哈拉哈塘碳酸盐岩储层井壁失稳动态评价及失稳形态分析

王方智，董长银，白晓飞，周 博，王 鹏，钟 婷

（1.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院，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）

塔里木盆地碳酸盐岩储层发育层系多、资源潜力大，在西部地区原油产量贡献中占有重要地位[1–7]。塔里木盆地哈拉哈塘油田是典型的深层奥陶系碳酸盐岩储层，储层基质孔隙发育差，储集空间主要为裂缝、溶蚀孔洞和岩溶洞穴系统，以裸眼完井为主，多进行射孔、酸压开发[8–11]。受储层性质、储集规模和区域地应力以及完井方式和储层改造措施的影响，哈拉哈塘油田油井在投产、生产过程中多次出现井壁失稳问题，多口井出现了井壁坍塌和井筒泥砂埋现象，严重制约了油气的高效开发[12–17]。就国内外对井壁失稳研究的现状来看，国内外大部分学者的研究主要集中在井下宏观应力状态，针对各类力学参数对井壁围岩应力、破裂压力和坍塌压力进行研究并建立模型进行预测。目前，对不同类型碳酸盐岩储层失稳机理、预测模型、失稳规律等已经有了初步认识[14–24]，但评价方法笼统，鲜有适用的碳酸盐岩井壁垮塌评价方法，也缺乏失稳的定量数据描述和分析方法，井壁失稳的具体形态、失稳来源尚不明确。本文根据冲捞砂作业资料分析，提出井壁失稳动态评价方法，明确哈拉哈塘井壁失稳规律，同时开展一系列失稳模拟实验与现场冲捞砂样进行对比分析，得出井壁失稳产出物来源、失稳形态，为哈拉哈塘油田碳酸盐岩储层的失稳现象提供一套动态评价方法，也为碳酸盐岩储层油气藏开发及井壁失稳治理带来一定的启示和参考。

1 井壁失稳动态评价方法

1.1 哈拉哈塘油田井壁失稳概况

塔里木盆地碳酸盐岩分布区域大于30×104km2，油气资源约占盆地总量的40%。哈拉哈塘油田属于超深复杂缝洞型碳酸盐岩油藏，埋深超过6 600 m，温度高于150 ℃，经过多期岩溶、多期成藏，油藏具有多重孔隙特征和典型的非均质性。油井高产，但“见油不见田、高产不稳产”成为制约高效开发的主要瓶颈。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7个区块，其中塔河北有哈6、热普、新垦和金跃区块，塔河南包括富源、哈得奥陶系和跃满区块。哈拉哈塘油田的主要开发层系为奥陶系碳酸盐岩储层，层组自上而下分别为良里塔格组、吐木休克组、一间房组、鹰山组1段和鹰山组2段；其中良里塔格为非主力层，吐木休克为非生产隔层，主力生产层组为一间房组和鹰山组。哈拉哈塘油田油井主要采用裸眼完井方式，部分井裸眼段发生不同程度井壁垮塌，造成油井减产或者停产。通过对垮塌井返出砂样及各项作业综合分析认为，哈拉哈塘油田井壁失稳存在坍塌掉块和产出大量泥砂两种形态。

截至2017年6月，哈拉哈塘油田共有试采井283口，已证实垮塌101井次，砂埋深度为8.7～278.0 m，平均被埋深度达75.0 m，累计影响原油产量22.7×104t。油井地层出砂严重并伴随有泥质，防砂管无法挡住粒径小的细砂及泥质，细砂与泥质混在流体内进入电泵流道中造成流道堵塞导致井口不出液，电泵井无法正常生产。现场捞出物中含有大量油泥，哈拉哈塘油田油井普遍存在出泥砂的情况。哈拉哈塘油田部分油井裸眼段井壁垮塌存在以下特征：①油压突然降低，产量大幅度下降或停产，关井后压力仍能恢复到垮塌前水平；②井径测井显示扩径现象；③钻杆或电缆探底表明井底被埋数十米至上百米，捞砂筒捞出大块垮塌物。为此，本文提出壁失稳程度动态评价方法，用于失稳程度分析、主控因素分析以及持续动态监测等。

1.2 井壁失稳程度动态评价指标体系

一口井通过探冲砂作业的工程现象来表征井壁失稳，例如出现探砂面高、钻杆或电缆探底表明井底被埋数十米至上百米，捞砂筒捞出砂、油泥和大块垮塌物等。证实一口油井出现井壁失稳后，其失稳开始时间一定早于探砂作业时间，但无法精确描述失稳时间。根据现场冲捞砂作业时间给出的证实失稳时间并非发生失稳的时间，砂埋评价也存在周期确定模糊的问题。因此，井壁失稳程度动态评价方法需首先确定失稳评价周期，然后对失稳周期内表述失稳的特征提出评价指标，优选砂埋上升速度、砂埋产能损失速度、产层砂埋率三个值作为评价油井失稳程度的特征定量指标，并通过搜集整理109口井的124井次井壁失稳及泥砂产出数据计算砂埋速度、产层砂埋率和砂埋产能损失速度等各项数据，根据各项数据对失稳工程表象、井壁失稳程度等进行类型和程度划分。

1.2.1 评价周期的确定

通过作业分析，划定失稳开始时间处于探砂作业时间之前，进而根据生产动态资料进行判断，认为失稳开始时间为产量出现大幅度下降、油压突然出现明显降低的时刻，结合产量动态数据，并以油压特征作为验证，提出产量递减速率概念，如式（1）所示（产量递减率为负值则不显示），以产量递减速率突升时刻标定为失稳开始时间，评价周期是从失稳开始时间到停产的时间，评价周期内有效生产天数为有效评价周期时长。某井生产动态数据及产量递减速率曲线显示，产量递减速率在2016年1月3日达到最大值，说明产量突然下降。结合生产动态数据与探砂面作业时间标定该时间为失稳开始时间，该时间到停产日期时间段内的有效生产天数和即为失稳评价周期。

式中：I为产量递减率，t/d；1q为第1次测定的产量，t/d；2q为第2次测定的产量，t/d；tΔ为两次测定产量间隔时间，d。

1.2.2 评价指标计算方法

采用系列指标来表述失稳条件、砂埋速度、产能损失。具体包括：①生产作业评价指标：失稳时的静压/生产压差、流压/油压、产液量/含水、静压降幅、产层砂埋率；②产能损失评价指标：失稳产能损失、失稳产能损失率、失稳产能损失速度；③砂埋程度评价指标：砂埋上升速度、砂埋体积速度、单位产层砂埋体积速度、单位液量砂埋体积速度。

优选砂埋上升速度、砂埋产能损失速度、产层砂埋率三个值作为评价油井失稳程度的特征定量指标。由于三个指标的量纲不相同，为了消除量纲的影响，此处对特征指标的数值做无量纲化处理，如式2所示。根据109井已有数据分布范围，将三个未作归一化处理的指标砂埋上升速度hv、砂埋产能损失速度mv和产层砂埋率pm，分别赋予权重A、B、C，加权平均法计算的综合特征评价值S，如式（3）所示。划分综合评价等级，根据已有失稳井数据得到出砂/垮塌程度综合评价等级划分区间如表1所示。

表1 综合评价等级划分区间

2 井壁失稳及其关联因素分析

利用上述井壁失稳程度动态评价方法，分析了109口出砂井的井壁失稳动态结果，明晰了井壁失稳时间、周期、指标，并进行了结果统计和关联因素分析。

2.1 总体失稳严重程度分析

统计哈拉哈塘油田七个区块109口出砂井失稳程度井次比例，按照井壁失稳动态评价方法进行综合评定。裸眼完井条件下的平均砂埋速度约为13.870 0 L/d，产层段砂埋率中超过80%的井占比达60.63%，产层段100%被埋的井有59口，占比36.88%，平均砂埋产能损失速度达到0.353 t/d。全部109口失稳井次中评价为严重的有71口，占比65.1%，说明井壁失稳严重。将失稳严重的井按照区块分类，哈6区块失稳严重井次比例最高。

分析各区块特征定量指标得到如图1所示结果，其中富源区块的砂埋上升速度、砂埋产能损失速度、产层砂埋率这几项特征指标明显高于其他区块，并且产层砂埋率为100%。除了富源区块，这几项指标较高的是金跃区块。哈6区块失稳井次较多，但各项特征指标程度并非最严重。

图1 各区块特征定量指标结果分析

2.2 失稳主控因素关联分析

2.2.1 井型与完井方式对井壁稳定性的影响

截止2018年7月，哈拉哈塘油田共完钻465井次钻井作业，目的层为良里塔格组、一间房组和鹰山组。井型包括直井、定向井（含侧钻井）和水平井，直井/定向井共442口，占比95.05%，水平井共23口，占比4.95%。初次完井方式包括裸眼完井（401口）、筛管完井（58口）和射孔完井（6口）三种，其中以裸眼完井为主，占比86.24%。哈拉哈塘油田完井方式及平均砂埋上升速度见表2。

从表2可以看出，直井（定向井）中裸眼完井是影响油井垮塌、出泥砂的主要因素，失稳井占比高达94.5%，平均砂埋上升速度0.539 9 m/d。从井型上看，水平井失稳比例为0.92%，直井（定向井）是失稳的主要井型，需要尽早提出预防对策。

表2 哈拉哈塘油田完井方式、失稳井数及平均砂埋上升速度对比

哈拉哈塘地区下古生界碳酸盐岩断裂十分发育，从现场资料统计来看，垮塌井裸眼段裂缝大多处于裂缝发育带，裂缝以高角度（60°～85°）为主。钻遇后地层受到极大扰动，此时大量缝洞系统的存在使井周岩石的松驰程度大幅增加，削弱了井周岩石与整体岩层的联接性和固结性，地层易发生弱面破坏。长裸眼井段存在不同压力系数地层，三叠系、石炭系、志留系地层互层发育，极易剥落掉块、垮塌扩径；目的层段因开采、改造等原因造成裂缝和孔洞中充填的泥砂易产出。

2.2.2 吐木休克组地层对井壁稳定性的影响

根据现场资料，对出泥砂/垮塌的主要层位进行总结分析，发现目的产层与吐木休克组地层砂埋比例各占50%左右，其中，吐木休克组地层砂埋后基本不能维持生产。砂埋时，产层能继续维持生产和不能维持生产的井各占50%左右，说明吐木休克组地层多发生垮塌以至于不能继续生产。针对吐木休克组地层裸眼段是否全封堵对井壁失稳的影响问题，通过井壁失稳程度动态评价指标计算，得出套管完全封堵吐木休克组地层的井平均砂埋体积速度为2.760 0 L/d，未完全封堵吐木休克层组地层的平均砂埋体积速度为14.106 1 L/d，失稳产物多为大岩块。这表明是否完全封堵吐木休克组地层是失稳的重要因素。

封堵吐木休克组地层情况下，失稳速度较低，但仍有井壁失稳现象。也说明主要失稳源头层组是吐木休克组地层，同时裸眼目的产层同样是井壁失稳源。对目的层为一间房组和鹰山组，可考虑用套管封住吐木休克组地层易出泥砂/垮塌层组，将哈拉哈塘油田套管深下或采用筛管完井，以减少储层出泥砂。

2.2.3 井眼特征对井壁稳定性的影响

根据现场资料对油井进行井壁失稳程度动态评价，发现井眼特征与失稳关系密切。图2a为生产段方位角和砂埋上升速度的关系，失稳程度在方位角80°～100°和300°～330°附近有明显高值，说明这两个方位角上的井壁失稳较为严重。图2b为井眼直径和砂埋上升速度的关系，小井眼尺寸（指完井井眼尺寸小于152.4 mm或全井60%以上开眼尺寸为152.4 mm）下出现高砂埋速度的几率更低，171.5 mm井眼失稳速度高于其他井径。

图2 109口失稳井砂埋上升速度与井眼特征关系

对于定向井的方位角，沿着最大水平地应力方位钻进有助于井壁稳定。对于井眼尺寸，从力学角度来说，造成井壁坍塌的原因主要是井内液柱压力较低，使得井壁周围岩石所受应力超过岩石强度而产生剪切破坏。研究表明，随着井眼尺寸减小，维持井壁稳定的临界钻井液密度降低，井眼尺寸越小，临界钻井液密度降低越明显，小井眼井比常规井的稳定性好。在地层强度适当的条件下，小井眼钻完井是最佳选择。

3 井壁失稳形态分析

3.1 失稳冲捞砂样粒度对比分析

根据井底捞砂样品，采用振动筛筛分法进行冲捞砂样品粒度分析。取2 000 g岩屑/泥砂样品，通过振动筛进行筛分，得到大于4.75 mm、2.36～4.75 mm、1.7～2.36 mm、1.0～1.7 mm、0.6～1.0 mm、0.3～0.6 mm、小于0.3 mm，共计7类砂样（图3左）。样品粒度跨度较大，可将小于0.3 mm的样品放入激光粒度分布仪进行测试。图3右为井底泥砂样品及其筛分后质量百分比。

图3 井底泥砂样品及筛分后各粒径分布下质量百分比

按照碎屑岩粒度分级标准（SY/T5368–2016），结合激光粒度分布仪的筛析数据表明，所取泥砂样品，砾级样品占51.05%，砂级样品占48.11%，泥级样品占0.84%。根据以上分析，初步认为泥砂的来源主要有两个，一是非目的层吐木休克组地层的坍塌掉块，加之裸眼完井产出大量岩块和碎屑；二是开发过程中目的层裂缝和孔洞中充填的泥砂，以及目的层基质中由于酸化等储层改造释放出来的泥砂，胶结程度差或酸蚀水化等作用随流体产出。

3.2 宏观失稳模拟实验形态分析

为了揭示哈拉哈塘油田不同储层宏观力学失稳特征，选择一间房组、鹰山组产层和非产层吐木休克组层位的岩心进行了单轴抗拉和三轴压缩实验。实验后，对比分析岩心的破坏形态与冲捞砂样，验证泥砂来源并描述失稳形态。

3.2.1 单轴抗拉实验

采用劈裂法间接测定岩石抗拉强度，沿圆柱体试样直径方向上施加相对线性荷载，试样内部沿径向引起拉应力而破坏。选取主要产层一间房组深度相近、高径比为2.5的两块岩样进行实验，实验后岩心形态如图4所示。实验后发现岩心在实验后沿破裂面破坏成两半，未产生大量泥砂。

图4 碳酸盐岩岩心单轴实验后形态

3.2.2 三轴压缩实验

选择一间房组、鹰山组和吐木休克组三块标准岩样，在80 MPa围压下开展岩样三轴压缩实验，得到破坏后的岩心形态（图5）。三轴实验后将由岩心套包裹的完整岩心称重，然后去除包裹套将实验后岩石破坏的岩心按照＞8.00 mm、4.75～8.00 mm、1.00～4.75 mm和＜1.00 mm尺寸进行振动筛筛分，将各粒径区间岩心破碎物分别称重，结果见表3。

图5 碳酸盐岩岩心三轴实验后形态

表3 三轴实验后的粒径分布

失稳实验得到的各粒径分布表明，产层一间房组、鹰山组和非产层吐木休克组都有大量岩块产出，大于8.00 mm岩块质量分数均超过70%，而砂泥质量占比均小于10%，其中泥质质量分数小于1%。结合冲捞砂样的筛析数据分析得到，冲捞砂中泥砂质质量分数达到48.95%，而各层组宏观失稳实验中泥砂质量分数均小于10%，这也说明超过30%的泥砂产出并非来自储层基质岩石的宏观破坏。因此，井壁宏观破坏失稳形成大量岩块、岩屑和少量泥砂，即宏观破坏失稳是碳酸盐岩储层井筒砂埋中岩块和岩屑的重要来源之一。两类宏观失稳实验产出泥砂量极少，这也验证了哈拉哈塘油田泥和细砂主要靠生产过程中流体携带产出，而非来自储层岩心的破坏。

3.3 哈拉哈塘井壁失稳形态分析

根据哈拉哈塘井壁失稳规律及其关联分析、冲捞砂样粒度对比分析和宏观失稳模拟实验形态分析，综合表明，哈拉哈塘地区失稳主要有两个来源：①非产层吐木休克组的垮塌，其失稳形态主要以宏观坍塌掉块为主，形成大量岩块、岩屑和少量泥砂，如图6a所示；②生产层组裂缝和孔洞中充填的泥砂对裂缝应力敏感，诱发微观应力敏感出砂，失稳形态主要以裂缝充填物破碎，流体携带泥砂产出为主（图6b）。

图6 哈拉哈塘井壁失稳形态示意图

在井眼被钻开前，地层岩石通常受两个水平应力和一个垂向压缩应力以及孔隙压力的联合作用。井眼的形成打破了原地应力的平衡状态，导致井周围岩应力状态发生重新分布（应力集中效应）。如果这些重新分布的应力超过了岩石抗压或抗拉强度，就会导致井壁失稳。井壁失稳一般表现为坍塌、缩径和破裂三种形式，若井筒压力太低，则井壁围岩发生剪切破坏，导致坍塌失稳，井壁坍塌是碳酸盐岩地层开发阶段最为常见的井壁失稳形式，约70%的井壁失稳表现为井壁坍塌或掉块。地质资料表明，吐木休克组地层岩性主要为厚层状褐灰色、灰色灰岩、泥质灰岩互层夹中厚–厚层状灰质泥岩，泥质含量为20%～43%，沉积层理多，抗压强度低，易发生垮塌。吐木休克组地层缺失区，钻井时井壁稳定，在裸眼完井后由于应力集中，易发生失稳现象。

在开发阶段，裂缝内孔隙压力衰减极易导致裂缝应力敏感，诱发微观应力敏感出砂。裂缝充填物破碎被流体携带产出为主，其次还有缝面微凸体剥落产出。裂缝充填物破碎被流体携带产出机理是在应力的作用下，裂缝面产生滑移，引起裂缝充填物的破碎。由于裂缝是重要的储油和流动通道，破碎的充填物在流体的高流速下就会被携带产出。哈拉哈塘地区裂缝发育，裂缝和孔洞中充填的泥砂在开发过程中不断产出，这也是导致井筒快速砂埋的重要原因。

综上所述，未来治理对策不但要针对宏观失稳产生的岩块进行治理和预防，也要进行井底防砂控制流体携带泥砂产出。钻新井时应先针对产层采用筛管防砂完井，控制流体携带产出，其次封隔吐木休克组易坍地层，在钻井时可以适当留出一段口袋用于沉砂。除此之外，在开发设计过程中应注意井眼轨迹和井眼尺寸等重要影响因素。针对老井裸眼井，进行探泥砂、冲捞砂作业，再进行合理参数的筛管完井，以保证油井产能最大化。

4 结论与认识

（1）针对哈拉哈塘碳酸盐岩储层井壁失稳问题井壁失稳程度动态评价方法，以砂埋上升速度、砂埋产能损失速度、产层砂埋率三个值作为井壁失稳（出砂/垮塌）程度的特征评价指标，结果表明，裸眼完井条件下的平均砂埋体积速度约为13.870 0 L/d，产层段砂埋率中超过80%的井占比达60.63%，平均砂埋产能损失速度达到0.353 t/d，哈6区块、富源区块失稳相对严重。

（2）哈拉哈塘地区失稳因素关联分析表明，裸眼完井是垮塌/出泥砂井的主要的完井方式，直井和定向井比水平井砂埋概率高；吐木休克组是重要的失稳层位，完全封堵吐木休克组裸眼段的失稳比例是未完全封堵的半数，是否完全封堵吐木休克组裸眼段也是影响砂埋的主要因素；小井眼井比常规井稳定性好。

（3）结合冲捞砂样粒度对比和失稳模拟分析得出的结果表明，哈拉哈塘油田失稳主要有两个来源，其一为非产层吐木休克组地层，失稳形态主要表现为岩石宏观失稳产生的岩块和岩屑；其二为生产层组微观应力敏感出砂，失稳形态主要表现为裂缝和孔洞中充填的泥砂产出以及目的层基质中生产或储层改造等释放出来的泥砂。