低滲透油藏注水開發中地應力方向變化的研究分析

張志強 師永民,? 卜向前 梁耀歡 張恩瑜

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低滲透油藏注水開發中地應力方向變化的研究分析

張志強1師永民1,?卜向前2梁耀歡1張恩瑜1

1. 北京大學地球與空間科學學院, 北京 100871; 2. 中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司油氣工藝研究院,西安 710018; ? 通信作者, E-mail: sym@vip.163.com

基于油田開發過程中對地應力方向變化及其影響機制認識不足的現狀, 對鄂爾多斯盆地安塞油田某區塊長6油層組4口取芯井各向異性鉆柱, 分別在干樣與地層原位條件下進行現今地應力方向相對油田開發初期地應力方向偏轉值的測定, 并對其影響機制進行分析。結果表明: 干樣與地層原位條件下測試的地應力方向變化存在較大差異, 因此對于油田儲層地應力進行地層原位條件下的測試具有重要的意義; 在油田注水開發過程中最大主應力方向相對偏轉值在 4.65°~8.73°之間, 平均值約為 7°, 從儲層物性特征、巖石破裂機理等方面進行分析, 認為“天然水道”對地應力方向的偏轉具有重要的控制作用; 根據油田開發初期地應力方向(NE65°), 確定研究區現今地應力方向約為 NE58°。研究結果對油田開發過程中水力壓裂、加密布井以及井網調整等實際問題有重要指示意義。

鄂爾多斯盆地; 低滲透油藏; 長6油層; 地應力方向; 地層原位條件

中國陸相低滲透油藏目前主要通過水力壓裂技術提高二次采收率[1], 因此, 研究水力壓裂縫在地下巖體中的展布方向對于優勢水驅方向的預判尤為重要。地應力方向是裂縫展布方向的主要控制因 素[2-3], 也是低滲透油藏開發過程中井網部署的主要依據[4], 因此對低滲透油田開發過程中地應力方向的研究具有重要意義。

地應力的研究對工程地質評估和制定油田開發方案有極為重要的作用。巖土工程方面對于地應力的測量技術已經相當完善[5-7], 目前的儀器測量方法有水力壓裂法、井壁崩落法、應力恢復法、應力解除法以及聲發射法等, 還可以利用測井資料、巖石物理資料、地表巖體表面特征等進行地應力測試。工程上主要是對于淺層地應力的測試實驗, 一般是在干樣條件下直接進行測試分析[8]。上述測試方法得到的結果顯然不符合深部油藏真實的地質情況, 從而影響油田開發措施的實施效果。在石油工程應用中, 一般要求用符合地下狀態方式的測試結果, 即在地層原位條件下進行地應力的測試[9]。因此, 本研究對鄂爾多斯盆地的巖芯進行干樣和地層原位條件下的現今地應力測試, 并將實驗結果進行對比分析, 說明在地層原位條件下油田地應力測試的必要性。

對于注水開發過程中地應力方向發生偏轉這一事實, 很多學者做過實驗研究, 一般采取 Kaiser 效應與古地磁定向[10]、微構造法[11]相結合, 或是古地磁定向與聲波各向異性法、差應變(DSA)相結合, 研究現今地應力場方向[12]。這些研究針對沉積微相內現今地應力方向的狀態, 多為直觀分析實驗結果。對包括儲層宏觀及微觀特征、巖石破裂機理等諸多內在的主控因素, 尚未開展研究。本文主要針對這一問題, 采用安塞油田某區塊致密砂巖巖芯進行三軸壓縮聲發射實驗, 測試得到巖芯現今水平最大主應力相對于初始水平最大主應力的偏轉角度。在此基礎上, 利用野外露頭、巖石薄片、掃描電子顯微鏡圖像等資料, 并結合儲層特征和巖石破裂機理, 探討水下分流河道沉積微相對地應力方向變化的影響, 得到注水過程中地應力方向變化規律, 為預測今后地應力方向的偏轉提供理論基礎, 并結合實例探討地應力方向變化對油田開發過程中加密布井、井網調整以及人工壓裂等實際問題的重要指示意義。

1 地應力測試實驗

1.1 實驗設備及原理

1.1.1 實驗設備

本次實驗利用 TAW1000 巖石三軸地層壓力伺服試驗系統裝置, 全套裝置由高溫高壓三軸室、圍壓加壓系統、軸向加壓系統、數據自動采集控制系統四大部分組成(圖 1)。高溫高壓三軸室的圍壓為140 MPa, 可容納巖樣的尺寸為直徑 25mm。最大軸壓為 1000 kN, 軸向應變測試范圍為 5 mm/mm, 橫向應變測試范圍為 4 mm/mm。圍壓、軸向載荷與位移以及應變等信號由數據自動采集控制系統TESTSTARⅡ進行采集與控制。

2.1 課前方案設計 “講什么、怎么講”是課前設計方案中的主要內容。設計前一定要依據大綱“吃透”教材內容，這樣才能很好地掌握全局，進而設計好每一節課。在課程設計時，不要拘泥于教材的內容調整安排，可以根據自己的想法進行前后內容調整或重新整合，讓課程內容根據教師的思路和學生基礎實際進行安排，這樣的課程設計才能保證內容循序漸進、環環相扣，進而做到一氣呵成，以期取到最好的效果。方案設計包括導學文案設計、視頻錄制、習題自測等。生物化學的翻轉課堂教學模式如圖1所示。

1.1.2 實驗步驟及原理

1) 在垂直于巖芯軸線平面內相隔 45°取 3 塊巖樣, 軸向取 1 塊巖樣, 加工成標準樣(直徑 25 mm, 長度50 mm)。

2) 將巖樣用密封帶和隔油熱縮管固定在夾持器中間, 裝好應變傳感器后放入高壓斧內, 預加0.5 MPa的軸向壓力, 再向高壓釜內充油, 待油滿后關閉出口閥, 將圍壓加到預定值。

3) 在圍壓桶上部固定聲發射探頭, 用于監測聲發射事件, 分別在干樣和各項條件恢復至地層原位條件下測量地應力。

首先根據巖芯在油田開發初期的水平最大主應力方向進行標示, 標志線方向是油田開發初期水平最大主應力方向。通過聲發射法得到巖芯上現今水平最大主應力方向相對于油田開發初期水平最大主應力方向的改變角度(相對于標志線), 并結合油田開發初期巖芯的地應力方向, 確定地下的巖層地應力相對偏轉角度(圖 2)。分別測出各向鉆柱Kaiser點對應的應力, 按照式(1)進行計算:

1.2 實驗材料

選取鄂爾多斯盆地安塞油田某區塊G84, S153, X203和X204共4口井三疊系延長組的巖芯, 分別按照不同巖性取樣。在全尺寸巖芯的垂直方向鉆取1 塊巖芯, 在水平方向沿增量為 45° 的方向鉆取 3塊巖芯進行地應力測試(圖 3), 這樣有利于更全面地把握對研究區地應力各向異性的條件。

鄂爾多斯盆地安塞油田某區塊主要含油層系為三疊系延長組長 6 油層組, 屬三角洲沉積體系, 以水下分流河道、河口壩微相為主, 巖石類型主要是中細粒長石砂巖, 儲層平均有效孔隙度為 12.48%, 平均空氣滲透率為2.48×10?3μm2, 是典型的低滲透油藏。油藏飽和油為 60%, 中深溫度為 45oC, 圍壓約為 20 MPa, 平均原始地層壓力為 10.2 MPa, 飽和壓力為 6.23 MPa, 地層壓差為 2.90 MPa, 屬于低壓油藏。油井常規鉆井無初產, 經壓裂后才能獲得工業油流, 是一套典型的特低滲、低壓、低產油藏。4口取芯井鉆柱參數特征如表1所示。

表1 安塞油田長6低滲儲層巖芯鉆柱參數特征統計

2 地應力測試結果與分析

本次地應力測定通過安塞油田某區塊的4口井各向異性方位(,,,)取樣, 利用上述實驗方法分別測得干樣與地層原位條件下的現今水平最大主應力相對于初始應力的偏轉角度。實驗中設計地層條件為溫度 45oC, 含油飽和度 60%, 含水飽和度40%, 孔隙壓力和圍壓根據地層深度確定, 測試結果見表2。

表2 安塞油田4口取芯井巖芯在干樣與地層原位條件下地應力測定結果統計

對以上各向鉆柱分別在干樣和原位條件下進行測試, 得到的 Kaiser 點應力值存在較大差異, 因此經式(1)計算得到的地應力相對偏轉角存在較大的差異。從整體上看, 每口井在地層原位條件下測試的相對偏轉角度都大于干樣條件下的測試值。地層原位條件下測得的現今水平最大主應力方向相對于油田開發初期的水平最大主應力偏轉了 4.65°~ 8.73°, 平均約 7°。在干樣條件下測得的現今水平最大主應力方向相對于油田開發初期的水平最大主應力偏轉了 1.95°~6.74°, 平均約5°。二者的偏差率達到 28.6%, 利用兩種條件下的測試數據計算得到的現今主應力方向會出現較大的差異。因此, 對于地下油藏而言, 恢復到地層原位條件下進行的地應力測試值才最符合實際情況。

地層原位條件下地應力偏轉角度測試結果表明, 注水開發后現今水平最大主應力方向相對初始水平最大主應力偏轉了 4.65°~8.73°, 平均約7°。油田開發初期的初始地應力方向約為 NE65°, 研究區沉積相主要是水下分流河道沉積微相, 河道整體展布方向約為NE50°左右, 注水開發過程中地應力受到各個方面因素的影響, 其方向主要向著河道展布方向發生偏轉, 因此確定研究區現今地應力方向約為 NE58°。通過以上實驗數據分析可知, 注水開發過程中地應力方向的確在不斷發生偏轉, 這對油田中后期注水開發措施的制定有著較大的影響。

3 地應力方向變化的影響機制分析

地下復雜多孔介質非均質材料條件下的油氣藏應力場要比近地表工程地質體復雜得多, 儲層縱向和平面非均質性導致開發過程中應力場大小和方向發生非常復雜的變化。祖克威等[13]認為河道介質受到區域地應力作用, 河道內部地應力方向發生改變, 地應力旋轉方向趨于與河道走向小角度相交。

儲層宏觀特征 研究區塊主要含油層系為三疊系延長組長 6 油層組, 屬三角洲沉積體系, 以水下分流河道、河口壩、河道間灣等微相為主。從野外露頭(圖 4)上可以看到, 垂直于河道方向的各期砂體相互截切疊置, 砂體連通性不好, 從河道中部向兩邊厚度變薄, 物性變差, 因此注水很難向垂直于河道的方向大幅度擴展; 而平行于河道方向的砂體連通性好, 厚度及物性變化小, 因此為注水開發過程中的優勢通道。

儲層微觀特征 通過巖石薄片鑒定(圖 5)和孔滲測定(表 3)可知, 由于顆粒長軸方向及碳酸鹽礦物的定向排列, 孔喉會沿著河道方向展布, 因此儲層砂體的孔隙度、滲透率不僅在垂向與水平方向上存在差異, 水平方向的儲層物性也存在較大的各向異性。結合野外露頭觀察, 通過分析可知, 垂直河道方向滲透率明顯小于平行河道方向的滲透率。注水開發過程中, 注入水會沿著滲透率高的優勢通道突進, 對巖體結構產生較大的影響。

表3 安塞油田4口取芯井巖芯在地層原位條件下物性測定結果統計

研究區石英、長石等脆性礦物含量較高, 占礦物總量的80%以上[14-15], 巖石易沿長石解理方向產生脆性溶蝕(圖 6), 溶蝕界面較為平整, 且鈣長石脆性破裂現象發育普遍, 粒內孔隙發育, 降低了巖石顆粒的硬度, 繼而降低儲層巖石的強度, 發育大量潛在縫, 破裂壓力較低, 應力各向異性明顯。顯微鏡下觀察到碳酸鹽礦物順層分布(圖 5(a)), 在其含量較高的地方, 巖石的脆性程度明顯增加, 因此容易沿碳酸鹽礦物集中的地方發生脆性破壞, 成為裂縫擴展的優勢方向和通道。在注水過程中, 由于地層壓力的變化, 使得地應力發生變化, 可能會誘發這些原有潛在縫重新開啟, 為后期水力壓裂產生裂縫提供良好的地質條件。

通過實驗發現, X203井4個不同方向鉆柱地應力隨孔隙壓力的增加呈線性增加(圖 7), 孔隙壓力每增加 1 MPa, 地應力相應地增加 0.8 MPa, 變化幅度大; 4 個方向地應力隨孔隙壓力相對變化率相同, 但曲線截距值各異,方向地應力絕對值僅次于上覆應力, 高于方向、方向地應力絕對值,各向異性特征明顯。注入水優先沿水下分流河道主流線突進, 形成注入水的一條“自然水路”,當注采井皆位于水動力強大的這一微相帶時, 水線推進速度最快, 油井見水比較快, 見水方向與水流方向基本上一致[16]。結合儲層宏觀特征分析可知, 隨著注水開發進一步深入, 孔隙壓力變化方向受沉積顆粒展布方向控制, 尤其是沿著天然水道方向, 礦物顆粒和孔隙喉道定向性排列特征明顯(圖 5), 因此孔隙壓力增幅大, 相應的地應力增加就快。因此可以得出結論: 研究區地應力方向受到巖體結構、構造性質以及孔滲特征的影響, 主要向著孔滲較好的三角洲前緣水下分流河道微相砂體展布方向偏轉。

4 實例分析地應力方向變化對注水開發的影響

油田開發過程中受到各種因素的綜合作用, 導致地應力會逐漸發生變化, 而主應力方向是控制裂縫及水驅方向的重要因素。本文利用鄂爾多斯盆地安塞油田塞130新加密研究區塊進行實例研究, 通過裂縫展布方向的預測及井網調整與加密, 分析地應力方向對注水開發過程的影響。

地應力方向及分布直接控制著油層壓裂改造時裂縫的延伸方向。一般情況下, 水力壓裂所產生的人工裂縫總是平行于水平最大主應力方向, 垂直于最小主應力方向[17-19]。綜合以上因素, 判斷現今地應力方向約為 NE58°左右。通過安塞油田塞 130 新加密區油水井動態生產資料分析可知, 王 98-24 井含水量遠大于王 98-241 井和王 98-242 井, 這也說明受到現今地應力方向的控制, 王 99-241 井壓裂裂縫與王 98-24 井裂縫溝通, 在目的層形成水淹通道。這也從油田動態上驗證了本研究對現今應力方向的確定是切合實際的(圖8)。

在裂縫發育的非均質低滲透油氣藏的開發過程中, 井網布局與地應力的分布緊密相關[20]。地應力方向的變化也會對井網的加密與調整產生重要的影響, 研究區在油田開發初期主要采用規則的矩形注采井網, 注采井網與水平最大主應力方向錯開較小的角度。隨著注水開發的進行, 水平最大主應力方向順著逆時針方向不斷地偏轉, 導致水線方向直接穿過矩形對角線的油井, 因此在油田開發中后期必須采取井網調整。通過加密調整, 現有井網為菱形反九點井網(圖 8), 菱形反九點注采井網拉大了裂縫方向的井距, 縮小了側向排距, 延緩了裂縫方向采油井水淹時間, 有利于注入水均勻推進, 加大對剩余油的挖潛力度, 同時, 開發初期可以保持較高的注采井數比, 便于提高采油速度[21-22]。并且, 菱形反九點井網在開發后期具有較大的靈活性, 可以將角井轉注調整為矩形五點井網。因此, 地應力方向的變化分析對于井網的調整與加密有重要的指示作用。

利用油藏動態監測資料對壓裂縫展布規律及其與現今地應力的關系進行分析驗證, 得到 3 口井的微地震裂縫監測結果: 裂縫走向在 55°~60°之間; 8口井的水驅前緣監測結果顯示注入水優勢水驅方向比較明顯, 平面上大多呈 NE-SW 向, 說明該區塊監測井區注水層段儲層非均質性較強, 注水主要沿著壓裂裂縫方向突進; 對 16 口油井示蹤劑產出情況進行跟蹤監測, 結果顯示注水井組注入水向周邊油井的推進速度、注入水分配量差異十分顯著, 平面上注入水的突進現象嚴重, 這也間接說明水平最大主應力控制裂縫展布方向, 從而對水驅效果產生重要的影響。

5 結論

1) 本文對鄂爾多斯盆地安塞油田某區塊 4 口取芯井各向異性鉆柱, 分別進行干樣與地層原位條件下的地應力測試實驗, 并對所得結果進行對比分析, 表明二者存在較大差異, 說明地下油藏在孔壓、圍壓、溫度及流體飽和度共同作用下, 應力狀態處于非穩態變化, 因此進行地層原位條件下測試分析具有重要意義。

2) 通過對研究區 4 口井 4 個方向(,,,)鉆柱進行地層原位條件下三軸地應力方向測試, 得到現今水平最大主應力方向相對于油田開發初期水平最大主應力方向的偏轉角度在 4.65°~8.73°之間, 平均約 7°。鑒于油田開發初期地應力測試的最大主應力方向為 NE65°, 我們認為, 水驅前緣通常沿著高滲帶方向(即“天然水道”方向)流動, 地應力方向也會向天然水道方向偏轉。因該區三角洲水下分流河道沉積展布方向約為 NE50°, 因此判斷目前應力方向逆時針偏轉。結合前面實驗所得數據, 預測現今地應力方向約為NE58°。

3) 針對沉積微相內現今地應力方向的狀態, 從儲層物性特征、巖石破裂機理等方面探討水下分流河道沉積微相對河道內地應力方向的控制作用, 得到注水過程中地應力方向變化規律, 可為預測今后地應力方向的偏轉提供理論基礎。結合實例探討地應力方向變化, 對油田開發過程中人工壓裂、加密布井以及井網調整等實際問題有重要指示意義。

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A Study of-Stress Direction Change during Waterflooding in the Low Permeability Reservoirs

ZHANG Zhiqiang1, SHI Yongmin1,?, BU Xiangqian2, LIANG Yaohuan1, ZHANG Enyu1

1. School of Earth and Space Sciences, Peking University, Beijing 100871; 2. The Oil and Gas Technology Institute, Changqing Oilfield Company, PetroChina, Xi’an 710018; ? Corresponding author, E-mail: sym@vip.163.com

Based on the current situation of stress direction change and its mechanism insufficiently understanding during oilfield development, anisotropic drilling from four cores in Chang-6 oil layer group of a block of Ansai oilfield in Ordos basin, stress direction relative change is measured respectively in dry sample and stratigraphic condition and analyzing the machanisms of effects. Results indicate that there is an obvious difference under the dry sample and stratigraphic condition, which suggests that it has an important meaning to test stress under-condition. Maximum horizontal principal stress direction changes from 4.65° to 8.73° during oilfield development, the average is 7°, and analysis of characteristics of reservoir physical property and mechanism of rock fracturesuggests that “natural channel” has an important control function to-stress direction change. Combined with the initial-stress direction, current stress direction of the study area is regarded as about NE58°.The conclusion does make crucial sense to oilfield reconstructive measure such as well network adjustment and artificial fracturing.

Ordos Basin;low permeability reservoirs; Chang-6 oil layer group; stratigraphic condition;-stress direction

10.13209/j.0479-8023.2015.140

TE348

2015-03-22;

2015-06-04; 網絡出版日期: 2016-03-21

國家重點基礎研究發展計劃(2009CB219300)資助