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

doi:10.12422/j.issn.1672-6952.2025.04.005

Abstract

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

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

CLC Number:

TE21

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.

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.

Figures/Tables 13

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

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

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

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

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

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

Fig.5 Analysis diagram of wellbore stability of fractured formation

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

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

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

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

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

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

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

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

References 16

[1]	刘敬寿，丁文龙，肖子亢，等. 储层裂缝综合表征与预测研究进展［J］. 地球物理学进展， 2019， 34（6）： 2283⁃2300.
	LIU J S， DING W L， XIAO Z K， et al. Advances in comprehensive characterization and prediction of reservoir fractures［J］. Progress in Geophysics， 2019， 34（6）： 2283⁃2300.
[2]	何世明，陈俞霖，马德新，等.井壁稳定多场耦合分析研究进展［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2017， 39（2）： 81⁃92.
	HE S M， CHEN Y L， MA D X， et al. A review on wellbore stability with multi⁃field coupling analysis［J］. Journal of Southwest Petroleum University（Science & Technology Edition）， 2017， 39（2）： 81⁃92.
[3]	邓媛，何世明，邓祥华，等.力化耦合作用下的层理性页岩气水平井井壁失稳研究［J］.石油钻探技术，2020， 48（1）： 26⁃33.
	DENG Y， HE S M， DENG X H， et al. Study on wellbore instability of bedded shale gas horizontal wells under chemo⁃mechanical coupling［J］. Petroleum Drilling Techniques， 2020， 48（1）： 26⁃33.
[4]	肖志强，贾善坡，亓宪寅，等. 流⁃固⁃化耦合条件下硬脆性泥页岩井壁渐进破坏效应探讨［J］. 中南大学学报（自然科学版）， 2019， 50（10）： 2464⁃2480.
	XIAO Z Q， JIA S P， QI X Y， et al. Hydraulic⁃mechanical⁃chemical coupling evaluation for progressive failure of hard brittle shale wellbore［J］. Journal of Central South University（Science and Technology）， 2019， 50（10）： 2464⁃2480.
[5]	王倩，周英操，王刚，等. 泥页岩井壁稳定流固化耦合模型［J］. 石油勘探与开发， 2012， 39（4）： 475⁃480.
	WANG Q， ZHOU Y C， WANG G， et al. A fluid⁃solid⁃chemistry coupling model for shale wellbore stability［J］. Petroleum Exploration and Development， 2012， 39（4）： 475⁃480.
[6]	李阳，程远方，闫传梁，等. 南海神狐海域水合物地层多物理场耦合模型及井壁坍塌规律分析［J］. 中南大学学报（自然科学版）， 2022， 53（3）： 976⁃990.
	LI Y， CHENG Y F， YAN C L， et al. Multi⁃physical field coupling model of hydrate formation and analysis of wellbore collapse law in Shenhu area of South China Sea［J］. Journal of Central South University（Science and Technology）， 2022， 53（3）： 976⁃990.
[7]	ZHOU X X， GHASSEMI A. Finite element analysis of coupled chemo⁃poro⁃thermo⁃mechanical effects around a wellbore in swelling shale［J］. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences， 2009， 46（4）： 769⁃778.
[8]	GHASSEMI A， ZHANG Q. A transient fictitious stress boundary element method for porothermoelastic media［J］. Engineering Analysis with Boundary Elements， 2004， 28（11）： 1363⁃1373.
[9]	张宇，赵林，王炳红，等. 流⁃固⁃化⁃热耦合的陆相页岩井壁稳定力学模型及应用［J］. 特种油气藏， 2019， 26（3）： 163⁃168.
	ZHANG Y， ZHAO L， WANG B H， et al. Fluid⁃solid⁃chemical⁃thermal coupling mechanical model of wellbore stability for continental shale and its application［J］. Special Oil & Gas Reservoirs， 2019， 26（3）： 163⁃168.
[10]	GAO J J， LIN H， WU B S， et al. Porochemothermoelastic solutions considering fully coupled thermo⁃hydro⁃mechanical⁃chemical processes to analyze the stability of inclined boreholes in chemically active porous media［J］. Computers and Geotechnics， 2021， 134： 104019.
[11]	LI W D， CHEN M， JIN Y， et al. Effect of local thermal non⁃equilibrium on thermoporoelastic response of a borehole in dual⁃porosity media［J］. Applied Thermal Engineering， 2018， 142： 166⁃183.
[12]	GHASSEMI A， DIEK A. Linear chemo⁃poroelasticity for swelling shales： Theory and application［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering， 2003， 38（3⁃4）： 199⁃212.
[13]	HAN S C， CHENG Y F， GAO Q， et al. Investigation on heat extraction characteristics in randomly fractured geothermal reservoirs considering thermo⁃poroelastic effects［J］. Energy Science & Engineering， 2019， 7（5）： 1705⁃1726.
[14]	HAN S C， CHENG Y F， GAO Q， et al. A fully coupled thermo⁃hydro⁃mechanical model with ice⁃water phase change for liquid nitrogen injection simulation［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering， 2021， 203： 108676.
[15]	丰全会，程远方，张建国. 井壁稳定的弹塑性模型及其应用［J］. 石油钻探技术， 2000， 28（4）： 9⁃11.
	FENG Q H， CHENG Y F， ZHANG J G. Elastic & plastic model for borehole stability and its apllication［J］. Petroleum Drilling Techniques， 2000， 28（4）： 9⁃11.
[16]	OTTOSEN N S， RISTINMAA M. The mechanics of constitutive modeling［M］. Amsterdam： Elsevier， 2005.