Borehole Stability of Shale Oil Horizontal Wells under Multi-Field Coupling Conditions

Duan Zhifeng; Lu Hongjun; Ouyang Yong; Xin Qingqing; Yang Le; Teng Yuxiang

doi:10.12473/CPM.202506033

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Borehole Stability of Shale Oil Horizontal Wells under Multi-Field Coupling Conditions

DRILLING TECHNOLOGY AND EQUIPMENT | 更新时间：2026-10-15

- Borehole Stability of Shale Oil Horizontal Wells under Multi-Field Coupling Conditions
- China Petroleum Machinery Vol. 54, Issue 9, Pages: 29-37(2026)
- 作者机构：
  
  中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院
  低渗透油气田勘探开发国家工程实验室
- 作者简介：
- 基金信息：
- DOI：10.12473/CPM.202506033
  CLC： TE243
- Received：11 June 2025，
  
  Revised：2026-03-06，
  
  Accepted：07 January 2026，
  
  Published：25 September 2026
- 稿件说明：
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段志锋，陆红军，欧阳勇，等.页岩油水平井多场耦合条件下井壁稳定性研究［J］.石油机械，2026，54（9）：29-37.

Duan Zhifeng，Lu Hongjun，Ouyang Yong，et al.Borehole stability of shale oil horizontal wells under multi-field coupling conditions［J］.China Petroleum Machinery，2026，54（9）：29-37.
段志锋，陆红军，欧阳勇，等.页岩油水平井多场耦合条件下井壁稳定性研究［J］.石油机械，2026，54（9）：29-37. DOI： 10.12473/CPM.202506033.

Duan Zhifeng，Lu Hongjun，Ouyang Yong，et al.Borehole stability of shale oil horizontal wells under multi-field coupling conditions［J］.China Petroleum Machinery，2026，54（9）：29-37. DOI： 10.12473/CPM.202506033.

摘要

针对页岩油水平井钻井过程中页岩地层富含微裂缝、遇水易产生强烈水化膨胀进而导致井壁坍塌严重的工程难题，构建了一种能准确反映流体渗流、岩石力学变形及化学水化作用多场耦合过程的数值模型。通过三轴压缩试验测定庆城页岩黏聚力与内摩擦角等参数，利用吸水膨胀试验获取膨胀应变规律。基于断裂力学理论与有限离散元方法（FDEM），构建流-固-化（HMC）耦合模型，并通过试验与现场数据进行验证。研究揭示了页岩井壁失稳的物理力学全过程：钻井液在压差作用下入渗并诱发黏土矿物水化，导致岩石强度劣化并产生微裂纹，孔隙压力沿微裂纹迅速扩散，扩散半径在200 h内由0.4倍井径扩大至0.9倍井径。参数敏感性分析表明：钻井液密度过小（<1.20 g/cm³）会直接诱发裂纹并强化水化作用，导致短时大范围坍塌（面积占比达21%）；钻井液黏度在低密度条件下对坍塌抑制作用显著，而在高密度下贡献有限；地层膨胀系数由0.2增至1.0时，坍塌面积占比由8.5%骤增至32.8%；钻进方向与最大水平主应力夹角越小，应力集中越不利，坍塌面积占比随夹角减小系统性增大。HMC耦合模型相较于传统模型能更准确地预测坍塌周期与规模，建议庆城区块水平段钻井液密度取1.25~1.30 g/cm³，黏度控制在0.04~0.06 Pa·s。研究结果可为庆城区块页岩油水平井钻井参数及钻井液优化提供指导，也可为井壁控制提供理论依据。

Abstract

During drilling of shale oil horizontal wells， shale formations with abundant micro-fractures are prone to strong hydration swelling once exposed to water， consequently leading to severe borehole collapse. To address this engineering problem， a numerical model that can accurately reflect the multi-field coupling process of fluid seepage， rock mechanical deformation and chemical hydration was constructed to provide a theoretical basis for drilling parameter optimization and borehole stability control of shale oil horizontal wells in the Qingcheng block. Parameters such as cohesion and internal friction angle of shales in the Qingcheng block were measured through triaxial compression tests， and the swelling strain patterns were determined through water absorption and welling experiments. Based on the fracture mechanics theory and the finite discrete element method （FDEM）， a hydro-mechanical-chemical （HMC） coupling model was constructed and verified by experimental data and field data. The study reveals the whole physical and mechanical process of borehole instability in shale formations： the drilling fluid infiltrates under the differential pressure and induces hydration of clay minerals， leading to degradation of rock strength and generation of microcracks； the pore pressure diffuses rapidl

y along the microcracks， with the diffusion radius expanding from 0.4 to 0.9 times the borehole diameter within 200 h. Parameter sensitivity analysis shows that insufficient drilling fluid density （

1.20 g/cm

） directly induces cracks and intensifies hydration， resulting in large-scale collapse within a short time （the area ratio reaches 21%）. The drilling fluid viscosity has a significant inhibitory effect on collapse under low-density conditions but few contributions to borehole stability under high drilling fluid density. When the formation swelling coefficient increases from 0.2 to 1.0， the collapse area increases sharply from 8.5% to 32.8%. The smaller the angle between the drilling direction and the maximum horizontal principal stress direction， the more unfavorable the stress concentration， with the collapse area increasing systematically as the angle decreases. Compared with traditional models， the HMC coupling model can more accurately predict the collapse cycle and scale. The drilling fluid density of 1.25-1.30 g/cm

and viscosity of 0.04-0.06 Pa·s are recommended for horizontal wellbore in the Qingcheng block. This study provides engineering guidance for trajectory design and drilling fluid optimization.

关键词

Keywords

references

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