哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩油藏储集层泥砂产出机理

白晓飞，周博，董长银，王方智，刘霄，甘凌云，任今明

（1.中国石油 塔里木油田分公司a.油气工程研究院；b.东河气田开发部，新疆 库尔勒 841000；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580）

碳酸盐岩是重要的石油与天然气储集层类型[1-6]。国内外碳酸盐岩油气藏，尤其是深层碳酸盐岩油气藏，其完井方式以裸眼完井为主[7-13]，钻井和开采过程中的井壁失稳是此类油气藏开发常见的工程问题之一[14-19]。碳酸盐岩储集层井壁失稳机理及影响因素复杂，但常见的失稳形式主要是井壁坍塌、蠕变缩颈等宏观失稳形式[20-27]。前人对碳酸盐岩储集层的宏观失稳力学机理及预测开展了大量研究，形成了对机理、预测模型、失稳规律等的基本认识[28-30]。塔里木盆地哈拉哈塘油田储集层为典型的深层奥陶系碳酸盐岩储集层，在开采过程中出现了严重的井壁失稳现象[31-32]。根据大量的井壁失稳井作业资料分析，哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩储集层井壁失稳除了井壁坍塌外，还有堵塞井筒和产层的现象，与传统的碳酸盐岩储集层井壁失稳有很大不同。前人的研究主要基于定性分析，对井壁失稳的具体形式、机理及主控因素尚不明确[31-32]。本文根据冲捞砂作业资料及冲捞砂样颗粒粒径和矿物组分，系统分析哈拉哈塘油田碳酸盐岩储集层井壁失稳形式、机理及井筒堵塞物来源，并利用灰色关联法确定井壁失稳主控因素，为研究区新井失稳预防和老井失稳治理提供依据。

1 井壁失稳特点

1.1 储集层概况

哈拉哈塘油田位于塔里木盆地塔北隆起，面积为6 524 km2，主要包括哈6、热普、新垦、金跃、富源、哈得和跃满区块，主要开发层系为奥陶系。研究区奥陶系碳酸盐岩自上而下依次为良里塔格组、吐木休克组、一间房组和鹰山组。其中吐木休克组为非生产层，良里塔格组为非主力生产层，一间房组和鹰山组为主力生产层。

良里塔格组上部为颗粒灰岩，下部以瘤状灰岩为主；非生产层吐木休克组顶界埋深6 231～7 496 m，厚度约20 m，为泥灰岩段，岩性以颗粒泥晶灰岩和泥晶灰岩为主，泥质含量高。主力生产层一间房组顶界埋深6 250～7 511 m，厚度80～120 m，储集层压力66.6～89.9 MPa，温度139～156 ℃；储集层岩性主要为多类型灰岩，缝洞以泥质、方解石和黄铁矿半充填或全充填为主。主力生产层鹰山组顶界埋深6 308～7 809 m，厚度约340 m；储集层压力67.0～136.4 MPa，温度150～158 ℃，平均温度153 ℃；储集层主要为巨厚层灰岩。多数井仅钻至鹰山组一段，少数井钻至鹰山组二段。

良里塔格组储集空间以裂缝、溶蚀孔洞和岩溶洞穴为主，其中裂缝较为发育，缝洞内以方解石、重晶石和萤石半充填或全充填；储集层孔隙度为0.18%～6.37%，渗透率为0.015～36.600 mD，渗透性较差。一间房组和鹰山组受岩溶及断裂影响，储集层发育，是哈拉哈塘油田最重要的生产层。一间房组基质孔隙不发育，储集空间以裂缝、溶蚀孔和岩溶洞穴为主，裂缝走向以50°～80°为主，以高角度裂缝为主。鹰山组储集层基质孔隙不发育，储集空间以裂缝、溶蚀孔洞和岩溶洞穴为主；储集层孔隙度为0.69%～12.80%，渗透率为0.080～4.600 mD。

1.2 井壁失稳现象

哈拉哈塘油田共有451口油井钻揭奥陶系碳酸盐岩储集层，其中裸眼完井占95.4%，筛管完井占3.7%，射孔完井占0.9%。投产初期多为自喷生产，自喷生产期内存在明显井壁失稳的油井超过30%。

哈拉哈塘油田主要通过探砂作业证实井壁失稳。井壁失稳井会出现油压突然降低，产量大幅下降甚至停产，关井后压力仍能恢复到垮塌前状态。对于此类井进行探砂作业，出现砂面增高，捞砂筒捞出砂、泥、大块垮塌物等。据探砂作业统计，截至2020年10月，哈拉哈塘油田出现井壁垮塌和泥砂堵塞超过160井次，主要发生在自喷生产期，井壁失稳以裸眼完井的直井为主，侧钻井和定向井也有失稳发生。

2 井壁失稳机理

2.1 生产动态及冲捞砂作业

哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩油藏油井生产过程中，井壁失稳导致井筒堵塞，生产动态上主要表现为油压短期内大幅降低，产量大幅度下降甚至停产，压力和产量的变化速度明显超出自然递减规律。油井停产后，使用硬探或软探作业探砂面发现砂面增高数十米至上百米，使用捞砂筒捞砂或冲砂，获得大量油泥、岩屑及大块垮塌物。多数井的井筒堵塞物中，既有岩块和岩屑，也有大量的泥砂。

以金跃区块JY104 井为例，该井初期自喷生产，前期生产稳定，产量和油压均缓慢下降；但一段时间后，油压和产量均出现短期的大幅度下降。2015 年10 月，进行冲捞砂作业，下通井刮壁一体化管柱至7 212.69 m 遇阻，表明井底被砂埋，砂埋沉砂管内有90 cm 沉砂；下冲砂管柱至5 593.28 m 遇阻，冲砂进尺50.76 m，出口返出砂约400 L；进行负压捞砂，捞杯内捞获岩屑、水泥块（最大长40 mm、宽25 mm、厚8 mm）及少量丝状铁屑共约2 L，冲砂出口返出砂约15 L。经初步分析，井筒堵塞物多为地层砂和岩屑，砂埋层位为吐木休克组至一间房组，砂埋厚度36.31 m。通过冲捞砂作业初步分析，失稳井捞出物中包含大小不等的岩块和片状砾石，也包含碎屑、细小颗粒状砾石、细砂、泥等，证实了油井的失稳现象。

2.2 砂样粒度分布

在FY202井中冲捞砂获取的井筒堵塞物如图1所示，捞砂井段7 389.71—7 397.05 m。利用振动筛分法，共分为12 个粒径区间，依次为大于4.75 mm、3.35～4.75 mm、2.36～3.35 mm、2.00～2.36 mm、1.70～2.00 mm、1.18～1.70 mm、1.00～1.18 mm、0.85～1.00 mm、0.60～0.85 mm、0.42～0.60 mm、0.30～0.42 mm和小于0.30 mm。

根据初步筛分结果，按照碎屑岩粒度分级标准SY/T 5368—2016，该样品中砾石占51.05%，以中—细砾为主；砂泥占48.95%，以中—粗砂为主（图2）。

为了解较细组分的砂粒粒径及其分布特征，对图2 样品中的粒径小于3 mm 的样品随机抽取5 个，利用激光粒度仪进行粒度分布测试，得到其粒度分布曲线（图3）。细砂样品的粒度中值为196.8～289.7 µm，均匀系数为14.96～35.28，其粒度极不均匀。

综上所述，哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩储集层井壁失稳井筒堵塞物既有粗粒组分，也出现了接近50%的较大比例的细粒组分。其粗粒组分显然来源于井壁坍塌，而细粒组分的来源可能有2 种：第一是井壁坍塌形成岩块的同时，一部分破碎后形成泥砂；第二是生产过程中地层流体携带产出的泥砂。裂缝型碳酸盐岩储集层井壁坍塌形成泥砂的比例一般较低，而上述样品中泥砂比例高达近50%，因此初步推断，哈拉哈塘油田碳酸盐岩储集层井壁失稳井筒堵塞物中泥砂细粒组分主要为生产过程中地层流体携带泥砂产出。

2.3 井筒堵塞物矿物组分

为了分析失稳井筒中堵塞物的来源，对其进行X射线衍射测试（图4）。结果表明，堵塞物中细粒组分（泥砂）以方解石和长石为主，含量分别为43.9%和25.8%；其次为石英和石膏，含量为14.1%和10.1%；同时，含有少量的黏土矿物，含量分别为6.1%。粗粒组分以方解石和长石为主，含量分别为49.3%和38.2%；其次为石英（6.8%）和黏土矿物（5.0%）以及极少量的石膏。

总之，井壁失稳的井筒堵塞物中，粗粒与细粒组分的主要矿物类型相近，但矿物组分含量存在明显差异。这进一步证实，哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩储集层井壁失稳沉积物来源不同，其粗粒组分来源于井壁坍塌，细粒组分还来源于井壁坍塌和生产过程中流体携带的微粒。

2.4 综合分析

哈拉哈塘油田吐木休克组发育厚度约20 m 的泥灰岩，泥质含量高，根据传统认识分析该组易失稳垮塌。有41 口井使用套管封堵了吐木休克组。根据作业资料统计分析，未封堵吐木休克组的油井，平均砂埋体积速度为14.10 L/d；而套管封堵了吐木休克组的油井，平均砂埋体积速度只有2.76 L/d。根据109 口失稳井的作业资料统计，裸眼完井油井的平均砂埋体积速度约为13.87 L/d，而射孔完井油井的平均砂埋体积速度为2.17 L/d，远低于裸眼完井油井。根据上述分析可知：①哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩储集层井壁坍塌主要为吐木休克组，其次为一间房组和鹰山组；②泥砂细粒组分的来源除吐木休克组的坍塌外，也来自于一间房和鹰山组主力生产层的流体携带产出；③裸眼完井油井失稳明显比射孔完井严重，但射孔完井仍有井筒堵塞现象，说明存在地层流体携带泥砂产出现象。

哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩油藏井壁失稳，以吐木休克组泥灰岩为主，一间房组和鹰山组生产层为辅，形成岩块和泥砂；同时，一间房组和鹰山组在生产过程中随流体产出泥砂，共同沉积到井底，造成井筒堵塞。

根据储集层地质条件、失稳表象、井筒堵塞物粒径和矿物组分以及失稳井作业资料可知，哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩油藏井壁失稳，可归纳为井壁坍塌的宏观失稳和泥砂产出的微观失稳。

（1）宏观失稳机理 哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩储集层以上部非生产层吐木休克组为主、主力生产层一间房组和鹰山组为辅的井壁坍塌，属于宏观失稳，即井眼钻井造成井筒周围应力、井底压力等的变化，当应力超出岩石强度后，诱发井壁围岩破裂，产生岩块、岩屑及细砂，沉积在井筒底部。随着生产和失稳继续，井筒逐渐被堵塞，造成产量下降甚至停产。

根据不同碳酸盐岩储集层类型，井壁宏观失稳形式分为均匀性地层破裂（压缩、拉张或剪切）失稳、裂缝或层理面滑移失稳、地层弱面滑移失稳及盐膏层蠕变收缩失稳4 种形态。哈拉哈塘油田的良里塔格组、吐木休克组、一间房组和鹰山组，均以瘤状灰岩、颗粒灰岩和泥晶灰岩为主，岩性较为硬脆，不会发生蠕变失稳。根据测井和岩心资料，奥陶系碳酸盐岩储集层储集空间分布极为不均，储集层有裂缝型、裂缝-孔洞型、孔洞型和基质型，考虑到孔洞多远小于井眼，可将裂缝-孔洞型和孔洞型储集层分别归入裂缝型和基质型。因此，哈拉哈塘油田碳酸盐岩储集层井壁宏观失稳可推断为裂缝性地层弱面滑移和完整地层破裂失稳两大类型，均造成井壁坍塌和井眼扩径。前者的坍塌产物以岩块和岩屑为主，伴有泥砂和粉砂；后者失稳产物以泥砂和粉砂为主，伴有岩屑，鲜有岩块。

（2）微观失稳机理 研究区奥陶系碳酸盐岩储集层裂缝包括构造缝、成岩缝和叠合成因缝，裂缝充填物主要包括泥质、亮晶方解石、黄铁矿等，其中成岩缝多为全充填，构造缝和叠合成因缝多为未充填—半充填。初步分析，哈拉哈塘油田一间房组和鹰山组泥砂产出以缝洞充填物破碎后被流体携带产出为主，以裂缝面微凸体剥落泥砂产出为辅。

碳酸盐岩储集层由基质和裂缝（溶洞）组成，裂缝内充填有泥质和方解石（图5a）。钻井导致井壁和近井储集层应力集中，生产条件变化也会导致地应力发生变化。在综合应力作用下，储集层沿裂缝面产生滑移，引起裂缝充填物破碎，形成细砂微粒（图5b）；对于裂缝型碳酸盐岩储集层，裂缝是原油重要的储集空间和流动通道，当流体流速达到携带条件后，破碎微粒被流体携带产出（图5c），形成类似于疏松砂岩储集层的出砂现象。

根据对109 口井壁失稳井的现场作业资料统计，哈拉哈塘油田泥砂产出为主的井次占47.7%，井筒堵塞平均速度为0.1～0.3 m/d；泥砂产出与坍塌的复合失稳井次占52.3%，井筒堵塞平均速度大于0.8 m/d，证明了上述失稳机理分析的正确性。

3 井壁失稳主控因素及治理对策

3.1 灰色关联法分析

哈拉哈塘油田井壁失稳可以分为宏观和微观2类，前者属于井壁坍塌失稳，包括非生产层吐木休克组泥灰岩层的坍塌和一间房组、鹰山组等主力生产层的坍塌；后者是泥砂产出失稳，主要由生产层组井壁坍塌和储集层流体携带泥砂产出造成。总之，引起井壁失稳的原因包括地质因素和工程因素。

引起井壁失稳的因素主要有岩石胶结强度低、泥质含量高（20%～43%）；良里塔格组和吐木休克组泥质含量高，抗压强度低；层理多及高角度裂缝发育；储集层埋藏深，且水平主应力差较大（22～26 MPa），水平主应力差越大，井壁越不稳定，越易于垮塌失稳。

引起井壁失稳的工程因素主要包括：裸眼完井缺乏有效支撑保护；自喷生产中储集层压力下降幅度大，平均超过10 MPa；生产压差引起近井地带应力失衡；含水率上升，水化分解胶结物和充填物；储集层改造（酸化）作业改变物性，打破原地应力平衡，当应力大于储集层强度时，会导致井壁垮塌失稳；碎屑粒径小于0.2 mm时，会被流体携带出储集层，进入井筒，引起井筒堵塞；没有套管封固的吐木休克组容易坍塌，非目的层裸眼井段过长，也会增大井壁失稳的风险。

通过对109 口失稳井进行井筒堵塞速度与井眼直径、生产段方位角的关联分析（图6），大直径井筒被堵塞的几率更高，速度更快，井径171 mm 的井眼失稳速度高于其他井径（图6a）。砂埋上升速度在方位角80°～100°和300°～330°有明显高值（图6b），说明此大约对称的2 个方位角上的井壁失稳较为严重。为了进一步探究各种影响因素对失稳的敏感程度，针对20个相关因素开展了主控因素灰色关联法分析。

灰色关联理论是利用关联度的思想，分析因素之间发展趋势的异同程度，衡量因素之间相关关系的一种理论方法。利用灰色关联法分析，可以定量地表征各类因素对砂埋速度影响的敏感性，从而确定影响井筒砂埋速度的主控因素。应用灰色关联法进行井壁失稳影响因素分析，首先是建立影响因素域，以哈拉哈塘油田7 个区块油井的砂埋速度为母序列，油井失稳的工程影响因素如井眼尺寸、生产段方位角、含水率、生产压差等为子序列。对设X={x0,x1,x2,…,xm}为灰色关联因子集，x0为参考序列，xi为对比序列，x0(k)和xi(k)分别为x0与xi的第k个点的数。为消除量纲的影响，对所有影响因素的数值作归一化处理，以避免造成非等权情况，保证关联分析结果的可靠性。再进行关联度的计算，其关联系数计算式：

式中r0i——对比序列xi与参考序列x0的关联度，无量纲；

n——对比序列的长度，即数据个数，无量纲；

ωk——k点权重，取ωk=1/n，无量纲。

3.2 优势分析

各个子序列对母序列{y1}有关联度［r11，r12，…，r1m］，各于序列对母序列{y2}有关联度［r21，r22，…，r2m］，类似地，各子序列对母序列{yn}有关联度［rn1，rn2，…，rnm］。将rij（i=1，2，…，n；j=1，2，…，m）作适当排列，可得到关联度矩阵，若关联矩阵R中第i列满足（2）式，则称母序列{y1}相对于其他母序列为最优。

根据哈拉哈塘油田109 口失稳井资料，使用灰色关联法分析，进行井壁失稳敏感因素敏感程度评价。结果表明，对影响井壁坍塌和储集层出泥砂失稳的生产因素敏感程度排序，从大到小依次为含水率、油层中深、裸眼直径、产液量、生产段方位角、生产压差、生产段井斜角和静压降幅，其对应关联度依次为0.939 5、0.938 4、0.938 1、0.938 1、0.933 7、0.929 4、0.929 2 和0.926 1（图7a）。而哈6 区块失稳井影响因素依次为含水率、产液量、裸眼直径、油层中深、生产压差、生产段井斜角、生产段方位角和静压降幅（图7b），其对应关联度依次为0.872 8、0.867 9、0.863 8、0.863 7、0.865 8、0.856 4、0.851 9和0.847 0。

3.3 失稳治理及预防

根据井壁失稳机理及主控因素分析，提出哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩储集层井壁失稳治理对策。

（1）新钻井井径应尽量小，井径一般应不超过150 mm，推荐105～127 mm；定向井井斜方位角避开80°～100°和300°～330°区间；使用套管封堵吐木休克组，并使用套管射孔方式完井。

（2）老井进行冲砂解堵清理井筒砂埋，解除井底堵塞；采用修井作业封堵吐木休克组，预防吐木休克组坍塌失稳；根据井壁失稳敏感分析结果，生产压差应控制在7～9 MPa，注水保压井的压力应保持在初始地层压力的85%～90%；采用控砂筛管二次控砂完井，阻挡地层泥砂产出。

4 结论

（1）哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩储集层井壁失稳机理包括吐木休克组为主、一间房组和鹰山组为辅的井壁坍塌宏观力学失稳和生产层位泥砂产出微观失稳。井壁坍塌为裂缝性地层弱面滑移和完整地层破裂失稳两大类型，均造成井壁坍塌和井眼扩径；泥砂产出微观失稳以缝洞充填物破碎后被流体携带产出机理为主，以裂缝面微凸体剥落泥砂产出机理为辅。

（2）影响井壁坍塌和储集层出泥砂的生产因素敏感排序为含水率、油层中深、裸眼直径、产液量、生产段方位角、生产压差、生产段井斜角和静压降幅。特定方位角、大井眼趋向于失稳严重，井径171 mm 井眼失稳速度高于其他井径，在方位角80°～100°和300°～330°附近砂埋上升速度有明显高值。

（3）新钻井应使用小井径、优化井斜方位、套管封堵吐木休克组和套管射孔方式完井，预防井壁失稳；老井应封堵吐木休克组砂泥岩层，将生产压差控制在7～9 MPa，压力应保持在初始地层压力的85%～90%，采用控砂筛管二次完井等措施进行失稳预防及治理。