四川盆地二疊系永探1井火山巖氣井完井測試井壁穩(wěn)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(shù)研究院 2. 重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院 3.中國石油西南油氣田公司工程技術(shù)處

0 引言

四川盆地二疊系火山巖氣藏巖性復(fù)雜，黏土礦物含量高，儲層孔隙較發(fā)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(yè)氣井1口：周公1井日產(chǎn)氣量25.61×104m3，勘探潛力大。2018年12月16日，位于龍泉山構(gòu)造東斜坡帶的風(fēng)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(chǎn)氣量22.5×104m3/d，實現(xiàn)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(lǐng)域[1-14]。永探1井縱向間隔發(fā)育火山碎屑熔巖、含灰質(zhì)角礫的火山碎屑熔巖、玄武巖、輝綠巖，取心井段巖心表現(xiàn)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(zhì)堵塞地面流程及井筒，固相顆粒最大達(dá)9 mm，嚴(yán)重影響完井試油順利進(jìn)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(wěn)定研究，為后續(xù)完井方式優(yōu)選、高效開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

1 儲層巖石礦物組分及工作液作用后微觀孔隙結(jié)構(gòu)

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(shù)（XRD）進(jìn)行巖石礦物組成、黏土礦物相對含量測定，結(jié)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%）?；鹕綆r下部儲層火山碎屑巖黏土礦物與工作液作用后易產(chǎn)生井壁失穩(wěn)。

1.2 工作液作用前后儲層巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)

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(jìn)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(jìn)行工作液作用前后儲層巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)分析。由火山巖下部儲層巖心進(jìn)行工作液作用前后儲層巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)分析（圖1）可知，試樣全貌孔隙發(fā)育差，巖石見杏仁構(gòu)造（圖1-a、c、e、g）；試樣基質(zhì)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(gòu)造、綠泥石等黏土礦物分布、杏仁體內(nèi)微縫、邊緣縫，經(jīng)工作液作用后容易產(chǎn)生黏土礦物、顆粒分散、運移，產(chǎn)生井壁地層巖石失穩(wěn)。試樣經(jīng)140 ℃改性聚磺試油工作液浸泡48 h后產(chǎn)生微裂縫（圖1-d）；試樣經(jīng)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(jīng)140 ℃膠凝酸浸泡1 h后見長石、蝕變黏土礦物晶內(nèi)溶孔（圖1-h）。從3種工作液作用前后微觀孔隙結(jié)構(gòu)變化對比可知，改性聚磺試油工作液、膠凝酸對試樣微觀結(jié)構(gòu)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(wěn)定研究

根據(jù)上述儲層巖石微觀結(jié)構(gòu)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(xiàn)井壁、地層巖石失穩(wěn)。在儲層巖石與不同試油工作液作用前后巖石力學(xué)參數(shù)測試的基礎(chǔ)上，結(jié)合巖石破壞準(zhǔn)則進(jìn)行完井試油、儲層改造過程中生產(chǎn)井眼的井壁穩(wěn)定性判斷。

2.1 工作液作用前后巖石力學(xué)參數(shù)測試

首先，對測試巖心進(jìn)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(jìn)行抗張強(qiáng)度、三軸抗壓強(qiáng)度測試。

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

表2 工作液作用前后抗張強(qiáng)度測試結(jié)果表

工作液作用前后三軸抗壓強(qiáng)度測試結(jié)果如表3所示?；鹕綆r下部儲層原巖三軸抗壓強(qiáng)度為219.27 MPa；經(jīng)改性聚磺試油工作液浸泡后，測試試樣平均三軸抗壓強(qiáng)度為73.49 MPa；經(jīng)油基試油工作液浸泡后，測試試樣平均三軸抗壓強(qiáng)度為115.08 MPa；經(jīng)膠凝酸浸泡后，測試試樣三軸抗壓強(qiáng)度為209.61 MPa；經(jīng)改性聚磺試油工作液浸泡后，測試試樣三軸抗壓強(qiáng)度下降最多，為原巖抗壓強(qiáng)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(qiáng)度測試結(jié)果表

工作液作用前后三軸抗壓強(qiáng)度測試結(jié)果表明，工作液對火山巖下部儲層測試巖樣三軸抗壓強(qiáng)度的影響規(guī)律與抗張強(qiáng)度測試規(guī)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(qiáng)度、抗壓強(qiáng)度影響較大；膠凝酸對測試巖樣抗壓強(qiáng)度影響較小，分析認(rèn)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(wěn)定性判斷

根據(jù)工作液作用前后巖石力學(xué)參數(shù)測試結(jié)果，利用Von-Mises剪切破壞理論[18-24]進(jìn)行火山巖氣井完井試油、儲層改造過程中井壁穩(wěn)定性判斷。根據(jù)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(yīng)力均方根、井壁巖石剪切強(qiáng)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(yīng)力及剪切強(qiáng)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(jīng)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(yīng)力均方根均小于井壁巖石剪切強(qiáng)度均方根，說明不會發(fā)生井壁不穩(wěn)定。由圖2-d可知，經(jīng)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(yīng)力均方根在0°～360°井壁上存在大于井壁巖石剪切強(qiáng)度均方根的井壁不穩(wěn)定點。因此，判斷火山巖下部儲層經(jīng)改性聚磺試油工作液作用后直井生產(chǎn)過程中易發(fā)生井壁不穩(wěn)定。

3 生產(chǎn)過程中井壁穩(wěn)定研究

生產(chǎn)過程中井壁穩(wěn)定判斷，一是針對儲層巖石未破碎時，采用力學(xué)計算方法進(jìn)行火山巖碎屑產(chǎn)出臨界生產(chǎn)壓差預(yù)測；二是儲層巖石經(jīng)過鉆井、儲層改造、完井試油過后，采用室內(nèi)模擬實驗方法預(yù)測火山巖碎屑產(chǎn)出臨界產(chǎn)量，以及不同產(chǎn)量下火山巖碎屑產(chǎn)出量。

3.1 火山巖碎屑產(chǎn)出臨界生產(chǎn)壓差預(yù)測

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

根據(jù)巖石破壞理論，當(dāng)巖石的抗壓強(qiáng)度小于最大切向應(yīng)力σt時，井壁巖石不堅固，將會引起巖石結(jié)構(gòu)的破壞而出砂。因此，定向斜井的出砂判據(jù)為：

式中σt表示井壁巖石的最大切向應(yīng)力，MPa；C表示地層巖石的抗壓強(qiáng)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(chǎn)時的井底流壓，MPa。

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

當(dāng)井斜角α=0°時，式（2）變?yōu)槭剑?）；而當(dāng)井斜角α=90°時，式（2）變?yōu)槭剑?）；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(chǎn)壓差（ps－pwf）下，水平井井壁巖石所承受的切向應(yīng)力要比垂直井的大。如果地層巖石的膠結(jié)程度較差，以致于地層巖石的抗壓強(qiáng)度經(jīng)受不住井壁巖石的切向應(yīng)力時，產(chǎn)層的巖石結(jié)構(gòu)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(jié)合工作液作用前后巖石力學(xué)參數(shù)（表2、3），利用上述計算方法進(jìn)行火山巖下部火山碎屑巖儲層碎屑產(chǎn)出的臨界生產(chǎn)壓差預(yù)測[其他參數(shù)已知時，將式（2）、（3）、（4）取等號，即井壁巖石的最大切向應(yīng)力與巖石的抗壓強(qiáng)度相等時，反算出的生產(chǎn)壓差即為相應(yīng)井斜角下的出砂臨界生產(chǎn)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(chǎn)出臨界生產(chǎn)壓差預(yù)測結(jié)果如圖3所示。

火山巖下部儲層經(jīng)工作液作用前后，火山巖碎屑產(chǎn)出的臨界生產(chǎn)壓差隨井斜角增加而減?。慈玢@水平井則更容易產(chǎn)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(chǎn)壓差為101.8 MPa；經(jīng)改性聚磺試油工作液作用后直井的臨界生產(chǎn)壓差為23.5 MPa；油基試油工作液作用后直井的臨界生產(chǎn)壓差為46.1 MPa；膠凝酸作用后直井的臨界生產(chǎn)壓差為97.0 MPa；其中經(jīng)改性聚磺試油工作液作用后直井的臨界生產(chǎn)壓差最低，僅為原始儲層臨界生產(chǎn)壓差的23.1%。根據(jù)火山巖碎屑產(chǎn)出的臨界生產(chǎn)壓差預(yù)測分析表明，試油工作液對氣井火山巖碎屑產(chǎn)出影響較大，氣井試油、改造及生產(chǎn)過程中，可考慮優(yōu)化工作液配方、控制生產(chǎn)壓差等方式延緩和控制火山巖碎屑產(chǎn)出。

3.2 儲層巖石破碎條件下火山巖碎屑產(chǎn)出模擬

儲層巖石破碎條件下火山巖碎屑產(chǎn)出模擬的目的是，利用室內(nèi)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(yán)重破碎后火山巖碎屑產(chǎn)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(chǎn)出對生產(chǎn)的影響。

3.2.1 實驗方法及步驟

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

圖4 火山巖碎屑產(chǎn)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(jìn)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(xì)粉碎屑，細(xì)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(jìn)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(qū)替，每個流量驅(qū)替 30 min，觀察巖屑產(chǎn)出情況，直到找出巖屑產(chǎn)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(qū)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(chǎn)出規(guī)律模擬

按照上述實驗方法，進(jìn)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(chǎn)出規(guī)律測試，測試結(jié)果如表4所示。測試結(jié)果表明：火山巖下部儲層出砂臨界流量為1 L/min，研究工區(qū)氣層平均厚度為50 m，折算氣井產(chǎn)量為1.42×104m3。隨著驅(qū)替流量增加，碎屑產(chǎn)出量增加。實驗所模擬的儲層巖石破碎條件下氣井臨界產(chǎn)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(jù)實驗?zāi)M火山巖下部儲層碎屑產(chǎn)出測試的驅(qū)替流量、出砂量，結(jié)合氣層厚度（50 m）、井眼尺寸（生產(chǎn)套管127 mm）等數(shù)據(jù)，即可將實驗數(shù)據(jù)折算成氣井產(chǎn)量、年出砂量、折算井筒沉砂高度。經(jīng)折算的下部火山碎屑巖儲層不同氣井產(chǎn)量與折算年碎屑產(chǎn)出量關(guān)系（表4）。火山巖下部儲層，實驗?zāi)M氣井日產(chǎn)量 1.42×104～ 28.35×104m3，折算年碎屑產(chǎn)出量270.3～2 183.2 kg，折算井筒沉砂高度12.7～102.5 m（假設(shè)產(chǎn)出碎屑全部沉積到井底），易對生產(chǎn)造成影響（超過鉆井預(yù)留口袋深度后會砂埋氣層）。因此，在選擇氣井完井方法時，應(yīng)考慮防砂型完井方式，以維持井壁穩(wěn)定。

表4 火山碎屑巖儲層不同驅(qū)替流量與出砂量測試結(jié)果表

4 結(jié)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(gòu)造、綠泥石等黏土礦物分布、杏仁體內(nèi)微縫、邊緣縫發(fā)育，經(jīng)工作液作用后容易產(chǎn)生黏土礦物膨脹、顆粒分散、運移，產(chǎn)生井壁失穩(wěn)。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(chǎn)生井壁失穩(wěn)。

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(wěn)定性，火山巖下部經(jīng)改性聚磺試油工作液作用后，直井生產(chǎn)過程中易發(fā)生井壁不穩(wěn)定?；鹕綆r下部儲層經(jīng)工作液作用前后，火山巖碎屑產(chǎn)出臨界生產(chǎn)壓差隨井斜角增加而增大，經(jīng)改性聚磺試油工作液作用后直井的臨界生產(chǎn)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(chǎn)出實驗?zāi)M表明，工區(qū)火山巖下部儲層出砂臨界流量為1 L/min，折算氣井日產(chǎn)量為1.42×104m3；模擬氣井日產(chǎn)量介于1.42×104～28.35×104m3，折算年碎屑產(chǎn)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(chǎn)造成影響。

4）氣井試油、改造及生產(chǎn)過程中，可考慮優(yōu)化工作液配方、控制生產(chǎn)壓差等方式延緩和控制火山巖碎屑產(chǎn)出。在選擇氣井完井方法時，應(yīng)考慮防砂型完井方式，以維持井壁穩(wěn)定。