热⁃流⁃固⁃化耦合下裂缝性泥页岩地层井壁失稳特征分析

doi:10.12422/j.issn.1672-6952.2025.04.005

辽宁石油化工大学学报 ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (4): 36-46.DOI: 10.12422/j.issn.1672-6952.2025.04.005

热⁃流⁃固⁃化耦合下裂缝性泥页岩地层井壁失稳特征分析

孙平涛¹(), 董国昌¹, 黎力乐², 丁吉平³, 韩松财²()

^1.吉林油田公司钻井工艺研究院，吉林松原 138000
^2.成都理工大学能源学院，四川成都 610059
^3.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206

收稿日期:2024-10-23 修回日期:2024-11-27 出版日期:2025-08-25 发布日期:2025-07-24
通讯作者: 韩松财
作者简介:孙平涛（1982⁃），男，高级工程师，从事钻井工程技术等方面的研究；E⁃mail：1398625562@qq.com。
基金资助:
国家自然科学基金联合基金项目(U1762216);四川省自然科学基金项目(2022NSFSC1227)

Analysis of Wellbore Instability Characteristics of Fractured Shale Formation under Thermal⁃Hydraulic⁃Mechanical⁃Chemical Coupling

Pingtao SUN¹(), Guochang DONG¹, Lile LI², Jiping DING³, Songcai HAN²()

^1.Jilin Oilfield Company Drilling Technology Research Institute，Songyuan Jilin 138000，China
^2.College of Energy，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China
^3.CNPC Engineering Technology R & D Company Limited，Beijing 102206，China

Received:2024-10-23 Revised:2024-11-27 Published:2025-08-25 Online:2025-07-24
Contact: Songcai HAN

摘要/Abstract

摘要：

钻遇裂缝性泥页岩地层时极易发生井壁失稳现象。通过岩石力学实验探究了泥页岩在钻井液浸泡下的力学性质弱化规律；在综合考虑应力、压力、温度、溶质质量分数和天然裂缝变形的影响下，建立了热?流?固?化多场耦合条件下的裂缝性泥页岩井壁稳定模型，分析了该地层多场耦合响应特征、井壁失稳机理和主控因素；基于井壁失稳特征，建立了不同岩石强度下裂缝性泥页岩地层安全钻进密度窗口图版。结果表明，随着浸泡时间的延长，泥页岩的强度和弹性参数均呈指数型劣化；考虑天然裂缝发育时，井周各物理场呈非均匀分布特征，导致坍塌破坏区域和拉伸破坏区域向裂缝尖端扩展；增加水平地应力差和流体压力差会扩大拉伸破坏区域和坍塌破坏区域，增加溶质质量分数差有利于降低破坏风险，提高钻井液温度对坍塌破坏影响不大，但能显著降低拉伸破坏风险。研究结果可为裂缝性泥页地层钻井设计提供理论支撑。

关键词: 裂缝性地层, 泥页岩, 井壁失稳, 岩石强度弱化, 多场耦合

Abstract:

Wellbore instability is easy to occur when drilling fractured shale formation. Based on mechanical experiments, this paper investigated the weakening law of mechanical properties of shale soaked in drilling fluid.Considering the influence of stress?pressure?temperature?solute concentration disturbance and natural fractures, a multi?field coupled thermal?hydraulic?mechanical?chemical wellbore stability analysis model of fractured shale formation was established.Based on the characteristics of wellbore instability, the window chart of safe drilling density in fractured shale formation with different rock strength parameters is established. The results show that with the increase of drilling fluid soaking time, the strength parameters and elastic parameters of shale deteriorate exponentially. Considering the non?uniform distribution of physical fields around the well after the development of natural fractures, the stress concentration at the crack tip leads to the collapse and tensile failure zone toward it. Increase of horizontal in?situ stress difference and fluid pressure difference will enlarge the tensile and collapse failure zone, and the increase of solute concentration difference will help reduce the failure risk. Increasing drilling fluid temperature has little effect on collapse failure, but it can significantly reduce the risk of tensile failure. The investigation can provide guiding suggestions for safe drilling design in fractured shale formation.

Key words: Fractured formation, Shale, Wellbore instability, Weakening of rock strength, Multi?field coupling

中图分类号:

TE21

孙平涛, 董国昌, 黎力乐, 丁吉平, 韩松财. 热⁃流⁃固⁃化耦合下裂缝性泥页岩地层井壁失稳特征分析[J]. 辽宁石油化工大学学报, 2025, 45(4): 36-46.

Pingtao SUN, Guochang DONG, Lile LI, Jiping DING, Songcai HAN. Analysis of Wellbore Instability Characteristics of Fractured Shale Formation under Thermal⁃Hydraulic⁃Mechanical⁃Chemical Coupling[J]. Journal of Liaoning Petrochemical University, 2025, 45(4): 36-46.

图/表 13

表1 不同钻井液浸泡时间下泥页岩强度测试方案

Table 1 Test scheme of shale strength under different drilling fluid immersion time

实验类型	浸泡时间/d	围压/MPa	轴向载荷加载速率/（MPa $⋅$ s^-1）	侧向载荷加载速率/（MPa $⋅$ s^-1）
劈裂实验	0、1、3、5、7		0.3~0.5
三轴实验	0、1、3、5、7	0、10、20、30	0.5~1.0	0.05

表1 不同钻井液浸泡时间下泥页岩强度测试方案

Table 1 Test scheme of shale strength under different drilling fluid immersion time

实验类型	浸泡时间/d	围压/MPa	轴向载荷加载速率/（MPa $⋅$ s^-1）	侧向载荷加载速率/（MPa $⋅$ s^-1）
劈裂实验	0、1、3、5、7		0.3~0.5
三轴实验	0、1、3、5、7	0、10、20、30	0.5~1.0	0.05

图1 不同围压下泥页岩的弹性模量随浸泡时间的变化

Fig.1 The variation of elastic modulus of mud shale with drilling fluid immersion time under different confining pressure

图2 泥页岩抗拉强度、抗压强度和抗剪强度随浸泡时间的变化注：St为抗拉强度，MPa；σp为抗压强度，MPa；c为内聚力，MPa。

Fig.2 The variation of tensile strength, compressive strength and shear strength of shale with confining pressure and drilling fluid immersion time

图3 不同时刻井筒的径向温度、孔隙压力、周向应力和径向应力的数值解和解析解的对比结果

Fig.3 Comparison of numerical and analytical solutions of radial temperature, pore pressure, hoop stress and radial stress in the shaft at different moments

图4 溶质质量分数差诱导的井周孔隙压力和应力分布

Fig.4 Pore pressure and stress distribution induced by solute mass fraction difference

图5 裂缝性地层井壁稳定性分析示意图

Fig.5 Analysis diagram of wellbore stability of fractured formation

表2 裂缝性地层井壁稳定性模拟物性参数

Table.2 Simulated physical parameters of wellbore stability in fractured formation

参数	数值	参数	数值	参数	数值
最大水平地应力（σ_H）/MPa	56	储层渗透率（k）/m²	1×10^-17	最大闭合开度（b_m）/mm	0.18
最小水平地应力（σ_h）/MPa	50	岩石热传导系数（λ_m）/（W $⋅$ m^-1 $⋅$ ℃^-1）	2.2	裂缝残余开度（b_r）/mm	0.02
储层初始压力（p₀）/MPa	27	岩石比热容（C_p,m）/（J $⋅$ kg^-1 $⋅$ ℃^-1）	786	最大滑移距离（u_r）/mm	5
钻井液压力（p_w）/MPa	28	岩石热膨胀系数（β_m）/℃^-1	3×10^-5	裂缝内摩擦角（φ_f）/(°)	30
储层初始温度（T₀）/℃	100	溶质扩散系数（D_s）/（m² $⋅$ s^-1）	2.0×10^-9	裂缝剪胀角（φ_d）/(°)	3
钻井液温度（T_w）/℃	30	热扩散系数（D_T）/（m² $⋅$ s^-1 $⋅$ K^-1）	6.0×10^-12	裂缝抗剪强度（τ_0f）/MPa	2
钻井液溶质质量分数（C_w）	0.2	热渗系数（K_T）/（W $⋅$ s^0.5 $⋅$ m^-2 $⋅$ K^-1）	6.0×10^-11	裂缝法向刚度（K_n0）/（GPa $⋅$ m^-1）	50
地层溶质质量分数（C₀）	0.1	热扩散率（C_T）/（m² $⋅$ s^-1）	1.6×10^-6	裂缝切向刚度（K_s0）/（GPa $⋅$ m^-1）	20
Biot系数（α）	0.90	吸湿膨胀系数（ω）/MPa	1.5
储层孔隙度（φ_m）	0.08	裂缝初始开度（b₀）/mm	0.20

表2 裂缝性地层井壁稳定性模拟物性参数

Table.2 Simulated physical parameters of wellbore stability in fractured formation

参数	数值	参数	数值	参数	数值
最大水平地应力（σ_H）/MPa	56	储层渗透率（k）/m²	1×10^-17	最大闭合开度（b_m）/mm	0.18
最小水平地应力（σ_h）/MPa	50	岩石热传导系数（λ_m）/（W $⋅$ m^-1 $⋅$ ℃^-1）	2.2	裂缝残余开度（b_r）/mm	0.02
储层初始压力（p₀）/MPa	27	岩石比热容（C_p,m）/（J $⋅$ kg^-1 $⋅$ ℃^-1）	786	最大滑移距离（u_r）/mm	5
钻井液压力（p_w）/MPa	28	岩石热膨胀系数（β_m）/℃^-1	3×10^-5	裂缝内摩擦角（φ_f）/(°)	30
储层初始温度（T₀）/℃	100	溶质扩散系数（D_s）/（m² $⋅$ s^-1）	2.0×10^-9	裂缝剪胀角（φ_d）/(°)	3
钻井液温度（T_w）/℃	30	热扩散系数（D_T）/（m² $⋅$ s^-1 $⋅$ K^-1）	6.0×10^-12	裂缝抗剪强度（τ_0f）/MPa	2
钻井液溶质质量分数（C_w）	0.2	热渗系数（K_T）/（W $⋅$ s^0.5 $⋅$ m^-2 $⋅$ K^-1）	6.0×10^-11	裂缝法向刚度（K_n0）/（GPa $⋅$ m^-1）	50
地层溶质质量分数（C₀）	0.1	热扩散率（C_T）/（m² $⋅$ s^-1）	1.6×10^-6	裂缝切向刚度（K_s0）/（GPa $⋅$ m^-1）	20
Biot系数（α）	0.90	吸湿膨胀系数（ω）/MPa	1.5
储层孔隙度（φ_m）	0.08	裂缝初始开度（b₀）/mm	0.20

图6 裂缝性储层热?流?固?化耦合下井周压力、温度、溶质质量分数、流速及应力分布规律

Fig.6 The distribution of pressure, temperature, solute concentration, flow velocity and stress around wellbore in fractured reservoir under thermal?hydraulic?mechanical?chemical coupling condition

图7 裂缝性储层在不同地应力差下的破坏区域分布

Fig.7 The failure zone distribution of fractured formation under different in?situ stress differences

图8 裂缝性地层在不同流体压力差下的破坏区域分布

Fig.8 The failure zone distribution of fractured formation under different fluid pressure differences

图9 裂缝性地层在不同溶质质量分数差下的破坏区域分布

Fig.9 The failure zone distribution of fractured formation under different solute mass fraction differences

图10 裂缝性地层在不同流体温度差下的破坏区域分布

Fig.10 The failure zone distribution of fractured formation under different fluid temperature differences

图11 τ0=14.0 MPa，St0=4.0 MPa，钻井液储层温度差为-70、-40 ℃时的安全密度窗口图版

Fig.11 Safety density window chart at τ0=14.0 MPa, St0=4.0 MPa, and a reservoir temperature difference of -70，-40 ℃ for drilling fluid

参考文献 16

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热⁃流⁃固⁃化耦合下裂缝性泥页岩地层井壁失稳特征分析

Analysis of Wellbore Instability Characteristics of Fractured Shale Formation under Thermal⁃Hydraulic⁃Mechanical⁃Chemical Coupling

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