宋 杰

(中石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠，黑龍江大慶163001)

0 引言

XMAC測井又稱交叉式多極子陣列聲波測井，是利用聲波原理測得地層或巖石各向異性的一種測井方法。它能夠在井下進(jìn)行連續(xù)測量，不僅能測得各儲 (隔)層的最大水平主應(yīng)力、最小水平主應(yīng)力及最大水平主應(yīng)力方位，而且可以取得密度、破裂壓力、泊松比、楊氏模量、剪切模量等巖性及力學(xué)參數(shù)，有助于研究儲層縱橫向巖石力學(xué)特征，確立地應(yīng)力及巖石力學(xué)參數(shù)與套管損壞之間相關(guān)性［1～2］。

為了揭示巖石力學(xué)分布特征，確立地應(yīng)力及巖石力學(xué)參數(shù)與套管損壞之間的相關(guān)性，近年來在S油田DZ區(qū)塊選擇10口井 (套損區(qū)內(nèi)5口井、套損區(qū)周邊5口井)進(jìn)行了XMAC測井，在此基礎(chǔ)上對兩大部位套損的機(jī)理和成因進(jìn)行了系統(tǒng)描述，進(jìn)而有效指導(dǎo)了DZ區(qū)塊套管防護(hù)措施的制訂工作。

1 標(biāo)準(zhǔn)層成片套損區(qū)巖石力學(xué)特征

本文對標(biāo)準(zhǔn)層部位地應(yīng)力及巖石力學(xué)參數(shù)等值線與套損井平面分布進(jìn)行了疊合分析，B1-51-P258、B1-61-P254、Z21-P250、Z1-P255、Z33-P248等5口加測井位于DZ區(qū)塊嫩二標(biāo)準(zhǔn)層成片套損區(qū)以內(nèi)，而B1-51-P255、B1-61-P251、Z11-P249、Z21-P248、Z2-P253等5口加測井位于DZ區(qū)塊套損區(qū)周邊或非套損區(qū) (見圖1)。套損區(qū)的 σ1為17.0～23.0 MPa，σ1-σ3為 2.0 ～ 6.0 MPa，破裂壓力 17.3 ～ 18.5 MPa，泊松比 0.350 ～ 0.364，剪切模量2.46 ～2.66 GPa，σ1方位44°—100°;非套損區(qū)的 σ1為 14.0 ～17.0 MPa，σ1-σ3為 1.0 ～2.0 MPa，破裂壓力16.9 ～17.3 MPa，泊松比0.32 ～0.35，剪切模量為2.66 ～2.78 GPa，σ1方位 44°—84°。

圖1 嫩二底標(biāo)準(zhǔn)層地應(yīng)力及巖石力學(xué)參數(shù)平面等值線與套損井平面分布疊合圖Fig.1 The overlay of contours of geological stress and rock mechanical parameters with plane distribution of casing damage wells in N2 index bed

可見，DZ區(qū)塊成片套損區(qū)標(biāo)準(zhǔn)層的最大水平主應(yīng)力 (σ1)整體上明顯高于非套損區(qū)，套損區(qū)內(nèi)外最大水平主應(yīng)力相差4～5 MPa;套損區(qū)的最大、最小水平主應(yīng)力差值 (σ1-σ3)明顯大于非套損區(qū)，套損區(qū)破裂壓力明顯高于非套損區(qū)，套損區(qū)泊松比明顯大于非套損區(qū)，套損區(qū)的剪切模量明顯小于非套損區(qū);套損區(qū)的σ1方位平均為72°，整體上處于北東東向，與非套損區(qū)基本一致。由于標(biāo)準(zhǔn)層部位套損區(qū)內(nèi)外巖石力學(xué)特征差異明顯，因而可作為標(biāo)準(zhǔn)層套損區(qū)形成或存在的識別標(biāo)志。

2 油層部位套損集中區(qū)套損巖石力學(xué)特征

SⅠ1層位是薩中開發(fā)區(qū)油層部位套損最嚴(yán)重的層位之一。這里主要以DZ區(qū)塊薩Ⅰ1層位為例描述其套損集中區(qū)套損巖石力學(xué)特征。對SⅠ1層位地應(yīng)力及巖石力學(xué)參數(shù)等值線與套損井平面分布進(jìn)行疊合分析可以看出，SⅠ1層位套損井集中在B1-61-P254井區(qū)，其最大水平主應(yīng)力 (σ1)為17.5～19.5 MPa，差異應(yīng)力 (σ1-σ3)為1.5～2.5 MPa，最大水平主應(yīng)力方位為5.0°—45.0°，破裂壓力16.0 ～17.2 MPa，泊松比0.36 ～0.70，剪切模量3.25 ～3.60 GPa(見圖2)。

圖2 SⅠ1層地應(yīng)力及巖石力學(xué)參數(shù)平面等值線與套損井平面分布疊合圖Fig.2 The overlay of contours of geological stress and rock mechanical parameters with plane distribution of casing damage wells in SⅠ1 layer

可見，與其他井區(qū)相比，套損集中區(qū)最大水平主應(yīng)力值較高，差異應(yīng)力較小，破裂壓力較高，泊松比較大，剪切模量很小，主應(yīng)力方位發(fā)生改變。對其他套損層位進(jìn)行疊合分析表現(xiàn)出了類似特征 (見表1)。這些表現(xiàn)特征可作為油層部位套損集中區(qū)形成或存在的識別標(biāo)志。

表1 不同油層部位地應(yīng)力及力學(xué)參數(shù)在套損井區(qū)與非套損井區(qū)的對比統(tǒng)計(jì)Table 1 The comparative table of geological stress and mechanical parameters in different reservoir intervals between casing-damage well area and non-casing-damage well area

3 地應(yīng)力及巖石力學(xué)參數(shù)與套管損壞之間相關(guān)性

根據(jù)上述對標(biāo)準(zhǔn)層部位和油層部位巖石力學(xué)特征的描述結(jié)果，結(jié)合有關(guān)套損機(jī)理研究成果，確立了地應(yīng)力及巖石力學(xué)參數(shù)與套管損壞之間相關(guān)性。

3.1 標(biāo)準(zhǔn)層成片套損區(qū)地應(yīng)力及巖石力學(xué)參數(shù)與套管損壞之間相關(guān)性

成片套損發(fā)生后套損區(qū)標(biāo)準(zhǔn)層的剩余地應(yīng)力依然很高，區(qū)域間的地應(yīng)力差異依然嚴(yán)重，說明該套損區(qū)仍然處于不穩(wěn)定狀態(tài)，即存在著進(jìn)一步擴(kuò)大的可能性。DZ區(qū)塊1998年發(fā)生第二次成片套損以來 (曾分別于1990年和1998年先后2次發(fā)生成片套損)，每年仍有新發(fā)生的標(biāo)準(zhǔn)層部位套損井出現(xiàn)，也從事實(shí)上證實(shí)了這一點(diǎn)。該區(qū)標(biāo)準(zhǔn)層部位受到了來自北東東向的較強(qiáng)擠壓作用，也同樣不利于套損區(qū)的穩(wěn)定。針對這些情況，必須采取有效措施使地應(yīng)力進(jìn)一步釋放，才能確保套損區(qū)不再擴(kuò)大或趨向穩(wěn)定。與地應(yīng)力集中過程一樣，地應(yīng)力釋放過程也具有傳導(dǎo)作用，因此可以通過對高應(yīng)力區(qū)憋壓油層或油層段進(jìn)行泄壓的辦法，使高應(yīng)力區(qū)標(biāo)準(zhǔn)層地應(yīng)力得以釋放，區(qū)域間平面應(yīng)力差異趨向減弱，從而達(dá)到進(jìn)一步遏制標(biāo)準(zhǔn)層部位套損趨勢的現(xiàn)實(shí)目標(biāo)。

高壓注水不僅會使油層部位巖體內(nèi)原地應(yīng)力增加，也會因應(yīng)力傳導(dǎo)使蓋層部位泥頁巖地應(yīng)力有明顯增加。平面上不均衡注水及鉆井調(diào)整往往造成有的區(qū)域處于高應(yīng)力狀態(tài)，有的區(qū)域處于低應(yīng)力狀態(tài)，導(dǎo)致區(qū)域間平面應(yīng)力差異［3～4］。破裂壓力變高、泊松比變大、剪切模量變小、差異應(yīng)力大是導(dǎo)致標(biāo)準(zhǔn)層部位發(fā)生套損的內(nèi)在原因，而區(qū)域之間的平面應(yīng)力差異是導(dǎo)致標(biāo)準(zhǔn)層部位發(fā)生套損的外在推動力。

3.2 油層部位套損集中區(qū)地應(yīng)力及巖石力學(xué)參數(shù)與套管損壞之間相關(guān)性

根據(jù)流固耦合原理［5～8］(見圖3)得知，油層憋壓會引起砂體發(fā)生膨脹變形［2］，油層能量虧空會引起砂體發(fā)生收縮變形［9］，從而造成局部層間滑動而導(dǎo)致套損。由于目前油田注水、注聚壓力都比較高，因此所發(fā)生的油層部位套損井多半是油層憋壓所致。從前述的地應(yīng)力與地層壓力之間的正相關(guān)性自然可以想到，油層憋壓后地應(yīng)力值會大幅升高，但由于油層部位套損后地應(yīng)力釋放較快、較多，所以其殘余主應(yīng)力值表現(xiàn)不是很高。造成地應(yīng)力釋放大致有3方面原因:一是套損發(fā)生時局部層間滑動導(dǎo)致一定應(yīng)力釋放，二是套損后周圍注水井關(guān)井或注水量下調(diào)使油層泄壓而產(chǎn)生一定應(yīng)力釋放，三是鉆井期間關(guān)井降壓導(dǎo)致地層應(yīng)力有所釋放。其中層間滑動產(chǎn)生應(yīng)力釋放是導(dǎo)致應(yīng)力降低的最主要因素。

圖3 流固耦合原理示意圖Fig.3 Fluid-solid coupling principle diagram in sandstone reservoir

油層破裂壓力越高說明其物性越差及平面非均質(zhì)越嚴(yán)重，如薩Ⅰ1層套損井區(qū)發(fā)育非河道薄差砂體，注水時很容易造成憋壓導(dǎo)致巖體形變;泊松比大說明巖體易發(fā)生橫向變形和位移;而剪切模量小意味著巖體在較小的剪切應(yīng)力作用下即可產(chǎn)生較大的變形。因此，泊松比大、楊氏模量小、剪切模量小、破裂壓力高的油層部位是易發(fā)套損層位。油層產(chǎn)生憋壓，會導(dǎo)致主應(yīng)力升高，差異應(yīng)力減小，同時井區(qū)間應(yīng)力差異變大，加劇套損發(fā)生的危險性。上述分析表明，泊松比大、剪切模量小、破裂壓力高等巖石本身力學(xué)特征是套管損壞的內(nèi)因，地應(yīng)力場和地層壓力場的改變是套管損壞的外因，油層部位套管損壞是內(nèi)因、外因共同作用的結(jié)果，即流固耦合作用導(dǎo)致砂體形變并發(fā)生局部橫向滑移的結(jié)果。

4 結(jié)論與認(rèn)識

與非套損區(qū)對比，標(biāo)準(zhǔn)層成片套損區(qū)的主應(yīng)力及破裂壓力很高、泊松比很大、剪切模量很小，這種力學(xué)特征可用來確立標(biāo)準(zhǔn)層成片套損區(qū)的形成或存在。

與正常井區(qū)相比，油層部位套損集中區(qū)的主應(yīng)力偏高、破裂壓力偏高、泊松比較大、剪切模量較小、主應(yīng)力方位發(fā)生偏轉(zhuǎn)，可利用這種力學(xué)特征判斷油層部位套損集中區(qū)的形成或存在。

破裂壓力變高、泊松比變大、剪切模量變小、差異應(yīng)力大是導(dǎo)致標(biāo)準(zhǔn)層部位發(fā)生套損的內(nèi)在原因，而區(qū)域之間的平面應(yīng)力差異是導(dǎo)致標(biāo)準(zhǔn)層部位發(fā)生套損的外在推動力。

泊松比大、剪切模量小、破裂壓力高等巖石本身力學(xué)特征是套管損壞的內(nèi)因，地應(yīng)力場和地層壓力場的改變是套管損壞的外因，油層部位套管損壞是內(nèi)因、外因共同作用的結(jié)果。

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