钻井过程中诱导性裂缝对井漏的影响分析

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摘　要：在钻井过程中，由于钻具超重、泥浆密度过大、放空等因素会引起井内压力高于地层破裂压力，此时地层岩石将发生破裂而形成诱导裂缝。随着诱导裂缝的延伸，裂缝宽度不断扩大或与地层内的预存裂缝相互连通，造成钻井液大量流入地层深部，即发生诱导裂缝性井漏。钻井诱导裂缝的存在会引起复杂的井漏情况，往往在钻进时要进行多次堵漏。一旦处理不好，井漏情况恶化直至弃井，不仅耽误油田开发也会造成重大经济损失。

关键词：钻井诱导裂缝　井漏　堵漏

一、地层裂缝的起裂

压剪裂缝开始起裂是垂直于最大拉应力方向开裂的。低渗透油藏储层岩石致密，脆性较强，在地应力的作用下，容易产生裂缝大多数低渗透油田不同程度地存在构造裂缝、徽裂缝和人工裂缝，构造裂缝主要方位受地应力分布状况的控制，具有明显的方向性，常常与主断层方向平行。构造裂缝在地层条件下通常处于闭合状态，缝宽约在10～50μm，基本上表现为孔隙渗流特征。

如果储集层中存在天然裂缝时，人工压裂裂缝既受现今应力场的控制，也受天然裂缝的影响。根据有先存破裂面(已有裂缝)的岩石三轴力学实绘结果，岩石沿早期破裂面(岩石原无裂缝)重新破坏所需的应力比无先存破裂面的岩石低43～55%低渗透储集层中一般存在天然裂缝，且以高角度缝为主。钻井压裂时，由于天然裂缝的抗张强度小于岩石的抗张强度，因此在一定条件下天然裂缝会优先张开形成压裂裂缝，使压裂裂缝不再严格沿着现今最大水平主应力方向延伸，并控制着压裂裂缝的空间特征。

二、裂缝重启压力

钻井液稳定井眼有两个作用：(a)用井筒的静水压力支撑井壁；(b)形成低渗透率的泥饼以防止孔隙压力的升高并维持地层较高的有效应力。它们能够封堵狭小的自然裂缝或者由较高井筒压力产生的裂缝。泥浆的这种封堵作用能够稳定裂缝并能阻止其伸延。这种作用是控制井壁的稳定性的因素之一。钻井液的封堵能力是影响裂缝的重启压力的关键因素。如果钻井液不具有封堵能力，在就地压力条件下，裂缝仍然处于开启状态，随着井眼压力增加，则裂缝宽度变大。如果井筒压力小于孔隙压力，则钻井液不会漏失到已有的裂缝中去，裂缝不会开启。另外一方面，具有封堵能力（即含有能够逐渐增加裂缝压力的密封剂）的钻井液在井筒压力小于最小地应力时，可能漏失到裂缝中去，但是如果井眼压力小于最小地应力漏失不会延续，即裂缝不会重新开启[2]。

三、裂缝延伸规律研究

影响裂缝延伸压力的因素很多，如目的层的最小水平主应力、目的层压力、裂缝的可塑性、钻井液的流变性参数、裂缝高度、施工排量及裂缝长度等。将上述影响因素考虑得面面俱到，在现场操作上特别困难，而且有些参数，如裂缝高度及裂缝长度等都具有不确定性，难免会给最终结果带来一定程度的偏差。为此，有必要选择一个对裂缝的延伸压力影响程度较大且现场又容易获取的参数来求裂缝的延伸压力[3,4]。

当钻遇此类储层时，井眼与上述宏观裂缝间有钻遇与不钻遇两种可能.当泥浆对该类储层进行压裂时，不考虑裂缝的残余强度(设残余强度为零)，由于地应力场的存在(重力场+构造应力场，σ1为最大主应力，σ3为最小主应力，σ2为中间主应力)，当只考虑二维应力且不考虑孔隙流体压力状态时，则压裂的极限压力及人造裂缝走向有以下几种可能：

井眼切割宏观裂缝

①裂缝走向与σ1方向相同或以小角度相交。则极限压力与仍近似相等。

②裂缝走向与σ1方向呈大角度相交或垂直时，极限压力有两种可能。设岩石抗张强度为σT，则：

A.当σ3+σT＜σ1时，岩石产生新的张裂缝，张裂缝方向与σ1方向相同，极限压力为σ3+σT

B.当σ3+σT≥σ1时，原有与σ1方向呈大角度相交或垂直的裂缝张开，极限压力为σ1。

泥浆压裂首先使井眼周围岩石破裂形成张裂缝:

当从井眼向外延伸的人造裂缝与天然裂缝连通后，裂缝走向及极限压力与井眼切割宏观裂缝时的情况相同。新生的张裂缝方向与σ1方向相同，极限压力为σ3+σT，并且随着压裂的持续，裂缝延伸至天然裂缝。

在二维情况下，人工压裂裂缝走向与极限压力受控于σ1、σ3及σT(当岩石有残余强度σf及孔隙流体压力P0时，还要考虑σf及P0)及三者之间的数量关系对极限压力的大小及裂缝走向起决定作用。

四、实例分析

东安1井是温泉井构造带上的一口预探井，设计井深4995m，目的层位飞仙关组。该井钻至井深711.29m，开始发生井漏，在钻至1049m后多次频繁出现漏速从3m3/h至无返的井漏，采用“遇漏就堵”的方式，钻至1553m后，堵漏比较困难，开始采用“清水强钻、边堵边钻”的方式，钻至1661.81m，因钻屑不能有效漏入漏层导致卡钻，处理卡钻事故困难被迫侧钻(该期间共堵漏62次)。侧钻采用“充气强钻、边钻边堵”的措施。如东安1井井漏主要原因是由于长井段发育的大然裂缝与诱导压裂引起，而诱导压裂缝主要起因于井超低地层压力系数所致。加上现今最大主应力方向与构造走向和天然裂缝走向基本一致，对于诱导裂缝的形成以及大然裂缝的开启有积极的改造作用，致使东安1井越钻越漏而最终弃井。

仔细分析东安1井测井资料和地质录井资料发现，东安1井漏失的主要原因有以下几个方面:

1.从东安1井成像资料看:所测井段(1450～1684m)几乎全部发育有裂缝，且几乎上、下贯通。裂缝主要有两种类型:一是井段1450～1600m内的压裂缝，其走向为近东西向(也是现今最大主应力方向)；二是1600～1680m井段内的高角度裂缝，其裂缝走向为北东向。

2.东安1井现今最大主应力方向与形成该构造时的最大主应力方向相差较大。从东安1井所处构造位置来看，该井构造走向为近东西向，说明占构造最大主应力方向为近南北向。从成像资料看，诱导压裂缝走向为近东西向，因此，现今最大主应力方向为近东西向(与构造走向基本垂直),而本井主要构造裂缝走向为近东西。由此可知，现今最大主应力方向与构造裂缝方向及诱导裂缝方向一致，从而导致现今地应力有使构造裂缝与诱导缝有开启的作用，致使井漏现象非常严重。

总之，东安1井井漏主要原因是出于长井段发育的天然裂缝与诱导裂缝引起，而诱导裂缝主要起于超低地层压力系数所致。加上最大主应力方向与构造走向和天然裂缝走向基本一致，对于诱导裂缝的形成以及天然裂缝的开启有积极的改造作用，致使东安l井越钻越漏而最终弃井。

五、结论

1.钻井诱导缝的走向平行于最大应力方向，它有时和井眼崩落一起出现，它们的走向彼此相差90°。并且钻井诱导裂缝的两翼至少可以延伸二倍甚至三倍以上的井眼直径。

2.沿裂缝面上，井筒附近的等效应力较小，然后沿裂缝逐渐增加，到裂缝尖端时，等效应力最大。裂缝上的等效应力随井筒压力的增加而增加。随着压差的增加，裂缝的宽度也逐渐增加

参考文献

[1]张浩，康毅力，陈一健，等．岩石组分和裂缝对致密砂岩应力敏感性的影响[J]． 天然气工业，2004，24(7):55－57．

[2]练章华.井壁附近垂直裂缝宽度预测.天然气工业，2003.25(03)：86-89.

[3]薛茹斌.用成像测井资料确定鄂尔多斯盆地地应力方向[J].石油仪器，2006,20（3）：55-57.