深層砂巖儲(chǔ)層可壓裂性分析模型建立及應(yīng)用

周 彪,郭布民,杜建波,王 輝,宋作磊,黃洪偉

(中海油田服務(wù)股份有限公司,天津300459)

0 引言

南海東部J油田位于西江主洼南部緩坡帶之上,在基底隆起背景上發(fā)育復(fù)雜斷塊構(gòu)造。主力層埋深約4 500～5 000 m,儲(chǔ)層溫度約為160 ℃,平均孔隙度為10.1%,平均滲透率為3.5 mD,屬于低孔-特低滲砂巖儲(chǔ)層。油藏埋深較深,構(gòu)造落實(shí)程度低,且測(cè)試產(chǎn)能低,達(dá)不到向國(guó)家申報(bào)儲(chǔ)量的門(mén)檻值,給壓裂方案的研究帶來(lái)了極大的挑戰(zhàn)。近年來(lái),儲(chǔ)層可壓裂性評(píng)價(jià)為壓裂優(yōu)良層段優(yōu)選提供了定量評(píng)價(jià)依據(jù)[1-2],但針對(duì)深層砂巖儲(chǔ)層可壓裂性研究相對(duì)較少[3]。孫建孟等引入砂巖的脆性和斷裂韌性進(jìn)行可壓裂性評(píng)價(jià),袁俊亮等[4]考慮脆性指數(shù)、斷裂韌性、巖石力學(xué)特性3個(gè)影響因素對(duì)頁(yè)巖的可壓裂性進(jìn)行了評(píng)價(jià),王建波等引入水平應(yīng)力差異系數(shù)、成巖作用等因素進(jìn)行頁(yè)巖可壓裂性評(píng)價(jià)[5]。

為提高南海東部J油田深層古近系低孔-特低滲產(chǎn)能和采收率[6],該文總結(jié)分析了前人的可壓裂性評(píng)價(jià)方法,基于南海東部J油田測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)對(duì)深層砂巖儲(chǔ)層可壓裂性進(jìn)行定量評(píng)價(jià),為南海低滲儲(chǔ)層壓裂選井選層提供了可靠的依據(jù)。

1 可壓裂性影響因素分析

1.1 脆性指數(shù)分析

巖石的脆性指數(shù)常通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和測(cè)井計(jì)算獲取,但測(cè)井資料評(píng)價(jià)相對(duì)更簡(jiǎn)單、方便[7-8]。為進(jìn)一步獲取更準(zhǔn)確的彈性參數(shù),一般通過(guò)室內(nèi)三軸巖心壓縮實(shí)驗(yàn)獲取楊氏模量和泊松比的靜態(tài)參數(shù),結(jié)合測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)計(jì)算的動(dòng)態(tài)楊氏模量和泊松比,由線性回歸公式得到靜態(tài)、動(dòng)態(tài)參數(shù)的相關(guān)性。

選取J油田儲(chǔ)層7塊巖心進(jìn)行巴西劈裂和三軸抗壓縮實(shí)驗(yàn),根據(jù)儲(chǔ)層有效應(yīng)力計(jì)算實(shí)驗(yàn)加載的圍壓,根據(jù)儲(chǔ)層埋深加載30和40 MPa圍壓,巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)參數(shù)如表1所示。目標(biāo)層儲(chǔ)層楊氏模量為(1.5～3.5)×104MPa;泊松比為0.274～0.440,主要集中在0.270;巖石硬度總體適中,有利于裂縫起裂。

表1 J油田巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 1 Experi mental results of rock mechanics in J oilfield

根據(jù)巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)測(cè)井計(jì)算的動(dòng)態(tài)彈性參數(shù)進(jìn)行校正,如圖1和圖2所示。動(dòng)靜態(tài)彈性參數(shù)均呈明顯線性關(guān)系,其中動(dòng)靜態(tài)楊氏模量相關(guān)系數(shù)為0.895 2,動(dòng)靜態(tài)泊松比相關(guān)系數(shù)為0.901 5,表明其擬合程度較好,可為后續(xù)計(jì)算提供相對(duì)可靠的數(shù)據(jù)支持[8]。

圖1 動(dòng)靜態(tài)楊氏模量關(guān)系曲線Fig.1 Dynamic and static young modulus relation curve

圖2 動(dòng)靜態(tài)泊松比關(guān)系曲線Fig.2 Dynamic and static poisson ratio relation curve

該文脆性指數(shù)計(jì)算借鑒目前頁(yè)巖常用的RICK MAN 方法[9-12],并將其應(yīng)用于砂巖地層,建立基于楊氏模量和泊松比歸一化(無(wú)量綱化)的脆性指數(shù)計(jì)算方法,完成了J油田測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)的脆性指數(shù)計(jì)算。計(jì)算結(jié)果如圖3所示,脆性指數(shù)與楊氏模量正相關(guān)、與泊松比負(fù)相關(guān),研究區(qū)力學(xué)脆性指數(shù)為25%～45%,脆性指數(shù)越高(代表巖石越深)形成復(fù)雜縫的幾率越大,依據(jù)脆性指數(shù)初步判斷儲(chǔ)層有利于進(jìn)行壓裂改造[13-14]。

圖3 楊氏模量 泊松比表征脆性指數(shù)Fig.3 Young modulus&poisson ratio characterizes the brittleness index

1.2 應(yīng)力差異系數(shù)分析

已有研究表明,水平應(yīng)力差異系數(shù)對(duì)儲(chǔ)層可壓性影響較大[15-17]。當(dāng)儲(chǔ)層應(yīng)力差異系數(shù)較小時(shí),更易促使壓裂裂縫連通天然裂縫后產(chǎn)生轉(zhuǎn)向和彎曲,產(chǎn)生更多的張性、剪切裂縫,進(jìn)而大幅提高裂縫改造體積;而當(dāng)應(yīng)力差異系數(shù)較大時(shí),壓裂裂縫主要受原始地應(yīng)力影響而穿過(guò)天然裂縫,無(wú)法實(shí)現(xiàn)天然裂縫開(kāi)啟,形成較少條數(shù)的主裂縫或單一縫,難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

基于南海東部測(cè)井?dāng)?shù)據(jù),利用黃氏模型計(jì)算了不同深度的最大、最小水平主應(yīng)力,根據(jù)公式計(jì)算了研究區(qū)水平應(yīng)力差異系數(shù)?；谇叭宋锬?shí)驗(yàn)認(rèn)識(shí)[18],水平應(yīng)力差異系數(shù)小于0.25時(shí),模擬的水力裂縫形成多條相互貫穿的分支縫;差異系數(shù)大于0.25時(shí),模擬的水力裂縫以主縫為主,形態(tài)單一。如圖4所示,計(jì)算目標(biāo)層儲(chǔ)層水平兩相應(yīng)力差約為17.8～18.1 MPa,應(yīng)力差異系數(shù)約為0.19～0.22,儲(chǔ)層整體埋深較大,但應(yīng)力差異系數(shù)較小,更容易形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

圖4 研究區(qū)水平應(yīng)力差異系數(shù)Fig.4 Difference coefficient of level stress on the area

其中:Kh為水平應(yīng)力差異系數(shù);σH,σh為儲(chǔ)層最大、最小水平主應(yīng)力,MPa。

1.3 斷裂韌性分析

斷裂韌性是壓裂裂縫延伸難易程度的重要參數(shù),一般認(rèn)為斷裂韌性越大,阻止裂縫擴(kuò)展能力越強(qiáng),可壓性越差。通常借助巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)可直接測(cè)試巖樣的斷裂韌性,但數(shù)據(jù)點(diǎn)為離散型,難以直觀反映儲(chǔ)層的非均質(zhì)性,且實(shí)驗(yàn)費(fèi)用較高。另一種是基于已有實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)與巖石力學(xué)參數(shù)進(jìn)行相關(guān)擬合,預(yù)測(cè)可靠的斷裂韌性[19-20]。利用陳治喜公式計(jì)算儲(chǔ)層的斷裂韌性[21],根據(jù)砂巖儲(chǔ)層破裂機(jī)理,裂縫破裂以張開(kāi)為主,因此斷裂韌性按Ⅰ型零圍壓下公式進(jìn)行計(jì)算,其中巖石抗拉強(qiáng)度基于測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)計(jì)算的楊氏模量和泥質(zhì)系數(shù),地層屬于老地層,希爾奇指數(shù)取值2?；跍y(cè)井?dāng)?shù)據(jù)計(jì)算了連續(xù)的斷裂韌性,如圖5所示,其中儲(chǔ)層段4 540～4 580 m 斷裂韌性計(jì)算結(jié)果為1.5～4.0 MPa/m1/2,平均約為2.5 MPa/m1/2。

圖5 研究區(qū)砂巖儲(chǔ)層斷裂韌性Fig.5 Fracture toughness of tight sandstone reservoirs on the area

1.4 裂縫發(fā)育程度分析

通過(guò)提取相干屬性、曲率、傾角、相似性、螞蟻體等多種地震屬性進(jìn)行裂縫研究,識(shí)別出斷裂帶,定性預(yù)測(cè)裂縫發(fā)育帶。疊后結(jié)果顯示,螞蟻體和相干屬性對(duì)裂縫響應(yīng)最好,其余4種屬性破碎小裂縫較多,且本身難以確定其發(fā)育規(guī)律和主要延伸方向,但考慮到地震屬性本身的精度,可能存在誤導(dǎo)作用。為了確保裂縫預(yù)測(cè)準(zhǔn)確性,筆者收集到疊前道集數(shù)據(jù)對(duì)本區(qū)裂縫進(jìn)行了進(jìn)一步的預(yù)測(cè)分析。依據(jù)疊前裂縫P波的振幅、頻率、速度等屬性與裂縫方向和強(qiáng)度相關(guān)的原理,針對(duì)本區(qū)疊前道集數(shù)據(jù),分4個(gè)區(qū)間開(kāi)展方位角道集疊加工作,分別為0°～45°,45°～90°,90°～135°,135°～180°。借助軟件分別提取頻率、振幅、衰減等屬性,篩選最優(yōu)屬性,再通過(guò)方位橢圓擬合,求取橢圓扁率及方向,最終得到裂縫密度與方向綜合平面圖,如圖6和圖7所示。通過(guò)疊前各向異性分析后的裂縫預(yù)測(cè)平面對(duì)比之后,認(rèn)為疊前裂縫預(yù)測(cè)結(jié)果與疊后整體趨勢(shì)近似,但細(xì)節(jié)更豐富。

圖6 疊后螞蟻體平面圖Fig.6 The planar graph of poststackant track

利用螞蟻體屬性對(duì)區(qū)塊不同層系進(jìn)行了平面圖提取和分析,認(rèn)為該區(qū)主要發(fā)育2個(gè)裂縫發(fā)育帶,一個(gè)位于工區(qū)西部,近南北向,在北部末端向北東向延伸;一個(gè)位于工區(qū)東南部,為一裂縫發(fā)育交匯條帶,方向雜亂無(wú)章。目標(biāo)儲(chǔ)層附近裂縫帶明顯不發(fā)育。

2 可壓裂性分析模型

儲(chǔ)層可壓裂性的影響因素較多,包括巖石的脆性特征、斷裂韌性以及儲(chǔ)層巖石天然裂縫發(fā)育情況等。這些因素共同影響儲(chǔ)層經(jīng)水力壓裂后形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)的復(fù)雜程度,脆性指數(shù)越高,水平應(yīng)力差異系數(shù)越小,巖石斷裂韌性越小,有效溝通天然裂縫的幾率越大,裂縫網(wǎng)絡(luò)復(fù)雜程度就越高,獲得高產(chǎn)工業(yè)油流的可能性越大。

基于前文對(duì)砂巖可壓性研究結(jié)果,目標(biāo)區(qū)天然裂縫基本不發(fā)育,且天然裂縫發(fā)育造成壓裂液濾失大,可能會(huì)導(dǎo)致壓裂施工砂堵失敗,天然裂縫發(fā)育程度更主要影響裂縫的復(fù)雜程度,對(duì)儲(chǔ)層可壓裂性貢獻(xiàn)較小;應(yīng)力差異系數(shù)主要影響裂縫的延伸和復(fù)雜程度,相比天然裂縫控制因素低,因此天然裂縫、應(yīng)力差異系數(shù)相對(duì)脆性指數(shù)、斷裂韌性等對(duì)儲(chǔ)層可壓裂性影響較小。針對(duì)深層儲(chǔ)層可壓裂性并重點(diǎn)考慮脆性指數(shù)和斷裂韌性的相關(guān)性,依據(jù)下列公式將脆性指數(shù)進(jìn)行了正向歸一化處理,將斷裂韌性進(jìn)行負(fù)向歸一化處理,建立了砂巖儲(chǔ)層可壓裂指數(shù)模型,繪制了砂巖儲(chǔ)層可壓裂性指數(shù)圖版,如圖8所示。

圖8 深層砂巖儲(chǔ)層可壓裂指數(shù)圖版Fig.8 The chart of fracability index in deep sandstone reservoirs

式中:B1n為正向歸一化的脆性指數(shù);KIC為負(fù)向歸一化的斷裂韌性;F1為可壓裂性指數(shù);B1max為研究段最大脆性指數(shù);B1min為研究段最小脆性指數(shù);KICmax為研究段最大斷裂韌性;KICmin為研究段最小斷裂韌性。

從圖8可以看出,研究區(qū)脆性指數(shù)主要集中在15%～40%,斷裂韌性為1.5～6.0 MPa/m1/2,可壓裂指數(shù)沿著箭頭所示方向逐漸增大(色標(biāo)由藍(lán)色到紅色),橢圓區(qū)域指示研究區(qū)可壓裂指數(shù)主要為0.2～0.4?？蓧毫阎笖?shù)與脆性指數(shù)正相關(guān),與斷裂韌性負(fù)相關(guān),隨著脆性指數(shù)增大、斷裂韌性降低,可壓裂性指數(shù)呈增大趨勢(shì)。當(dāng)脆性指數(shù)大于40%、而斷裂韌性大于6 MPa/m1/2時(shí),裂縫延伸受限,使可壓裂性指數(shù)明顯減小;當(dāng)斷裂韌性小于2 MPa/m1/2、而脆性指數(shù)小于20%時(shí),儲(chǔ)層塑性較強(qiáng),雖然儲(chǔ)層垂向上裂縫容易擴(kuò)展,但造成可壓裂性指數(shù)小。

3 應(yīng)用實(shí)例

根據(jù)砂巖可壓裂指數(shù)模型,并結(jié)合產(chǎn)層物性、含油性及水平應(yīng)力差異系數(shù)等影響因素,進(jìn)行了砂巖儲(chǔ)層可壓性劃分,建立了J油田砂巖壓裂層段劃分標(biāo)準(zhǔn),如表2所示。儲(chǔ)層可壓裂性共劃分3類,Ⅰ類可壓裂性最好,可作為優(yōu)良?jí)毫讯?Ⅲ類可壓裂性最差,可作為遮擋層。分類標(biāo)準(zhǔn)可為射孔段、壓裂段優(yōu)選提供參考依據(jù)。

表2 J油田可壓裂性分類標(biāo)準(zhǔn)Table 2 Classification standard of fracability in J oilfield

基于測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)繪制了J-1井可壓性評(píng)價(jià)成果圖,如圖9 所示,目的層可壓裂指數(shù)為0.1～0.5。根據(jù)可壓裂性分類標(biāo)準(zhǔn),目的層可壓裂指數(shù)大于0.35,測(cè)井解釋為含油-油層;應(yīng)力差異系數(shù)為0.2,斷裂韌性小于3.0 MPa/m1/2,評(píng)價(jià)為Ⅰ類可壓裂層。共優(yōu)選4個(gè)優(yōu)良?jí)毫讯?圖9中紅色圖例),其中Frac1壓裂段解釋為干層,但脆性指數(shù)高,應(yīng)力差異系數(shù)較小,裂縫易于擴(kuò)展,可作為優(yōu)良?jí)毫讯?Frac2為多套含油層系,斷裂韌性較小,裂縫容易縱向溝通各壓裂段;Frac3和Frac4含油性及可壓裂性好,可壓裂指數(shù)小于0.25,測(cè)井解釋為差氣層或泥巖層。物性條件一般,應(yīng)力差異系數(shù)大于0.3,斷裂韌性大于4.0的儲(chǔ)層劃分為遮擋層,圖中共優(yōu)選5個(gè)遮擋層段。

結(jié)合J-1井儲(chǔ)層可壓裂評(píng)價(jià)模型優(yōu)選的4個(gè)優(yōu)良?jí)毫讯?如圖9 所示),該井射孔后試油15.6 t/d,采用機(jī)械封隔分層壓裂方法,壓裂后日產(chǎn)油56.3 t/d,增產(chǎn)效果遠(yuǎn)好于鄰井其他壓裂段。高產(chǎn)是因?yàn)榛诳蓧毫阎笖?shù)進(jìn)行了射孔段的優(yōu)選,并結(jié)合遮擋層厚度及應(yīng)力差進(jìn)行了變排量控縫高技術(shù),壓裂儲(chǔ)層得到充分改造,表明了可壓裂性評(píng)價(jià)結(jié)果與實(shí)際產(chǎn)能相吻合。

圖9 J-1井儲(chǔ)層可壓性評(píng)價(jià)解釋剖面圖Fig.9 The profile map of fracability evaluation in J-1 well

4 結(jié)語(yǔ)

該文分析了砂巖可壓裂性影響因素,結(jié)合力學(xué)脆性指數(shù)和斷裂韌性建立了可壓裂指數(shù)模型,并在海上深層砂巖儲(chǔ)層進(jìn)行了多次效果驗(yàn)證。新模型為壓裂選井選層、射孔位置確定及工藝參數(shù)優(yōu)化提供了定量參考依據(jù),對(duì)于海上深層砂巖儲(chǔ)層壓裂工程甜點(diǎn)預(yù)測(cè)具有借鑒意義。但可壓裂性評(píng)價(jià)涉及因素較多,僅脆性指數(shù)國(guó)內(nèi)外就有多種評(píng)價(jià)方法,需要結(jié)合儲(chǔ)層特點(diǎn)開(kāi)展多種方法適應(yīng)性評(píng)價(jià)分析。后續(xù)可結(jié)合地震屬性體開(kāi)展脆性指數(shù)、裂縫發(fā)育程度等評(píng)價(jià),井震相結(jié)合進(jìn)一步控制優(yōu)化平面可壓裂性。