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(chǔ)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(cè)試井 5 口，工業(yè)氣井 1 口：周公 1 井日產(chǎn)氣量 25.61 × 10 ⁴ m ³ ，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(xiǎn)探井—永探 1 井鉆遇厚層火山碎屑巖儲(chǔ)層，在火山巖儲(chǔ)層測(cè)試產(chǎn)氣量 22.5 × 10 ⁴ m ³ /d ，實(shí)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(diǎn)； 19 個(gè)柱塞樣平均滲透率 0.058 mD 、平均孔隙度 13.7% ， 7 個(gè)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(chǔ)層測(cè)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(chǔ)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(chǔ)層巖石礦物組分

選取火山巖下部儲(chǔ)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(duì)含量測(cè)定，結(jié)果如表 1 所示。

從表 1 中可以看出，火山巖下部儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層酸化改造用的酸液為膠凝酸。首先，對(duì)測(cè)試巖心進(jìn)行模擬儲(chǔ)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(chǔ)層巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)分析。由火山巖下部儲(chǔ)層巖心進(jìn)行工作液作用前后儲(chǔ)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(yùn)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(duì)比可知，改性聚磺試油工作液、膠凝酸對(duì)試樣微觀結(jié)構(gòu)影響較大，油基試油工作液影響較小。

2 　完井試油過程中井壁穩(wěn)定研究

根據(jù)上述儲(chǔ)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(chǔ)層火山碎屑巖與完井試油、儲(chǔ)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(chǔ)層巖石與不同試油工作液作用前后巖石力學(xué)參數(shù)測(cè)試的基礎(chǔ)上，結(jié)合巖石破壞準(zhǔn)則進(jìn)行完井試油、儲(chǔ)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(cè)試

首先，對(duì)測(cè)試巖心進(jìn)行模擬儲(chǔ)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(cè)試。

工作液作用前后巖樣抗張強(qiáng)度測(cè)試結(jié)果如表 2 所示?；鹕綆r下部儲(chǔ)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(cè)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(cè)試試樣平均抗張強(qiáng)度為 5.92 MPa ；經(jīng)膠凝酸浸泡后，測(cè)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(cè)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% 。

工作液作用前后三軸抗壓強(qiáng)度測(cè)試結(jié)果如表 3 所示。火山巖下部儲(chǔ)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(cè)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(cè)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(cè)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(cè)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。

工作液作用前后三軸抗壓強(qiáng)度測(cè)試結(jié)果表明， 工作液對(duì)火山巖下部儲(chǔ)層測(cè)試巖樣三軸抗壓強(qiáng)度的影響規(guī)律與抗張強(qiáng)度測(cè)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(duì)巖石抗張強(qiáng)度、抗壓強(qiáng)度影響較大；膠凝酸對(duì)測(cè)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(shí)間相對(duì)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(cè)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(chǔ)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(jì)算的下部火山碎屑巖儲(chǔ)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(duì)比曲線如圖 2 所示。

由圖2 可知，火山巖下部儲(chǔ)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(huì)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(chǔ)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(diǎn)。因此，判斷火山巖下部儲(chǔ)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(duì)儲(chǔ)層巖石未破碎時(shí)，采用力學(xué)計(jì)算方法進(jìn)行火山巖碎屑產(chǎn)出臨界生產(chǎn)壓差預(yù)測(cè)；二是儲(chǔ)層巖石經(jīng)過鉆井、儲(chǔ)層改造、完井試油過后，采用室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)方法預(yù)測(cè)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(cè)

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 σ _t 時(shí)，井壁巖石不堅(jiān)固，將會(huì)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：

如果式（ 2 ）成立（即 C ≥ σ _t ），則表明在上述生產(chǎn)壓差 ( p _s － p _wf ) 下，井壁巖石是堅(jiān)固的，不會(huì)引起巖石結(jié)構(gòu)的破壞，也就不會(huì)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(huì)出骨架砂。

當(dāng)井斜角 α =0 °時(shí)，式（ 2 ）變?yōu)槭剑?/span> 3 ）；而當(dāng)井斜角 α =90 °時(shí)，式（ 2 ）變?yōu)槭剑?/span> 4 ）；所以式（ 2 ）為通式。

四川盆地二疊系火山巖氣藏下部儲(chǔ)層火山碎屑巖儲(chǔ)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(jì)算方法進(jìn)行火山巖下部火山碎屑巖儲(chǔ)層碎屑產(chǎn)出的臨界生產(chǎn)壓差預(yù) 測(cè)[ 其他參數(shù)已知時(shí)，將式（2）、（3）、（4）取等號(hào)，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(shí)，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(chǔ)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(cè)結(jié)果如圖 3 所示。

火山巖下部儲(chǔ)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小（即如鉆水平井則更容易產(chǎn)出火山巖碎屑）；火山巖下部火山碎屑巖儲(chǔ)層原始儲(chǔ)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(chǔ)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(cè)分析表明，試油工作液對(duì)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(chǔ)層巖石破碎條件下火山巖碎屑產(chǎn)出模擬

儲(chǔ)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(shí)驗(yàn)，模擬儲(chǔ)層巖石受鉆井、試油、儲(chǔ)層改造等工作液作用后，儲(chǔ)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(chǔ)層巖石破碎、井壁垮塌等）工況下火山巖碎屑產(chǎn)出對(duì)生產(chǎn)的影響。

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(shí)火山巖碎屑產(chǎn)出量模擬，實(shí)驗(yàn)流程如圖 4 所示。

實(shí)驗(yàn)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 D ₅₀ =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。

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(shí)驗(yàn)工作筒中，進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)步驟如下：

1 ）將模擬巖屑裝入實(shí)驗(yàn)工作筒中，連接流程。

2 ）用 N ₂ 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(gè)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N ₂ 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(cè)量流量，記錄120 min后的出砂量，折算年出砂量。

按照上述實(shí)驗(yàn)方法，進(jìn)行火山巖下部儲(chǔ)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(cè)試，測(cè)試結(jié)果如表 4 所示。測(cè)試結(jié)果表明：火山巖下部儲(chǔ)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 × 10 ⁴ m ³ 。隨著驅(qū)替流量增加，碎屑產(chǎn)出量增加。實(shí)驗(yàn)所模擬的儲(chǔ)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(shí)驗(yàn)?zāi)M火山巖下部儲(chǔ)層碎屑產(chǎn)出測(cè)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(shí)驗(yàn)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(chǔ)層不同氣井產(chǎn)量與折算年碎屑產(chǎn)出量關(guān)系（表 4 ）?；鹕綆r下部儲(chǔ)層，實(shí)驗(yàn)?zāi)M氣井日產(chǎn)量 1.42 × 10 ⁴ ～ 28.35 × 10 ⁴ m ³ ，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(duì)生產(chǎn)造成影響（超過鉆井預(yù)留口袋深度后會(huì)砂埋氣層）。因此，在選擇氣井完井方法時(shí)，應(yīng)考慮防砂型完井方式，以維持井壁穩(wěn)定。

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(yùn)移，產(chǎn)生井壁失穩(wěn)?；鹕綆r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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層巖石破碎、井壁垮塌等）工況下火山巖碎屑產(chǎn)出實(shí)驗(yàn)?zāi)M表明，工區(qū)火山巖下部儲(chǔ)層出砂臨界流量為1 L/min，折算氣井日產(chǎn)量為1.42×10 ⁴ m ³ ；模擬氣井日產(chǎn)量介于1.42×10 ⁴ ～28.35×10 ⁴ m ³ ，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(duì)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(shí)，應(yīng)考慮防砂型完井方式，以維持井壁穩(wěn)定。