻头泥包，砾石较多井段易发生掉块；另外，浅表砂岩地层的渗透性好，钻井中易形成泥饼而产生缩径现象。中深层自流井和须家河组的泥页岩硬脆、可钻性差，在地层应力不平衡的情况下存在不同程度剥落掉块甚至井壁坍塌问题。川东北地区的地层非均质性强，部分地层天然裂缝和溶蚀孔洞发育，原地层应力释放也易产生钻井诱导缝，这些因素导致井漏等井壁不稳定现象。在地层非均质性较强井段，井壁应力状态更容易被破坏。如须二段部分储层的天然裂缝发育，井壁应力平衡被破坏则可能导致钻井中发生漏失或喷漏共存现象，造成井内复杂情况，给钻井及储层保护等带来困难。地层应力及三压力梯度纵向变化大，多套压力系统共存。在陆相地层中，自流井组－须家河组地层压力梯度高，可达到1．60～2．10MPa／100m之间，其余地层为常压；坍塌压力梯度在1．10～1．66MPa／100m；破裂压力梯度在1．80～2．25MPa／100m。由于最大和最小水平主应力差异较大，导致陆相泥页岩地层坍塌压力较高，易发生井壁坍塌；自流井组和须家河组等存在异常高压储层，钻井液密度过大易造成地层破裂，甚至出现压裂性漏失，钻井液密度过小易造成地层坍塌或者井喷。在地层压力较高的储层段通常对应相对较低的破裂压力，安全窗口较窄。这些客观因素易造成漏失后吸附卡钻，或者溢流发生速度快。由于存在前面3个客观因素，因此井壁稳定性维护难度较大。在钻进中可通过控制钻井液密度达到井壁应力场动态平衡，在砂泥岩薄互层和裂缝发育段等可获得较好效果；但是在渗透性地层随着时间推移易发生渗滤，同时岩石强度也随着钻井液浸泡时间增加而发生变化，并影响井壁稳定性。

4应用效果分析

利用研究成果，在川东北地区开展了测井资料工程应用，以×10井为例。通过区域分析并结合邻井计算的岩石力学参数、岩石强度参数、地层应力参数等，预测了钻井液密度安全窗，认为钻井液密度安全窗下限在沙溪庙组－千佛崖组主要受到坍塌压力控制，在自流井组－须家河组受到坍塌压力和地层压力共同控制。在×10井须家河组地层中，根据地层压力系统特征建议的钻井液密度为1．75～1．95g／cm3。实钻采用钻井液密度为1．68～1．90g／cm3，在须家河组4835m钻遇裂缝性储层，提高钻井液密度平衡压力（最高达到2．20g／cm3）；之后采用钻井液密度1．90～1．95g／cm3顺利完成该开次钻井作业。利用井壁稳定性分析模型对该井测井资料进行处理并给出了钻井液密度安全窗范围，实钻采用钻井液密度与安全窗基本吻合，处理成果见图4。该井钻井过程顺利，未发生溢流、井漏及卡钻等现象，佐证测井计算的钻井液密度安全窗是合理的。5结论与建议（1）本文形成的井壁稳定性测井评价技术具有较强的区域针对性和实用性，测井计算的岩石力学参数、地层应力参数、三压力参数和钻井液密度安全窗等与川东北地区实际资料吻合，可为该地区陆相碎屑岩钻井提供重要参考。

（2）钻井液密度安全窗下限在沙溪庙组－千佛崖主要受到坍塌压力控制，在自流井组－须家河组受到坍塌压力和地层压力共同控制。利用测井预测的钻井液密度安全窗在川东北地区应用效果良好，而裂缝性高压气层的预测难度较大。

（3）影响川东北地区钻井井壁稳定性的地质主控因素包括岩性复杂多变、地层非均质性强和纵向多压力系统等方面原因，多因素共同作用控制了该地区陆相地层的井壁稳定性。

（4）岩石强度将随着钻井液浸泡时间增加而发生动态变化从而影响井壁稳定性，其机理及测井分析模型还需深入研究。为某深度的体积密度；g为重力加速度。