Loading [MathJax]/jax/output/SVG/jax.js

南海深水高温高压条件下地层破裂压力的确定

幸雪松, 袁俊亮, 李忠慧, 孙翀, 赵毅

幸雪松,袁俊亮,李忠慧,等. 南海深水高温高压条件下地层破裂压力的确定[J]. 石油钻探技术,2023, 51(6):18-24. DOI: 10.11911/syztjs.2023052
引用本文: 幸雪松,袁俊亮,李忠慧,等. 南海深水高温高压条件下地层破裂压力的确定[J]. 石油钻探技术,2023, 51(6):18-24. DOI: 10.11911/syztjs.2023052
XING Xuesong, YUAN Junliang, LI Zhonghui, et al. Determination of formation fracture pressure under high temperature and high pressure in deep water of the South China Sea [J]. Petroleum Drilling Techniques,2023, 51(6):18-24. DOI: 10.11911/syztjs.2023052
Citation: XING Xuesong, YUAN Junliang, LI Zhonghui, et al. Determination of formation fracture pressure under high temperature and high pressure in deep water of the South China Sea [J]. Petroleum Drilling Techniques,2023, 51(6):18-24. DOI: 10.11911/syztjs.2023052

南海深水高温高压条件下地层破裂压力的确定

基金项目: 国家自然科学基金项目“深水高温高压环境下钻井全过程井壁稳定评价方法”(编号:51774050)资助。
详细信息
    作者简介:

    幸雪松(1978—),男,四川万县人,2004年毕业于长江大学石油工程专业,高级工程师,主要从事海洋油气钻完井技术方面研究工作。E-mail: xingxs@cnooc.com.cn。

    通讯作者:

    袁俊亮,yuan6688699@163.com

  • 中图分类号: TE21

Determination of Formation Fracture Pressure under High Temperature and High Pressure in Deep Water of the South China Sea

  • 摘要:

    我国南海北部深水地层欠压实程度高,具有胶结弱、承压能力低等力学特性,同时由于存在温度场,地层与钻井液之间的热交换会产生附加应力场,导致深水钻井过程中极易发生井漏,严重影响钻井效率和固井质量,亟需明确温度场对附加应力的影响。为此,笔者以弹性力学为基础,采用数值模拟方法,建立了考虑温度影响的井周应力分析模型;在现有地层破裂压力模型基础上,综合考虑温度及时间的影响,确定了南海深水环境下的地层破裂压力动态变化规律。分析结果表明:井壁和地层的温度变化幅度随着钻井液循环时间增长而逐渐增大,热附加应力也随着钻井液循环时间增长逐渐增大,最大径向热应力在距井眼中轴线一定距离处,最大切向应力和最大垂向应力均在井壁处;井壁温度降低时,井壁收缩产生拉应力;井壁温度降低时,井周应力也随之降低,切向应力和垂向应力在井壁处的降低幅度最大,径向应力降低幅度最大处在距井眼中轴1.65倍井眼半径处;考虑温度变化影响时的破裂压力偏差远低于不考虑温度变化影响时。研究结果表明,温度变化对井周应力有影响,预测地层破裂压力时考虑温度的影响可以提高其预测精度,从而提高钻井液安全密度窗口的预测精度,可为南海深水安全高效钻井提供理论指导。

    Abstract:

    The deepwater strata in the northern South China Sea exhibit a high degree of under-compaction, weak cementation, low pressure-bearing capacity, and other mechanical characteristics. At the same time, due to the existence of a temperature field, the heat exchange between the formation and drilling fluid will produce an additional stress field, which will lead to lost circulation in the process of deepwater drilling and seriously affect the drilling efficiency and cementing quality. Therefore, it is urgent to clarify the influence of the temperature field on the additional stress. On the basis of elasticity, the numerical simulation method was used in this paper to establish an analytical model for periborehole stress with temperature considered. According to the existing formation fracture pressure model, the dynamic change law of formation fracture pressure in the deepwater environment of the South China Sea was determined by comprehensively considering the influence of temperature and time. The research results showed that a temperature change of the borehole wall and formation along with additional thermal stress gradually increased with the increase in the cycle time of the drilling fluid. Further, the maximum radial thermal stress was at a certain distance from the axis of the borehole, and the maximum tangential stress and the maximum vertical stress were at the borehole wall. When the temperature of the borehole wall decreased, the contraction of the borehole wall produced tensile stress and the periborehole stress decreased; the tangential stress and vertical stress decreased the most at the borehole wall, and the radial stress decreased the most at 1.65 times of the hole radius from the borehole axis. The deviation of fracture pressure considering the influence of temperature change was much lower than when not considering it. The research results show that temperature change has an impact on periborehole stress, and considering the influence of temperature can improve the prediction accuracy of formation fracture pressure, thus improving the prediction accuracy of the safety density window of the drilling fluid. This research can provide theoretical guidance for safe and efficient drilling in deepwater in the South China Sea.

  • 我国南海深水海域广阔,油气资源总量多,油气资源的勘探开发潜力巨大[1]。以陵水凹陷陵水17-2气田群为代表的琼东南盆地西南部是我国深水油气资源勘探开发的主战场,陵水区块的平均水深达1 500 m,作为我国首个勘探开发的深水自营气田,其储量可达千亿立方米,该区块于2021年投产。然而,深水环境下地层欠压实程度高,具有弱胶结、承压能力低等力学特性,钻井液安全密度窗口窄,钻井过程中极易出现井漏、井涌、井喷、井塌等井下故障,因此钻进中维持井壁稳定是深水油气资源勘探开发中的重要着力点[2]。琼东南盆地钻井液安全密度窗口最小达到0.06 kg/L[3],考虑深部地层存在着高温、超压系统[4-8],井筒温度压力场复杂、井筒深部地层温度较高,交变温度使钻井液流变性变化较大,由于温度引发的附加应力场,导致深水钻井过程中极易发生井漏,严重影响钻井效率和固井质量[9-10]。因此,准确确定深水高温高压条件下的地层破裂压力是保证深水钻井成功的关键。

    地层破裂压力的研究由来已久,M. K. Hubbert和D. G. Willis[11]考虑地应力和孔隙压力等对破裂压力的影响,采用理论与试验相结合的方法,得知水力压裂过程中井壁周向有效应力变为零时开始产生裂缝;陈建国等人[10]发现页岩的I型和II型断裂韧性存在差异;Yuan Junliang 等人[12]建立了页岩气储层I型和II型断裂韧性的预测模型,并提出了一种改进的分形性评价模型。研究结果表明[13-27],脆性地层更容易产生裂缝。在此基础上,研究人员开展了一系列研究,现有求取地层破裂压力的方法主要有水力压裂试验实测法、最小应力法、周向应力法、断裂力学法、经验公式法、神经网络法等。国内应用较广泛的计算地层破裂压力的模型主要有黄氏模型和邓金根考虑温度影响的计算模型。笔者在现有模型基础上,综合考虑深水环境下长距离、大温差井段井筒温度变化引起的井周应力变化,结合地层拉伸破坏准则,计算了南海深水钻井条件下的地层破裂压力。

    井周应力主要受地应力、钻井液液柱压力、地层孔隙中流体压力以及地温梯度变化的影响。基于弹性力学理论和热弹性理论,将钻孔模型视为无限大平板中的小孔模型,假设无限大平板中井眼周围岩石的应力状态为平面应变,建立了井周应力模型,如图1 所示。

    图  1  无限大平板中井周应力模型
    Figure  1.  Periborehole stress model of infinite plate

    基于多孔线弹性和各向同性理论及叠加原理将模型井周受力分为4部分之和:1)井筒内压力产生的井周应力;2)地应力引起的井周应力;3)流体渗流因素引起的井周应力;4)温度因素引起的井周应力。根据应力叠加准则,可以得到井周地层应力分布表达式[20-2228-30]

    σr=σH+σh2(1R2r2)+σHσh2(14R2r2+3R4r4)cos2θ+R2r2pw+δ[α(12μ)2(1μ)(1R2r2)ϕ](pwpp)+αTE3(1μ)1r2rRtf(r)rdr (1)
    σθ=σH+σh2(1+R2r2)σHσh2(1+3R4r4)cos2θR2r2pw+δ[α(12μ)2(1μ)(1+R2r2)ϕ](pwpp)+αTE3(1μ)[1r2rRtf(r)rdr+tf(r)] (2)
    σz=σv2μ(σHσh)R2r2cos2θ+δα(12μ)(1μ)ϕ(pwpp)+αTE3(1μ)tf(r) (3)
    τrθ=σHσh2(13R2r2+2R4r4)sin2θ (4)

    式中:σrσθσzτ分别为径向应力、切向应力、垂向应力和剪应力,MPa;σHσh分别为最大水平主应力和最小水平主应力,MPa;pwpp分别为井筒内液柱压力和孔隙压力,MPa;Rr分别为井眼半径和分析点距井眼轴线的距离,m;α为Biot系数,α=Cr/CB,其中CrCB分别为岩石骨架的压缩率和容积压缩率;δ为渗流系数,井壁存在渗流时为1,无渗流时为0;ϕ为孔隙度;θ为井周角,(°);μ为岩石泊松比;E为岩石弹性模量,MPa;tf(r)为井周某点处的温度变化,tf(r)=t(r)t0,℃;t(r)为井周某点处的温度,℃;t0为井周某点处初始温度,℃;αT为岩石热膨胀系数,℃−1

    钻井液循环过程中井筒与钻井液进行热交换,造成井筒温度变化,引起井周应力发生变化,并产生附加应力场[31]。升温和降温2种情况下井周应力距井眼中轴线距离的变化情况(井眼半径为0.10 m)如图2所示(钻井液循环4 h,压应力为正,拉应力为负)。从图2可以看出,随着距井眼中轴线距离增大,径向应力由于钻井液液柱对岩石的束缚小于岩石之间热应变的相互束缚而呈现先增大后减小的趋势,其最大值出现在距井眼中轴线一定距离处。而温度对井周应力的影响是有一定的距离限制的,当距井眼中轴线的距离超过温度所能产生影响的最大距离时,热应力对地层的影响趋于0,随着距井眼中轴线的距离不断增大,垂向应力不断减小,直至最后趋于0。类似于垂向应力变化,切向应力也随着距井眼中轴线的距离增加而减小,但其与垂向应力的不同之处是:切向应力的方向发生了改变,即应力状态发生了变化。升温状态下,切向应力从正变为负,最后趋于0,即从压应力转变成拉应力,当温度升至足够高时,产生的径向热应力可能加剧地层岩石的破裂。不考虑应力方向,可认为径向应力、切向应力和垂向应力的变化趋势一致。

    图  2  温度升高和降低情况下的井周热应力
    Figure  2.  Periborehole thermal stress under temperature increase and decrease

    为了说明井眼周围应力受钻井液循环时间的影响,以钻井液循环使井筒温度降低的井底为研究对象,分析距离井眼轴线不同距离处井周应力受钻井液循环时间的影响,结果如图3所示。从图3可以看出,径向拉应力随着钻井液循环时间增长而增大,热应力的影响范围随着温度扰动半径增大而增大;不同钻井液循环时间下,井壁处的切向应力和垂向应力都最小,且二者都随着钻井液循环时间增长而降低,钻井液循环时间8 h时,井壁处切向应力和垂向应力都从循环1 h时的6.30 MPa降至9.16 MPa。从局部放大图可以看出,由于钻井液循环过程中钻井液与地层的热交换和热对流对距离井眼轴线距离较远地层的影响较小,此处径向应力、切向应力和垂向应力变化呈减缓趋势,因此钻井液循环时间的影响程度降低。

    图  3  距离井眼轴线不同距离处不同钻井液循环时间下的应力分布
    Figure  3.  Stress distribution under different cycle time of drilling fluid at different distances from borehole axis

    井壁温度由143.64 ℃降至102.30 ℃时,利用式(1)计算考虑温度变化和不考虑温度变化下,距离井眼轴线不同距离处的应力分布,结果如图4所示。计算用基础参数:上覆岩层压力46 MPa,最大水平主应力42 MPa,最小水平主应力34 MPa,井内液柱压力24 MPa,地层孔隙压力22 MPa,井壁初始温度143.64 ℃,井壁最后温度102.30 ℃,井周角0°,岩石热膨胀系数2.36×10−5−1,渗流系数0。从图4可以看出:井壁温度降低时,井周应力降低,即温变应力使井壁收缩产生拉应力;井壁温度降低后,切向应力和垂向应力的最大降低幅度为8.67 MPa,井壁处的径向应力降低幅度最大为1.47 MPa,位于距井眼轴线1.65R处,与图3(b)和图3(c)结论一致。因此,计算井周应力时要考虑钻井液循环引起的温度变化对井周应力的影响。

    图  4  温度对井周应力的影响
    Figure  4.  Effect of temperature on periborehole stress

    地层破裂压力指在钻井液压力作用下井壁发生破裂时对应的静液柱压力。通常情况下,把钻井液密度过大引起的岩石切向应力大于抗拉强度下的岩石破裂现象称为岩石的拉伸破坏准则。拉伸破坏准则的数学表达式为:

    σθ=σθαpp = St (5)

    式中:σθ为有效最小主应力,MPa;σθ为最小主应力,MPa;St为岩石的抗拉强度,MPa。

    根据有效应力理论可得,井周各有效应力分量为:

    σr=σrαpp (6)
    σθ=σθαpp (7)
    σz=σzαpp (8)

    切向应力随着钻井液液柱压力增大而减小,钻井液液柱压力增至足够大时,切向应力由压应力转化为拉应力,当拉应力超过岩石的抗拉强度时井壁发生破裂。利用井眼周向应力计算模型,结合岩石拉伸破坏准则,得到地层破裂压力计算公式:

    pf = pw = 3σhσHαpp+αTE3(1μ)(twt0) + St (9)

    式中:pf为地层破裂压力;MPa;twt0为井周某点温度变化,℃。

    L井为南海莺歌海盆地的一口预探直井,井位水深990.80 m,设计完钻井深4584.30 m,钻遇地层自上而下为莺歌海组、黄流组、梅山组,完钻层位梅山组,其中目的层梅山组温度143~146 ℃,井底温度147 ℃左右,海底温度4 ℃,井口温度22 ℃。由于缺失海水段温度分布规律,根据现有研究,假设从水深0 m到200 m海水温度迅速降至4 ℃,从水深200 m到海底海水温度恒定在4 ℃,地温梯度为3.9 ℃/100m。通过地漏试验测得该井不同井深处的破裂压力,结果见表1

    表  1  L井地漏试验结果
    Table  1.  Leak off test results of Well L
    井眼直径/
    mm
    井深/m钻井液密度/
    (kg·L−1
    地层破裂压力
    当量密度/(kg·L−1
    508.02 115.901.211.57
    508.02 871.901.361.70
    444.53 668.661.461.79
    311.14 209.901.801.88
    下载: 导出CSV 
    | 显示表格

    利用Matlab温度计算程序,计算不同钻井液循环时间下L井井筒的温度分布,结果如图5所示。从图5可以看出:钻井液循环8 h时,井底温度由147 ℃降至104 ℃;井底温度随着钻井液循环时间增长而降低,而井筒上部温度随着钻井液循环时间增长而升高,其原因是井底温度高于水眼流出钻井液的温度,钻井液吸收热量,在上返过程中又将热量传递给井筒上部,导致井筒上部温度升高。

    图  5  不同钻井液循环时间下L井井筒温度分布
    Figure  5.  Wellbore temperature distribution of Well L under different cycle time of drilling fluid

    利用式(9)计算L井不同井深处地层在不同钻井液循环时间下破裂压力的变化,结果如图6所示。由图6可知:随着钻井液循环时间增长,上部地层破裂压力升高,下部地层破裂压力降低;其原因是,钻井液与地层之间的热交换导致上部地层温度升高,地层膨胀,造成上部地层破裂压力升高;循环过程中钻井液吸收下部地层的热量,导致下部地层温度降低,造成下部地层破裂压力降低。每个钻井液循环时间下,都会存在地层破裂压力不会改变的临界井深,且随着钻井液循环时间增长,临界井深变浅;钻井液循环造成临界井深以浅地层破裂压力升高,临界井深以深地层破裂压力降低。

    图  6  L井温度变化引起的附加破裂压力变化
    Figure  6.  Additional fracture pressure change caused by temperature change in Well L

    利用式(9)计算L井不同井深处地层在不同钻井液循环时间下的破裂压力,结果如图7所示。从图7可以看出:考虑钻井液循环对地层温度的影响求出的破裂压力与地漏试验测得破裂压力的误差较小,而不考虑钻井液循环对地层温度的影响求出的破裂压力与地漏试验测得破裂压力的误差较大;钻井液循环8 h时,若不考虑钻井液对地层温度影响,求出的破裂压力当量密度与地漏试验测得破裂压力当量密度的差值达到了0.16 kg/L,对于深水窄钻井液密度窗口(密度窗口不足0.06 kg/L),这一误差将会严重影响钻井安全。

    图  7  L井地层破裂压力计算结果
    Figure  7.  Calculation results of formation fracture pressure of Well L

    采用线性差值方法,计算L井钻井液循环1.25 h时井深4209.90 m处、钻井液循环2.00 h时井深2115.90 m处、钻井液循环2.75 h时井深3668.66 m处和钻井液循环3.25 h时井深2871.90 m处地层破裂压力的当量密度,并与这些井深处的实测破裂压力当量密度进行对比,结果见表2。从表2可以看出,考虑钻井液循环影响计算出破裂压力与实测破裂压力的偏差远低于不考虑钻井液循环影响时。因此,预测破裂压力时考虑钻井液循环的影响可以提高预测精度,从而提高钻井液安全密度窗口的预测精度,对安全高效钻井有重要的指导意义。

    表  2  L井地层破裂压力预测误差分析
    Table  2.  Error analysis of formation fracture pressure prediction of Well L
    井深/m钻井液循环
    时间/h
    破裂压力当量密度/(kg·L−1
    实测考虑钻井液循环不考虑钻井液循环
    2115.902.001.571.591.55
    2871.903.251.701.711.70
    3668.662.751.791.791.86
    4209.901.251.881.891.97
    下载: 导出CSV 
    | 显示表格

    1)随着距井眼中轴线的距离增大,由于钻井液液柱对岩石的束缚小于岩石之间热应变的相互束缚,径向应力呈现先增加后减小的趋势,其最大值出现在距井眼中轴线一定距离处。

    2)切向应力随着距井眼中轴线距离增大而减小,但区别于垂向应力的是:切向应力的方向发生改变,即应力状态发生了变化。井壁升温状态下,切向应力由压应力转变成拉应力;井壁降温状态下,切向应力由拉应力转变为压应力;井壁温度升至足够高时,产生的径向热应力可能加剧地层岩石的破裂。

    3)钻井液与地层之间热交换,井眼上部地层温度升高,导致地层膨胀,地层破裂压力升高;井眼下部地层温度降低,地层冷却,地层破裂压力降低。钻井液不同循环时间下,都存在地层破裂压力不变的一个临界井深,即地层破裂压力随着井深增深呈现先升高后降低的趋势,导致钻井液安全密度窗口在井眼上部增大而在井眼下部减小,不利于井壁稳定。

    4)L井计算结果表明,考虑温度影响的破裂压力偏差远小于不考虑温度影响。因此,预测地层破裂压力时考虑温度的影响,可以提高预测精度,从而提高钻井液安全密度窗口的预测精度,对安全高效钻井有重要的指导意义。

  • 图  1   无限大平板中井周应力模型

    Figure  1.   Periborehole stress model of infinite plate

    图  2   温度升高和降低情况下的井周热应力

    Figure  2.   Periborehole thermal stress under temperature increase and decrease

    图  3   距离井眼轴线不同距离处不同钻井液循环时间下的应力分布

    Figure  3.   Stress distribution under different cycle time of drilling fluid at different distances from borehole axis

    图  4   温度对井周应力的影响

    Figure  4.   Effect of temperature on periborehole stress

    图  5   不同钻井液循环时间下L井井筒温度分布

    Figure  5.   Wellbore temperature distribution of Well L under different cycle time of drilling fluid

    图  6   L井温度变化引起的附加破裂压力变化

    Figure  6.   Additional fracture pressure change caused by temperature change in Well L

    图  7   L井地层破裂压力计算结果

    Figure  7.   Calculation results of formation fracture pressure of Well L

    表  1   L井地漏试验结果

    Table  1   Leak off test results of Well L

    井眼直径/
    mm
    井深/m钻井液密度/
    (kg·L−1
    地层破裂压力
    当量密度/(kg·L−1
    508.02 115.901.211.57
    508.02 871.901.361.70
    444.53 668.661.461.79
    311.14 209.901.801.88
    下载: 导出CSV

    表  2   L井地层破裂压力预测误差分析

    Table  2   Error analysis of formation fracture pressure prediction of Well L

    井深/m钻井液循环
    时间/h
    破裂压力当量密度/(kg·L−1
    实测考虑钻井液循环不考虑钻井液循环
    2115.902.001.571.591.55
    2871.903.251.701.711.70
    3668.662.751.791.791.86
    4209.901.251.881.891.97
    下载: 导出CSV
  • [1] 潘继平,金之均. 中国油气资源潜力及勘探战略[J]. 石油学报,2004,25(2):1–6. doi: 10.3321/j.issn:0253-2697.2004.02.001

    PAN Jiping, JIN Zhijun. Potentials of petroleum resources and exploration strategy in China[J]. Acta Petrolei Sinica, 2004, 25(2): 1–6. doi: 10.3321/j.issn:0253-2697.2004.02.001

    [2] 孙宝江,张振楠. 南海深水钻井完井主要挑战与对策[J]. 石油钻探技术,2015,43(4):1–6.

    SUN Baojiang, ZHANG Zhennan. Challenges and countermeasures for the drilling and completion of deepwater wells in the South China Sea[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(4): 1–6.

    [3] 李中,方满宗,李磊. 南海西部深水钻井实践[J]. 石油钻采工艺,2015,37(1):92–95.

    LI Zhong, FANG Manzong, LI Lei. Drilling practices of deepwater well in West of South China Sea[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2015, 37(1): 92–95.

    [4]

    SUN Qiliang, WU Shiguo, CARTWRIGHT J, et al. Shallow gas and focused fluid flow systems in the Pearl River Mouth Basin, northern South China Sea[J]. Marine Geology, 2012, 315/316/317/318: 1–14. doi: 10.1016/j.margeo.2012.05.003

    [5] 方满宗,刘和兴,刘智勤,等. 南海西部深水高温高压钻井液技术研究与应用[J]. 中国海上油气,2017,29(1):89–94.

    FANG Manzong, LIU Hexing, LIU Zhiqin, et al. Research and applications of deep water HTHP drilling fluid in western South China Sea[J]. China Offshore Oil and Gas, 2017, 29(1): 89–94.

    [6] 黄熠,杨进,王尔钧,等. 南海超高温高压气井裸眼完井测试关键技术[J]. 石油钻采工艺,2020,42(2):150–155. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.04.005

    HUANG Yi, YANG Jin, WANG Erjun, et al. Key technologies for the open hole completion testing of ultrahigh temperature and high pressure gas wells in the South China Sea[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2020, 42(2): 150–155. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.04.005

    [7] 陈建国,邓金根,袁俊亮,等. 页岩储层Ⅰ型和Ⅱ型断裂韧性评价方法研究[J]. 岩石力学与工程学报,2015,34(6):1101–1105.

    CHEN Jianguo, DENG Jingen, YUAN Junliang, et al. Determination of fracture toughness of modes I and II of shale formation[J]. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering., 2015, 34(6): 1101–1105.

    [8] 高永德,董洪铎,胡益涛,等. 深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用[J]. 特种油气藏,2022,29(3):138–143.

    GAO Yongde, DONG Hongduo, HU Yitao, et al. Prediction model of equivalent circulating density of drilling fluid in deep HPHT wells and its application[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2022, 29(3): 138–143.

    [9] 李中,陈浩东,刘和兴,等. 深水窄密度窗口地层封堵承压钻井液技术[J]. 钻井液与完井液,2021,38(4):428–434.

    LI Zhong, CHEN Haodong, LIU Hexing, et al. Drilling fluid technology for plugging and strengthening formations with narrow mud weight windows in deep water drilling[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2021, 38(4): 428–434.

    [10] 王磊. 基于瞬态热流固耦合的钻井井壁稳定性分析[J]. 断块油气田,2023,30(2):331–336.

    WANG Lei. Wellbore stability analysis in drilling process based on transient thermo-fluid-solid coupling model[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2023, 30(2): 331–336.

    [11]

    HUBBERT M K, WILLIS D G. Mechanics of hydraulic fractur-ing[J]. Transactions of the AIME, 1957, 210(1): 153–168.

    [12]

    YUAN Junliang, ZHOU Jianliang, LIU Shujie, et al. An improved fracability-evaluation method for shale reservoirs based on new fracture toughness-prediction models[J]. SPE Journal, 2017, 22(5): 1704–1713. doi: 10.2118/185963-PA

    [13]

    EATON B A. Fracture gradient prediction and its application in oilfield operations[J]. Journal of Petroleum Technology, 1969, 21(10): 1353–1360. doi: 10.2118/2163-PA

    [14]

    ANDERSON R A, INGRAM D S, ZANIER A M. Determining fracture pressure gradients from well logs[J]. Journal of Petroleum Technology, 1973, 25(11): 1259–1268. doi: 10.2118/4135-PA

    [15]

    DAINES S R. The use of seismic data in the preparation of wells prognoses for wildcat wells[R]. SPE 10014, 1982.

    [16] 吴江,李炎军,张万栋,等. 南海莺歌海盆地中深层高温高压水平井钻井关键技术[J]. 石油钻探技术,2020,48(2):63–68.

    WU Jiang, LI Yanjun, ZHANG Wandong, et al. Key drilling techniques of HTHP Horizontal wells in mid-deep strata of the Yinggehai Basin, South China Sea[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(2): 63–68.

    [17]

    LEE S, REILLY J, LOWE R, et al. Accurate pore pressure and fracture pressure predictions using seismic velocities: an aid to deep water exploration and drilling design[R]. SEG-1997-2013, 1997.

    [18] 刘玉石,周煜辉,黄克累. 井眼温度变化对井壁稳定的影响[J]. 石油钻采工艺,1996,18(4):1–4.

    LIU Yushi, ZHOU Yuhui, HUANG Kelei. Temperature of borehole effect on well wall wtability[J]. Oil Drilling & Production Technology, 1996, 18(4): 1–4.

    [19] 罗鸣,吴江,陈浩东,等. 南海西部窄安全密度窗口超高温高压钻井技术[J]. 石油钻探技术,2019,47(1):8–12.

    LUO Ming, WU Jiang, CHEN Haodong, et al. Ultra-high temperature high pressure drilling technology for narrow safety density window strata in the western South China[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(1): 8–12.

    [20]

    ROCHA L A S, FALCÃO J L, GONÇALVES C J C, et al. Fracture pressure gradient in deepwater[R]. SPE 88011, 2004.

    [21] 李嗣贵,邓金根,蔚宝华,等. 高温井地层破裂压力计算技术[J]. 岩石力学与工程学报,2005(增刊2):5669–5673.

    LI Sigui, DENG Jingen, YU Baohua, et al. Formation fracture pressure calculation in high temperatures wells[J]. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 2005(supplement2): 5669–5673.

    [22] 邓金根,刘杨,蔚宝华,等. 高温高压地层破裂压力预测方法[J]. 石油钻探技术,2009,37(5):43–46.

    DENG Jingen, LIU Yang, YU Baohua, et al. Formation fracture pressure prediction method in high temperature and high pressure formations[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2009, 37(5): 43–46.

    [23]

    ORIJI A B, OGBONNA J F, A new fracture gradient prediction technique that shows good results in Gulf of Guinea wells[R]. SPE 161209, 2012.

    [24] 田波,周建良,刘正礼,等. 南海深水探井破裂压力计算模型研究[J]. 化学工程与装备,2014(11):40–43.

    TIAN Bo, ZHOU Jianliang, LIU Zhengli, et al. Study on fracture pressure calculation model of South China Sea deepwater exploration wells[J]. Chemical Engineering & Equipment, 2014(11): 40–43.

    [25]

    KINIK K, WOJTANOWICZ A K, GUMUS F, Temperature-induced uncertainty of the effective fracture pressures: assessment and control[R]. SPE 170316, 2014.

    [26] 贾利春,陈东,黄兵. 温度对岩石力学特性及井壁稳定性的影响[J]. 钻采工艺,2017,40(5):15–18.

    JIA Lichun, CHEN Dong, HUANG Bing. Effects of temperature on rocks mechanics and wellbore stability[J]. Drilling & Production Technology, 2017, 40(5): 15–18.

    [27] 曹文科,邓金根,谭强,等. 深水钻井热交换作用下的井壁稳定性分析[J]. 中国安全生产科学技术,2017,13(6):53–57. doi: 10.11731/j.issn.1673-193x.2017.06.008

    CAO Wenke, DENG Jingen, TAN Qiang, et al. Analysis on stability of borehole under the effect of heat exchange in deepwater drilling[J]. Journal of Safety Science and Technology, 2017, 13(6): 53–57. doi: 10.11731/j.issn.1673-193x.2017.06.008

    [28] 吴怡,谢仁军,刘书杰,等. 考虑温度效应的高温高压直井井壁稳定性规律[J]. 断块油气田,2019,26(2):253–256. doi: 10.6056/dkyqt201902025

    WU Yi, XIE Renjun, LIU Shujie, et al. Wellbore stability rule of high temperature and high pressure vertical well considering temperature effect[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2019, 26(2): 253–256. doi: 10.6056/dkyqt201902025

    [29]

    AHMED S A, MAHMOUD A A, ELKATATNY S, et al. Prediction of pore and fracture pressures using support vector machine[R]. IPTC 19523, 2019.

    [30] 徐芝纶. 弹性力学: 上册[M]. 4版. 北京: 高等教育出版社, 2006.

    XU Zhilun. Elasticity mechanics: volume 1[M]. 4th ed. Beijing: Higher Education Press, 2006.

    [31] 李忠慧,赵毅,楼一珊,等. 海洋深水井钻井过程中井筒温度的变化规律[J]. 天然气工业,2019,39(10):88–94.

    LI Zhonghui, ZHAO Yi, LOU Yishan, et al. Changing laws of wellbore temperature during offshore deepwater well drilling.[J]. Natural Gas Industry, 2019, 39(10): 88–94.

  • 期刊类型引用(4)

    1. 吴艳辉,黄洪林,罗鸣,李文拓,马传华,代锐,李军. 深水深层高温高压裂缝性呼吸效应动态响应特征. 钻井液与完井液. 2025(02): 167-179 . 百度学术
    2. 顾启林,宋宏志,林涛,章宝玲,季正欣,江群,安宏鑫,房清超. 海上稠油热采井新型隔热油管扶正器的研制与应用. 特种油气藏. 2025(02): 162-167 . 百度学术
    3. 李壮,苗典远,赵建,刘书杰,殷志明,徐一龙,田得强. 基于数字孪生的海上井控应急处置系统研究. 中国应急救援. 2024(06): 11-15 . 百度学术
    4. 田山川,甘仁忠,肖琳,丁乙,魏瑞华,陈晓文,徐永华,梁利喜. 准噶尔盆地南缘异常高压泥岩段地层压力预测方法. 特种油气藏. 2024(05): 20-30 . 百度学术

    其他类型引用(0)

图(7)  /  表(2)
计量
  • 文章访问数:  265
  • HTML全文浏览量:  106
  • PDF下载量:  104
  • 被引次数: 4
出版历程
  • 收稿日期:  2022-08-21
  • 修回日期:  2023-05-24
  • 网络出版日期:  2023-08-24
  • 刊出日期:  2023-11-24

目录

/

返回文章
返回