四川盆地二叠系永探1井火山岩气井完井测试井壁稳定性实验

唐 庚 龚 浩 徐家年 周 朗 张华礼 张 林

1.中国石油西南油气田公司工程技术研究院 2. 重庆科技学院石油与天然气工程学院 3.中国石油西南油气田公司工程技术处

0 引言

四川盆地二叠系火山岩气藏岩性复杂，黏土矿物含量高，储层孔隙较发育。前期，四川盆地西部二叠系火山岩探井共55口，均为溢流相火山岩，勘探程度低，完成测试井5口，工业气井1口：周公1井日产气量25.61×104m3，勘探潜力大。2018年12月16日，位于龙泉山构造东斜坡带的风险探井—永探1井钻遇厚层火山碎屑岩储层，在火山岩储层测试产气量22.5×104m3/d，实现了四川盆地火山岩勘探的重大突破，揭示了四川盆地火山岩勘探新领域[1-14]。永探1井纵向间隔发育火山碎屑熔岩、含灰质角砾的火山碎屑熔岩、玄武岩、辉绿岩，取心井段岩心表现出黏土矿物含量高、中孔低渗等特点；19个柱塞样平均渗透率0.058 mD、平均孔隙度13.7%，7个全直径试样平均垂直渗透率0.188 mD、平均水平渗透率2.35 mD、平均孔隙度10.2%[15-17]。永探1井火山岩下部火山碎屑岩储层测试放喷过程中地层垮塌，返排大量碎屑岩及杂质堵塞地面流程及井筒，固相颗粒最大达9 mm，严重影响完井试油顺利进行。亟待开展四川盆地二叠系火山岩气井钻井后的井眼井壁稳定研究，为后续完井方式优选、高效开发奠定基础。

1 储层岩石矿物组分及工作液作用后微观孔隙结构

1.1 储层岩石矿物组分

选取火山岩下部储层岩样，研磨制备成粉末状样品，采用X射线衍射分析技术（XRD）进行岩石矿物组成、黏土矿物相对含量测定，结果如表1所示。

表1 火山岩下部储层火山碎屑岩全岩矿物组成及黏土矿物组成表

从表1中可以看出，火山岩下部储层火山碎屑岩以石英（平均含量21.4%）、长石（平均含量34.42%）为主，含有少量普通辉石，黏土矿物含量较高（平均含量38.28%）；黏土矿物以绿蒙混层（平均含量79.4%）和绿泥石（平均含量16.8%）为主，含有少量的伊利石（平均含量3.8%）。火山岩下部储层火山碎屑岩黏土矿物与工作液作用后易产生井壁失稳。

1.2 工作液作用前后储层岩石微观孔隙结构

四川盆地二叠系永探1井火山岩储层用到的试油工作液主要有2种，分别为改性聚磺试油工作液、油基试油工作液；储层酸化改造用的酸液为胶凝酸。首先，对测试岩心进行模拟储层温度（140 ℃）条件下工作液浸泡（改性聚磺试油工作液浸泡48 h、油基试油工作液浸泡48 h；胶凝酸浸泡1 h），再利用扫描电镜进行工作液作用前后储层岩石微观孔隙结构分析。由火山岩下部储层岩心进行工作液作用前后储层岩石微观孔隙结构分析（图1）可知，试样全貌孔隙发育差，岩石见杏仁构造（图1-a、c、e、g）；试样基质中长石微晶、蚀变绿泥石等黏土矿物及晶间孔隙（图1-b、d、f、h）；试样中的杏仁构造、绿泥石等黏土矿物分布、杏仁体内微缝、边缘缝，经工作液作用后容易产生黏土矿物、颗粒分散、运移，产生井壁地层岩石失稳。试样经140 ℃改性聚磺试油工作液浸泡48 h后产生微裂缝（图1-d）；试样经140 ℃油基试油工作液浸泡48 h后未见明显变化（图1-f）；试样经140 ℃胶凝酸浸泡1 h后见长石、蚀变黏土矿物晶内溶孔（图1-h）。从3种工作液作用前后微观孔隙结构变化对比可知，改性聚磺试油工作液、胶凝酸对试样微观结构影响较大，油基试油工作液影响较小。

图1 不同工作液作用后火山岩下部储层火山碎屑岩扫描电镜图片

2 完井试油过程中井壁稳定研究

根据上述储层岩石微观结构及岩石矿物组分分析可知，火山岩下部储层火山碎屑岩与完井试油、储层改造过程中用到的外来工作液作用后易出现井壁、地层岩石失稳。在储层岩石与不同试油工作液作用前后岩石力学参数测试的基础上，结合岩石破坏准则进行完井试油、储层改造过程中生产井眼的井壁稳定性判断。

2.1 工作液作用前后岩石力学参数测试

首先，对测试岩心进行模拟储层温度（140 ℃）条件下工作液浸泡（改性聚磺试油工作液浸泡48 h、油基试油工作液浸泡48 h；胶凝酸浸泡1 h），然后进行抗张强度、三轴抗压强度测试。

工作液作用前后岩样抗张强度测试结果如表2所示。火山岩下部储层火山碎屑岩原岩抗张强度为10.58 MPa；经改性聚磺试油工作液浸泡后，测试试样平均抗张强度为4.6 MPa；经油基试油工作液浸泡后，测试试样平均抗张强度为5.92 MPa；经胶凝酸浸泡后，测试试样抗张强度为4.58 MPa；经胶凝酸、改性聚磺试油工作液浸泡后，测试试样抗张强度下降较多，分别为原岩抗张强度的43.29%、43.48%。

表2 工作液作用前后抗张强度测试结果表

工作液作用前后三轴抗压强度测试结果如表3所示。火山岩下部储层原岩三轴抗压强度为219.27 MPa；经改性聚磺试油工作液浸泡后，测试试样平均三轴抗压强度为73.49 MPa；经油基试油工作液浸泡后，测试试样平均三轴抗压强度为115.08 MPa；经胶凝酸浸泡后，测试试样三轴抗压强度为209.61 MPa；经改性聚磺试油工作液浸泡后，测试试样三轴抗压强度下降最多，为原岩抗压强度的33.52%，其次为油基试油工作液、胶凝酸。

表3 工作液作用前后三轴抗压强度测试结果表

工作液作用前后三轴抗压强度测试结果表明，工作液对火山岩下部储层测试岩样三轴抗压强度的影响规律与抗张强度测试规律基本一致，即改性聚磺试油工作液与油基试油工作液相比，对岩石抗张强度、抗压强度影响较大；胶凝酸对测试岩样抗压强度影响较小，分析认为主要原因是岩样中碳酸盐岩矿物含量不高，工作液浸泡时间相对较短。

2.2 完井试油过程中井壁稳定性判断

根据工作液作用前后岩石力学参数测试结果，利用Von-Mises剪切破坏理论[18-24]进行火山岩气井完井试油、储层改造过程中井壁稳定性判断。根据Von-Mises剪切破坏理论计算的下部火山碎屑岩储层直井井壁岩石最大剪切应力均方根、井壁岩石剪切强度均方根对比曲线如图2所示。

图2 不同工作液浸泡后的井壁岩石剪切应力及剪切强度均方根对比曲线图

由图2可知，火山岩下部储层火山碎屑岩原岩及经油基试油工作液、胶凝酸作用后的直井井壁岩石最大剪切应力均方根均小于井壁岩石剪切强度均方根，说明不会发生井壁不稳定。由图2-d可知，经改性聚磺试油工作液作用后的火山岩下部火山碎屑岩储层，直井井壁岩石最大剪切应力均方根在0°～360°井壁上存在大于井壁岩石剪切强度均方根的井壁不稳定点。因此，判断火山岩下部储层经改性聚磺试油工作液作用后直井生产过程中易发生井壁不稳定。

3 生产过程中井壁稳定研究

生产过程中井壁稳定判断，一是针对储层岩石未破碎时，采用力学计算方法进行火山岩碎屑产出临界生产压差预测；二是储层岩石经过钻井、储层改造、完井试油过后，采用室内模拟实验方法预测火山岩碎屑产出临界产量，以及不同产量下火山岩碎屑产出量。

3.1 火山岩碎屑产出临界生产压差预测

根据文献[25-31]的研究成果，定向斜井井壁岩石所受的最大切向应力由下式表达：

根据岩石破坏理论，当岩石的抗压强度小于最大切向应力σt时，井壁岩石不坚固，将会引起岩石结构的破坏而出砂。因此，定向斜井的出砂判据为：

式中σt表示井壁岩石的最大切向应力，MPa；C表示地层岩石的抗压强度，MPa；ν表示岩石的泊松比；ρ表示上覆岩层的平均密度，kg/m3；g表示重力加速度，m/s2；H表示地层深度，m；ps表示地层流体压力，MPa；pwf表示油井生产时的井底流压，MPa。

如果式（2）成立（即C≥σt），则表明在上述生产压差(ps－pwf)下，井壁岩石是坚固的，不会引起岩石结构的破坏，也就不会出骨架砂。反之，井壁岩石的最大切向应力超过岩石的抗压强度引起岩石结构的破坏，地层会出骨架砂。

当井斜角α=0°时，式（2）变为式（3）；而当井斜角α=90°时，式（2）变为式（4）；所以式（2）为通式。

对比式（3）、式（4）可以看出，由于岩石的泊松比一般介于0.15～0.40，故，因此在相同埋深及生产压差（ps－pwf）下，水平井井壁岩石所承受的切向应力要比垂直井的大。如果地层岩石的胶结程度较差，以致于地层岩石的抗压强度经受不住井壁岩石的切向应力时，产层的岩石结构就会遭到破坏而出骨架砂。所以在同样埋深处垂直井不出砂的地层，打水平井就不一定不出砂。

四川盆地二叠系火山岩气藏下部储层火山碎屑岩储层深度为 5 765 m，原始地层压力为 127.8 MPa，结合工作液作用前后岩石力学参数（表2、3），利用上述计算方法进行火山岩下部火山碎屑岩储层碎屑产出的临界生产压差预测[其他参数已知时，将式（2）、（3）、（4）取等号，即井壁岩石的最大切向应力与岩石的抗压强度相等时，反算出的生产压差即为相应井斜角下的出砂临界生产压差]。

火山岩下部储层工作液作用前后不同井斜角的气井火山岩碎屑产出临界生产压差预测结果如图3所示。

火山岩下部储层经工作液作用前后，火山岩碎屑产出的临界生产压差随井斜角增加而减小（即如钻水平井则更容易产出火山岩碎屑）；火山岩下部火山碎屑岩储层原始储层（未受工作液作用）直井的临界生产压差为101.8 MPa；经改性聚磺试油工作液作用后直井的临界生产压差为23.5 MPa；油基试油工作液作用后直井的临界生产压差为46.1 MPa；胶凝酸作用后直井的临界生产压差为97.0 MPa；其中经改性聚磺试油工作液作用后直井的临界生产压差最低，仅为原始储层临界生产压差的23.1%。根据火山岩碎屑产出的临界生产压差预测分析表明，试油工作液对气井火山岩碎屑产出影响较大，气井试油、改造及生产过程中，可考虑优化工作液配方、控制生产压差等方式延缓和控制火山岩碎屑产出。

3.2 储层岩石破碎条件下火山岩碎屑产出模拟

储层岩石破碎条件下火山岩碎屑产出模拟的目的是，利用室内物理实验，模拟储层岩石受钻井、试油、储层改造等工作液作用后，储层岩石严重破碎后火山岩碎屑产出情况，即模拟最恶劣（储层岩石破碎、井壁垮塌等）工况下火山岩碎屑产出对生产的影响。

3.2.1 实验方法及步骤

利用火山岩碎屑产出模拟装置，进行火山岩碎屑产出临界产量及气井以不同产量生产时火山岩碎屑产出量模拟，实验流程如图4所示。

图4 火山岩碎屑产出模拟实验流程图

实验用火山岩碎屑采用永探1井试油过程中进入地面流程管线里的岩屑，最小0.10 μm、最大2 009.69 μm，粒度中值D50=85 μm，平均粒径 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%，碎屑粒度分布均匀性和分选性很差，存在大量的细粉碎屑，细粉碎屑在1 μm以下占比21%，其粒度分布如图5所示。

图5 出砂模拟储层砂粒径分布图

将收集到的永探1井试油过程中井口返出的岩屑，清洗、烘干均匀混合后，装入实验工作筒中，进行实验。实验步骤如下：

1）将模拟岩屑装入实验工作筒中，连接流程。

2）用 N2分别以 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 流量驱替，每个流量驱替 30 min，观察岩屑产出情况，直到找出岩屑产出临界流量。

3） 用 N2分 别 以 1 L/min、5 L/min、10 L/min、15 L/min、20 L/min流量驱替，记录入口压力表压力、并测量流量，记录120 min后的出砂量，折算年出砂量。

3.2.2 火山岩储层碎屑产出规律模拟

按照上述实验方法，进行火山岩下部储层火山碎屑岩岩样不同流量（0.1 ～ 0.9 L/min 、1 L/min、5 L/min、10 L/min、15 L/min、20 L/min）下碎屑产出规律测试，测试结果如表4所示。测试结果表明：火山岩下部储层出砂临界流量为1 L/min，研究工区气层平均厚度为50 m，折算气井产量为1.42×104m3。随着驱替流量增加，碎屑产出量增加。实验所模拟的储层岩石破碎条件下气井临界产量较低，主要原因是火山岩碎屑粒径小，占比较高（在1 μm以下占比21%）。根据实验模拟火山岩下部储层碎屑产出测试的驱替流量、出砂量，结合气层厚度（50 m）、井眼尺寸（生产套管127 mm）等数据，即可将实验数据折算成气井产量、年出砂量、折算井筒沉砂高度。经折算的下部火山碎屑岩储层不同气井产量与折算年碎屑产出量关系（表4）。火山岩下部储层，实验模拟气井日产量 1.42×104～ 28.35×104m3，折算年碎屑产出量270.3～2 183.2 kg，折算井筒沉砂高度12.7～102.5 m（假设产出碎屑全部沉积到井底），易对生产造成影响（超过钻井预留口袋深度后会砂埋气层）。因此，在选择气井完井方法时，应考虑防砂型完井方式，以维持井壁稳定。

表4 火山碎屑岩储层不同驱替流量与出砂量测试结果表

4 结论

1）四川盆地二叠系火山岩下部岩石试样中的可见杏仁构造、绿泥石等黏土矿物分布、杏仁体内微缝、边缘缝发育，经工作液作用后容易产生黏土矿物膨胀、颗粒分散、运移，产生井壁失稳。火山岩下部黏土矿物含量较高，绿蒙混层比例高，与工作液作用后同样易产生井壁失稳。

2）基于Von Mises剪切破坏理论，判断火山岩气井完井试油、储层改造过程中井壁稳定性，火山岩下部经改性聚磺试油工作液作用后，直井生产过程中易发生井壁不稳定。火山岩下部储层经工作液作用前后，火山岩碎屑产出临界生产压差随井斜角增加而增大，经改性聚磺试油工作液作用后直井的临界生产压差最小。

3）恶劣（储层岩石破碎、井壁垮塌等）工况下火山岩碎屑产出实验模拟表明，工区火山岩下部储层出砂临界流量为1 L/min，折算气井日产量为1.42×104m3；模拟气井日产量介于1.42×104～28.35×104m3，折算年碎屑产出量介于270.3～2 183.2 kg，折算井筒沉砂高度介于12.7～102.5 m，易对生产造成影响。

4）气井试油、改造及生产过程中，可考虑优化工作液配方、控制生产压差等方式延缓和控制火山岩碎屑产出。在选择气井完井方法时，应考虑防砂型完井方式，以维持井壁稳定。