深層砂巖儲層可壓裂性分析模型建立及應用

周 彪,郭布民,杜建波,王 輝,宋作磊,黃洪偉

(中海油田服務股份有限公司,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育復雜斷塊構造。主力層埋深約4 500～5 000 m,儲層溫度約為160 ℃,平均孔隙度為10.1%,平均滲透率為3.5 mD,屬于低孔-特低滲砂巖儲層。油藏埋深較深,構造落實程度低,且測試產能低,達不到向國家申報儲量的門檻值,給壓裂方案的研究帶來了極大的挑戰。近年來,儲層可壓裂性評價為壓裂優良層段優選提供了定量評價依據[1-2],但針對深層砂巖儲層可壓裂性研究相對較少[3]。孫建孟等引入砂巖的脆性和斷裂韌性進行可壓裂性評價,袁俊亮等[4]考慮脆性指數、斷裂韌性、巖石力學特性3個影響因素對頁巖的可壓裂性進行了評價,王建波等引入水平應力差異系數、成巖作用等因素進行頁巖可壓裂性評價[5]。

為提高南海東部J油田深層古近系低孔-特低滲產能和采收率[6],該文總結分析了前人的可壓裂性評價方法,基于南海東部J油田測井數據對深層砂巖儲層可壓裂性進行定量評價,為南海低滲儲層壓裂選井選層提供了可靠的依據。

1 可壓裂性影響因素分析

1.1 脆性指數分析

巖石的脆性指數常通過室內實驗和測井計算獲取,但測井資料評價相對更簡單、方便[7-8]。為進一步獲取更準確的彈性參數,一般通過室內三軸巖心壓縮實驗獲取楊氏模量和泊松比的靜態參數,結合測井數據計算的動態楊氏模量和泊松比,由線性回歸公式得到靜態、動態參數的相關性。

選取J油田儲層7塊巖心進行巴西劈裂和三軸抗壓縮實驗,根據儲層有效應力計算實驗加載的圍壓,根據儲層埋深加載30和40 MPa圍壓,巖石力學實驗參數如表1所示。目標層儲層楊氏模量為(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油田巖石力學實驗結果Table 1 Experi mental results of rock mechanics in J oilfield

根據巖石力學實驗結果對測井計算的動態彈性參數進行校正,如圖1和圖2所示。動靜態彈性參數均呈明顯線性關系,其中動靜態楊氏模量相關系數為0.895 2,動靜態泊松比相關系數為0.901 5,表明其擬合程度較好,可為后續計算提供相對可靠的數據支持[8]。

圖1 動靜態楊氏模量關系曲線Fig.1 Dynamic and static young modulus relation curve

圖2 動靜態泊松比關系曲線Fig.2 Dynamic and static poisson ratio relation curve

該文脆性指數計算借鑒目前頁巖常用的RICK MAN 方法[9-12],并將其應用于砂巖地層,建立基于楊氏模量和泊松比歸一化(無量綱化)的脆性指數計算方法,完成了J油田測井數據的脆性指數計算。計算結果如圖3所示,脆性指數與楊氏模量正相關、與泊松比負相關,研究區力學脆性指數為25%～45%,脆性指數越高(代表巖石越深)形成復雜縫的幾率越大,依據脆性指數初步判斷儲層有利于進行壓裂改造[13-14]。

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

1.2 應力差異系數分析

已有研究表明,水平應力差異系數對儲層可壓性影響較大[15-17]。當儲層應力差異系數較小時,更易促使壓裂裂縫連通天然裂縫后產生轉向和彎曲,產生更多的張性、剪切裂縫,進而大幅提高裂縫改造體積;而當應力差異系數較大時,壓裂裂縫主要受原始地應力影響而穿過天然裂縫,無法實現天然裂縫開啟,形成較少條數的主裂縫或單一縫,難以形成復雜縫網。

基于南海東部測井數據,利用黃氏模型計算了不同深度的最大、最小水平主應力,根據公式計算了研究區水平應力差異系數?；谇叭宋锬嶒炚J識[18],水平應力差異系數小于0.25時,模擬的水力裂縫形成多條相互貫穿的分支縫;差異系數大于0.25時,模擬的水力裂縫以主縫為主,形態單一。如圖4所示,計算目標層儲層水平兩相應力差約為17.8～18.1 MPa,應力差異系數約為0.19～0.22,儲層整體埋深較大,但應力差異系數較小,更容易形成復雜縫網。

圖4 研究區水平應力差異系數Fig.4 Difference coefficient of level stress on the area

其中:Kh為水平應力差異系數;σH,σh為儲層最大、最小水平主應力,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,一般認為斷裂韌性越大,阻止裂縫擴展能力越強,可壓性越差。通常借助巖石力學實驗可直接測試巖樣的斷裂韌性,但數據點為離散型,難以直觀反映儲層的非均質性,且實驗費用較高。另一種是基于已有實驗數據與巖石力學參數進行相關擬合,預測可靠的斷裂韌性[19-20]。利用陳治喜公式計算儲層的斷裂韌性[21],根據砂巖儲層破裂機理,裂縫破裂以張開為主,因此斷裂韌性按Ⅰ型零圍壓下公式進行計算,其中巖石抗拉強度基于測井數據計算的楊氏模量和泥質系數,地層屬于老地層,希爾奇指數取值2?；跍y井數據計算了連續的斷裂韌性,如圖5所示,其中儲層段4 540～4 580 m 斷裂韌性計算結果為1.5～4.0 MPa/m1/2,平均約為2.5 MPa/m1/2。

圖5 研究區砂巖儲層斷裂韌性Fig.5 Fracture toughness of tight sandstone reservoirs on the area

1.4 裂縫發育程度分析

通過提取相干屬性、曲率、傾角、相似性、螞蟻體等多種地震屬性進行裂縫研究,識別出斷裂帶,定性預測裂縫發育帶。疊后結果顯示,螞蟻體和相干屬性對裂縫響應最好,其余4種屬性破碎小裂縫較多,且本身難以確定其發育規律和主要延伸方向,但考慮到地震屬性本身的精度,可能存在誤導作用。為了確保裂縫預測準確性,筆者收集到疊前道集數據對本區裂縫進行了進一步的預測分析。依據疊前裂縫P波的振幅、頻率、速度等屬性與裂縫方向和強度相關的原理,針對本區疊前道集數據,分4個區間開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,篩選最優屬性,再通過方位橢圓擬合,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。通過疊前各向異性分析后的裂縫預測平面對比之后,認為疊前裂縫預測結果與疊后整體趨勢近似,但細節更豐富。

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

利用螞蟻體屬性對區塊不同層系進行了平面圖提取和分析,認為該區主要發育2個裂縫發育帶,一個位于工區西部,近南北向,在北部末端向北東向延伸;一個位于工區東南部,為一裂縫發育交匯條帶,方向雜亂無章。目標儲層附近裂縫帶明顯不發育。

2 可壓裂性分析模型

儲層可壓裂性的影響因素較多,包括巖石的脆性特征、斷裂韌性以及儲層巖石天然裂縫發育情況等。這些因素共同影響儲層經水力壓裂后形成的裂縫網絡的復雜程度,脆性指數越高,水平應力差異系數越小,巖石斷裂韌性越小,有效溝通天然裂縫的幾率越大,裂縫網絡復雜程度就越高,獲得高產工業油流的可能性越大。

基于前文對砂巖可壓性研究結果,目標區天然裂縫基本不發育,且天然裂縫發育造成壓裂液濾失大,可能會導致壓裂施工砂堵失敗,天然裂縫發育程度更主要影響裂縫的復雜程度,對儲層可壓裂性貢獻較小;應力差異系數主要影響裂縫的延伸和復雜程度,相比天然裂縫控制因素低,因此天然裂縫、應力差異系數相對脆性指數、斷裂韌性等對儲層可壓裂性影響較小。針對深層儲層可壓裂性并重點考慮脆性指數和斷裂韌性的相關性,依據下列公式將脆性指數進行了正向歸一化處理,將斷裂韌性進行負向歸一化處理,建立了砂巖儲層可壓裂指數模型,繪制了砂巖儲層可壓裂性指數圖版,如圖8所示。

圖8 深層砂巖儲層可壓裂指數圖版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;KIC為負向歸一化的斷裂韌性;F1為可壓裂性指數;B1max為研究段最大脆性指數;B1min為研究段最小脆性指數;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,研究區脆性指數主要集中在15%～40%,斷裂韌性為1.5～6.0 MPa/m1/2,可壓裂指數沿著箭頭所示方向逐漸增大(色標由藍色到紅色),橢圓區域指示研究區可壓裂指數主要為0.2～0.4?？蓧毫阎笖蹬c脆性指數正相關,與斷裂韌性負相關,隨著脆性指數增大、斷裂韌性降低,可壓裂性指數呈增大趨勢。當脆性指數大于40%、而斷裂韌性大于6 MPa/m1/2時,裂縫延伸受限,使可壓裂性指數明顯減小;當斷裂韌性小于2 MPa/m1/2、而脆性指數小于20%時,儲層塑性較強,雖然儲層垂向上裂縫容易擴展,但造成可壓裂性指數小。

3 應用實例

根據砂巖可壓裂指數模型,并結合產層物性、含油性及水平應力差異系數等影響因素,進行了砂巖儲層可壓性劃分,建立了J油田砂巖壓裂層段劃分標準,如表2所示。儲層可壓裂性共劃分3類,Ⅰ類可壓裂性最好,可作為優良壓裂段;Ⅲ類可壓裂性最差,可作為遮擋層。分類標準可為射孔段、壓裂段優選提供參考依據。

表2 J油田可壓裂性分類標準Table 2 Classification standard of fracability in J oilfield

基于測井數據繪制了J-1井可壓性評價成果圖,如圖9 所示,目的層可壓裂指數為0.1～0.5。根據可壓裂性分類標準,目的層可壓裂指數大于0.35,測井解釋為含油-油層;應力差異系數為0.2,斷裂韌性小于3.0 MPa/m1/2,評價為Ⅰ類可壓裂層。共優選4個優良壓裂段(圖9中紅色圖例),其中Frac1壓裂段解釋為干層,但脆性指數高,應力差異系數較小,裂縫易于擴展,可作為優良壓裂段;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,可壓裂指數小于0.25,測井解釋為差氣層或泥巖層。物性條件一般,應力差異系數大于0.3,斷裂韌性大于4.0的儲層劃分為遮擋層,圖中共優選5個遮擋層段。

結合J-1井儲層可壓裂評價模型優選的4個優良壓裂段(如圖9 所示),該井射孔后試油15.6 t/d,采用機械封隔分層壓裂方法,壓裂后日產油56.3 t/d,增產效果遠好于鄰井其他壓裂段。高產是因為基于可壓裂指數進行了射孔段的優選,并結合遮擋層厚度及應力差進行了變排量控縫高技術,壓裂儲層得到充分改造,表明了可壓裂性評價結果與實際產能相吻合。

圖9 J-1井儲層可壓性評價解釋剖面圖Fig.9 The profile map of fracability evaluation in J-1 well

4 結語

該文分析了砂巖可壓裂性影響因素,結合力學脆性指數和斷裂韌性建立了可壓裂指數模型,并在海上深層砂巖儲層進行了多次效果驗證。新模型為壓裂選井選層、射孔位置確定及工藝參數優化提供了定量參考依據,對于海上深層砂巖儲層壓裂工程甜點預測具有借鑒意義。但可壓裂性評價涉及因素較多,僅脆性指數國內外就有多種評價方法,需要結合儲層特點開展多種方法適應性評價分析。后續可結合地震屬性體開展脆性指數、裂縫發育程度等評價,井震相結合進一步控制優化平面可壓裂性。