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刘 涛 ，刘飞航，马都都，郭 玲，吴 越
1.中国石油新疆油田公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000；
2.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500；
3.中国石化重庆页岩气有限公司，重庆 南川 408400
南缘高泉试验水平井主要目的层是白垩系清水河组，油藏部署区无边底水、无气顶，储层岩性以砂砾岩和细砂岩为主。清水河组最大垂深达到5 888 m，地层温度135.8°C，地层压力133 MPa，压力系数为2.3，属于超深、高温、高压油藏。南缘高泉背斜探井在清水河组5 768～5 775 m 试油获高产油气流，13 mm 油嘴日产油气当量1 520 m3，即该储层具有三高一深特征。
水平井完井必须要根据油气藏的类型和特性（气顶、边底水、井眼稳定性、产层出砂、工程要求及产能等问题）来选择最合适的完井方式，既要发挥出各项有利条件，还要避免受到不良因素的影响，才能长期有效地开发油田，延长油田寿命、提高产量。尽管国内外已有部分学者开始采用数值模拟[1-2]工具对完井方式[3]进行优选，但由于油藏物性差异、井身结构、研究目标、模拟条件等的不同，研究结论存在较大局限性，不同地区适用性较差，而且产能评估显示清水河组试验水平井产能可达每天万方以上，对于此类三高一深水平井完井方式优选，尚无成熟设计案例可循[4-7]。因此，针对南缘高泉地区开展基于有限元模拟的全生命周期井壁稳定性研究，优选水平井完井方式，保障此类油井长期安全高效生产。
目标井是一口超深水平井，水平段长601 m，其井身结构见图1。
图1 目标水平井井身结构Fig.1 Casing program of target horizontal well
清水河组水平最大、水平最小和垂直主应力分别为146.3，139.8 和143.1 MPa。岩芯实验及测井曲线反演得到的基本岩石物性参数见表1。
表1 清水河组岩石物性参数Tab.1 Petrophysical parameters of Qingshuihe Formation
初步可以选择射孔完井或筛管完井，相比于射孔完井，筛管完井井壁抗压、抗扭强度不高，但筛管完井具有费用低、储层伤害小、产能高等优点[8-10]。目标井井深大、水平段长，投产后产量高，生产压差大，而且考虑到生产后期，地层压力衰竭，储层压实沉降导致的井壁有效应力增加，随着地层压力的衰减极有可能发生井壁失稳垮塌[11]。因此，生产过程中的井壁稳定性[12-17]是完井方式选择所需要考虑的最重要的因素之一[18]。
上覆岩层压力由岩石骨架和孔隙流体共同承担，随着油气藏不断开采，地应力衰减和地层孔隙压力降低，导致施加在岩石骨架上的压力越来越大，其地应力变化为
式中：σ--衰竭后的地应力，MPa；
σi--原始地应力，MPa；
γH--载荷因子，无因次；
α--Biot 系数，无因次；
ν--岩石泊松比，无因次；
Δp--压差，MPa；
pc--目前地层孔隙压力，MPa；
pi--原始地层孔隙压力，MPa。
采用ABAQUS 2019 分别建立目标井水平段预孔筛管完井模型和套管射孔完井模型[19-22]，模型平面示意图见图2。
图2 两种完井模型平面示意图Fig.2 Plane diagram of two completion models
模型求解主要分为两步，第一步是地应力平衡阶段，第二步是调整井底压力模拟不同生产阶段，并采用稳态分析模式。
模型载荷设为地层受到上覆应力、自身重力以及井筒内壁井底流压的作用。
模型边界条件除了顶面，所有对称面设置零位移约束。初始地应力场、初始地层孔隙压力、孔隙比和饱和度赋予整个地层区域。模型强度理论以Von Mises 强度为标准，即第四强度理论[23]：当单元体的形状改变比能达到一定程度，材料开始屈服
式中：σ1、σ2、σ3--3 个方向的主应力，MPa；
σS--强度极限应力，MPa。
（1）筛管-地层模型
预孔筛管完井参数见表2，模型网格划分见图3，地层几何模型x、y、z方向均为4 m，水平井筒沿z方向。考虑到圣维南原理[24]，只将筛管中间部分打孔。网格从外围地层向筛管井筒加密，地层网格采用六面体结构单元划分技术，筛管网格采用六面体扫掠单元划分技术，整个模型总计18 6502 个单元体，其中，76 176 个C3D8P 孔压单元分配于地层，110 326 个C3D8R 实体单元分配于筛管。
表2 预孔筛管完井参数Tab.2 Pre hole screen completion parameters
（2）套管-水泥环-地层模型
套管射孔完井模型如图3 所示，总体分为地层、水泥环和套管3 层。地层几何模型x向5 m，z向3 m，y 向5 m，水平井筒沿z向，考虑到圣维南原理，射孔区域为套管水泥环中间部分。网格划分为从地层外围向射孔区域加密，采用六面体结构单元划分技术，总计502 784 个单元体，其中，293 888 个C3D8P 孔压单元分配于地层，208 896 个C3D8R 实体单元分配于水泥环和套管。
图3 预孔筛管完井模型网格划分Fig.3 Mesh generation of pre perforated screen completion model
套管射孔完井模型基本参数见表3。
表3 套管射孔完井参数Tab.3 Casing perforation completion parameters
一般而言，完井管柱应力主要集中在筛管预孔孔眼处和套管射孔孔眼处，因此，需要对预孔筛管和射孔套管的强度评价。
2.1 预孔筛管强度
初始地层压力（地层压力系数2.3）下，模拟不同生产压差下预孔筛管受力结果如图4 所示。
图4 地层压力系数2.3 时预孔筛管应力分布Fig.4 Stress distribution of pre-perforated screen pipe with formation pressure coefficient of 2.3
由图4 可见，筛管整体应力分布较均匀，在预孔孔眼处存在应力集中现象，孔眼应力沿套管轴向最大，垂直于轴向平面的应力最小，故筛管如果损坏，会从孔眼沿着井筒轴向处开始（最小主应力方向）。观察剖面的应力分布，发现当生产压差较小时，井筒所受应力较小，孔眼的应力集中最开始是管外大于管内，随着生产压差增加，井筒整体所受应力增大，内壁应力集中逐渐要超过外壁。这说明一般情况下塑性屈服最先应出现在筛管内壁，随着生产压差继续增加，各孔眼累积塑性应变产生连接，可能导致筛管首先从孔眼内壁处开始破坏。
随着生产年限增加，储层逐渐亏空，地层压力下降，上覆岩层压力作用在岩石骨架的有效应力会变大，研究不同地应力水平（用地层压力系数表征）下的筛管稳定性情况如图5 所示。
图5 不同地层压力系数下筛管应力随生产压差变化关系Fig.5 Relationship between screen pipe stress and production pressure difference at different formation pressure coefficients
根据数值模拟结果可知，生产压差越大，筛管所受应力越大，地层压力系数越小，筛管整体所受应力越大。当地层压力系数1.1，井内全掏空时，筛管受到的最大应力为1 055.7 MPa，此时对应筛管最大塑性应变为3.389%，塑性应变主要分布在孔眼处，且内壁塑性屈服程度大于外壁，但都远未达到失效应变。
2.2 射孔套管强度
初始地层压力下，不同生产压差下的套管受力结果如图6 所示。
图6 地层压力系数2.3 时射孔套管应力分布Fig.6 Stress distribution of perforated casing when formation pressure coefficient is 2.3
由图6 可见，套管整体受力比较均匀，在射孔孔眼处存在应力集中现象，孔眼应力沿套管轴向最大，垂直于轴向平面的应力最小，故套管的损坏会从孔眼沿着井筒轴向处开始（最小主应力方向），这与筛管应力变化规律一致。
根据地层压力系数的不同研究不同地应力水平下的套管稳定性。不同地层压力系数下套管应力随生产压差变化关系如图7 所示。当地层压力系数1.1时，极限工况下套管所受最大应力在1 138.0 MPa 左右，此时套管最大塑性应变约为2.137%，管体塑性屈服规律跟筛管一致，射孔套管内壁塑性屈服大于外壁，但也远未达到失效应变。
图7 不同地层压力系数下套管应力随生产压差变化关系Fig.7 Relationship between casing stress and production pressure difference at different formation pressure coefficients
2.3 安全性评价
完井管柱最大塑性形变发生在低地层压力系数时，当地层压力系数降到1.1 时，套管最大塑性形变为2.14%，井内全掏空时筛管塑性形变略大于套管，为3.39%，虽然筛管和套管变形量都在安全范围内，但套管相对安全性更高。
3.1 筛管完井地层
初始地层压力下不同生产压差下的井壁围岩受力状态如图8 所示，不同地层压力系数下随生产压差变化的应力和井周地层稳定性结果见图9。由图8、图9可知，生产压差越大，地层所受有效应力越大；
地层压力系数越小，地层所受有效应力越大。
图8 地层压力系数2.3 时筛管完井井壁地层应力分布Fig.8 Distribution of formation stress in screen completion wellbore with formation pressure coefficient of 2.3
图9 不同地层压力系数下井壁应力随生产压差变化关系Fig.9 Relationship between wellbore stress and production pressure difference in at different formation pressure coefficients
根据岩芯室内实验结果，目标井产层段岩石平均单轴抗压强度为58.66 MPa，可知初始地层压力下，其平均临界坍塌生产压差为66.50 MPa。地层压力系数越小，平均临界坍塌生产压差越小，当地层压力系数小于等于1.4 时，井周地层必定坍塌。
3.2 射孔完井地层
图10 为射孔完井井周地层的Von Mises 应力随生产压差的变化情况，整体来说生产压差越大，井周地层所受有效应力越大，且在射孔处存在应力集中，水泥环与地层交界处是孔眼最容易失稳的危险区。
图10 地层压力系数2.3 时射孔地层应力分布Fig.10 Stress distribution of perforated formation with formation pressure coefficient of 2.3
不同地层压力系数下的射孔地层稳定性结果如图11 所示，生产压差越大，射孔地层所受有效应力越大；
地层压力系数越小，射孔地层所受有效应力越大。根据岩石力学参数实验，目标井产层段岩石平均单轴抗压强度为58.66 MPa，可知初始地层压力下，其平均临界坍塌生产压差为79.00 MPa。地层压力系数越小，平均临界坍塌生产压差越小。
图11 不同地层压力系数下射孔地层Von Mises 应力随生产压差变化关系Fig.11 Relationship between Von Mises stress of perforated formation and production pressure difference at different formation pressure coefficients
3.3 评价与分析
不同地层压力系数下的极限安全生产压差如图12所示，地层压力系数2.3 时，筛管完井地层极限安全生产压差66.50 MPa，套管射孔完井地层极限安全生产压差79.00 MPa。地层压力系数小于1.4后，筛管井周地层必定坍塌。地层压力系数小于1.1后，射孔地层仍存在26.00 MPa 安全生产压差，因此，对于目标水平井，从地层稳定性来看，优先推荐完井方式为套管射孔完井。
图12 不同地层压力系数下的极限安全生产压差Fig.12 Limit safe production pressure difference under different formation pressure coefficients
（1）模拟表明，无论是筛管还是套管，井筒的破坏会从内壁开始；
当井筒沿着最小水平主应力方向时，孔眼应力集中平行于最小水平主应力方向最大，垂直于最小水平主应力方向最小。
（2）地层压力系数1.1，井内全掏空筛管最大塑性形变3.389%，套管最大塑性形变2.137%，筛管和套管变形量都属于安全范围。地层压力系数2.3 时，筛管完井地层平均临界坍塌生产压差66.50 MPa，地层压力系数小于1.4 后，筛管井周地层必定坍塌。套管射孔完井地层平均临界坍塌生产压差79.00 MPa，地层压力系数小于1.1 后，射孔地层也不会坍塌。
（3）根据井壁稳定性评价结果，地层压力系数降低到1.1 后，井内全掏空下，筛管和套管只会产生部分塑性变形，变形量都小于5%，发生挤毁可能性不大，但筛管完井地层必定会发生坍塌，固井后的射孔地层相对比较稳定，尚且存在26.00 MPa 安全生产压差，因此，对于南缘高泉此类型三高一深特征水平井，优先推荐完井方式为射孔完井。
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