四川盆地二疊系永探1井火山巖氣井完井測試井壁穩定性實驗

唐 庚 龔 浩 徐家年 周 朗 張華禮 張 林

1.中國石油西南油氣田公司工程技術研究院 2. 重慶科技學院石油與天然氣工程學院 3.中國石油西南油氣田公司工程技術處

0 引言

四川盆地二疊系火山巖氣藏巖性復雜，黏土礦物含量高，儲層孔隙較發育。前期，四川盆地西部二疊系火山巖探井共55口，均為溢流相火山巖，勘探程度低，完成測試井5口，工業氣井1口：周公1井日產氣量25.61×104m3，勘探潛力大。2018年12月16日，位于龍泉山構造東斜坡帶的風險探井—永探1井鉆遇厚層火山碎屑巖儲層，在火山巖儲層測試產氣量22.5×104m3/d，實現了四川盆地火山巖勘探的重大突破，揭示了四川盆地火山巖勘探新領域[1-14]。永探1井縱向間隔發育火山碎屑熔巖、含灰質角礫的火山碎屑熔巖、玄武巖、輝綠巖，取心井段巖心表現出黏土礦物含量高、中孔低滲等特點；19個柱塞樣平均滲透率0.058 mD、平均孔隙度13.7%，7個全直徑試樣平均垂直滲透率0.188 mD、平均水平滲透率2.35 mD、平均孔隙度10.2%[15-17]。永探1井火山巖下部火山碎屑巖儲層測試放噴過程中地層垮塌，返排大量碎屑巖及雜質堵塞地面流程及井筒，固相顆粒最大達9 mm，嚴重影響完井試油順利進行。亟待開展四川盆地二疊系火山巖氣井鉆井后的井眼井壁穩定研究，為后續完井方式優選、高效開發奠定基礎。

1 儲層巖石礦物組分及工作液作用后微觀孔隙結構

1.1 儲層巖石礦物組分

選取火山巖下部儲層巖樣，研磨制備成粉末狀樣品，采用X射線衍射分析技術（XRD）進行巖石礦物組成、黏土礦物相對含量測定，結果如表1所示。

表1 火山巖下部儲層火山碎屑巖全巖礦物組成及黏土礦物組成表

從表1中可以看出，火山巖下部儲層火山碎屑巖以石英（平均含量21.4%）、長石（平均含量34.42%）為主，含有少量普通輝石，黏土礦物含量較高（平均含量38.28%）；黏土礦物以綠蒙混層（平均含量79.4%）和綠泥石（平均含量16.8%）為主，含有少量的伊利石（平均含量3.8%）。火山巖下部儲層火山碎屑巖黏土礦物與工作液作用后易產生井壁失穩。

1.2 工作液作用前后儲層巖石微觀孔隙結構

四川盆地二疊系永探1井火山巖儲層用到的試油工作液主要有2種，分別為改性聚磺試油工作液、油基試油工作液；儲層酸化改造用的酸液為膠凝酸。首先，對測試巖心進行模擬儲層溫度（140 ℃）條件下工作液浸泡（改性聚磺試油工作液浸泡48 h、油基試油工作液浸泡48 h；膠凝酸浸泡1 h），再利用掃描電鏡進行工作液作用前后儲層巖石微觀孔隙結構分析。由火山巖下部儲層巖心進行工作液作用前后儲層巖石微觀孔隙結構分析（圖1）可知，試樣全貌孔隙發育差，巖石見杏仁構造（圖1-a、c、e、g）；試樣基質中長石微晶、蝕變綠泥石等黏土礦物及晶間孔隙（圖1-b、d、f、h）；試樣中的杏仁構造、綠泥石等黏土礦物分布、杏仁體內微縫、邊緣縫，經工作液作用后容易產生黏土礦物、顆粒分散、運移，產生井壁地層巖石失穩。試樣經140 ℃改性聚磺試油工作液浸泡48 h后產生微裂縫（圖1-d）；試樣經140 ℃油基試油工作液浸泡48 h后未見明顯變化（圖1-f）；試樣經140 ℃膠凝酸浸泡1 h后見長石、蝕變黏土礦物晶內溶孔（圖1-h）。從3種工作液作用前后微觀孔隙結構變化對比可知，改性聚磺試油工作液、膠凝酸對試樣微觀結構影響較大，油基試油工作液影響較小。

圖1 不同工作液作用后火山巖下部儲層火山碎屑巖掃描電鏡圖片

2 完井試油過程中井壁穩定研究

根據上述儲層巖石微觀結構及巖石礦物組分分析可知，火山巖下部儲層火山碎屑巖與完井試油、儲層改造過程中用到的外來工作液作用后易出現井壁、地層巖石失穩。在儲層巖石與不同試油工作液作用前后巖石力學參數測試的基礎上，結合巖石破壞準則進行完井試油、儲層改造過程中生產井眼的井壁穩定性判斷。

2.1 工作液作用前后巖石力學參數測試

首先，對測試巖心進行模擬儲層溫度（140 ℃）條件下工作液浸泡（改性聚磺試油工作液浸泡48 h、油基試油工作液浸泡48 h；膠凝酸浸泡1 h），然后進行抗張強度、三軸抗壓強度測試。

工作液作用前后巖樣抗張強度測試結果如表2所示。火山巖下部儲層火山碎屑巖原巖抗張強度為10.58 MPa；經改性聚磺試油工作液浸泡后，測試試樣平均抗張強度為4.6 MPa；經油基試油工作液浸泡后，測試試樣平均抗張強度為5.92 MPa；經膠凝酸浸泡后，測試試樣抗張強度為4.58 MPa；經膠凝酸、改性聚磺試油工作液浸泡后，測試試樣抗張強度下降較多，分別為原巖抗張強度的43.29%、43.48%。

表2 工作液作用前后抗張強度測試結果表

工作液作用前后三軸抗壓強度測試結果如表3所示。火山巖下部儲層原巖三軸抗壓強度為219.27 MPa；經改性聚磺試油工作液浸泡后，測試試樣平均三軸抗壓強度為73.49 MPa；經油基試油工作液浸泡后，測試試樣平均三軸抗壓強度為115.08 MPa；經膠凝酸浸泡后，測試試樣三軸抗壓強度為209.61 MPa；經改性聚磺試油工作液浸泡后，測試試樣三軸抗壓強度下降最多，為原巖抗壓強度的33.52%，其次為油基試油工作液、膠凝酸。

表3 工作液作用前后三軸抗壓強度測試結果表

工作液作用前后三軸抗壓強度測試結果表明，工作液對火山巖下部儲層測試巖樣三軸抗壓強度的影響規律與抗張強度測試規律基本一致，即改性聚磺試油工作液與油基試油工作液相比，對巖石抗張強度、抗壓強度影響較大；膠凝酸對測試巖樣抗壓強度影響較小，分析認為主要原因是巖樣中碳酸鹽巖礦物含量不高，工作液浸泡時間相對較短。

2.2 完井試油過程中井壁穩定性判斷

根據工作液作用前后巖石力學參數測試結果，利用Von-Mises剪切破壞理論[18-24]進行火山巖氣井完井試油、儲層改造過程中井壁穩定性判斷。根據Von-Mises剪切破壞理論計算的下部火山碎屑巖儲層直井井壁巖石最大剪切應力均方根、井壁巖石剪切強度均方根對比曲線如圖2所示。

圖2 不同工作液浸泡后的井壁巖石剪切應力及剪切強度均方根對比曲線圖

由圖2可知，火山巖下部儲層火山碎屑巖原巖及經油基試油工作液、膠凝酸作用后的直井井壁巖石最大剪切應力均方根均小于井壁巖石剪切強度均方根，說明不會發生井壁不穩定。由圖2-d可知，經改性聚磺試油工作液作用后的火山巖下部火山碎屑巖儲層，直井井壁巖石最大剪切應力均方根在0°～360°井壁上存在大于井壁巖石剪切強度均方根的井壁不穩定點。因此，判斷火山巖下部儲層經改性聚磺試油工作液作用后直井生產過程中易發生井壁不穩定。

3 生產過程中井壁穩定研究

生產過程中井壁穩定判斷，一是針對儲層巖石未破碎時，采用力學計算方法進行火山巖碎屑產出臨界生產壓差預測；二是儲層巖石經過鉆井、儲層改造、完井試油過后，采用室內模擬實驗方法預測火山巖碎屑產出臨界產量，以及不同產量下火山巖碎屑產出量。

3.1 火山巖碎屑產出臨界生產壓差預測

根據文獻[25-31]的研究成果，定向斜井井壁巖石所受的最大切向應力由下式表達：

根據巖石破壞理論，當巖石的抗壓強度小于最大切向應力σt時，井壁巖石不堅固，將會引起巖石結構的破壞而出砂。因此，定向斜井的出砂判據為：

式中σt表示井壁巖石的最大切向應力，MPa；C表示地層巖石的抗壓強度，MPa；ν表示巖石的泊松比；ρ表示上覆巖層的平均密度，kg/m3；g表示重力加速度，m/s2；H表示地層深度，m；ps表示地層流體壓力，MPa；pwf表示油井生產時的井底流壓，MPa。

如果式（2）成立（即C≥σt），則表明在上述生產壓差(ps－pwf)下，井壁巖石是堅固的，不會引起巖石結構的破壞，也就不會出骨架砂。反之，井壁巖石的最大切向應力超過巖石的抗壓強度引起巖石結構的破壞，地層會出骨架砂。

當井斜角α=0°時，式（2）變為式（3）；而當井斜角α=90°時，式（2）變為式（4）；所以式（2）為通式。

對比式（3）、式（4）可以看出，由于巖石的泊松比一般介于0.15～0.40，故，因此在相同埋深及生產壓差（ps－pwf）下，水平井井壁巖石所承受的切向應力要比垂直井的大。如果地層巖石的膠結程度較差，以致于地層巖石的抗壓強度經受不住井壁巖石的切向應力時，產層的巖石結構就會遭到破壞而出骨架砂。所以在同樣埋深處垂直井不出砂的地層，打水平井就不一定不出砂。

四川盆地二疊系火山巖氣藏下部儲層火山碎屑巖儲層深度為 5 765 m，原始地層壓力為 127.8 MPa，結合工作液作用前后巖石力學參數（表2、3），利用上述計算方法進行火山巖下部火山碎屑巖儲層碎屑產出的臨界生產壓差預測[其他參數已知時，將式（2）、（3）、（4）取等號，即井壁巖石的最大切向應力與巖石的抗壓強度相等時，反算出的生產壓差即為相應井斜角下的出砂臨界生產壓差]。

火山巖下部儲層工作液作用前后不同井斜角的氣井火山巖碎屑產出臨界生產壓差預測結果如圖3所示。

火山巖下部儲層經工作液作用前后，火山巖碎屑產出的臨界生產壓差隨井斜角增加而減小（即如鉆水平井則更容易產出火山巖碎屑）；火山巖下部火山碎屑巖儲層原始儲層（未受工作液作用）直井的臨界生產壓差為101.8 MPa；經改性聚磺試油工作液作用后直井的臨界生產壓差為23.5 MPa；油基試油工作液作用后直井的臨界生產壓差為46.1 MPa；膠凝酸作用后直井的臨界生產壓差為97.0 MPa；其中經改性聚磺試油工作液作用后直井的臨界生產壓差最低，僅為原始儲層臨界生產壓差的23.1%。根據火山巖碎屑產出的臨界生產壓差預測分析表明，試油工作液對氣井火山巖碎屑產出影響較大，氣井試油、改造及生產過程中，可考慮優化工作液配方、控制生產壓差等方式延緩和控制火山巖碎屑產出。

3.2 儲層巖石破碎條件下火山巖碎屑產出模擬

儲層巖石破碎條件下火山巖碎屑產出模擬的目的是，利用室內物理實驗，模擬儲層巖石受鉆井、試油、儲層改造等工作液作用后，儲層巖石嚴重破碎后火山巖碎屑產出情況，即模擬最惡劣（儲層巖石破碎、井壁垮塌等）工況下火山巖碎屑產出對生產的影響。

3.2.1 實驗方法及步驟

利用火山巖碎屑產出模擬裝置，進行火山巖碎屑產出臨界產量及氣井以不同產量生產時火山巖碎屑產出量模擬，實驗流程如圖4所示。

圖4 火山巖碎屑產出模擬實驗流程圖

實驗用火山巖碎屑采用永探1井試油過程中進入地面流程管線里的巖屑，最小0.10 μm、最大2 009.69 μm，粒度中值D50=85 μm，平均粒徑 289 μm，小于125 μm占比54.01%、125～500 μm占比23.87%、500 ～ 1 019 μm 占比 13.19%、1 019 ～ 1 531 μm 占比7.77%、1 531 μm以上占比1.17%，碎屑粒度分布均勻性和分選性很差，存在大量的細粉碎屑，細粉碎屑在1 μm以下占比21%，其粒度分布如圖5所示。

圖5 出砂模擬儲層砂粒徑分布圖

將收集到的永探1井試油過程中井口返出的巖屑，清洗、烘干均勻混合后，裝入實驗工作筒中，進行實驗。實驗步驟如下：

1）將模擬巖屑裝入實驗工作筒中，連接流程。

2）用 N2分別以 0.1 L/min、0.2 L/min、0.3 L/min、0.4 L/min、0.5 L/min、0.6 L/min、0.7 L/min、0.8 L/min、0.9 L/min、1.0 L/min 流量驅替，每個流量驅替 30 min，觀察巖屑產出情況，直到找出巖屑產出臨界流量。

3） 用 N2分 別 以 1 L/min、5 L/min、10 L/min、15 L/min、20 L/min流量驅替，記錄入口壓力表壓力、并測量流量，記錄120 min后的出砂量，折算年出砂量。

3.2.2 火山巖儲層碎屑產出規律模擬

按照上述實驗方法，進行火山巖下部儲層火山碎屑巖巖樣不同流量（0.1 ～ 0.9 L/min 、1 L/min、5 L/min、10 L/min、15 L/min、20 L/min）下碎屑產出規律測試，測試結果如表4所示。測試結果表明：火山巖下部儲層出砂臨界流量為1 L/min，研究工區氣層平均厚度為50 m，折算氣井產量為1.42×104m3。隨著驅替流量增加，碎屑產出量增加。實驗所模擬的儲層巖石破碎條件下氣井臨界產量較低，主要原因是火山巖碎屑粒徑小，占比較高（在1 μm以下占比21%）。根據實驗模擬火山巖下部儲層碎屑產出測試的驅替流量、出砂量，結合氣層厚度（50 m）、井眼尺寸（生產套管127 mm）等數據，即可將實驗數據折算成氣井產量、年出砂量、折算井筒沉砂高度。經折算的下部火山碎屑巖儲層不同氣井產量與折算年碎屑產出量關系（表4）。火山巖下部儲層，實驗模擬氣井日產量 1.42×104～ 28.35×104m3，折算年碎屑產出量270.3～2 183.2 kg，折算井筒沉砂高度12.7～102.5 m（假設產出碎屑全部沉積到井底），易對生產造成影響（超過鉆井預留口袋深度后會砂埋氣層）。因此，在選擇氣井完井方法時，應考慮防砂型完井方式，以維持井壁穩定。

表4 火山碎屑巖儲層不同驅替流量與出砂量測試結果表

4 結論

1）四川盆地二疊系火山巖下部巖石試樣中的可見杏仁構造、綠泥石等黏土礦物分布、杏仁體內微縫、邊緣縫發育，經工作液作用后容易產生黏土礦物膨脹、顆粒分散、運移，產生井壁失穩。火山巖下部黏土礦物含量較高，綠蒙混層比例高，與工作液作用后同樣易產生井壁失穩。

2）基于Von Mises剪切破壞理論，判斷火山巖氣井完井試油、儲層改造過程中井壁穩定性，火山巖下部經改性聚磺試油工作液作用后，直井生產過程中易發生井壁不穩定。火山巖下部儲層經工作液作用前后，火山巖碎屑產出臨界生產壓差隨井斜角增加而增大，經改性聚磺試油工作液作用后直井的臨界生產壓差最小。

3）惡劣（儲層巖石破碎、井壁垮塌等）工況下火山巖碎屑產出實驗模擬表明，工區火山巖下部儲層出砂臨界流量為1 L/min，折算氣井日產量為1.42×104m3；模擬氣井日產量介于1.42×104～28.35×104m3，折算年碎屑產出量介于270.3～2 183.2 kg，折算井筒沉砂高度介于12.7～102.5 m，易對生產造成影響。

4）氣井試油、改造及生產過程中，可考慮優化工作液配方、控制生產壓差等方式延緩和控制火山巖碎屑產出。在選擇氣井完井方法時，應考慮防砂型完井方式，以維持井壁穩定。