探讨油田深井井壁稳定问题
[摘要]随着我国油气勘探开发不断向深部地层发展，深井、超深井的钻探规模日益扩大，深井、超深井的快速钻井技术已被列入技术攻关范围。本文探讨了某油田深井失稳的形式和失稳的原因，对提高钻井速度有重要意义。
[关键词] 深井 井壁 失稳
石油钻井的对象是地壳岩石，钻井过程中所面临的主要技术难题是岩石的可钻性和井壁稳定性。两者决定着钻井工程的成败或效益。某油田自1964年建厂至今钻井过程中始终面临这两大问题的困扰。
目前，油田发展逐渐向深层和滩海区域转移，深井和大位移井数量随之增多，而在深井钻井中由于其钻遇的地质层系多，岩性变化频繁，地层可钻性差，裸眼浸泡时间长，因此深层井壁稳定问题更显得突出。
据不完全统计，在已完成的深井中70%～80%的事故是由于井壁失稳所致。井壁失稳不仅在大港油田深井钻井中存在，在中国其他各油田乃至世界许多油田都存在，并且一直没有得到很好解决。据美国资料统计，全世界石油钻井工程每年仅井壁失稳一项就损失费用8～10亿美元，约占钻井总成本的10%。所以世界上各大公司都把控制井壁稳定技术作为重点课题进行研究。
1井壁失稳的形式
井壁失稳问题，从广义上讲包括脆性泥页岩、低强度砂岩的井壁坍塌、塑性泥页岩井壁的缩径和粘弹性变形以及一些岩层在钻井液压力作用下的破裂。井壁失稳一般表现为坍塌（扩径）、缩径、破裂。井壁坍塌是井壁失稳中最为常见的形式。某油田曾对各区块钻井事故进行统计说明，约有70%的区块井壁失稳是岩层坍塌和掉块。最为典型的是Fa井，在3440～3650m东营底和沙一上段地层，因事故连续5次注水泥浆打塞，共注99.2m水泥浆，经计算该井段平均井径为888mm，约是钻头直径的4倍，最大井径处达到1.5m。缩径经常发生在易水化膨胀的泥页岩地层，在钻井过程中其主要表现形式为：起钻遇卡拔活塞、下钻遇阻划眼。
如某油田700～2000m明化镇地层。井壁破裂常出现在裂缝或胶结差甚至无胶结物的破碎性地层。如某油田的馆陶组、孔店组、石炭系煤层、奥陶系灰岩等。在乌深一井311.1mm井眼钻进到5320m时上部井段（4700m左右）出现了较严重的坍塌掉块，钻井液密度由1.44g/cm提高到1.46g/cm时地层破裂，发生严重漏失，共漏失钻井液1280m3，主要是由于该井在4857～4861m井段地层岩性为含砾砂岩，胶结甚差，5190～5200m为沙泥岩互层胶结差，5294～5300m为煤层裂缝所致。
谈谈定向井井壁稳定问题
从岩石力学、地球物理测井、工程录井、环空水力学和钻井液化学等方面分析定向井井壁稳定问题，以实现对钻井液性能、井身结构及其它工程参数的优化设计。
标签：定向井岩石应力；地层压力；地层破裂压力液柱压力数学模型
引言
导致井眼出现失稳问题的因素包括天然的原因和人为的原因。在天然的原因方面包括：地质构造类型和原地应力，孔隙度渗透性及孔除中的流体压力等；在人为的原因方面包括：钻井液的性能，泥页岩化学作用的强弱，钻柱对井壁的摩擦和碰撞等。导致井眼失稳的最根本因素就是在形成井眼的过程中，井眼四周的应力场、化学力出现了变化，导致井壁应力集中的问题，致使井内钻液的压强不可以和底层的地应力重新建立起平衡的关系。如果井内的钻井液液柱比坍塌的压力还要低的时候，井壁的岩石就会被破坏，这时候的塑性岩石会对井中产生塑性的流动，最后出现缩径的问题，而脆性的岩石就可能会发生坍塌的问题，导致井径的增大，如果当钻井液的液柱压力要比破裂时压力还要高的情况下，井壁内四周的岩石就会被拉伸导致出现井漏的问题。此外，钻井液的密度最好是让井内的液柱和地层孔隙的压力能够互相平衡。
一、井壁应力分布
因为上覆岩层的压力不能很好的和井轴重合，原来的水平地应力也就不能和井轴正交，所以井眼四周的岩石在切向正应力与法相正应力的共同作用之下处在三维应力的情况之下。不仅正压力作用在井轴垂直平面井壁四周的岩石，剪应力也作用在井轴垂直平面与岩石之上，它们都严重的影响着井壁岩石的形态，对井壁岩石有破坏作用。
二、井壁岩石破坏准则
当前许多人为拉伸断裂的机制操纵着地层的压裂情况，也就是说，如果当一个有效的主应力的大小能够与岩石拉伸的强度值相同时就会发生底层破裂的情况。
三、岩石强度参数的确定
为了能够对全井段进行连续预测，仅凭室内岩心试验是不够的。而要充分利用相关的间接资料，其中最完整的莫过于测井资料。因此，将测井资料的处理与岩心试验结合起来，确定所需要的地层参数。同时，还利用巴西试验和水压致裂法求取特定处的抗拉强度。
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井壁稳定性问题的研究与进展
作者：姜春丽
来源：《科学与财富》2016年第07期
摘 要：本文从三个方面分别阐述了国内外关于井壁稳定的研究与进展。从二十世纪中叶开始关于井壁稳定机理的研究经历了试验摸索到定量描述的阶段。与此同时井壁模拟实验装置也在各种研究的需求下诞生并一路发展。先进的钻井液技术，新型处理剂钻井液体系的应用也大大提高了井壁稳定性能，减少了井下复杂情况的发生。
关键词：井壁稳定；泥页岩；钻井液
石油钻井过程中所遇到的井壁失稳大致可分为破碎体失稳、塑性体失稳和泥页岩失稳，其中泥页岩失稳就占90%以上[1-2]。在油气勘探开发前，地层泥页岩处于力学、物理、化学、流体力学的各种平衡状态，在油气勘探开发过程中，原有物理化学条件发生改变，各种平衡状态被破坏，系统逐渐向另一种平衡状态过渡，加之泥页岩本身的脆弱及其极强的物理化学敏感性，因而经常给油气勘探开发带来各种问题。
一、井壁稳定性机理研究进展
井壁稳定性问题的研究，早在二十世纪中叶就己经开始[3]。从研究思路来说，可以归结到以下三大类：井壁稳定的力学研究；泥页岩稳定的化学因素研究；泥页岩稳定的力学与化学耦合研究。
从国内外在这方面研究的发展过程来看，可以将泥页岩水化力学与化学耦合研究分为两个阶段：七十年代初到九十年代初的实验摸索阶段；九十年代以后的对化学影响定量描述的阶段。1970年，M.E.chenevert[4]开始研究页岩吸水以后力学性质的变化；通过实验观察了页岩密度、屈服强度、吸水膨胀与吸水量之间的关系，并测量了页岩吸附水量与时间和距离的关系。1989年，C.H.Yew和M.EChenevert在定量化研究中迈出了第一步[5]。他们首先假设泥页岩为渗透各向同性的基础上，再结合质量守恒方程，得到柱坐标内的吸水量方程。再将泥页岩的力学性质与其总含水量（总吸附水量）相关联，然后又将水化膨胀应变与总含水量W相关联，便可求得力学与化学耦合后的应力、应变及位移。1992年，Hale和Mody用等效孔隙压力法来研究泥页岩水化的耦合[6]，1993年又将半透膜等效孔隙压力理论应用到页岩与水基泥浆。C.P.Tan等人在1996一2000年间在对页岩稳定性的研究中认为，总水势（孔隙压力与渗透压之和）差是导致水流动的根本原因，并根据水和岩石组分的连续性方程推导出膨胀性介质中的水流方程[7]。
WSM-01型高温高压井壁稳定模拟实验装置操作规程
1 范围
本标准规定了WSM-01型高温高压井壁稳定模拟实验装置的操作及维护保养程序。
本规程适用于WSM-01型高温高压井壁稳定模拟实验装置的操作。
2 引用标准
下列标准包含的条文，通过在本标准中应用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨、使用下列标准最新版本的可能性。
3 操作人员职责
操作者应了解WSM-01型高温高压井壁稳定模拟实验装置的工作原理和功能，熟悉WSM-01型高温高压井壁稳定模拟实验装置的操作规程方可操作，严格执行操作规程，并做好相关记录。
4 操作规程
4.1 设备名称：WSM-01型高温高压井壁稳定模拟实验装置
4.2 设备规格及型号：WSM-01型
4.3 性能参数：
模拟轴压：常压～50MPa 模拟围压：常压～50MPa
模拟试验温度：室温～150℃ 试液压力范围：常压～35MPa
试液流量范围：0～10ml/min
4.4 操作步骤
4.4.1 开机前检查
4.4.1.1 检查接地保护是否可靠，机器外壳有无漏电现象。
4.4.1.2 检查各润滑部位是否有足够的润滑脂，是否有漏油现象。
4.4.1.3 检查储液系统储液量是否足够，有无渗漏现象。
4.4.1.4 检查仪器的各类仪表和计算机是否有正确的电源输入。
4.4.2 操作步骤
4.4.2.1 岩心准备：将饱和好油（水）的岩样浸泡在油（水）中，待用。
4.4.2.2 安装岩心：将三轴岩样夹持器压帽逆时针旋开，通过气泵操纵上提夹持器压帽，装 2 WSM-01型高温高压井壁稳定模拟实验装置操作规程
好岩心，并通过气动换向阀下放压帽，并对准，旋紧。
4.4.2.3 位移针安装：压帽锁紧后，将位移针插入位移针孔中，锁紧。
4.4.2.4 加环压密封岩样：通过气源将有机玻璃筒体内水以0.2MPa压力压至釜体，加环压至6MPa。
