海拉爾油田南屯組小型測試壓裂地質特征分析

蔣建方 何琛 宋清新 金玲 馮章語 劉秋均 初振鈺 張甜

1. 中國石油大學非常規油氣科學技術研究院；2. 中國石油大學石油工程教育部重點實驗室；3. 勝利油田分公司濱南采油廠

南屯組儲層以暗色泥巖和粉砂巖為主，部分區域可生成油頁巖，是大慶海拉爾油田的重要生油層段［1］，其中貝中、烏東等區塊的壓裂裂縫形態復雜，寬度小，臨界砂比低，7%砂比就出現明顯的壓力上漲，最高砂比僅為13.7%［2］，壓裂作業時井底停泵壓力梯度多數處在0.018 1～0.025 9 MPa/m之間，平均值達到0.021 1 MPa/m，根據張有才［3］等的認識，這些井多數為高停泵壓力井。為此，現場試驗了多種工藝措施和方法，把稠化劑質量分數從0.35%提高到0.45%，前置液百分數從35%調整到45%，采取10 m3粉砂的段塞處理，仍然無法實現高砂比加砂［4-5］。

小型測試壓裂分析是認識儲層特征、優化主壓裂設計、提高施工效率的有效手段［6］，對地質條件復雜、施工難度大的儲層進行壓裂時更加重要［7-11］。雷群［12］等通過小型測試壓裂分析，認識了儲層閉合壓力及其時間和壓裂液濾失性等特征，明確了裂縫高度延伸特征、區塊壓裂模式，提高了整體儲層改造成功率。蔣建方［13］等基于長慶長8儲層小型測試壓裂分析，獲得了儲隔層的重要特征參數，以此優化了施工參數，最高砂比達到55%～60%，施工取得了較好效果。張有才［3］等通過海拉爾油田小型測試壓裂分析總結，形成了近井高摩阻、高停泵壓力梯度的處理和裂縫儲層的識別3項技術，整體上提升了海拉爾油田壓裂施工成功率。對于南屯組這樣具有高停泵壓力的力學特征與形成機制及其對壓裂施工影響研究不夠具體，施工難度依然很大，需要進一步提高針對性與指導性。筆者采用FracproPT2011壓裂軟件［14］對大慶海拉爾油田南屯組20口井的小型測試壓裂進行了分析，研究了儲隔層的巖石力學特性，分析了影響裂縫寬度的主因，探索了現場施工難度大的理論機制。

1 南屯組儲層壓裂地質概況

南屯組儲層孔隙度最大值為23.8%，最小值為1.1%，平均值為10.4%，孔隙度主要分布在4%～14%；滲透率最大值為 276×10-3μm2，最小值為 0.01×10-3μm2，平均值為 3.23×10-3μm2，主體值小于 0.5×10-3μm2，屬于特低孔超低滲儲層。儲層巖性復雜，既有泥、砂巖還有頁巖，其力學性質差異大，具有壓裂壓力特殊性。儲層總體滲透性差，需要通過壓裂措施獲得產能；同時滲透性差異大，高滲地帶發育天然裂縫，增大了壓裂液濾失和施工難度。

2 小型測試壓裂的實施與分析

2.1 小型測試壓裂實施

對目標井進行排量和關井測壓設計與施工，并在小型測試壓裂過程中獲得每秒時間點對應的排量和壓力；要求在變排量過程中獲得穩定的排量和壓力，停泵后關井測壓30～60 min，直至壓力趨于穩定。圖1為W1井南屯組2段測試壓裂施工曲線。該井設計實施了5升3降的階梯排量注入測試，壓后關井測壓降36 min，最后壓力基本穩定。

圖1 W1井南屯組97～99號層小型測試壓裂曲線Fig. 1 Mini-frac test curve of No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

2.2 小型測試壓裂分析

小型測試壓裂分析通常按以下程序進行：打開FracproPT文件→打開數據庫數據文件→調入測試壓裂采集的.DBS數據文件→設置模型的參數信道→輸入井筒結構參數→設定熱傳導參數→輸入地層物性、巖性、力學性質等參數→選擇或編輯壓裂液及支撐劑性能參數→根據測試壓裂測定數據設置泵段→運行測試壓裂模擬程序→進行小型測試壓裂分析(瞬時停泵壓力、平方根函數、G函數、雙對數函數)→迭代計算管柱、孔眼、近井筒摩阻→擬合凈壓力，分析儲層滲透性和濾失性。采用FracproPT2011軟件和測試壓裂分析方法擬合分析了南屯組20口井的測試壓裂數據，以W1井南屯組 97～99號小層測試壓裂數據為例分析。

2.2.1 井層基本參數

W1井南屯組2段97～99號層，井段為2 830.4～2 840.4 m，平均測井孔隙度為6.78%，測井滲透率為6.27×10-3μm2，泥質含量為 13.52%；射孔厚度 8.6 m，孔眼直徑1.18 cm，射孔密度16孔/m。儲、隔層自然伽馬分別為130、155 API，地應力剖面解釋儲、隔層楊氏模量分別為41 370、44 280 MPa，泊松比分別為0.26、0.29。可見儲層物性差，具有特低孔、超低滲、高含泥的特征；儲、隔層巖石力學性質差異小，楊氏模量和泊松比差別小，縫高控制難度大；而且儲層楊氏模量和泊松比都較大，顯示了巖石的硬度和韌性，裂縫不易破裂和擴展，預測施工壓力高，難度大。

2.2.2 閉合應力及其梯度分析

利用小型測壓數據，分析了瞬時停泵壓力曲線，結果見圖2。可見，地面和井底的瞬時停泵壓力(ISIP)分別為40.15、67.92 MPa，計算地面和井底的瞬時停泵壓力梯度分別為0.014 2、0.024 0 MPa/m，為高停泵壓力壓裂井。

圖2 W1井南屯組97～99號層小型測試壓裂瞬時停泵壓力分析Fig. 2 Analysis on the instantaneous pump-off pressure of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

平方根曲線顯示壓力下降與閉合時間的平方根的關系，通過對井底壓力添加切線，并分析偏離切線點的方法獲得裂縫的閉合壓力和閉合時間，見圖3，井底閉合應力為66.65 MPa，閉合應力梯度為0.023 5 MPa/m，為高閉合應力地層，估算裂縫凈壓力為1.27 MPa。

圖3 W1井南屯組97～99號層小型測試壓裂平方根函數分析Fig. 3 Square root function analysis on mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

G函數曲線顯示壓力下降、壓力導數和壓力疊加導數與G函數時間的關系，通過作壓力疊加導數的切線，分析切線在壓力疊加導數曲線的偏離點獲得裂縫的閉合應力，研究壓力疊加導數的曲線特征、與切線的關系，以識別濾失類型和機理，見圖4，井底閉合應力為64.54 MPa，閉合應力梯度為0.022 8 MPa/m，為高閉合應力地層，估算裂縫凈壓力為3.38 MPa；壓力疊加導數的前部為凸型，顯示壓裂初期具有多裂縫濾失特性，但凸出幅度較小，說明多裂縫的數量不大，形成一定的裂縫空間的競爭；在壓力疊加導數中部為凹型，表明停泵后裂縫高度在衰退；在后部壓力疊加導數下降，顯示停泵后裂縫沒有繼續延伸。

圖4 W1井南屯組97～99號層小型測試壓裂G函數分析Fig. 4 G function analysis on mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

雙對數曲線顯示壓力及其疊加導數與時間的關系，通過對壓力的疊加導數作切線，并在疊加導數偏離切線處獲得裂縫的閉合應力，根據瞬時停泵井底壓力和閉合應力估算凈壓力，見圖5，井底閉合應力為66.40 MPa，閉合應力梯度為0.023 4 MPa/m，為高閉合應力地層，估算裂縫凈壓力為1.52 MPa。

圖5 W1井南屯組97～99號層小型測試壓裂雙對數函數分析Fig. 5 Log-log function analysis on mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

表1中統計了上述方法對停泵壓力和閉合應力的分析結果。可見，3種分析方法的計算結果比較接近，平均井底閉合壓力及其梯度分別為65.86 MPa和0.023 2 MPa/m；平均地面、井底瞬時停泵壓力分別為40.15 MPa和67.92 MPa，對應的地面和井底停泵壓力梯度分別為0.014 6 MPa/m和0.024 0 MPa/m，顯見為高停泵壓力壓裂施工井；裂縫凈壓力為2.06 MPa，比較低，表明停泵后，裂縫延伸不明顯，與G函數裂縫形態特征表征一致。

2.2.3 摩阻分析

利用FracproPT2011三維壓裂軟件，根據前述分析方法，選取階梯降排量測試中壓力-排量相對穩定的3組數據，分析解釋了W1井南屯組97～99號層測試壓裂過程中的摩阻，見圖6。由圖6可見，射孔孔眼摩阻為1.96 MPa，可以通過增加射孔數量、清潔孔眼等措施減小摩阻；近井筒彎曲摩阻為1.76 MPa，表明地層裂縫可能存在一定彎曲，可在主加砂壓裂初期增加粉砂或粉陶段塞降濾，打磨裂縫彎曲面，減小該類摩阻。

表1 W1井南屯組97～99號層小型測試壓裂閉合應力與凈壓力分析結果Table 1 Analysis result of the closure stress and net pressure of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

圖6 W1井南屯組97～99號層小型測試壓裂摩阻分析Fig. 6 Analysis on the friction of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

2.2.4 儲層滲透性與裂縫濾失性分析

根據小型測試壓裂數據，反復調試W1井南屯組97～99號層地層參數，擬合模型計算的凈壓力曲線和測定的凈壓力曲線，直至基本重合或比較接近，見圖7。

圖7 W1井南屯組97～99號層小型測試凈壓力擬合Fig. 7 Net pressure fitting of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

儲、隔層閉合應力梯度分別為0.023 2 MPa/m和0.023 9 MPa/m，應力差為1.98 MPa，壓裂時難以形成有效遮擋層，裂縫高度不易控制；擬合時，裂縫體積因子、濾失因子和開縫因子調整為2.5，初期裂縫可能有2～3條，解釋儲層有效滲透率為0.016×10-3μm2，裂縫綜合濾失系數為 8.218×10-4m/min0.5，儲層有效滲透率較低，裂縫濾失系數偏大，與一定的天然裂縫發育有關。

2.2.5 儲層壓裂地質特征

采用上述方法分析擬合了海拉爾油田南屯組儲層20口井的小型測試壓裂數據，對停泵壓力、閉合應力、儲層滲透性、濾失系數等解釋結果進行了統計，結果見表2。由表2可見，井底瞬時停泵壓力梯度基本都大于0.018 0 MPa/m，屬于高停泵壓力壓裂井，分布區間為0.018 0～0.026 9 MPa/m，大于0.020 MPa/m的井占比為80%，既表明壓裂施工的泵壓高、作業難度大，也反映儲層之間在地層應力上具有較大差異，力學特性上的非均質性使其在施工難度的基礎上，增加了復雜性。儲層閉合應力梯度主要分布在0.015 4～0.023 2 MPa/m之間，通常情況下為地層最小水平主應力梯度，地層復雜時為裂縫貫穿地層的最小水平主應力的平均值，遠高于常規砂巖儲層。

表2 南屯組20口高停泵壓力井小型測試壓裂效果解釋結果Table 2 Interpretation result of mini-frac test in 20 wells with high pump-off pressure in Nantun Formation

近井地帶均有彎曲摩阻，范圍在1.42～14.36 MPa之間，變化范圍大，大于4.0 MPa的彎曲摩阻占比為60%，認為地層多裂縫和裂縫彎曲現象比較嚴重，主加砂壓裂過程中需要通過使用粉陶、增黏來降濾，支撐劑段塞打磨等技術進行有效處理。射孔孔眼摩阻主要集中在1.5～3.0 MPa之間，優化射孔、增加射孔數以及段塞均有助于減小射孔孔眼摩阻。儲層滲透率分布在 (0.014～0.465)×10-3μm2之間，滲透率小于0.1×10-3μm2的儲層占 20%，滲透率在 (0.1～0.2)×10-3μm2之間的儲層占 35%，滲透率在 (0.2～0.3)×10-3μm2之間的儲層占30%，滲透率大于0.3×10-3μm2的儲層占15%，滲透率主要分布在(0.1～0.3)×10-3μm2之間，占65%，可見儲層具有特低滲特性；部分滲透性較高、滲透率很小而濾失系數較大的井，一般是天然裂縫發育的井。

從上述分析結果可見，南屯組儲層表現出如下壓裂地質特征：(1)停泵壓力高、井底停泵壓力梯度大、閉合應力梯度大；(2)閉合應力梯度范圍大，儲層地應力具有較大非均質性；(3)儲層為特低滲儲層，天然裂縫具有一定程度發育，物性上顯示較強非均質性；(4)天然裂縫和多縫地層濾失系數較大。

3 現場壓裂施工困難原因分析

南屯組儲層具有特低滲、天然裂縫發育的特征，同時考慮壓裂液濾失量大，有一定施工難度，國內外已經獲得了許多認識和技術處理對策，而停泵壓力高、閉合應力大是近年嚴重影響壓裂設計、施工及其效果的主要因素，現場壓裂施工主要表現出施工壓力和停泵壓力高、砂比低、易砂堵。

3.1 高停泵壓力原因

式(1)顯示了壓裂過程中幾個壓力之間的關系；當瞬時停泵時，流體流速為0，各項摩阻瞬時為0，則式(1)變為式(2)；式(3)顯示了延伸壓力與凈壓力和閉合應力以及最小主應力、構造應力之間的關系，斷層等發育時，構造應力的影響不可忽略。

式中，p0為延伸壓力，p1為泵壓，p2為液柱壓力，p3為管柱摩阻，p4為孔眼摩阻，p5為近井彎曲摩阻，p6為瞬時停泵壓力，p7為凈壓力，p8為閉合壓力，p9為最小主應力，p10為構造應力。

海拉爾油田屬于復雜斷塊油田，構造發育，儲層類型多樣，地質條件極其復雜。從貝中區塊的地質構造描述可見，儲層構造以斷裂構造為主，巖層受力而發生破裂；地層斷層異常發育，主要由4條西南—東北走向的大斷層組成，其間布滿了大大小小的眾多次級斷層和小斷層，也是以西南—東北走向為主；斷層類型以逆斷層為主，受水平擠壓作用形成。地層斷層發育帶構造應力往往較大，斷層越大，通常引起的構造應力也越大；離斷層越近的儲層構造應力往往也越大，而構造應力的大小直接影響儲層最大、最小水平主應力。通過小型測試壓裂數據可直接獲得瞬時停泵壓力，凈壓力擬合得到裂縫凈壓力，聲發射凱瑟爾效應實驗得到儲層最小主應力。巖石三軸實驗結果顯示南屯組儲層最小主應力梯度為0.016 4 MPa/m。根據式(4)，即可計算得到南屯組不同井層的構造應力，構造應力一般為3～10 MPa，63.5%構造應力集中在5～10 MPa。可見，導致南屯組儲層壓裂施工壓力和停泵壓力高的客觀原因是地層斷層發育，構造應力影響明顯，以及地層最小主應力大。

3.2 低砂比、易砂堵原因

壓裂過程中不易提高砂比、容易砂堵的直接原因在于裂縫寬度窄。式(5)為壓裂過程中巖石形變和水力裂縫寬度的表征方程

式中，wf為水力裂縫寬度，mm；pf為水力裂縫中流體壓力，MPa；σh為最小水平主應力，MPa；σ構造為構造應力，MPa；hf為水力裂縫高度，m；ν為地層巖石泊松比，無因次；E為地層巖石楊氏模量，104MPa。

當斷層引起的構造應力影響較明顯時，地層構造應力不可忽略。可見，當地層最小主應力大、存在構造應力時，都會使裂縫寬度明顯變窄，難以實現高砂比施工，而南屯組儲層恰恰具有這兩個地質特點。同時，當地層巖石的楊氏模量和泊松比較大時，特別是楊氏模量較大時，也會顯著減小裂縫寬度。正如三軸巖石力學顯示的海拉爾油田南屯組儲層的巖石具有堅韌性，楊氏模量為36 090～38 400 MPa，泊松比為0.24～0.39，不僅楊氏模量大，而且泊松比也較大，與常規砂巖地層展現的楊氏模量大、泊松比小，或楊氏模量小、泊松比大的情況不同。

4 結論

(1)海拉爾油田南屯組儲層壓裂具有施工壓力高、井底停泵壓力高和閉合應力梯度大的特征，儲層物性表現為特低滲，且發育一定天然裂縫，多縫地層濾失系數較大，儲層地應力和物性、巖性具有較強非均質性。

(2)壓裂過程中的射孔孔眼摩阻和近井彎曲摩阻較大，特別是彎曲摩阻變化范圍大，明顯增大了施工壓力和加砂難度。

(3)發育斷層引起的地層構造應力和較大的最小水平主應力是南屯組儲層壓裂施工壓力和停泵壓力異常高的內因。

(4)較大的構造應力、最小水平主地應力、楊氏模量大和泊松比大是海拉爾油田南屯組儲層壓裂低砂比、易砂堵的四大主因。