本文選題：準(zhǔn)噶爾盆地　切入點(diǎn)：黏土礦物　出處：《科學(xué)技術(shù)與工程》2017年28期 　論文類型：期刊論文

【摘要】：準(zhǔn)噶爾盆地南緣山前安集海河組和紫泥泉子組地層鉆井過程中易發(fā)生遇阻、卡鉆、井漏等井下復(fù)雜事故。為研究這兩組地層井壁失穩(wěn)的原因,從巖心的黏土礦物組分、微觀結(jié)構(gòu)、力學(xué)性能、分散膨脹性能的角度,同時(shí)結(jié)合典型井的測井等數(shù)據(jù),研究地層的坍塌壓力和破裂壓力的當(dāng)量密度,綜合分析井壁失穩(wěn)機(jī)理。研究認(rèn)為:安集海河組和紫泥泉子組地層均具有黏土含量高(30%)、伊/蒙混層含量高(57%)且混層比高(55%)的特點(diǎn),電鏡掃描顯示巖心表面含有大量伊/蒙混結(jié)構(gòu),因此,鉆井液濾液依靠壓差和毛細(xì)管作用侵入地層是造成地層非均勻水化膨脹是地層失穩(wěn)的主要原因;巖屑的回收率和膨脹率結(jié)果可見地層具有高分散高膨脹的特點(diǎn),極易造成井壁坍塌及鉆井液性能惡化;巖心實(shí)驗(yàn)顯示巖心抗壓強(qiáng)度較低,經(jīng)水基鉆井液浸泡后破碎或者產(chǎn)生裂紋,油基鉆井液浸泡抗壓強(qiáng)度下降,說明巖心本身的抗壓強(qiáng)度低也是地層不穩(wěn)定的本質(zhì)原因;另外,地層孔隙壓力高,鉆井液安全密度窗口窄,鉆井液密度控制不當(dāng)也是導(dǎo)致地層失穩(wěn)(漏失和坍塌)的重要原因。
[Abstract]:In order to study the reasons for the instability of formation wall in the south margin of Junggar Basin, the formation of Anjihaihe formation and Ziniequanzi formation in the southern margin of Junggar Basin are prone to some complicated downhole accidents, such as blocking, drilling, well leakage, etc. In order to study the clay mineral components in the core, The angle of microstructure, mechanical property, dispersive expansion performance, and combining with the logging data of typical wells, the equivalent density of collapse pressure and fracture pressure of formation is studied. The mechanism of wellbore instability is analyzed synthetically. It is considered that both the formation of the Anji Haihe formation and the Zinequanzi formation have the characteristics of high clay content (30%), high content of Yi / Mongolian layer (57%), and high mixing layer ratio (55%). Scanning electron microscope (SEM) shows that there are a large number of Iran / monolayer structures on the core surface. Therefore, the drilling fluid filtrate invades the formation by pressure difference and capillary action, which is the main cause of formation instability caused by heterogeneous hydration expansion. The results of recovery rate and expansion rate of cuttings show that the formation is characterized by high dispersion and high expansion, which can easily cause wall collapse and deterioration of drilling fluid performance, and core experiments show that core compressive strength is low, After being soaked in water-based drilling fluid, the fracturing or cracking occurs, and the immersion compressive strength of oil-base drilling fluid decreases, which indicates that the low compressive strength of the core itself is also the essential cause of formation instability. In addition, the formation pore pressure is high. The narrow window of drilling fluid safety density and improper control of drilling fluid density are also the important causes of formation instability (leakage and collapse).
【作者單位】： 中國石油天然氣股份有限公司新疆油田公司工程技術(shù)研究院;長江大學(xué)石油工程學(xué)院油氣鉆采工程湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室;
【基金】：中國石油新疆油田公司項(xiàng)目(XJYT-gcjsyjy-2016-JS-223)資助
【分類號】：TE28

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本文編號：1558302