击油天然气学报
2012
年
1
月第
34
卷第
1
期
Journal of Oil and
Gas
Technology
Jan.2012
Vo
l.
34
No.1
•
111
•
超低压水平井井壁稳定性研究与应用
一一以崖城
13-1
气田为例
管
串，谢玉洪
〈申海石油(中国〉青限公司湛江分公司，广东湛江
52405
7)
谭
强，邓金根
(中国石油大学〈北京〉石油工程学院，北京
102249)
万满宗，赵学战
〈申海石油(中国〉青限公司湛江分公司，广东湛江
52405
7)
[摘要]在气田开发中后期的调整井钻井中，由于储层压力衰竭，会产生与常压或异常高压地层中不同的
井壁稳定问题，主要体现在钻进中容易漏失，导致井下复杂情况或钻井事故。崖城
13-1
气田在开发
10
余
年后，主力储层压力系数衰减为
0.47
左右，是典型的超低压力气藏。针对该气田储层压力衰竭情况，建
立了调整井井壁稳定力学分析方法，对崖城
13-1
气田某大位移调整井压力衰竭后的费塌压力、破裂压力
和漏失压力情况进行了分析。计算结果表明，地层压力降低导致拥塌压力和破裂压力均有不同程度下降，
使钻井中椅塌风险降低，漏失风险增加。因此，在压力衰竭储层段钻井液密度设计中需要以压力衰竭后
的场塌压力、破裂压力及漏失压力为参考。实际钻井情况表明，考虑压力衰竭条件下的井壁稳定性分析
在崖城
13-1
气田水平井，的应用取得了良好效果。
[关键词]调整井;压力衰竭;井壁稳定;椅塌压力;破裂压力
[中图分类号]
TE37
[文献标识码]
A
[文章编号]
1000
-
9752
(2012)
01
一
0111
一
03
崖城
13-1
气田位于我国南海海域，至
2010
年已经稳产
15
年。主力储层经历了
10
余年的开发，与
原始压力相比，地层压力已经发生了较大变化，储层压力不断衰减，形成异常低压地层。根据气田生产
中实测数据，至
2010
年，主力区块储层孔隙压力系数已经由原始的1.
0
下降至约
0.47
。为保持产能，
计划在该气田钻多口水平调整井。国内外钻井实践表明，在压力衰竭地层中钻井，面临的首要问题是钻
井液漏失问题
[I
，
2J
。
在压力衰竭的储层段钻井，地层压力的降低将引起地应力及井眼周围应力分布的变化，进而引发明
塌压力、破裂压力的变化。因此，根据弹性力学的相关理论，对储层压力衰竭后地应力的变化情况和井
壁拥塌压力与破裂压力的计算方法进行了分析，并根据崖城
13-1
气田水平井地层的具体参数对井壁稳
定性进行了计算。
J
压力衰竭后地层主应力计算方法
在井壁稳定性分析中，对地应力的描述一般采用垂直及水平方向的
3
个主应力来表示，垂向主应力
由地层密度积分得到，即:
σ
矶
z
=
pogh
ι1
十
jr:::
阳
(1)
式中，
σ
仇
z
为垂向主应力
，
MPa;
汕山
h
仇
1
和
hι2
分别为初始深度和终止深度，
ffi;
呐
ρ
户
0
为初始井深处的上覆岩层当量密
度，
g/cm
旷叩
ρ
为密度测井值，
g/cm
旷
3
。
水平方向的两个主应力为水平最大和水平最小主应力，由下面的模型向计算得出
z
[收稿曰期]
2011-03-01
[i乍者简介]琶串(1
984-)
，男，
2006
牢中国石油大学(华东〉毕lIJL;工程师，现主要从事钻井技术管理工作。
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