本文摘要：（由ai生成）
通常钻井工程师们认为在破裂压力梯度低的破碎地层，为保证顺利钻进，钻井液当量循环密度是不可能超过破裂压力梯度的，而井眼强化是解决这类储层安全钻井的有效措施，但由于目前还没有可靠的方法来量化强化的程度，因此通常是定性的解决方案，而且解决方案往往是保守的，主要依赖于以前井的钻井经验来设计井眼强化方案。
虽然从已钻井眼的强化方案应用中吸取的经验教训，可以应用到下一口井中，但该井是否得到充分的加固和安全钻井仍然是未知的，即使实现了安全钻探，井眼破裂梯度的增加也是不确定的。然而如果在井设计阶段提前知道裂缝梯度的增加，它将影响井和套管方案的设计，从而最大限度地提高作业效益。 在地层压力衰减的破碎地层，亟需井眼强化技术，减少或缓解钻井复杂问题，提高钻探效率。为优选复合颗粒尺寸，需要对钻井液体系强化性能进行室内评估，理清井眼强化的机理，制定井眼强化方案的设计标准。 对于井眼加固性能，其思路是在诱导裂缝和已存在裂缝内建造一个低渗透的封堵层，并尽可能靠近裂缝口，但不要在裂缝口，因为它很容易被钻井液循环冲刷和钻柱转动侵蚀。通过优化颗粒尺寸分布，颗粒可以更有效地阻断裂缝张开，更有效的建立低渗透的封堵层，从而阻断钻井液液柱压力到达裂缝尖端。因此，低渗透的封堵层可以减弱裂缝的扩展，提高地层破裂压力，扩展安全密度窗口，达到强化井筒的目的。 为将井眼强化效果纳入到钻井方案设计和作业中，需要对钻井液体系对井眼强化的有效性进行量化，制定定量评估的方法和标准，并通过实验室评价和控制井眼强化的关键参数。 Tan等（2022）采用取自Bentheimer、BereaGrey和Carbon Tan的露头砂岩评估了三种体系钻井液的强化性能。 通过地层起裂压力和裂缝重启压力来评价不同颗粒粒径复配的钻井液体系对的井眼强化效果的影响。假设裂缝内的复合颗粒通过填充和架桥作用形成致密封堵层，阻止钻井液液柱压力传递到裂缝尖端，防止了裂纹的扩展，那么裂缝重启压力即为井眼强化效果的标志。地层起裂压力和裂缝重启压力的定义如图1所示。 图1 井筒强化材料C、基浆和常规井眼强化泥浆对Berea Grey砂岩起裂压力和裂缝重启压力的影响 从图1中可以清晰的看出，三种体系泥浆的地层起裂压力十分接近，而井筒强化材料C对Berea Grey砂岩始终具有最高的裂缝重启压力，表明该体系泥浆对Berea Grey砂岩地层的井眼强化效果更好。 分别针对Bentheimer、BereaGrey和Carbon Tan砂岩，优选A、B、C、D、E五种体系钻井液，找到井眼强化性能最佳的钻井液体系。实验结果如表1~3所示，对于BereaGrey砂岩，裂缝首次重启压力及裂缝最高重启压力均表明泥浆B和井筒强化材料C的封堵承压能力更好。但是，由于Bentheimer、BereaGrey和Carbon Tan砂岩具有不同的孔径尺寸分布特征，井筒强化材料C和井筒强化材料D及传统井筒强化泥浆体系对Bentheimer砂岩的封堵承压能力更好，而泥浆B、井筒强化材料C和井筒强化材料D对Carbon Tan砂岩的封堵承压能力更强。 与常规井眼强化钻井液体系相比，这三种泥浆复合物的优越性能总结如下： •泥浆B、井筒强化材料C和井筒强化材料D增强了井筒强度，三种砂岩的再打开压力/FIP比在75%~87%之间。 •对于Carbon Tan和Berea Grey砂岩，泥浆B、井筒强化材料C和井筒强化材料D的重新开启压力/FIP比比比高出13%。 •井筒强化材料C和井筒强化材料D的重新开启压力/FIP比与Bentheimer砂岩的常规强化钻井液体系相似。 为了检验颗粒粒径分布特征与试样在破裂及裂缝重启阶段的裂缝宽度的匹配性，在实验过程中，采用CT设备实时对裂缝的起裂、重启过程中的宽度进行监测，Bentheimer砂岩起裂阶段裂缝宽度CT扫描图如图2所示。测得的三种砂岩起裂时裂缝的平均宽度如表2所示。由于裂缝宽度被实时监测，因此，测量的裂缝宽度不受井内泥浆压力降低的影响。 图2 Bentheimer砂岩试样起裂裂缝宽度CT扫描图 根据观察到的所有泥浆的性能，可以从裂缝宽度和复合颗粒粒径分布方面解释不同体系泥浆相对强化效果的差异，
•裂缝内中~粗颗粒比中~细颗粒能产生更有效的封堵体。 •粒径达到裂缝宽度一定比例的颗粒有助于封堵体的产生。 该团队依据实验测得的地层起裂压力、归一化裂缝重启压力和围压建立了破裂压力梯度预测准则，该准则可定量化预测井筒强化程度，从而得到拓宽的安全密度窗口，提高压力衰竭地层的安全有效钻进效率。 此外，根据实验结果，结合测量岩石性质、复合颗粒粒径分布和裂缝宽度，该团队还制定了井筒强化设计的经验准则，该标准综合评价了泥浆对岩石裂缝和孔隙的穿透能力与复合颗粒粒径分布、裂缝宽度，以及形成致密封堵层的关系。 建立的井眼强化设计原则建立了最佳的复合颗粒粒径分布与杨氏模量和裂缝宽度的关系，以便于现场应用。 该设计原则在A井中进行了验证，该井在标准制定之前进行了钻探。因此，可以将其视为设计标准的盲测，在钻井和下套管作业中，漏失情况如下： •从733米钻进至1162米过程中，未加入井筒强化材料C复合颗粒，发生中等动态漏失，漏失速率：35-60bph。 •加入复合颗粒C之后，钻进至2685米，未出现漏失。 •下套管和固井作业时的泥浆总漏失量1084bbl。 在钻进、下套管过程中，不同井深处裂缝宽度计算模型如式1所示， 
式中，W为裂缝宽度，H为裂缝高度，v为泊松比，Pw为液柱压力，σh为水平最小地应力，E为岩石模量。 假设裂缝高度为1m，其他输入参数表5所示，力学参数从A井1D地质力学模型中获取，在钻井过程中最大循环当量密度为13.1ppg，预测到裂缝宽度同样列于表5中。 根据计算出的裂缝宽度和设计标准，最佳粒径对应于井筒强化材料C复合物，其次是井筒强化材料D复合物。因此，在泥浆中加入4-8 ppb的井筒强化材料C复合物后，钻井液损失停止。 下套管期间的最大ECD为14.8 ppg。ecd条件下计算的裂缝宽度如表6所示。根据计算出的裂缝宽度，需要使用井筒强化材料D复合物而不是井筒强化材料C复合物来获得相应的最佳粒径。因此，井筒强化材料C化合物无法封堵裂缝并有效加强井筒，因此，泥浆损失达1084bbl。 针对马来西亚盆地衰竭砂岩地层两口井的封堵材料优选，应用了该团队建立的井眼强化设计准则。 基于经邻井验证过的地质力学模型，预测预钻井的地质力学参数 利用预钻井的地质力学模型进行井筒稳定性分析，得出安全钻井液密度窗口 计算不同钻井液密度、井眼轨迹、井眼尺寸、泥浆性质、钻进参数和钻井水力学参数条件下的等效循环钻井液密度。固相含量高会导致钻井液流变参数和等效循环钻井液密度升高，因此，需要综合设计钻井参数，降低等效循环钻井液密度。 从地质力学参数预测结果中，得到预钻井目标地层的杨氏模量、泊松比和水平最小地应力等参数 依据目标地层的杨氏模量、裂缝开启宽度和井筒强化设计准则确定最佳的复合颗粒粒径分布 根据杨氏模量和地层裂缝宽度，选择既能满足最佳平均粒径的泥浆混合物 如果最佳平均粒径是两种泥浆混合物的边界值，则选择应急泥浆混合物 利用地层起裂压力和裂缝重启压力计算预钻井的强化破裂压力梯度 在预钻井安全钻井液密度窗口设计中考虑井筒强化压力梯度 当漏失速率低于临界值时，采用段塞和间歇挤堵的方式堵漏 当漏失速率高于临界值时，执行传统的漏失材料选择程序 综合利用测井资料、井下测试数据、钻井井史和现象，得到井1和井2的地质力学模型及安全密度窗口如图3和图4所示。 从预钻井地质力学模型中提取衰竭砂岩井段地层岩石的杨氏模量、泊松比和水平最小地应力，将以上数据输入公式1，计算在固定的钻井液密度和裂缝高度为25ft时的裂缝宽度，预测的井1和井2的裂缝宽度分别如表7和表8所示。 根据设计的安全钻井液密度窗口下限的裂缝宽度优选在衰竭砂岩地层中应用的钻井液复合颗粒粒径分布。主要选用井筒强化材料C，配合少量材料D作为井筒强化材料，因为最佳的复合颗粒粒径分布为材料C和材料D的边界值。 钻井前采用砂床试验和粒度分布分析，评价井筒强化材料C、井筒强化材料D配比，测试结果如图5和表9所示。根据测试和分析结果，选用8ppb的井筒强化材料C和2ppb的井筒强化材料D钻开两口井的衰竭砂岩地层。砂床试验和粒度分布分析结果作为每日钻井液性能监测的基准，根据初始值确定井筒强化材料C和井筒强化材料D的补充加量。 从预钻井的地质力学模型中，获得衰竭砂岩地层的起裂压力和裂缝重启压力，用于计算该地层的强化裂缝重启压力梯度，如图7所示。 图7 井1和井2地层起裂压力、裂缝原始重启压力和强化裂缝重启压力梯度 表10和表11分别总结了井1和井2的原始裂缝重启压力梯度及图7所示的五个特定深度的强化裂缝重启压力梯度。邻井地质力学模型表明起裂压力梯度最低的深度2处存在薄互层，预钻井处于该油田的东部，该位置不一定存在薄互层。从表中可以看出，井1和井2的强化后裂缝重启压力梯度分别提高了1.1-2.6 ppg和1.3-3.0 ppg。计算出的强化裂缝重启压力梯度随后被纳入预钻井的钻井液密度设计，以及相应的堵漏方案设计中。 在钻井过程中，依据漏失临界速率和钻井液性能建立了决策树，以此为依据开展井筒强化方案的实施，如图8所示。在漏失速率大于30BPH时，依据井筒强化方案优选防漏堵漏材料，当漏失速率小于30BPH时，采用段塞和间歇挤堵的方式堵漏。 在钻井过程中，监测和位置钻井液颗粒粒径分布和浓度，即8ppb井筒强化材料C和2ppd井筒强化材料D。在钻进至衰竭砂岩地层之前和钻进过程中，实时开展砂床封堵实验和复合颗粒粒径分布测试，根据测试结果及时在钻井液中补充井筒强化材料C和材料D。实验结果如表12所示，第一行为实验室内配置的现场用钻井液的测试结果，以此为基准，通过砂床封堵实验和颗粒粒径分布测试，调整井筒强化材料的加量。第二和第三行分别为钻进井1和井2衰竭砂岩地层前的钻井液砂床封堵实验和颗粒粒径分布测试结果。 在1号井和2号井的钻井过程中，根据钻井经验和观察确认，在油田东部不存在深度2处的薄互层，因此主要以深度3处的钻井液密度和漏失情况验证井筒强化设计方案的有效性。在井1中，最大ECD为12.1ppg，比深度3的裂缝梯度高出1ppg，没有发生漏失。在井深1950m处开展裸眼漏失情况测试，在当量钻井液循环密度为13.2ppg时，漏失量仅为4.25bbls。这验证了裂缝重启压力梯度提高了1.8ppg的预测结果的合理性，同时，深度3处的漏失情况测试结果证明强化裂缝重启压力梯度1预测结果误差在0.2ppg范围内，强化裂缝重启压力梯度2预测结果误差在0.3ppg范围内。在井2中，衰竭砂岩地层暴露在高于原始裂缝重启压力梯度0.6ppg的钻井液压力梯度下，未监测到漏失的发生。这两口井均没有采用控压钻井(MPD)钻进，每口井累计节省了约80万美元的成本。 室内试验表明，对于Bentheimer砂岩和Carbon Tan砂岩，三种井筒强化复配材料的裂缝重启压力与地层起裂压力的比值比传统井筒强化复配材料的裂缝重启压力与地层起裂压力的比值提高了13%；对BereaGrey砂岩，井筒强化复配材料的裂缝重启压力与地层起裂压力的比值和传统井筒强化复配材料的裂缝重启压力与地层起裂压力的比值相似。利用综合的实验室测试数据，建立了基于归一化裂缝重开压力、裂缝起裂压力和围应力的裂缝梯度增强准则，以扩大稳定泥浆比重窗口，实现衰竭油藏安全高效钻井。与常规井眼强化材料相比，复合泥浆的裂缝梯度提高了20%~33%。此外，还制定了井眼加固设计标准和指南，将最佳平均泥浆复合颗粒尺寸与实测岩石性质和特征相结合，用于实际的现场应用。根据钻井和下套管过程中的泥浆漏失情况，在一口使用了其中一种泥浆化合物的井中验证了设计标准。 为了利用井眼加固设计标准和指南而开发的利基工作流程在马来西亚盆地的两口井中进行了试点部署和定量验证，这两口井穿过了枯竭的砂层。在井1中，最大ECD超过了枯竭砂的现场裂缝梯度1ppg，没有任何损失。裸眼漏失测试验证了裂缝梯度的增强，该裂缝梯度与裸眼漏失测试值相差0.2-0.3ppg，高于原位裂缝梯度1.8ppg。对于井2，废砂暴露在高于压裂梯度0.6 ppg的位置，未观察到漏失。该技术的应用为每口井节省了约80万美元的成本，其中不包括钻井时的控压钻井。
