刘志远 陈 勉 金 衍 杨向同 卢运虎

（1.中国石油大学石油工程学院，北京 102249； 2.塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000）

碳酸盐岩裂缝性储层井壁失稳易造成地层垮塌、堵塞、埋卡测试管柱，以及生产过程中随着地应力及井底压力的变化造成储层出砂等复杂情况［1-2］，引起井眼报废，严重影响生产施工的进程。对于井壁失稳问题前人已做过大量的理论研究［3-7］，但针对裂缝性储层温度高及弱面水化作用强的裸眼井壁失稳的模型研究很少。因此，笔者结合工程地质特点，选用弱面模型［8］，建立井壁稳定的综合预测模型，对高温深井裂缝性裸眼井井壁垮塌原因进行分析，为试油过程中井壁稳定及测试压差进行评估和设计提供依据。

1 垮塌井区域概况

垮塌井主要处于油区北斜坡上，断裂十分发育，其南部隆起，北部边缘为坡折带，油气沉积多以碳酸盐岩为主，储层位于奥陶系，油气富集区多为缝洞发育区，主要特点是天然裂缝发育，随机分布性强，为油气运移的主要通道，但大量缝洞系统的存在为油气储存和运移提供便利的同时也给井壁稳定造成诸多不利影响。

2 垮塌的影响因素

2.1 水化作用

垮塌井裸眼段均位于奥陶系良里塔格组及鹰山组，岩性段主要表现为颗粒灰岩段、含泥灰岩段以及含云灰岩段，垮塌层岩性集中表现为含泥灰岩。垮塌井在试油垮塌前岩层受井内流体的浸泡时间较长，一般为30～60 d，在长时间浸泡作用下，含泥灰岩地层吸水导致岩石的弹性模量与泊松比发生较大变化易导致井壁稳定性变差［9］，公式（1）及公式（2）为井周岩石弹性模量与泊松比随吸水量的变化关系。

式中，E 为吸水后弹性模量；E1、E2为系数，由试验确定； v 为吸水后的泊松比； v0为原始地层的泊松比； W 为地层含水量； Wa为井壁处的含水量。同时，对于裂缝发育层段，井内流体在高压下优先渗入缝内，使缝内胶结物的物化性质发生变化，弱面强度大幅降低，井壁稳定性急剧下降。

2.2 天然裂缝

从现场资料统计来看，垮塌井裸眼段裂缝较为发育（图1），裂缝多为高角度缝，倾角为60～85°，倾向为110～150°。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，使井壁稳定的临界试油压差减小。对图1 所示垮塌井段岩性相近而裂缝产状不同的岩心试样，在相同条件下进行室内实验，分析缝洞结构不同的情况下岩石强度的变化规律，结果见表1。

图1 垮塌井区裸眼段岩心裂缝发育情况

表1 垮塌井段岩石强度随缝洞结构的变化情况

实验结果表明，当裂缝倾角为90°及0°时岩石抗压强度较高，而当裂缝倾角为60°及45°时岩石抗压强度值均小于90°及0°时的情况，从实验结果分析来看，随着裂缝倾角的增加，岩石强度依次表现为先减小后增加的趋势，且孔洞型岩层的岩石强度在本组实验中小于裂缝性岩石的强度，同时通过对实验后孔洞型岩样的破坏面结构进行观察分析表明，破坏处岩石孔洞发生粉碎性损伤，孔洞结构破坏严重，说明在加压过程中孔洞型岩石的承压能力有限，一般小于裂缝性岩石。

2.3 地层构造

垮塌井的构造特点除了裂缝发育之外，还表现为：（1）处于局部构造的高点；（2）垮塌井均位于走滑断裂上。垮塌井的相关邻井均无类似的断裂构造特点。局部构造位置的高点处地层应力复杂，岩石受张应力作用较大，地层钻遇后，在较大张力作用下，应力严重失衡，易发生坍塌事故，同时，在断裂较为发育的井周区域，出现应力集中［10］，也极易引发井壁垮塌。除上述各影响因素以外，裸眼储层垮塌还与油藏深度、地层压力、地层胶结情况、起下管柱等因素有关。

3 垮塌模型的建立

基于垮塌层井周围岩层水化作用强、裂缝发育、构造应力复杂等特点，考虑上述3 种主要影响因素建立了垮塌模型，对垮塌井垮塌机理进行了分析及压差设计。模型中假设裂缝性井壁地层为连续介质体，岩石所受的应力是地应力、孔隙压力、井内液柱压力、流体渗流、温度场及地层水化共同作用的结果，直井井壁中的应力分量在柱坐标系中可表示为［9，11］

其中

式中，α 为比奥系数；a、b 为与温度有关的参数；Rw为井眼半径，m；pw为井底压力，MPa；p0为地层压力，MPa；σr，σθ，σz为柱坐标中的应力分量，MPa；σH为水平最大地应力，MPa；σh为水平最小地应力，MPa；σv为垂直地应力，MPa；E 为弹性模量，GPa；v0为吸水前原始地层的泊松比，小数；vfr为岩石骨架泊松比，小数；θ 为井周角，°； αm为材料的热膨胀系数。

假定弱面的抗剪强度服从莫尔库仑准则［12］

由莫尔应力圆理论，作用于弱面上的法向应力σ 和剪应力τ 为［12］

将式（5）代入式（4）整理，可得到沿弱面产生剪切破坏的条件为［13］

式中，φw为弱面的内摩擦角,°；Cw为弱面的黏聚力，MPa；σ1、σ3为井壁上最大、最小主应力，MPa；μw为弱面的内摩擦因数，小数；β 为弱面的法向与σ1夹角，当β →φw或β →90°时，（σ1–σ3）都趋于无穷大，井壁不可能沿弱面发生破坏，而只能产生剪断岩体破坏，破坏面方向为β=45°+φ0/2，°；φ0为岩块的内摩擦角，°。

对于σθ＞σz＞σr的情况，将式（3）代入式（6），可得到井壁稳定的最小井底压力

对于σz＞σθ＞σr的情况，由式（3）和式（6），可得井壁沿着裂缝破坏时的临界井底压力

对于σz＞σr＞σθ的情况，由式（3）和式（6）得井壁沿着裂缝破坏时的临界井底压力为

其中 ξ= (1-μwcotβ )sin2β

μw=tanφw

4 井壁稳定的影响因素分析

由垮塌井区应力分布特点，讨论σθ＞σr＞σz的情况。选取垮塌井深6 219 m，计算并分析各因素对井壁稳定性的影响规律，上覆岩层压力2.45 MPa/100 m，水平最大地应力2.2 MPa/100 m，水平最小地应力1.95 MPa/100 m，地层孔隙压力71 MPa，弱面黏聚力7 MPa，弱面内摩擦角20°，本体黏聚力14 MPa，本体内摩擦角32°，弹性模量41 GPa，泊松比0.24，比奥系数0.85。

4.1 水化后弱面强度的影响

垮塌层段天然裂缝发育，受井内流体的浸泡时间长，易产生水化作用，强度降低，导致井壁失稳，同时，由上述垮塌模型分析知，随着水化后弱面黏聚力及弱面内摩擦因数的降低（图2），维持井壁稳定的最小井底压力增加，生产压差减小，即弱面强度越低井壁的稳定性越差，因此，在钻井及试油过程中应避免储层长时间浸泡在钻井液或其他外来流体中对井壁稳定造成不利的影响。

图2 水化后弱面摩擦因素、黏聚力对井壁稳定的影响

4.2 裂缝产状的影响

裂缝的存在使井壁相对容易失稳，通过模型分析了碳酸盐岩裸眼储层水化后不同裂缝产状对井壁稳定的影响，分析认为：（1）最不稳定的点在地层弱面法向与最大水平地应力夹角60°±5°范围内；（2）一般说来，在地层倾向近水平最小地应力方位范围时，地层倾角越大，井壁越不稳定。在地层倾向近水平最大地应力方位范围时，地层倾角越大，井壁的不稳定性先增强后削弱，在倾角30°处达到极大值；（3）钻井最为安全的地层是低倾角（小于20°），弱面倾向近水平最小地应力方位；其次是高倾角（大于60°），弱面倾向近水平最大地应力方位；最不安全的是倾向近水平最大地应力方位，倾角30°附近处，并随着倾向偏离水平最大地应力方位，倾角增大，稳定性没有明显的提高（图3）。

图3 垂直井井壁稳定的最小井底压力与弱面产状的关系

从垮塌井的裂缝分布特征来看，裂缝倾角为60～85°，倾向为110～150°，处在井壁不稳定区间内，易出现垮塌现象。

同时，该综合模型与不考虑弱面水化强度及温度场效应的模型相比，其对维持井壁稳定的最小井底压力的预测值高出2～3 MPa，预测精度提高，极大地降低了井壁失稳的风险。

4.3 地应力的影响

垮塌井区地质构造复杂，地应力受地层情况的影响波动幅度大，最大水平地应力在高应力区接近上覆岩层压力，该不稳定的地应力环境造成储层井眼剖面上的井壁稳定性变化大，图4b 所示为R1 井在6 125～6 345 m 井段内其他参数变化不大的条件下随着图4a 中地应力的变化维持井壁稳定的最小井底压力的变化情况，分析可知，在地应力突变区维持井壁稳定的最小井底压力变化较大，但总体上最小井底压力随着地应力差的增减而相应地表现出增加和减小的趋势。因此，在地层构造复杂的高应力区或应力集中区应做好防塌准备。

图4 地应力对井底压力的影响

5 实例分析

R2 井裸眼储层段为5 917.46～6 300 m，处在局部构造的高点位置，紧邻井点东北部有走滑断裂发育。储层由众多溶洞体构成，裂缝相对发育，储层岩性为含泥灰岩、泥质灰岩以及灰岩。裂缝倾向120～140°，倾角55～75°，最大主地应力方位为120～160°。R2 井在测试前受井内流体的浸泡时间为45 d，下一体化测试管柱后放喷排液，油压0 MPa，井口不出液，过油管射孔，起出管柱，封隔器胶筒3/4 落井，底部5 根油管全部被砂子堵死。

通过上述模型，考虑裂缝产状、水化强度、弱面强度以及地应力分布情况，对失稳井段的临界测试压差进行计算，如图5 所示，结果表明，试油过程中的实际测试压差27.95 MPa 大于临界测试压差23.4 MPa，使得井底压差过大，井壁严重失稳，导致出砂，井眼砂埋，同时表明，模型对试油过程中井壁稳定性及测试压差能进行准确地评估和设计。

图5 R2 井井壁稳定的测试压差

6 结论与建议

（1）针对垮塌井区碳酸盐岩裸眼地层温度高、压力大、裂缝发育、水化作用及地应力各向异性强等特点建立了井壁垮塌预测模型，该模型能准确地对裂缝性碳酸盐岩深井高温水化地层的井壁稳定性进行预测和评估。

（2）由于考虑了深井温度场及弱面水化强度的影响，模型预测的维持井壁稳定的最小井底压力比常规模型高2～3 MPa，提升了预测精度，极大地降低了井壁失稳的风险。

（3）对于不同倾角的岩石强度，随着裂缝倾角的增加，岩石强度依次表现为先减小后增加的趋势，即倾角为90°及0°时岩石强度高于60°及45°时的强度值，且孔洞型岩层的岩石强度一般小于裂缝性岩石的强度。

（4）井壁最为安全的地层是低倾角（小于20°），弱面倾向近水平最小地应力方位；其次是高倾角（大于60°），弱面倾向近水平最大地应力方位。

（5）维持井壁稳定的最小井底压力随着水化后弱面内摩擦因数及弱面黏聚力的降低而增加，随着应力差的增加而增加。试油压差设计时，应充分考虑温度场、弱面水化强度、裂缝产状及构造应力集中效应的影响，防止压差过大井眼垮塌。

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