公山廟油田沙溪廟組油藏壓裂裂縫形態(tài)研究

宋 毅,曾 波，繆 云，劉俊辰

(中國石油西南油氣田分公司工程技術研究院，四川廣漢 618300)

公山廟油田沙溪廟組油藏壓裂裂縫形態(tài)研究

宋 毅,曾 波，繆 云，劉俊辰

(中國石油西南油氣田分公司工程技術研究院，四川廣漢 618300)

公山廟油田沙溪廟組儲層天然裂縫較為發(fā)育，通過對儲層天然裂縫特征、地應力狀態(tài)、施工資料和微地震資料的綜合分析，研究了該區(qū)壓裂形成的人工裂縫形態(tài)。研究表明該區(qū)壓裂形成的人工裂縫形態(tài)主要受地應力狀態(tài)控制，壓裂過程中形成的裂縫以水平裂縫為主;天然裂縫對壓裂裂縫形態(tài)有重要影響;壓裂形成的人工裂縫溝通天然裂縫，形成了復雜的裂縫形態(tài)，有效地提高了儲層改造體積，實現(xiàn)了對Ⅲ類致密油儲層的有效改造。

公山廟油田，沙溪廟油藏；壓裂；裂縫形態(tài)

一般而言，壓裂形成的人工裂縫形態(tài)主要受現(xiàn)今地應力狀態(tài)控制。埋藏于地層深部的巖石處于三向應力作用下，壓裂時人工裂縫總是產(chǎn)生于強度最弱、阻力最小的方向，也即巖石破裂面垂直于最小主應力方向[1]。當三向應力中垂向應力最小時，壓裂時易形成水平裂縫；當垂向應力小于水平應力時，壓裂時易形成垂直裂縫。

早期，有學者認為儲層埋藏深度在500～600 m時，壓裂形成的裂縫為水平縫，否則為垂直縫。國外公司對埋深200 m的地層進行水力壓裂后挖掘發(fā)現(xiàn)裂縫為垂直縫[2-3]；大慶油田對埋深1000多米深的地層壓裂后，發(fā)現(xiàn)裂縫為水平縫[4-5]。在現(xiàn)場實踐過程中，壓裂形成的裂縫常常比較復雜，特別是對于天然裂縫較為發(fā)育的地層，壓裂時形成的裂縫常不是單一的垂直裂縫或水平裂縫。在水力壓裂造縫時，由于天然裂縫的抗張強度小于巖石的抗張強度，因此若條件合適，天然裂縫會優(yōu)先張開并相互連通形成壓裂裂縫, 使壓裂裂縫不再嚴格地沿著最大主應力方向延伸, 并控制壓裂裂縫的空間特征[6]。李瑋等還采用分形方法研究了天然裂縫對壓裂時人工裂縫的影響[7]。

川中公山廟油田侏羅系沙溪廟組儲層天然裂縫較為發(fā)育，通過對儲層天然裂縫特征、地應力狀態(tài)、施工資料和微地震資料的綜合分析，研究了該區(qū)壓裂形成的人工裂縫特征。

1 沙溪廟組油藏特征

公山廟油田侏羅系沙溪廟組沙一段儲層為一套以紫紅色、灰色泥巖為主夾灰色、淺黃色砂巖的陸相砂泥巖組合[8]。儲集巖以巖屑長石石英砂巖、巖屑長石砂巖、巖屑石英砂巖為主。沙一段儲層厚為350～400 m，油層位于其底界以上40～70 m的層段內(nèi)。儲層斷裂發(fā)育，區(qū)域上主要發(fā)育了東西大斷裂帶及其伴生斷層，儲層孔隙度3.0%～6.0%，平均4.04%。儲層滲透率主要集中在(0.1～1.0)×10-3μm2，平均為0.27×10-3μm2，地層壓力系數(shù)在1.2～1.7，屬于異常高壓油藏。氣油比為48～105 m3/t，地層溫度63.0～69.5℃[9]。

1.1 天然裂縫特征

表1為取心樣品的觀察結(jié)果統(tǒng)計，從表中可以看出，取心井目的層段巖樣平均縫密1.48條/米；裂縫寬度小于1 mm的有59條，1～3 mm的有6條，大于3 mm的有3條。從裂縫產(chǎn)狀來看，小于5°的裂縫有39條，5°～30°裂縫有19條，大于75°的裂縫有14條；從裂縫的充填情況來看，有9條裂縫為全充填縫，76條裂縫為半充填縫。巖心觀察結(jié)果表明研究區(qū)的天然裂縫較為發(fā)育，且發(fā)育大量低角度的天然裂縫。

1.2 地應力特征

目的層的三向應力狀態(tài)是影響壓裂裂縫形態(tài)的關鍵參數(shù)，對目的層取心運用差應變方法進行了地應力大小的測定，測定的平均水平最大主應力為71.4 MPa，水平最小主應力為66.6 MPa，垂向應力為56.8 MPa。測試結(jié)果表明目的層三向應力中垂向應力最小，為逆斷層應力狀態(tài)，該區(qū)的最大水平主應力方位為NE93.1°～ NE98.8°。

表1 沙一段儲層裂縫產(chǎn)狀、寬度及充填情況(據(jù)川中油氣礦)

2 壓裂改造情況

該區(qū)儲層孔滲情況極差，按照賈承造等[10]提出的關于致密油儲層評價標準，沙溪廟組沙一段儲層屬于Ⅲ類致密油儲層。根據(jù)國內(nèi)外致密油開發(fā)經(jīng)驗，為了有效地提高單井產(chǎn)量，采用了水平井鉆井以及水平井多級壓裂完井方式開發(fā)。

以該區(qū)A井為例，該井垂深2 150 m，水平段長1 003.0 m，水平段方位298.59°。根據(jù)儲層特征，選用了混合壓裂工藝改造，立足大液量、大排量，擴大波及體積和復雜裂縫。壓裂前期采用低黏度的滑溜水作為工作液，段塞式注入支撐劑，起到溝通裂縫、擴大波及體積作用；后期注入高黏度的交聯(lián)液，連續(xù)加砂，攜帶較高濃度支撐劑，以提高近井地帶裂縫導流能力；力求達到對提高波及體積和較高裂縫導流能力的改造目標。

本井采用速鉆橋塞分段壓裂工藝，共分10級進行了壓裂改造，級間距80～120 m，每級分3簇進行射孔，每簇射孔長度1.0 m，孔密16孔/m，總孔數(shù)48孔，施工排量10.0～12.0 m3/min；施工泵壓55～73.0 MPa，10級壓裂累計注入壓裂液8077.1 m3，注入支撐劑468.3 m3。

3 壓裂裂縫形態(tài)分析

3.1 基于施工壓力的裂縫形態(tài)分析

通過對各施工段的裂縫延伸壓力統(tǒng)計，該井各段平均裂縫延伸壓力為58.2 MPa。施工過程的裂縫延伸壓力與區(qū)域地層的垂向應力56.8 MPa接近，且均小于水平應力，說明壓裂形成的裂縫主要為水平裂縫。同時選擇了一口鄰井進行井下微地震監(jiān)測，壓裂裂縫形態(tài)如圖1、圖2所示。該井壓后排液測試日產(chǎn)油22 t，且投產(chǎn)后穩(wěn)產(chǎn)時間較長，取得了較好的改造效果。

圖1 A井各級裂縫監(jiān)測俯視圖(X-Y)

圖2 A井各級裂縫監(jiān)測側(cè)視圖(X-Z)

3.2 微地震監(jiān)測的裂縫形態(tài)分析

該井施工過程中前期注入滑溜水，滑溜水的黏度在2～3 mPa·s；后期注入交聯(lián)液，交聯(lián)液的黏度為500 mPa·s。該井目的層縱向上無明顯遮擋層，如果形成垂直裂縫，在施工排量保持穩(wěn)定的情況下，不同黏度的壓裂液注入后所形成的人工裂縫高度會有明顯變化。圖3、圖4為該井第二級和第十級的裂縫監(jiān)測側(cè)視圖，圖中綠色事件點為前期滑溜水注入時產(chǎn)生的事件點，紅色事件點為后期交聯(lián)液注入產(chǎn)生的事件點。從中可以看出，注入交聯(lián)液后的事件點縱向上無明顯變化，仍未突破前期滑溜水階段在縱向上的分布范圍。結(jié)合該區(qū)地應力大小的關系，進一步證實該區(qū)壓裂形成的裂縫主要為水平縫。

圖3 A井第二級裂縫監(jiān)測側(cè)視圖(X-Z)

圖4 A井第十級裂縫監(jiān)測側(cè)視圖(X-Z)

3.3 壓裂裂縫形態(tài)綜合分析

微地震綜合解釋結(jié)果表明，事件點沿平行于井筒方向擴展的距離為1 550 m，沿垂直于井筒方向擴展的距離約為500 m，垂向上事件點分布高度為80 m。該井水平段方位為平行于最大主應力方向，如果形成垂直縫，則事件點主要應沿平行于井筒方向擴展，而實際監(jiān)測結(jié)果表明沿垂直于井筒方向擴展距離達到500 m，因此說明裂縫擴展主要為平行于層理面方向。但是裂縫事件點垂向上波及范圍較大，說明如壓裂時僅形成單一的水平縫，則壓裂在垂向上波及范圍有限。考慮到該區(qū)發(fā)育有大量不同角度的天然裂縫，壓裂過程中前期注入滑溜水，為溝通天然裂縫創(chuàng)造了有利條件。因此綜合地應力狀態(tài)、微地震監(jiān)測結(jié)果可推斷該區(qū)壓裂形成的裂縫主要為水平縫，壓裂形成的水平裂縫溝通了地層中不同角度的天然裂縫，從而形成了天然裂縫和人工裂縫一體的復雜裂縫體系。人工裂縫和天然裂縫相互影響，有效地提高了儲層改造體積。該井微地震監(jiān)測處理的儲層改造體積為2 325×104m3，較大的儲層改造體積為該井壓裂后初期高產(chǎn)和較長時間穩(wěn)產(chǎn)提供了保證，從而實現(xiàn)了對Ⅲ類致密油儲層的有效改造。

4 結(jié)論

(1)壓裂形成的人工裂縫形態(tài)主要受地應力狀態(tài)控制，與深度無關，在2 000 m以上的地層的壓裂過程中仍然能形成水平裂縫。

(2)研究區(qū)天然裂縫發(fā)育，壓裂過程形成的人工裂縫溝通了天然裂縫，形成了人工裂縫和天然裂縫為一體的復雜裂縫形態(tài)。

(3)壓裂過程中溝通天然裂縫，能有效地提高儲層改造體積，為取得較好的改造效果奠定基礎。

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編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)06-0135-03

2015-06-23

宋毅，工程師，1982年生，2006年畢業(yè)于成都理工大學石油工程專業(yè)，2009年畢業(yè)于成都理工大學油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學位，現(xiàn)從事油氣藏增產(chǎn)技術研究及現(xiàn)場技術服務。

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項“四川盆地侏羅系石油勘探開發(fā)關鍵技術研究”(2012E-2601)。

TE357.1

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