裂縫性儲層裸眼井壁失穩影響因素分析

劉志遠 陳 勉 金 衍 楊向同 盧運虎

（1.中國石油大學石油工程學院，北京 102249； 2.塔里木油田公司，新疆庫爾勒 841000）

碳酸鹽巖裂縫性儲層井壁失穩易造成地層垮塌、堵塞、埋卡測試管柱，以及生產過程中隨著地應力及井底壓力的變化造成儲層出砂等復雜情況［1-2］，引起井眼報廢，嚴重影響生產施工的進程。對于井壁失穩問題前人已做過大量的理論研究［3-7］，但針對裂縫性儲層溫度高及弱面水化作用強的裸眼井壁失穩的模型研究很少。因此，筆者結合工程地質特點，選用弱面模型［8］，建立井壁穩定的綜合預測模型，對高溫深井裂縫性裸眼井井壁垮塌原因進行分析，為試油過程中井壁穩定及測試壓差進行評估和設計提供依據。

1 垮塌井區域概況

垮塌井主要處于油區北斜坡上，斷裂十分發育，其南部隆起，北部邊緣為坡折帶，油氣沉積多以碳酸鹽巖為主，儲層位于奧陶系，油氣富集區多為縫洞發育區，主要特點是天然裂縫發育，隨機分布性強，為油氣運移的主要通道，但大量縫洞系統的存在為油氣儲存和運移提供便利的同時也給井壁穩定造成諸多不利影響。

2 垮塌的影響因素

2.1 水化作用

垮塌井裸眼段均位于奧陶系良里塔格組及鷹山組，巖性段主要表現為顆粒灰巖段、含泥灰巖段以及含云灰巖段，垮塌層巖性集中表現為含泥灰巖。垮塌井在試油垮塌前巖層受井內流體的浸泡時間較長，一般為30～60 d，在長時間浸泡作用下，含泥灰巖地層吸水導致巖石的彈性模量與泊松比發生較大變化易導致井壁穩定性變差［9］，公式（1）及公式（2）為井周巖石彈性模量與泊松比隨吸水量的變化關系。

式中，E 為吸水后彈性模量；E1、E2為系數，由試驗確定； v 為吸水后的泊松比； v0為原始地層的泊松比； W 為地層含水量； Wa為井壁處的含水量。同時，對于裂縫發育層段，井內流體在高壓下優先滲入縫內，使縫內膠結物的物化性質發生變化，弱面強度大幅降低，井壁穩定性急劇下降。

2.2 天然裂縫

從現場資料統計來看，垮塌井裸眼段裂縫較為發育（圖1），裂縫多為高角度縫，傾角為60～85°，傾向為110～150°。鉆遇后地層受到極大擾動，此時大量縫洞系統的存在使井周巖石的松馳程度大幅增加，削弱了井周巖石與整體巖層的聯接性和固結性，地層易發生弱面破壞，使井壁穩定的臨界試油壓差減小。對圖1 所示垮塌井段巖性相近而裂縫產狀不同的巖心試樣，在相同條件下進行室內實驗，分析縫洞結構不同的情況下巖石強度的變化規律，結果見表1。

圖1 垮塌井區裸眼段巖心裂縫發育情況

表1 垮塌井段巖石強度隨縫洞結構的變化情況

實驗結果表明，當裂縫傾角為90°及0°時巖石抗壓強度較高，而當裂縫傾角為60°及45°時巖石抗壓強度值均小于90°及0°時的情況，從實驗結果分析來看，隨著裂縫傾角的增加，巖石強度依次表現為先減小后增加的趨勢，且孔洞型巖層的巖石強度在本組實驗中小于裂縫性巖石的強度，同時通過對實驗后孔洞型巖樣的破壞面結構進行觀察分析表明，破壞處巖石孔洞發生粉碎性損傷，孔洞結構破壞嚴重，說明在加壓過程中孔洞型巖石的承壓能力有限，一般小于裂縫性巖石。

2.3 地層構造

垮塌井的構造特點除了裂縫發育之外，還表現為：（1）處于局部構造的高點；（2）垮塌井均位于走滑斷裂上。垮塌井的相關鄰井均無類似的斷裂構造特點。局部構造位置的高點處地層應力復雜，巖石受張應力作用較大，地層鉆遇后，在較大張力作用下，應力嚴重失衡，易發生坍塌事故，同時，在斷裂較為發育的井周區域，出現應力集中［10］，也極易引發井壁垮塌。除上述各影響因素以外，裸眼儲層垮塌還與油藏深度、地層壓力、地層膠結情況、起下管柱等因素有關。

3 垮塌模型的建立

基于垮塌層井周圍巖層水化作用強、裂縫發育、構造應力復雜等特點，考慮上述3 種主要影響因素建立了垮塌模型，對垮塌井垮塌機理進行了分析及壓差設計。模型中假設裂縫性井壁地層為連續介質體，巖石所受的應力是地應力、孔隙壓力、井內液柱壓力、流體滲流、溫度場及地層水化共同作用的結果，直井井壁中的應力分量在柱坐標系中可表示為［9，11］

其中

式中，α 為比奧系數；a、b 為與溫度有關的參數；Rw為井眼半徑，m；pw為井底壓力，MPa；p0為地層壓力，MPa；σr，σθ，σz為柱坐標中的應力分量，MPa；σH為水平最大地應力，MPa；σh為水平最小地應力，MPa；σv為垂直地應力，MPa；E 為彈性模量，GPa；v0為吸水前原始地層的泊松比，小數；vfr為巖石骨架泊松比，小數；θ 為井周角，°； αm為材料的熱膨脹系數。

假定弱面的抗剪強度服從莫爾庫侖準則［12］

由莫爾應力圓理論，作用于弱面上的法向應力σ 和剪應力τ 為［12］

將式（5）代入式（4）整理，可得到沿弱面產生剪切破壞的條件為［13］

式中，φw為弱面的內摩擦角,°；Cw為弱面的黏聚力，MPa；σ1、σ3為井壁上最大、最小主應力，MPa；μw為弱面的內摩擦因數，小數；β 為弱面的法向與σ1夾角，當β →φw或β →90°時，（σ1–σ3）都趨于無窮大，井壁不可能沿弱面發生破壞，而只能產生剪斷巖體破壞，破壞面方向為β=45°+φ0/2，°；φ0為巖塊的內摩擦角，°。

對于σθ＞σz＞σr的情況，將式（3）代入式（6），可得到井壁穩定的最小井底壓力

對于σz＞σθ＞σr的情況，由式（3）和式（6），可得井壁沿著裂縫破壞時的臨界井底壓力

對于σz＞σr＞σθ的情況，由式（3）和式（6）得井壁沿著裂縫破壞時的臨界井底壓力為

其中 ξ= (1-μwcotβ )sin2β

μw=tanφw

4 井壁穩定的影響因素分析

由垮塌井區應力分布特點，討論σθ＞σr＞σz的情況。選取垮塌井深6 219 m，計算并分析各因素對井壁穩定性的影響規律，上覆巖層壓力2.45 MPa/100 m，水平最大地應力2.2 MPa/100 m，水平最小地應力1.95 MPa/100 m，地層孔隙壓力71 MPa，弱面黏聚力7 MPa，弱面內摩擦角20°，本體黏聚力14 MPa，本體內摩擦角32°，彈性模量41 GPa，泊松比0.24，比奧系數0.85。

4.1 水化后弱面強度的影響

垮塌層段天然裂縫發育，受井內流體的浸泡時間長，易產生水化作用，強度降低，導致井壁失穩，同時，由上述垮塌模型分析知，隨著水化后弱面黏聚力及弱面內摩擦因數的降低（圖2），維持井壁穩定的最小井底壓力增加，生產壓差減小，即弱面強度越低井壁的穩定性越差，因此，在鉆井及試油過程中應避免儲層長時間浸泡在鉆井液或其他外來流體中對井壁穩定造成不利的影響。

圖2 水化后弱面摩擦因素、黏聚力對井壁穩定的影響

4.2 裂縫產狀的影響

裂縫的存在使井壁相對容易失穩，通過模型分析了碳酸鹽巖裸眼儲層水化后不同裂縫產狀對井壁穩定的影響，分析認為：（1）最不穩定的點在地層弱面法向與最大水平地應力夾角60°±5°范圍內；（2）一般說來，在地層傾向近水平最小地應力方位范圍時，地層傾角越大，井壁越不穩定。在地層傾向近水平最大地應力方位范圍時，地層傾角越大，井壁的不穩定性先增強后削弱，在傾角30°處達到極大值；（3）鉆井最為安全的地層是低傾角（小于20°），弱面傾向近水平最小地應力方位；其次是高傾角（大于60°），弱面傾向近水平最大地應力方位；最不安全的是傾向近水平最大地應力方位，傾角30°附近處，并隨著傾向偏離水平最大地應力方位，傾角增大，穩定性沒有明顯的提高（圖3）。

圖3 垂直井井壁穩定的最小井底壓力與弱面產狀的關系

從垮塌井的裂縫分布特征來看，裂縫傾角為60～85°，傾向為110～150°，處在井壁不穩定區間內，易出現垮塌現象。

同時，該綜合模型與不考慮弱面水化強度及溫度場效應的模型相比，其對維持井壁穩定的最小井底壓力的預測值高出2～3 MPa，預測精度提高，極大地降低了井壁失穩的風險。

4.3 地應力的影響

垮塌井區地質構造復雜，地應力受地層情況的影響波動幅度大，最大水平地應力在高應力區接近上覆巖層壓力，該不穩定的地應力環境造成儲層井眼剖面上的井壁穩定性變化大，圖4b 所示為R1 井在6 125～6 345 m 井段內其他參數變化不大的條件下隨著圖4a 中地應力的變化維持井壁穩定的最小井底壓力的變化情況，分析可知，在地應力突變區維持井壁穩定的最小井底壓力變化較大，但總體上最小井底壓力隨著地應力差的增減而相應地表現出增加和減小的趨勢。因此，在地層構造復雜的高應力區或應力集中區應做好防塌準備。

圖4 地應力對井底壓力的影響

5 實例分析

R2 井裸眼儲層段為5 917.46～6 300 m，處在局部構造的高點位置，緊鄰井點東北部有走滑斷裂發育。儲層由眾多溶洞體構成，裂縫相對發育，儲層巖性為含泥灰巖、泥質灰巖以及灰巖。裂縫傾向120～140°，傾角55～75°，最大主地應力方位為120～160°。R2 井在測試前受井內流體的浸泡時間為45 d，下一體化測試管柱后放噴排液，油壓0 MPa，井口不出液，過油管射孔，起出管柱，封隔器膠筒3/4 落井，底部5 根油管全部被砂子堵死。

通過上述模型，考慮裂縫產狀、水化強度、弱面強度以及地應力分布情況，對失穩井段的臨界測試壓差進行計算，如圖5 所示，結果表明，試油過程中的實際測試壓差27.95 MPa 大于臨界測試壓差23.4 MPa，使得井底壓差過大，井壁嚴重失穩，導致出砂，井眼砂埋，同時表明，模型對試油過程中井壁穩定性及測試壓差能進行準確地評估和設計。

圖5 R2 井井壁穩定的測試壓差

6 結論與建議

（1）針對垮塌井區碳酸鹽巖裸眼地層溫度高、壓力大、裂縫發育、水化作用及地應力各向異性強等特點建立了井壁垮塌預測模型，該模型能準確地對裂縫性碳酸鹽巖深井高溫水化地層的井壁穩定性進行預測和評估。

（2）由于考慮了深井溫度場及弱面水化強度的影響，模型預測的維持井壁穩定的最小井底壓力比常規模型高2～3 MPa，提升了預測精度，極大地降低了井壁失穩的風險。

（3）對于不同傾角的巖石強度，隨著裂縫傾角的增加，巖石強度依次表現為先減小后增加的趨勢，即傾角為90°及0°時巖石強度高于60°及45°時的強度值，且孔洞型巖層的巖石強度一般小于裂縫性巖石的強度。

（4）井壁最為安全的地層是低傾角（小于20°），弱面傾向近水平最小地應力方位；其次是高傾角（大于60°），弱面傾向近水平最大地應力方位。

（5）維持井壁穩定的最小井底壓力隨著水化后弱面內摩擦因數及弱面黏聚力的降低而增加，隨著應力差的增加而增加。試油壓差設計時，應充分考慮溫度場、弱面水化強度、裂縫產狀及構造應力集中效應的影響，防止壓差過大井眼垮塌。

［1］ JIN Yan, CHEN K P, CHEN M.Development of tensile stress near a wellbore in high pressure gas flows［J］. International Journal of Rock Mechanics & Mining Sciences, 2011, 48（8）∶ 1313–1319.

［2］ 金衍，陳勉.工程井壁穩定分析的一種實用方法［J］.石油鉆采工藝，2000，22（1）：31-33.

［3］ DINESH G, MUSHARRAF Z. Stability of bore holes in a geologic medium including the effects of anisotropy ［J］. Applied Mathematics and Mechanics, 1999, 52（8）∶ 712-731.

［4］ 劉玉石，周煌輝，黃克累.井眼溫度變化對井壁穩定的影響［J］.石油鉆采工藝，1996，18（4）：1-4.

［5］ ZHANG Fuxiang, ZHANG Shaoli, JIANG Xuehai, et al. Borehole stability in naturally fractured reservoirs during production tests ［J］. Petroleum Science, 2008, 11（5）∶ 247-250.

［6］ JIN Yan, CHEN Mian, CHEN K P. Pre-Caspian basin wells in salt-gypsum beds require an optimized drilling fluid［J］. Oil & Gas J., 2010, 108（4）∶ 46-53.

［7］ GEI Weifen, CHEN Mian, JIN Yan, et al. Analysis of the external pressure on casings induced by salt-gypsum creep in build-up sections for horizontal wells ［J］. Rock Mech Rock Eng, 2011, 44∶ 711–723.

［8］ AADONY B S. Modeling of the stability of highly inclined boreholes in anisotropic rock formations［R］. SPE 16526, 1988.

［9］ 陳勉，金衍，張廣清.石油工程巖石力學［M］.北京：科學出版社，2008：105.

［10］ JIN Yan, YUAN Jianbo, CHEN Mian,et al. Determination of rock fracture toughness kiic and its relationship with tensile strength［J］. Rock Mech Rock Eng, 2011, 44∶ 621–627.

［11］ 邱康.超深高壓氣井裂縫性砂巖儲層坍塌機理研究［D］.北京：中國石油大學，2011.

［12］ JAEGER J C, COOK NGW, ZIMMERMAN R W. Fundamentals of rock mechanics［M］. Oxford∶ Blackwell, 2007.

［13］ 金衍，齊自立，陳勉，等.水平井試油過程裂縫性儲層失穩機理［J］.石油學報，2011，32（2）：295-298.