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2024年 第31卷 第5期    刊出日期：2024-10-25

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地质勘探

四川盆地中部蓬莱气区灯四段丘滩体优质储层特征及主控因素

范毅, 夏茂龙, 贾松, 李怡雯, 陈泓位, 王时林, 党亿佳, 雷宝泽

2024, 31(5):  1-10.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.001

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为了明确蓬莱气区灯四段丘滩体优质储层发育特征及主控因素,通过钻井岩心、岩石薄片观察、测井及物性测试等资料,在储层岩性与孔渗物性分析的基础上,系统研究了优质储层发育主控因素,建立了储层沉积与形成模式。结果表明:灯四段优势储集岩性为藻凝块云岩、藻叠层云岩与藻纹层云岩,主要储集空间为溶蚀孔及微裂缝,溶蚀孔孔径向储层底部逐渐减小,发育基质孔隙型、溶孔型、溶蚀孔洞-微裂缝型3类储层。溶蚀孔洞-微裂缝型储层集中于灯四段上部发育,溶孔型储层主要在灯四段中上部发育,基质孔隙型储层集中于灯四段下部发育,储层整体具有低孔特低渗特点,垂向上丘基、丘核为优质储层发育层。桐湾期表生淡水溶蚀、埋藏热液溶蚀及烃运移有机酸溶蚀共同促进优势储层的发育,控制溶蚀作用强度与溶蚀模式;断裂可为渗流提供下渗运移的通道,沟通孤立孔隙,加速岩溶作用发育,控制岩溶作用强度与溶蚀孔洞空间展布。综合储集空间及纵向分布特点,从成因机制出发,建立了蓬莱气区灯四段表层混合岩溶体纵、横向叠加渗流缝溶体、水平潜流层溶体3类储集体发育模式。研究结果对蓬莱气区灯四段高效开发具有一定借鉴意义。

基于SMOTE和XGBoost的天然气水合物与天然气储层识别

杜睿山, 黄玉朋, 付晓飞, 孟令东, 张轶楠, 靳明洋, 蔡洪波

2024, 31(5):  11-19.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.002

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天然气水合物与天然气储层识别一直是海洋能源勘探开发阶段的重点任务。然而,由于测井数据与储层之间的复杂非线性关系以及测井数据的不均衡性,导致传统储层识别方法往往精度不高,严重限制了研究区域的勘探进展。为解决上述问题,提出了一种用于储层识别的混合方法,即采用改进的SMOTE算法增加少数类储层样本数量,并进行去噪处理,可有效地解决数据不均衡的问题,再利用XGBoost算法对储层进行识别。结果表明:相比于传统的机器学习方法,RLSMOTE-XGB方法在储层识别方面具有更高的有效性和准确性,该方法解决了传统机器学习方法在样本类别不均衡时的局限性,储层识别精度从66.7%提高至86.4%,算法的性能得到显著提升。该研究可有效提高天然气水合物与天然气储层识别效果,对实现智能化识别储层有重要意义。

准噶尔盆地南缘异常高压泥岩段地层压力预测方法

田山川, 甘仁忠, 肖琳, 丁乙, 魏瑞华, 陈晓文, 徐永华, 梁利喜

2024, 31(5):  20-30.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.003

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准噶尔盆地南缘安集海河组泥岩层段为异常高压地层,但地层异常高压的成因机制尚不清晰。此外,该泥岩层段具有强流体敏感性,易造成测井信息产生偏差,不利于地层压力预测。为此,考虑流体作用对泥岩物性参数的影响,建立了测井物性校正方法。在此基础上,综合声速-密度曲线与综合压实曲线,揭示了泥岩地层异常高压成因机制,融合有效应力理论与多元回归分析方法,构建了泥岩段多参数地层压力预测方法。研究表明:准噶尔盆地南缘泥岩地层高压成因机制为欠压实、构造挤压以及构造压实;测井校正后,随有效应力增加,泥岩纵波时差、孔隙度、自然伽马和平均水平应力减小,密度增大;有效应力与纵波时差、密度、孔隙度呈线性关系,与自然伽马、平均水平地应力呈指数相关。以此为依据,构建了泥岩地层压力测井预测方法,验证了其适用性。研究成果有助于研究区泥岩段钻井方案设计,对准噶尔盆地南缘区域油气高效勘探开发具有重要意义。

川西中坝致密砂岩气储层微观孔隙结构特征及分类评价

刘林, 刘向君, 桑琴, 熊健, 李玮, 梁利喜

2024, 31(5):  31-40.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.004

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川西中坝地区致密砂岩储层经历复杂的沉积作用和成岩演化,导致其储层物性差、孔隙结构复杂且非均质性强,给储层有效性评价和“甜点”预测带来困难。针对这一问题,以中坝地区须家河组致密砂岩储层为例,基于气测孔渗、铸体薄片、高压压汞及扫描电镜等岩石物理实验,系统评价了储层微观孔隙结构特征,并结合流动单元理论及BP神经网络技术进行储层分类测井评价,明确优质储层发育及分布特征。结果表明:研究区目的储层物性差,储集空间主要为次生粒间孔和溶蚀孔,喉道类型以点状和缩颈状为主,孔径主要为纳米—亚微米级;基于流动单元对储层进行分类,将储层分为 4类(Ⅰ—Ⅳ)。流动单元指数(FZI)可有效表征储层孔隙结构及渗流特征,研究区须二段主要发育Ⅱ、Ⅲ类储层,气藏中部ZB9-65-46井区域Ⅰ类储层发育;中坝主体构造储层厚度大,以Ⅱ类储层为主,老坪坝和构造鞍部发育储层多为薄层,以Ⅲ类储层为主;有效储层纵向上主要发育在须二段上部,其厚度占储层总厚度的73.60%。研究结果可为同类型致密砂岩气藏的储层评价及高效开发提供科学依据。

基于机器学习的火山岩识别方法及应用

朱博含, 单玄龙, 衣健, 石云倩, 郭剑南, 刘鹏程, 王舒扬, 李昂

2024, 31(5):  41-49.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.005

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针对松辽盆地南部查干花地区火石岭组火山岩岩性复杂多变,基于常规测井的二维交会、逐级分类等传统方法难以准确地识别火山岩岩性的问题,提出了利用机器学习算法对火山岩岩性进行智能识别的思路。通过岩心观察、薄片鉴定等手段,明确取心段火山岩岩性。将取心段测井数据集分为训练集和测试集,利用训练集拟合目标函数,将测试集代入模型计算得到预测结果,并利用集成学习融合模型进行盲井预测。该融合模型通过各测井曲线特征建立定量的数学关系,融合了多种机器学习的特点,基于精确的岩性数据集标签使模型学习效率更强。研究表明:该融合模型对盲井的预测准确率达到95.10%,模型泛化能力强,能够对研究区火山岩岩性进行准确地识别与预测。该研究可为火山岩油气勘探提供智能化支持。

塔河油田石炭系巴楚组砂砾岩段沉积微相及沉积模式

王嘉楠, 赵卫卫, 刁新东, 霍志鹏, 高剑波, 李文平, 孙宁亮, 姜冬

2024, 31(5):  50-58.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.006

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针对塔河油田巴楚组砂砾岩段沉积模式不明确、沉积微相研究不够深入的问题,利用岩性、钻井、录井、测井等资料,对研究区沉积模式、沉积微相类型、展布特征进行深入研究。结果表明:研究区主要发育砾岩、砂岩、泥岩3种类型的岩石,灰质含量较高;研究区主要发育3种沉积相、5种沉积亚相、13种沉积微相;沉积微相在横向上变化较快,纵向多期相同沉积微相叠置。研究区西部为辫状河三角洲沉积体系,与其侧方潮坪间互沉积;东部受阿克库勒凸起影响,距离物源近,发育扇三角洲沉积体系,与其南部潮坪间互沉积。辫状河三角洲前缘与潮坪混积的位置油气水显示相对较好,该类沉积相为有利沉积相带;研究区主体为辫状河三角洲前缘、扇三角洲前缘相与潮坪混积的沉积模式。研究结果对塔河油田的后续勘探开发具有指导意义。

基于迁移学习的非均质储层参数预测方法

高国海, 王欣, 蒋薇, 王永生, 张恩莉, 周燕, 李亮

2024, 31(5):  59-66.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.007

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针对传统储层参数预测方法常忽略渗流机理和参数相关性的问题,提出了一种融合渗流理论与迁移学习的储层参数预测模型。通过SMOTE过采样算法,有效处理了样本不均衡问题;利用随机森林算法建立了岩性及渗流能力判别模型,为储层参数预测提供渗流机理信息;结合参数相关性,运用迁移学习技术搭建储层参数预测模型。结果表明,通过引入岩性和渗流能力判别技术,能够进行储层参数之间的相关性分析,可以有效提升储层参数的预测精度。该模型的储层孔隙度和渗透率的误差为3.51%和15.17%,预测准确率较传统的储层参数预测方法有显著提升。该方法可有效解决非均质储层参数预测难题,为人工智能技术与物理模型结合研究提供参考。

东营凹陷超压系统与油气成藏关系

高志强

2024, 31(5):  67-76.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.008

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超压系统在东营凹陷油气运聚过程中具有重要的作用,因对其超压系统缺少动态表征,以“点—线—面”的顺序,探究压力梯度特征及其对油气的控制。研究表明:高、低梯度值区在纵向上相互叠置。平面上,沙四下亚段高梯度值分布在北部深洼带,由北向南逐渐降低;沙四上亚段—沙三下亚段高梯度值围绕各个生烃洼陷展布。压力梯度结构分为5种类型。高压-低梯度区位于洼陷中心,向外依次为高压-高梯度区、过渡-高梯度区、过渡-低梯度区和常压-低梯度区。生、储、盖构成压力梯度的物质基础、边界及结构类型,构造演化控制压力梯度纵向衰减及空间展布。与压力梯度相关的断层控制的油气呈环带状分布,而相关的岩性油藏呈分散状分布。该研究对东营凹陷滚动勘探及甜点预测具有重要的理论意义。

油藏工程

一种基于知识图谱和随机森林算法的致密气井产能预测方法

李文倚, 侯明雨, 全航, 余杰

2024, 31(5):  77-84.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.009

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气井产能预测受地质、工程等多种因素影响,传统的数学解析、数值模拟等方法难以快速准确预测致密气井产能。针对上述问题,基于大数据及机器学习的思想,创新性地融合了知识图谱和随机森林算法,形成了一种针对致密气井的产能预测方法。通过数据预处理对不同类型的基础数据进行规范化处理,采用实体识别和链接技术将不同数据源的实体整合到知识图谱中。使用关系抽取和建模技术,建立实体之间的关系和属性,形成完整的知识图谱,准确预测产能。在此基础上,依托随机森林机器学习算法建立致密气井产能预测模型,利用模型对秋林区块致密气井产能进行预测,预测精度达到89.7%。该方法可以在开发前期快速准确预测气井产能,大幅度提高预测的准确度,为致密气开发产能部署和高产井的发掘提供决策支持。

基于低场核磁共振技术的煤储层孔裂隙分形模型适用性分析

任海鹰, 温书鹏, 侯建军, 孔令飞, 周泽妮, 郭志军

2024, 31(5):  85-94.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.010

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为了研究煤储层孔裂隙分布非均质性,揭示煤层气藏赋存状态和传输特性,以黔西多煤层发育区9块二叠统龙潭组中高阶煤样为例,利用饱和-离心测试方法进行煤样核磁共振(NMR)测试,明确样品可动水、束缚水分布及孔裂隙结构特征;通过单重和多重分形理论进行煤样孔裂隙分布非均质性的定量表征,探讨不同分维值与孔隙结构参数的相关性。研究表明:单重分形模型能够更好地表征不同流体状态或孔隙分布的非均质性,而多重分形模型则更适用于表征孔裂隙分布的非均质性;单重分形参数中,渗流孔分维值(D₂)和总分维值(D_T)表现为弱负相关性;多重分形参数中,随着吸附孔孔隙体积增加,谱宽D_-10—D₁₀呈线性增大,谱宽D_-10—D₀变化较小;样品可划分为吸附孔发育型和渗流孔发育型2类,前者普遍发育小孔,孔径分布呈“双峰态”,后者普遍发育大孔,孔径分布呈“单峰或双峰态”;随着渗流孔孔隙体积减小,渗流孔和孔隙总体分布非均质性增加;吸附孔孔隙是影响孔裂隙分布的主要因素,对煤储层孔裂隙结构的多重分形特征具有明显的控制作用。单重分形模型和多重分形模型在物理意义上存在一定的差异,但都对研究煤储层的孔裂隙结构提供了重要的理论支持。

高水气比气井井筒压力分布预测方法

伍锐东, 李元生, 马恋, 路颖, 石美雪, 廖锐全, 程阳

2024, 31(5):  95-101.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.011

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东海气田水驱气藏普遍发育,部分气井带水生产,产水井呈现高水气比特征。利用传统两相流井筒压力计算方法进行井筒压力分布预测时,发现目前常用模型存在预测精度较低,影响气井积液状态的诊断及排采措施的选择。为此,通过分析不同井径、不同倾角、不同水气比条件下的气液两相流态,基于Kaya流型判别模型修正得到了适用于高水气比井的流型判别新方法,并对Mukherjee-Brill持液率计算公式相关经验系数进行修正,引入表征水气比的无量纲参数和角度修正系数,建立适用于高水气比气藏的新压降模型。研究表明:新的持液率计算模型对不同管径在不同倾角下的持液率计算误差平均小于15%,新的井筒压降计算方法在东海见水气井井筒压力预测中的精度可提升50%以上,与实测值误差不超过8%。新的井筒压降计算方法对于高水气比气井井筒两相流压力分布预测具有较好的推广应用价值,对水驱气藏开发中后期工作制度优化和排水采气工艺选择具有重要的指导意义。

低渗透夹层分布对正韵律非均质储层渗流规律的影响

张翔宇, 于田田, 李爱芬, 张仲平, 郑万刚, 初伟, 马爱青, 冯海顺

2024, 31(5):  102-109.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.012

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针对水驱后储层非均质性加剧、含水上升快、剩余油分布规律复杂、提高采收率难的问题,开展了低渗透夹层分布对正韵律非均质储层渗流规律的影响研究。利用油藏数值模拟软件CMG模拟了存在夹层条件下的正韵律油藏水驱油过程,同时基于相似准则建立了正韵律非均质储层的填砂物理模型,开展了水驱油实验研究。利用物理模拟实验结果验证了数值模型的准确性,在此基础上分析了夹层位置对正韵律油层渗流规律的影响。研究表明:夹层的存在增加了层间非均质性,能够分割油层,起到渗流屏障和扩大波及体积的作用;驱替结束后,正韵律油层的剩余油在重力作用下会呈现“顶多底少”的分布形态;夹层附近是剩余油富集的主要区域。该研究对剩余油的进一步挖潜和油田持续开发具有重要意义。

高盐条件下羟磺基甜菜碱表面活性剂起泡性能评价

李隆杰, 葛际江, 潘妍, 陈鹏飞, 储鹏举, 张天赐

2024, 31(5):  110-118.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.013

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针对高温高盐油藏注气开发过程中易发生气窜,严重影响开发效果的问题,将长碳链羟磺基甜菜碱和短碳链羟磺基甜菜碱按照2∶1的质量比复合构建耐温耐盐起泡剂MHSB12,利用该起泡剂产生的泡沫调控气体流度。通过临界胶束质量分数测定、界面流变性测定、静态吸附量测定、体相泡沫性能评价以及在多孔介质中的生泡能力评价等实验,全面对比了MHSB12在盐含量为11.19×10⁴、22.38×10⁴ mg/L的2种模拟地层水中的性能。研究表明:在高盐条件下,MHSB12临界胶束质量分数更低,表面扩张模量更高,起泡性能及稳定泡沫能力更强;当MHSB12质量分数为1%时,起泡剂溶液满足提高采收率用表面活性剂吸附标准,适用于塔里木油田深层碎屑岩及同类油藏;在MHSB12质量分数相同的条件下,含盐量较高的起泡剂溶液吸附能力略低;与低盐条件相比,高盐条件下MHSB12在岩心中的流度调控能力明显弱。该研究对起泡剂的筛选与评价以及油气田提高采收率具有实践指导意义。

基于分子动力学模拟的二甲醚在不同原油组分中的扩散规律研究

汪周杰, 李松岩, 冯世博

2024, 31(5):  119-126.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.014

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二甲醚作为一种重要的溶剂,在溶剂与蒸汽共注提高稠油采收率技术中具有良好前景。针对二甲醚在稠油中扩散行为和分布特性不明确的问题,建立了C₆—C₃₀不同碳数的油相与二甲醚的体系模型,并通过分子动力学模拟计算了二甲醚在油相中的配位数、扩散系数以及两相的密度分布、相互作用能等关键参数,研究二甲醚在原油组分中的扩散规律。研究表明:随着碳数的增加,烷烃和二甲醚分子的密度呈不均匀分布,二甲醚分子周围的烷烃分子数量减少;在温度为120 ℃、压力为5 MPa条件下,二甲醚-C₆和二甲醚-C₃₀体系中二甲醚的扩散系数分别为2.19×10^-8 m²/s和1.10×10^-8 m²/s,随着碳数的增加,烷烃和二甲醚的扩散系数逐渐降低,这是烷烃分子尺寸增大和形状复杂化所致。在范德华力主导的影响下,烷烃与二甲醚相互作用能的绝对值先增加后降低;随着碳数的降低,油与二甲醚界面的质量传递速率提高,更多的二甲醚溶于油中,原油体积膨胀且黏度降低,油田开发效果显著提升。该研究可为优化二甲醚在油田现场中的应用提供理论支持。

钻采工程

水平井分段压裂套管孔眼冲蚀机理研究

邹林浩, 宋杨, 苏义脑, 李玮, 赵欢, 盖京明, 李卓伦, 焦圣杰

2024, 31(5):  127-135.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.015

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水平井分段压裂是页岩油开发的有效手段,在压裂过程中,由于长时间在高泵压、高砂量的条件下工作,套管射孔孔眼会产生侵蚀,导致套管壁厚减薄和孔眼处扩孔不均匀。为此,采用CFD-DDPM方法,开展了套管孔眼冲蚀的液-固两相流数值模拟研究,分析了密切割体积压裂过程中的套管孔眼冲蚀机理,研究了在不同射孔角度、含砂率、入口流速及颗粒粒径等因素影响下的射孔孔眼及邻近处的冲蚀规律。研究表明:随着套管射孔角度的增加,孔眼处的最大冲蚀速率呈“齿”形变化;随含砂率和入口流速的增加,最大冲蚀速率逐渐增大,且管道内壁的冲蚀区域也显著增加;随颗粒粒径的增大,最大冲蚀速率先减小后增大。基于CFD-DDPM方法的套管孔眼冲蚀液-固两相流数值模拟研究揭示了分段压裂中的孔眼冲蚀机理,对裂缝均衡起裂和延长工具寿命有重要指导意义。

考虑天然裂缝的页岩储集层多裂缝竞争扩展三维模拟

凌兴杰, 陈琦, 黄志强

2024, 31(5):  136-145.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.016

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传统页岩裂缝扩展模拟大多局限于二维模型,且未考虑多裂缝同步竞争扩展机理,压裂施工方案大多基于统计分析和现场经验实施,无法有效筛选出强敏感性复杂缝网压裂效果影响参数。针对该问题,以威远区块W204H井区实际储层为例,构建了三维空间下裂缝性地质力学数值模型,考虑多簇压裂中裂缝同步竞争扩展,分析地应力对施工参数的影响,并定量研究地应力差、天然裂缝胶结强度、射孔参数及压裂液排量对复杂缝网体积的影响。结果表明:地应力差越大,天然裂缝激活概率和缝网复杂性越低;天然裂缝胶结强度越小,越容易激活并捕获水力裂缝,当其大于岩石基质强度时,水力裂缝将穿透天然裂缝沿缝高方向扩展;射孔组合密度越大,射孔压降越小,缓解簇间应力干扰能力越弱;压裂液注入速率越高,水力裂缝更倾向于沿天然裂缝扩展,布控密集射孔簇时,应采用大排量和高黏度压裂液以平衡多簇的均匀扩展。该研究可为裂缝性页岩储层的体积压裂优化设计提供理论依据。

超深井射孔冲击振动模型及减振器振动抑制研究

柳军, 简屹林, 陈益丽, 周鑫钟, 梁爽, 袁明健

2024, 31(5):  146-154.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.017

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超深井射孔作业时,射孔弹爆炸瞬间产生的巨大冲击波,将引发管柱的剧烈振动,甚至导致管柱损坏。针对上述问题,运用Hamilton原理,考虑管柱-套管壁接触及超深井高温高压环境等因素的影响,得到管柱系统纵-横-扭耦合非线性动力学模型,并将爆轰压力场与动力学模型相结合,能够准确预测爆轰状态下射孔管柱的振动情况。将研究成果应用于超深井高温高压环境下爆轰射孔对管柱纵-横-扭耦合振动的特性研究,结果表明:合理布置减振器(封隔器以下20~25 m)能有效降低管柱受力,抑制管柱振动,防止管柱与套管发生不良碰撞和减振器的损坏。当单减振器满足不了射孔工况时,双减振器布置能够有效抑制管柱振动,减小管柱受力,增大管串工具的使用寿命。研究成果对降低射孔管柱的安全风险有重大意义。

平衡式双解封注水封隔器的研制与应用

肖国华, 刘宇飞, 张鑫, 王远征, 张建忠, 路明, 王瑶

2024, 31(5):  155-161.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.018

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针对冀东油田大斜度深井多级分注管柱解封负荷大、密封有效期短的问题,在剖析封隔器结构的基础上,对关键结构进行三维仿真模拟优化设计,研制了平衡式双解封注水封隔器。该封隔器设计独立的双解封方式,减小解封负荷;利用弹簧及注水管柱内外压差,实现反洗阀自动关闭;综合采用橡胶挤压及金属线密封方式,提高反洗阀密封可靠性;胶筒优选高强度氟橡胶材质,提高耐温耐压性能;设计平衡活塞保护解封销钉,消除高压差提前解封风险。现场应用11井次,施工成功率为100%,密封有效期超过30个月;起管解封负荷降低17.2%。该封隔器密封周期长,解封负荷小,可满足大斜度深井高压分注长效密封需求,具有良好的经济效益和推广应用前景。

川南深层页岩气藏压裂裂缝导流能力影响因素分析

杨亚东, 邹龙庆, 王一萱, 朱静怡, 李小刚, 熊俊雅

2024, 31(5):  162-167.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.019

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深层页岩油藏具有高闭合压力、高地层温度、高弹性模量的特点,通过压裂获得高导流能力裂缝的难度较大。为实现对深层页岩气藏压裂缝的有效支撑与维持,以四川威远区块深层页岩为例,基于自主改进的API裂缝导流能力测试平台,研究了高闭合压力(82.8 MPa)和高地层温度(160 ℃)对支撑裂缝导流能力的影响规律,对比了不同支撑剂类型和组合方式下导流能力的差异,分析了自支撑裂缝在深层页岩条件下的适应性。研究表明:高闭合压力是支撑裂缝导流能力降低的主控因素,在82.8 MPa的高闭合压力下,增加铺砂浓度对导流能力的正向效果已不再明显;高温环境会增大支撑剂的破碎与嵌入程度,温度越高,导流能力越低;40/70目陶粒支撑剂的裂缝导流能力明显大于70/140目石英砂和微纳米支撑剂的导流能力;石英砂与陶粒(质量比为1∶1)分段铺置比全域混合铺置的导流能力高,更具有经济性;自支撑裂缝壁面的凸起点在高闭合压力下易被压碎,导流能力呈现较强的应力敏感,不利于生产后期导流能力的维持。该研究结果可为深层页岩气藏压裂参数的设计和导流能力的优化提供理论支撑。

层理性页岩油储层井壁坍塌失稳区域研究

张海军, 王立辉, 张立刚, 景海全, 杨衍云, 曲永林, 刘照义, 刘跃秋

2024, 31(5):  168-174.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.020

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层理性页岩油储层钻井过程中井壁稳定性差,易发生井壁坍塌、卡钻等事故。为揭示层理面对页岩油储层井壁坍塌扩径的影响规律,基于MG-C强度准则和多弱面准则,构建了页岩油储层钻井井周受力数值模型和坍塌区域预测方法,计算了单一弱面和多弱面在不同应力机制下的坍塌扩径规律。研究表明:多弱面的存在使基质和弱面破坏同时发生,引发井壁坍塌形态复杂化,弱面诱发的井壁坍塌扩径要显著高于基质;相较于走滑应力机制,正应力机制下井壁坍塌随应力比变化更显著,坍塌风险更高;正应力机制下,当应力比超过1.5,井壁扩径率超过100%,且急剧增大。研究成果可为在不同区域应力机制的钻井过程中,预防页岩油储层井壁垮塌提供理论指导。