克拉美麗氣田火成巖天然裂縫漏失壓力模型

楊虎，薛曉軍，陳向輝，李秀彬，解俊昱，張偉

(1.中國石油大學(北京)克拉瑪依校區 石油學院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油 西部鉆探工程有限公司 地質研究院，新疆 克拉瑪依 834000；3.中國石油 新疆油田分公司 工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

在裂縫發育的地層鉆井時，井漏頻繁，鉆井工程復雜。井漏多發生在裂縫、不整合面、斷層、破碎帶等發育的地層中，漏失量大，漏失速度快[1-2]。由于裂縫形態復雜，漏失引起的儲集層損害原因多樣。天然裂縫在地層中分布不均勻，其表面粗糙程度、形態樣式、開啟度和充填物也不同，縫長從幾厘米到幾千米，縫寬為10～200 μm，這些因素影響井漏，增加了控制井漏的難度[3]。

國內外學者普遍認為，漏失壓力近似等于破裂壓力[4-5]。然而，因地層中存在天然裂縫與孔隙或孔洞的復合結構，多數裂縫性地層漏失壓力遠小于地層破裂壓力。目前，裂縫性地層漏失壓力模型多數是基于大量實鉆數據的模糊數學統計[6-9]，模型中經驗系數的準確性取決于樣本品質，未綜合地層裂縫張合、連通及充填情況，分析地層孔隙壓力及地應力對地層漏失壓力的影響，僅適用于單一裂縫狀態，不具推廣價值。

本文以克拉美麗氣田火成巖氣藏為例，開展裂縫漏失機理研究，建立不同裂縫狀態的漏失壓力評價模型，并依據地層孔隙壓力、地應力等參數，求取克拉美麗氣田裂縫性火成巖不同井段的漏失壓力，確定鉆井液安全密度窗口和有效防漏措施。

1 火成巖裂縫和井漏特征

克拉美麗氣田是準噶爾盆地天然氣主力儲量區[10-11]，位于準噶爾盆地陸梁隆起滴南凸起西端。滴南凸起東抵卡拉麥里山，西連石西凸起，南鄰東道海子凹陷，北接滴水泉凹陷。整體構造形態為南北兩側被邊界斷裂切割、向西傾伏的大型鼻狀構造，在鼻狀隆起上發育滴西18 井低幅度背斜等小構造[11-13]。目前，克拉美麗氣田有滴西17 井區、滴西14 井區、滴西18井區和滴西10井區4個井區。

1.1 巖相與巖性特征

研究區地層自上而下發育白堊系、侏羅系、三疊系、二疊系和石炭系，天然氣主要儲集層為石炭系巴塔瑪依內山組火成巖[12-15]。巴塔瑪依內山組火成巖以先溢流后爆發為主，下部多為火山溢流相或淺層侵入相，上部多為爆發相，爆發相既有中心式噴發，也有裂隙式噴發[15]?？死利悮馓锊煌畢^石炭系火成巖巖相分布存在差異[15-16]，整體呈近北東—南西向條帶狀展布。東部滴西18 井區以爆發相和侵入相為主，西部滴西17 井區和滴西14 井區以溢流相為主，火山沉積相只在局部發育(圖1)。溢流相以火山熔巖為主，包括玄武巖和安山巖；爆發相以火山碎屑巖為主，包括凝灰巖和火山角礫巖；侵入相以次火山巖為主，包括花崗斑巖和二長玢巖。各井區火成巖巖性占比差異較大(圖2)。

圖1 克拉美麗氣田石炭系火成巖巖相分布Fig.1.Lithofacies distribution of Carboniferous igneous rocks in Kelameili gas field

圖2 克拉美麗氣田各井區石炭系巖性比例Fig.2.Lithology proportion of Carboniferous strata in well blocks in Kelameili gas field

1.2 火成巖孔隙和裂縫特征

研究區巴塔瑪依內山組火成巖儲集空間主要為溶孔、氣孔和裂縫[16-18](圖3)，工業氣層主要為凝灰質角礫巖、玄武巖和花崗斑巖。

圖3 克拉美麗氣田火成巖儲集空間類型Fig.3.Types of reservoir spaces in igneous rocks in Kelameili gas field

研究區巴塔瑪依內山組火成巖的裂縫發育程度主要受巖性控制?；◢彴邘r、二長玢巖等次火山巖裂縫最發育；玄武巖、安山玄武巖等火山熔巖次之(圖4)。裂縫發育也受斷裂控制，靠近滴水泉西斷裂及其次級斷裂的區域，裂縫最發育，如滴西18 井、滴西182井和滴402井。同時，也受構造位置的影響，構造高部位裂縫發育程度高，如滴西14 井、滴403 井和滴西171井。

圖4 研究區巴塔瑪依內山組不同巖性裂縫發育情況Fig.4.Development of fractures by lithologies in the Batamayineishan formation in the study area

克拉美麗氣田石炭系火成巖中，裂縫主要包括天然裂縫和誘導縫，分別占84.0%和16.0%。裂縫以斜交縫和直立縫為主，約占72.0%?；鹕剿樾紟r中裂縫開啟程度高，開啟縫約占91.5%，部分裂縫處于充填或半充填狀態；火山熔巖和次火山巖裂縫多處于閉合狀態?？死利悮馓锼芯畢^石炭系均發生過井漏，截至2019年底，共發生井漏85井次，不同巖性和層位的漏失程度不同，漏失量較大，且井漏之后造成井壁失穩。

2 天然裂縫漏失壓力模型

裂縫性地層發生井漏受3 個要素影響[19-20]：鉆井液柱壓力大于地層壓力；地層中裂縫開啟或由閉合轉為開啟狀態，具備一定體積的鉆井液儲集空間；裂縫漏失后鉆井液無法有效封堵漏失通道。地層中裂縫主要分為天然裂縫和誘導縫，由于井壁周圍的誘導縫難以溝通較大儲集空間，井漏多發生在天然裂縫中。漏失壓力是鉆井液進入地層漏失通道所需的最低壓力，其值等于地層孔隙壓力與鉆井液在地層漏失通道中流動所需的壓力之和。由于裂縫性地層中裂縫的產狀、開啟程度及充填情況存在差異，不同類型的天然裂縫，其漏失機理和漏失壓力計算方法不同。

2.1 開啟良好且充填的天然裂縫

由于裂縫開啟存在漏失通道，鉆井液漏失的條件是井筒壓力大于地層孔隙壓力、鉆井液在通道中的流動阻力及井壁泥餅產生的阻力之和，即：

式中ffr——鉆井液在通道中的流動阻力，MPa；

fmc——井壁泥餅產生的阻力，MPa；

pL1——開啟良好且充填的天然裂縫地層漏失壓力，MPa；

pp——地層孔隙壓力，MPa。

2.2 開啟良好且無充填的天然裂縫

針對地層裂縫處于開啟的自然漏失，由于裂縫寬度較大，鉆進到此地層漏失量較大，井壁漏失壓力與地層孔隙壓力基本相當。因此，地層漏失壓力可視為地層孔隙壓力，即：

式中pL2——開啟良好且無充填的天然裂縫地層的地層漏失壓力，MPa。

2.3 閉合狀態且無充填的天然裂縫

對裂縫處于閉合狀態的地層，鉆井液要流入地層，需要裂縫重新開啟，克服上覆巖層壓力和最小水平主應力的綜合作用。因此，地層漏失壓力等于裂縫重新開啟壓力，即：

式中pL3——閉合狀態且無充填的天然裂縫地層的地層漏失壓力，MPa；

pL3d——閉合狀態且無充填的斜交縫地層的地層漏失壓力，MPa；

pL3s——閉合狀態且無充填的直劈縫地層的地層漏失壓力，MPa；

poa——裂縫重新開啟壓力，MPa；

θ——裂縫傾角，(°)；

σh——最小水平主應力，MPa；

σv——上覆巖層壓力，MPa。

3 克拉美麗氣田火成巖漏失規律

克拉美麗氣田火成巖地層裂縫非常發育，部分以凝灰巖為主地層中的裂縫處于開啟狀態，但多被泥質充填[12，15]。鉆進到此裂縫性地層時，鉆井液易發生漏失，漏失壓力往往高于地層孔隙壓力。由于容易突破堵塞，漏失液體進入裂縫通道中，漏失速度及漏失量均較大。實鉆數據表明，漏失壓力與孔隙壓力的壓力系數差為0.15～0.25。以安山巖、玄武巖和流紋巖為主的火成巖地層裂縫處于應力閉合狀態，多為直劈縫和斜交縫，漏失壓力必須克服裂縫的開啟壓力(最小水平主地應力)。實鉆數據表明，漏失壓力與孔隙壓力的壓力系數差為0.30～0.50。

本文對克拉美麗氣田3 個井區的石炭系地應力進行模擬，開展地層孔隙壓力的測井評價，通過實鉆井的漏失壓力進行精細對比。

3.1 地應力評價

測井解釋地應力方向包括FMI 成像測井觀察誘導縫和雙井徑測井篩選井眼崩落角2 種方法[3，18-19]，采用上述2 種方法，確定克拉美麗氣田最大水平主應力方向[20-22]。其中，滴西14井區為160°～175°；滴西17井區為165°～180°；滴西18井區為105°～120°。

以測井資料為基礎，利用斯坦福大學地應力模型[3]計算克拉美麗氣田地應力，用水力壓裂泵壓進行校正，得到滴西14 井、滴西17 井和滴西18 井的地應力剖面(圖5)?？死利悮馓锼街鲬χg有一定的差值，最小水平主應力為1.55～1.65 g/cm3，最大水平主應力為1.90～2.54 g/cm3。3 個主應力之間，最大水平主應力大于垂向應力大于最小水平主應力。垂向應力和最小水平主應力與埋藏深度呈近線性關系，地應力變化連續，不存在異常高值。最小水平主應力的變化趨勢與孔隙壓力相同，最大水平主應力的變化趨勢與孔隙壓力相反。

圖5 克拉美麗氣田各井區地應力剖面Fig.5.In-situ stress profiles of well blocks in Kelameili gas field

3.2 石炭系漏失壓力規律

利用測井資料求取克拉美麗氣田石炭系孔隙壓力，統計完鉆井試油壓力，校正各井區地層孔隙壓力。統計石炭系井漏壓力當量密度，確定各井區石炭系漏失壓力。滴西14 井區石炭系上部凝灰巖及砂泥巖地層孔隙壓力系數與漏失壓力系數相差0.08～0.15，屬開啟型充填中阻天然裂縫漏失；下部火山熔巖地層孔隙壓力系數與漏失壓力系數相差0.25～0.35，屬閉合型天然裂縫漏失。滴西17 井區石炭系上部凝灰巖及砂泥巖地層孔隙壓力系數與漏失壓力系數相差0.04～0.05，屬開啟型無充填高導裂縫漏失；下部火山熔巖地層孔隙壓力系數與漏失壓力系數相差0.28～0.32，屬閉合型天然裂縫漏失。滴西18 井區石炭系上部凝灰巖及砂泥巖地層孔隙壓力系數與漏失壓力系數相差0.12～0.32，屬開啟型充填高阻天然裂縫漏失。

統計實鉆資料，明確了克拉美麗氣田各井區石炭系裂縫漏失壓力規律(表1)：石炭系上部多是以凝灰巖、火山角礫巖和砂泥巖為主的爆發相和沉積相地層，裂縫處于開啟狀態，多數被泥質充填，鉆進到該裂縫性地層時，鉆井液易漏失，漏失壓力略高于孔隙壓力，即鉆井液安全密度窗口極小，漏失壓力模型可選用(1)式或(2)式。石炭系中—下部是以安山巖、玄武巖和花崗斑巖為主的溢流相或侵入相地層，裂縫處于應力閉合狀態，漏失壓力必須克服裂縫的張開壓力。由于該地層多為直劈縫和斜交縫，漏失壓力與主地應力相關，漏失壓力模型可選用(3)式—(5)式。

表1 克拉美麗氣田各井區石炭系裂縫性地層孔隙—漏失壓力規律Table 1.Pore and leakage pressures in Carboniferous fractured formations in well blocks of Kelameili gas field

3.3 典型井漏失壓力分析

以滴西172井為例，鉆揭石炭系井深為3 480.00—3 840.00 m，巖性為玄武巖、安山巖、凝灰巖及火山角礫巖，破裂壓力遠大于孔隙壓力、坍塌壓力和漏失壓力(圖6)。該井石炭系上部3 485.00—3 610.00 m 井段漏失壓力與孔隙壓力接近，鉆井液安全密度窗口極小，采用密度為1.38 g/cm3的鉆井液鉆至井深3 751.29 m和3 795.30 m 時發生嚴重井漏[23]。因此，鉆井液密度大于上部地層漏失壓力是井漏的原因。滴西172 井的井漏也可由該井巖心觀察得到佐證。石炭系全尺寸巖心中安山巖和玄武巖多見直劈天然微裂縫，縫長為1.50～2.19 cm，縫寬為0.5～1.0 mm，縫面較平整，充填物為方解石。巖心分析表明，滴西172 井石炭系以玄武巖和安山巖為主的上部地層，裂縫為開啟狀態，多數被泥質充填，地層漏失壓力略高于地層孔隙壓力，二者當量密度相差0.15～0.20 g/cm3。以凝灰巖、角礫巖和花崗巖為主的石炭系中—下部，裂縫處于閉合狀態，井漏時鉆井液必須克服裂縫重新開啟壓力，其漏失壓力約等于最小水平主應力，鉆井液安全密度為0.30～0.40 g/cm3。

圖6 滴西172井石炭系巖石力學與地層壓力剖面Fig.6.Mechanical and formation pressure profiles of Carboniferous rocks in Well Dixi 172

克拉美麗氣田石炭系氣藏多采用水平井開發[21-22]，由于區域主地應力差異明顯，水平井井軌跡在不同井斜和方位條件下，地層漏失壓力有所差異[24-25]。因此，開展石炭系儲集層漏失壓力在不同井軌跡下的變化規律研究，有助于水平井的安全鉆進。石炭系天然裂縫面通常垂直于最小水平主應力方向，水平井沿最小水平主應力方向雖然可有效提高裂縫鉆遇率，但隨著井斜角增大，漏失壓力逐漸下降，安全密度窗口變小[24-25]。水平井方位為北東—南西向時，井斜角從0°增大至90°，漏失壓力系數由1.55 降至1.38。因此，石炭系裂縫地層宜采用近平衡精細控壓鉆水平井，設計鉆井液密度為1.27～1.34 g/cm3。

4 結論

(1)克拉美麗氣田火成巖巖性決定了原生孔及裂縫的大小和數量，是儲集層發育的主控因素，火成巖儲集空間主要為溶孔、氣孔和裂縫，是井漏時鉆井液的漏失流動空間?；鸪蓭r的裂縫發育程度主要受巖性控制，次火山巖和火山熔巖裂縫較發育，且多為應力閉合狀態?；鹕剿樾紟r中裂縫較少，但開啟程度高，部分裂縫處于充填及半充填狀態，為井漏時鉆井液提供很好的導流通道。

(2)克拉美麗氣田石炭系上部的沉積相和爆發相地層裂縫開啟，多被泥質充填，鉆井液易發生漏失，漏失壓力略高于孔隙壓力，即鉆井液安全密度窗口極??；中—下部的溢流相或侵入相地層裂縫處于應力閉合狀態，漏失壓力必須克服裂縫重張壓力，由于多為直劈縫和斜交縫，漏失壓力與主地應力相關。

(3)鉆遇石炭系上部時，采用隨鉆屏蔽堵漏鉆井液，強化裂縫封堵，提高井壁承壓能力，或采用密度為1.15～1.25 g/cm3的鉆井液，實現欠平衡壓力鉆井；鉆遇石炭系中—下部時，建議采用近平衡精細控壓鉆井。