杨虎，薛晓军，陈向辉，李秀彬，解俊昱，张伟
(1.中国石油大学(北京)克拉玛依校区 石油学院，新疆 克拉玛依 834000；
2.中国石油 西部钻探工程有限公司 地质研究院，新疆 克拉玛依 834000；
3.中国石油 新疆油田分公司 工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000)
在裂缝发育的地层钻井时，井漏频繁，钻井工程复杂。井漏多发生在裂缝、不整合面、断层、破碎带等发育的地层中，漏失量大，漏失速度快[1-2]。由于裂缝形态复杂，漏失引起的储集层损害原因多样。天然裂缝在地层中分布不均匀，其表面粗糙程度、形态样式、开启度和充填物也不同，缝长从几厘米到几千米，缝宽为10～200 μm，这些因素影响井漏，增加了控制井漏的难度[3]。
国内外学者普遍认为，漏失压力近似等于破裂压力[4-5]。然而，因地层中存在天然裂缝与孔隙或孔洞的复合结构，多数裂缝性地层漏失压力远小于地层破裂压力。目前，裂缝性地层漏失压力模型多数是基于大量实钻数据的模糊数学统计[6-9]，模型中经验系数的准确性取决于样本品质，未综合地层裂缝张合、连通及充填情况，分析地层孔隙压力及地应力对地层漏失压力的影响，仅适用于单一裂缝状态，不具推广价值。
本文以克拉美丽气田火成岩气藏为例，开展裂缝漏失机理研究，建立不同裂缝状态的漏失压力评价模型，并依据地层孔隙压力、地应力等参数，求取克拉美丽气田裂缝性火成岩不同井段的漏失压力，确定钻井液安全密度窗口和有效防漏措施。
克拉美丽气田是准噶尔盆地天然气主力储量区[10-11]，位于准噶尔盆地陆梁隆起滴南凸起西端。滴南凸起东抵卡拉麦里山，西连石西凸起，南邻东道海子凹陷，北接滴水泉凹陷。整体构造形态为南北两侧被边界断裂切割、向西倾伏的大型鼻状构造，在鼻状隆起上发育滴西18 井低幅度背斜等小构造[11-13]。目前，克拉美丽气田有滴西17 井区、滴西14 井区、滴西18井区和滴西10井区4个井区。
1.1 岩相与岩性特征
研究区地层自上而下发育白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系和石炭系，天然气主要储集层为石炭系巴塔玛依内山组火成岩[12-15]。巴塔玛依内山组火成岩以先溢流后爆发为主，下部多为火山溢流相或浅层侵入相，上部多为爆发相，爆发相既有中心式喷发，也有裂隙式喷发[15]。克拉美丽气田不同井区石炭系火成岩岩相分布存在差异[15-16]，整体呈近北东—南西向条带状展布。东部滴西18 井区以爆发相和侵入相为主，西部滴西17 井区和滴西14 井区以溢流相为主，火山沉积相只在局部发育(图1)。溢流相以火山熔岩为主，包括玄武岩和安山岩；
爆发相以火山碎屑岩为主，包括凝灰岩和火山角砾岩；
侵入相以次火山岩为主，包括花岗斑岩和二长玢岩。各井区火成岩岩性占比差异较大(图2)。
图1 克拉美丽气田石炭系火成岩岩相分布Fig.1.Lithofacies distribution of Carboniferous igneous rocks in Kelameili gas field
图2 克拉美丽气田各井区石炭系岩性比例Fig.2.Lithology proportion of Carboniferous strata in well blocks in Kelameili gas field
1.2 火成岩孔隙和裂缝特征
研究区巴塔玛依内山组火成岩储集空间主要为溶孔、气孔和裂缝[16-18](图3)，工业气层主要为凝灰质角砾岩、玄武岩和花岗斑岩。
图3 克拉美丽气田火成岩储集空间类型Fig.3.Types of reservoir spaces in igneous rocks in Kelameili gas field
研究区巴塔玛依内山组火成岩的裂缝发育程度主要受岩性控制。花岗斑岩、二长玢岩等次火山岩裂缝最发育；
玄武岩、安山玄武岩等火山熔岩次之(图4)。裂缝发育也受断裂控制，靠近滴水泉西断裂及其次级断裂的区域，裂缝最发育，如滴西18 井、滴西182井和滴402井。同时，也受构造位置的影响，构造高部位裂缝发育程度高，如滴西14 井、滴403 井和滴西171井。
图4 研究区巴塔玛依内山组不同岩性裂缝发育情况Fig.4.Development of fractures by lithologies in the Batamayineishan formation in the study area
克拉美丽气田石炭系火成岩中，裂缝主要包括天然裂缝和诱导缝，分别占84.0%和16.0%。裂缝以斜交缝和直立缝为主，约占72.0%。火山碎屑岩中裂缝开启程度高，开启缝约占91.5%，部分裂缝处于充填或半充填状态；
火山熔岩和次火山岩裂缝多处于闭合状态。克拉美丽气田所有井区石炭系均发生过井漏，截至2019年底，共发生井漏85井次，不同岩性和层位的漏失程度不同，漏失量较大，且井漏之后造成井壁失稳。
裂缝性地层发生井漏受3 个要素影响[19-20]：钻井液柱压力大于地层压力；
地层中裂缝开启或由闭合转为开启状态，具备一定体积的钻井液储集空间；
裂缝漏失后钻井液无法有效封堵漏失通道。地层中裂缝主要分为天然裂缝和诱导缝，由于井壁周围的诱导缝难以沟通较大储集空间，井漏多发生在天然裂缝中。漏失压力是钻井液进入地层漏失通道所需的最低压力，其值等于地层孔隙压力与钻井液在地层漏失通道中流动所需的压力之和。由于裂缝性地层中裂缝的产状、开启程度及充填情况存在差异，不同类型的天然裂缝，其漏失机理和漏失压力计算方法不同。
2.1 开启良好且充填的天然裂缝
由于裂缝开启存在漏失通道，钻井液漏失的条件是井筒压力大于地层孔隙压力、钻井液在通道中的流动阻力及井壁泥饼产生的阻力之和，即：
式中ffr——钻井液在通道中的流动阻力，MPa；
fmc——井壁泥饼产生的阻力，MPa；
pL1——开启良好且充填的天然裂缝地层漏失压力，MPa；
pp——地层孔隙压力，MPa。
2.2 开启良好且无充填的天然裂缝
针对地层裂缝处于开启的自然漏失，由于裂缝宽度较大，钻进到此地层漏失量较大，井壁漏失压力与地层孔隙压力基本相当。因此，地层漏失压力可视为地层孔隙压力，即：
式中pL2——开启良好且无充填的天然裂缝地层的地层漏失压力，MPa。
2.3 闭合状态且无充填的天然裂缝
对裂缝处于闭合状态的地层，钻井液要流入地层，需要裂缝重新开启，克服上覆岩层压力和最小水平主应力的综合作用。因此，地层漏失压力等于裂缝重新开启压力，即：
式中pL3——闭合状态且无充填的天然裂缝地层的地层漏失压力，MPa；
pL3d——闭合状态且无充填的斜交缝地层的地层漏失压力，MPa；
pL3s——闭合状态且无充填的直劈缝地层的地层漏失压力，MPa；
poa——裂缝重新开启压力，MPa；
θ——裂缝倾角，(°)；
σh——最小水平主应力，MPa；
σv——上覆岩层压力，MPa。
克拉美丽气田火成岩地层裂缝非常发育，部分以凝灰岩为主地层中的裂缝处于开启状态，但多被泥质充填[12，15]。钻进到此裂缝性地层时，钻井液易发生漏失，漏失压力往往高于地层孔隙压力。由于容易突破堵塞，漏失液体进入裂缝通道中，漏失速度及漏失量均较大。实钻数据表明，漏失压力与孔隙压力的压力系数差为0.15～0.25。以安山岩、玄武岩和流纹岩为主的火成岩地层裂缝处于应力闭合状态，多为直劈缝和斜交缝，漏失压力必须克服裂缝的开启压力(最小水平主地应力)。实钻数据表明，漏失压力与孔隙压力的压力系数差为0.30～0.50。
本文对克拉美丽气田3 个井区的石炭系地应力进行模拟，开展地层孔隙压力的测井评价，通过实钻井的漏失压力进行精细对比。
3.1 地应力评价
测井解释地应力方向包括FMI 成像测井观察诱导缝和双井径测井筛选井眼崩落角2 种方法[3，18-19]，采用上述2 种方法，确定克拉美丽气田最大水平主应力方向[20-22]。其中，滴西14井区为160°～175°；
滴西17井区为165°～180°；
滴西18井区为105°～120°。
以测井资料为基础，利用斯坦福大学地应力模型[3]计算克拉美丽气田地应力，用水力压裂泵压进行校正，得到滴西14 井、滴西17 井和滴西18 井的地应力剖面(图5)。克拉美丽气田水平主应力之间有一定的差值，最小水平主应力为1.55～1.65 g/cm3，最大水平主应力为1.90～2.54 g/cm3。3 个主应力之间，最大水平主应力大于垂向应力大于最小水平主应力。垂向应力和最小水平主应力与埋藏深度呈近线性关系，地应力变化连续，不存在异常高值。最小水平主应力的变化趋势与孔隙压力相同，最大水平主应力的变化趋势与孔隙压力相反。
图5 克拉美丽气田各井区地应力剖面Fig.5.In-situ stress profiles of well blocks in Kelameili gas field
3.2 石炭系漏失压力规律
利用测井资料求取克拉美丽气田石炭系孔隙压力，统计完钻井试油压力，校正各井区地层孔隙压力。统计石炭系井漏压力当量密度，确定各井区石炭系漏失压力。滴西14 井区石炭系上部凝灰岩及砂泥岩地层孔隙压力系数与漏失压力系数相差0.08～0.15，属开启型充填中阻天然裂缝漏失；
下部火山熔岩地层孔隙压力系数与漏失压力系数相差0.25～0.35，属闭合型天然裂缝漏失。滴西17 井区石炭系上部凝灰岩及砂泥岩地层孔隙压力系数与漏失压力系数相差0.04～0.05，属开启型无充填高导裂缝漏失；
下部火山熔岩地层孔隙压力系数与漏失压力系数相差0.28～0.32，属闭合型天然裂缝漏失。滴西18 井区石炭系上部凝灰岩及砂泥岩地层孔隙压力系数与漏失压力系数相差0.12～0.32，属开启型充填高阻天然裂缝漏失。
统计实钻资料，明确了克拉美丽气田各井区石炭系裂缝漏失压力规律(表1)：石炭系上部多是以凝灰岩、火山角砾岩和砂泥岩为主的爆发相和沉积相地层，裂缝处于开启状态，多数被泥质充填，钻进到该裂缝性地层时，钻井液易漏失，漏失压力略高于孔隙压力，即钻井液安全密度窗口极小，漏失压力模型可选用(1)式或(2)式。石炭系中—下部是以安山岩、玄武岩和花岗斑岩为主的溢流相或侵入相地层，裂缝处于应力闭合状态，漏失压力必须克服裂缝的张开压力。由于该地层多为直劈缝和斜交缝，漏失压力与主地应力相关，漏失压力模型可选用(3)式—(5)式。
表1 克拉美丽气田各井区石炭系裂缝性地层孔隙—漏失压力规律Table 1.Pore and leakage pressures in Carboniferous fractured formations in well blocks of Kelameili gas field
3.3 典型井漏失压力分析
以滴西172井为例，钻揭石炭系井深为3 480.00—3 840.00 m，岩性为玄武岩、安山岩、凝灰岩及火山角砾岩，破裂压力远大于孔隙压力、坍塌压力和漏失压力(图6)。该井石炭系上部3 485.00—3 610.00 m 井段漏失压力与孔隙压力接近，钻井液安全密度窗口极小，采用密度为1.38 g/cm3的钻井液钻至井深3 751.29 m和3 795.30 m 时发生严重井漏[23]。因此，钻井液密度大于上部地层漏失压力是井漏的原因。滴西172 井的井漏也可由该井岩心观察得到佐证。石炭系全尺寸岩心中安山岩和玄武岩多见直劈天然微裂缝，缝长为1.50～2.19 cm，缝宽为0.5～1.0 mm，缝面较平整，充填物为方解石。岩心分析表明，滴西172 井石炭系以玄武岩和安山岩为主的上部地层，裂缝为开启状态，多数被泥质充填，地层漏失压力略高于地层孔隙压力，二者当量密度相差0.15～0.20 g/cm3。以凝灰岩、角砾岩和花岗岩为主的石炭系中—下部，裂缝处于闭合状态，井漏时钻井液必须克服裂缝重新开启压力，其漏失压力约等于最小水平主应力，钻井液安全密度为0.30～0.40 g/cm3。
图6 滴西172井石炭系岩石力学与地层压力剖面Fig.6.Mechanical and formation pressure profiles of Carboniferous rocks in Well Dixi 172
克拉美丽气田石炭系气藏多采用水平井开发[21-22]，由于区域主地应力差异明显，水平井井轨迹在不同井斜和方位条件下，地层漏失压力有所差异[24-25]。因此，开展石炭系储集层漏失压力在不同井轨迹下的变化规律研究，有助于水平井的安全钻进。石炭系天然裂缝面通常垂直于最小水平主应力方向，水平井沿最小水平主应力方向虽然可有效提高裂缝钻遇率，但随着井斜角增大，漏失压力逐渐下降，安全密度窗口变小[24-25]。水平井方位为北东—南西向时，井斜角从0°增大至90°，漏失压力系数由1.55 降至1.38。因此，石炭系裂缝地层宜采用近平衡精细控压钻水平井，设计钻井液密度为1.27～1.34 g/cm3。
(1)克拉美丽气田火成岩岩性决定了原生孔及裂缝的大小和数量，是储集层发育的主控因素，火成岩储集空间主要为溶孔、气孔和裂缝，是井漏时钻井液的漏失流动空间。火成岩的裂缝发育程度主要受岩性控制，次火山岩和火山熔岩裂缝较发育，且多为应力闭合状态。火山碎屑岩中裂缝较少，但开启程度高，部分裂缝处于充填及半充填状态，为井漏时钻井液提供很好的导流通道。
(2)克拉美丽气田石炭系上部的沉积相和爆发相地层裂缝开启，多被泥质充填，钻井液易发生漏失，漏失压力略高于孔隙压力，即钻井液安全密度窗口极小；
中—下部的溢流相或侵入相地层裂缝处于应力闭合状态，漏失压力必须克服裂缝重张压力，由于多为直劈缝和斜交缝，漏失压力与主地应力相关。
(3)钻遇石炭系上部时，采用随钻屏蔽堵漏钻井液，强化裂缝封堵，提高井壁承压能力，或采用密度为1.15～1.25 g/cm3的钻井液，实现欠平衡压力钻井；
钻遇石炭系中—下部时，建议采用近平衡精细控压钻井。