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第8期中外能源SINO-GLOBAL ENERGY•51 •川西气田雷口坡组井壁稳定性机理研究彭红利，刘其明，欧彪，钟敬敏(中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳618000)主商要川西气田雷口坡组气藏开发方式为大斜度水平井开发，地层埋深大，储层为白云岩薄互层，裂缝发育。
已完钻的11 口井，钻进过程中常发生掉块、阻卡等复杂情况，造成钻井周期延长，影响勘探开发效益。
为确保后续井打长、打快、打好，本文在深人分析地质资料的基础上，通过室内实验、地应力建模、裂缝产状分析、数值模拟裂缝渗流如何改变井周应力场和岩石强度等方法，开展了川西气田雷口坡组井壁稳定性机理研究。
研究发现其井壁稳定性主要受控于地应力、裂缝两个因素。
沿最大主应力方向钻井时雷口坡组坍塌压力为丨.00~1.丨0\^3/丨0〇111,沿最小主应力方向钻井时坍塌压力为丨.20~1.50M P a/100m。
渗流模拟发现钻井液沿裂缝进人地层可使坍塌压力增加0.12g/Cm3左右，在最小主应力方向坍塌压力可达1.62M P a/100m,超过钻井液密度，是导致井壁失稳的主要原因。
根据研究成果，建议后续在最小主应力方向的部署井钻井液密度提高到关键词川西气田雷口坡组气藏白云岩储层裂缝地应力1前言油气井的井壁稳定一直是困扰人们的一个难题。
由井壁失稳导致的井壁坍塌、埋钻，甚至井报废，损失了大量人力物力。
因此井壁稳定性机理研究是油气井工程中最令人关注的一项高难技术⑴。
川西气田雷口坡组气藏埋深5500~6300m，主 产层雷四上亚段厚130~150m,开采方式为大斜度井、水平井，水平段长平均为800m。
气藏受断层控制，裂缝发育，储层岩性以微-粉晶白云岩、藻粘结 白云岩、灰质白云岩、云质灰岩、泥微晶灰岩及藻砂屑灰岩为主，白云岩与灰岩频繁薄互层。
井区目前已完钻11 口井，钻探过程中常发生井壁失稳，导致 掉块、阻卡，甚至埋测井仪器、填井侧钻，造成钻井周期延长，影响勘探开发效益。
苏里格气田泥页岩井壁水化损伤失稳周期确定折海成;屈展;陈军斌【摘要】钻井过程中复杂的应力和固液作用,使围岩产生了水化扩散和水化膨胀,改变了其中的应力场和力学参数,从而导致泥页岩井壁失稳.通过试验研究,探讨了泥页岩井壁围岩水化随时间和空间的变化规律以及岩石弹性模量和抗压强度随含水率变化的损伤弱化规律,进而结合强度变形破坏理论推导出泥页岩遇水后的损伤演化方程、损伤演化极限方程和确定坍塌周期的方法.应用该方法,得出苏里格气田泥页岩井壁坍塌周期为6.8 d左右.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2014(035)001【总页数】5页(P91-95)【关键词】苏里格气田;泥页岩井壁;水化作用;损伤失稳;坍塌周期【作者】折海成;屈展;陈军斌【作者单位】榆林学院能源工程学院,陕西榆林719000;西安石油大学石油工程学院,西安710065;西安石油大学石油工程学院,西安710065【正文语种】中文【中图分类】TE353.3石油钻探过程中，井壁失稳造成垮塌、缩径、卡钻等复杂情况，是普遍存在的困扰钻井工程界的严重问题。
据保守估计，井壁失稳问题每年约给石油天然气工业造成5×108～6×108美元的损失。
在长庆、塔里木、吐哈等各大油田，钻遇地层的75%以上是泥页岩，由此引起的井壁不稳定问题超过了90%[1-2]。
国内外对井壁失稳问题的研究非常重视，做了大量的工作，取得了很多成果。
2006年，屈展等人利用岩石力学及其渗流理论，将影响泥页岩井壁稳定性的力学作用与化学作用有机地结合起来，综合考察了钻井液与泥页岩地层及地下流体之间所发生的各种物理化学反应对泥页岩井壁稳定性的影响，深入系统地分析了泥页岩井壁失稳的机理。
文献［3］从实验和理论研究两方面对近年来国内外泥页岩井壁稳定耦合研究的现状进行了分析，认为泥页岩井壁稳定耦合研究主要有3种方法：一是通过泥页岩水化实验和吸水实验用热弹性比拟法，研究由于含水量变化引起的水化应力；二是通过压力传递实验用非平衡热动力法，研究化学渗透作用引起岩石内部孔隙压力变化而导致的附加应力；三是通过压力传递与水化实验用总水势法，研究基于膨胀机理和耦合渗透流动而导致的膨胀应力。
2020年06月多安全措施，更有效降低了该单元发生爆炸的危险性，如：连续进行排液，设置连续监测在线仪表，在DCS 上设置报警，每年进行装置加温吹除等。
（1）工艺控制补偿系数的确定有9项内容。
“紧急停车装置”：工艺单元出现异常时只能报警，系数为0.99，若能停车，系数取0.96；“计算机控制”：设置了在线计算机以帮助操作者，但不直接控制关键设备时，系数为0.97；“操作规程”：正确操作指南、完整的操作规程保证正常生产，系数为0.98；“其他工艺过程危险分析”：就是选用其他的一些危险分析工具进行评价，分馏塔爆炸采用故障类型和影响分析（FMEA ）,得到的补偿系数为0.94。
其余几方面和装置空分单元实际工艺情况不相符，补偿系数取值为1.0。
计算工艺控制补偿系数C 1=C 1a ×C 1b ×C 1c ……C 1i ，参见表3。
表3工艺控制补偿系数（C 1）序号123456789项目应急电源（0.98）冷却装置（0.97～0.99）抑爆装置（0.84～0.98）紧急停车装置（0.96～0.99）计算机控制（0.93～0.99）惰性气体保护系统（0.94～0.96）操作规程（0.91～0.98）化学活泼物质的评价（0.91～0.98）其他工艺过程危险分析（0.91～0.98）工艺控制补偿系数（C 1）取值1110.990.9710.9810.940.884（2）危险数值隔离补偿系数的确定有4项内容。
“排放系统”：设置排放设施，能够通过排放处理危险介质，系数为0.91。
“远距离控制阀”、“备用卸料装置”、“连锁装置”这三方面和装置空分单元实际工艺情况不相符，补偿系数取值为1.0。
计算工艺控制补偿系数C 2=C 2a ×C 2b ×C 2c ×C 2d ，参见表4。
表4危险物质隔离补偿系数（C 2）序号1234项目远距离控制阀（0.96～0.98）备用卸料装置（0.96～0.98）排放系统（0.91～0.97）联锁装置（0.98）危险物质隔离补偿系数（C 2）取值110.9110.91（3）防火设施补偿系数的确定有9项内容。
BZ25-1油田软泥页岩井壁稳定机理及其应用摘要：本文研究了BZ25-1油田软泥页岩井壁的稳定机理及其应用，通过分析软泥页岩的性质和特点，探究了软泥页岩在钻井过程中的变形和稳定问题。
同时，对于软泥页岩的工程应用进行了研究，包括钻井液体系设计、井壁支护措施等。
最后，通过实际应用案例论证了BZ25-1油田软泥页岩井壁稳定方案的可行性和有效性。
关键词：软泥页岩，井壁稳定，工程应用Introduction随着深部油气资源的逐渐开发，软泥页岩油气藏的勘探和开采逐渐受到人们的关注。
由于软泥页岩的特殊性质，其钻井过程中的井壁稳定问题一直是油气勘探和开采的难点之一。
因此，研究软泥页岩井壁的稳定机理及其应用有着重要的实际意义。
本文以BZ25-1油田为例，通过分析软泥页岩的物理、机械和岩石学特征，探究软泥页岩在钻井过程中的变形和稳定规律。
同时，对于软泥页岩的工程应用进行了研究，包括钻井液体系设计、井壁支护措施和实际应用案例等。
Soft Mud Shale软泥页岩是由细粘土和粉状矿物质组成的沉积岩石，在地质构造、埋深和孔隙结构等方面具有很高的异质性。
在钻井过程中，软泥页岩的变形和稳定问题主要受到以下因素的影响：一、钻头对软泥页岩的切削作用导致了岩屑的生成，增加了钻井液的循环阻力和强度损失。
二、井壁对软泥页岩的限制作用导致了周围地层的变形和应力分布，急剧增加了井眼稳定的难度。
三、钻井液的化学和物理特性对于软泥页岩的影响较大，比如流变性能、酸度和沉积物质的选择等，这些因素都可能影响到软泥页岩井壁的稳定性。
井壁稳定机理井壁稳定的实质是在维持油气勘探和开采的同时，尽可能避免地层的破坏和岩屑的产生。
因此，井壁稳定机理主要是通过以下三方面措施来实现的：一、通过控制钻井液的物理和化学性质，减少对软泥页岩的侵蚀和损伤，从而减少钻井中的岩屑产生。
二、通过改善井壁结构和增加支撑强度，减少井眼的变形和应力分布，从而提高井壁的稳定性。
三、钻进过程中及时监测井壁的变化和应力分布，进行井壁支撑和补强，以避免与地层破坏和失稳的问题。
