致密砂巖儲層可壓性評價與極限參數壓裂技術

陳誠, 雷征東， 房茂軍， 齊宇

(1.中海油研究總院有限責任公司， 北京 100028； 2.中國石油勘探開發(fā)研究院， 北京 100083)

近年來，致密砂巖油藏以其巨大的產油潛力正在成為油田開發(fā)的重點和熱點，大中型致密砂巖油田在鄂爾多斯盆地、松遼盆地和渤海灣盆地相繼被發(fā)現(xiàn)。隴東地區(qū)元284區(qū)塊是鄂爾多斯盆地開發(fā)較早的致密砂巖油藏，自2008年進行大規(guī)模開發(fā)以來，目前長6油組已提交探明儲量1.59億t。與正常油層相比，該地區(qū)儲層物性差，非均質性較強，屬于典型的致密砂巖油藏，需要采用壓裂措施對儲層進行改造，以達到增產的目的。研究表明，致密砂巖的可壓裂性與采油強度之間存在相關關系，而可壓裂性又受到包括地應力、巖石脆性、巖石斷裂韌性、裂縫密度[1-5]等因素的影響。熊健等[6]基于有限元方法構建數值模擬模型，認為水平主應力、抗壓強度和彈性模量對裂縫延伸長度的影響，進而影響對采油強度。張晨晨[7]利用三軸巖石力學實驗分析了影響頁巖脆性的主控因素，不同深度和不同巖相的脆性臨界范圍存在差異。目前，多數學者通過基于Rickman脆性指數法進行可壓裂性評價。He等[8]采用層次分析法提出了新的可壓裂方法，Ji等[9]基于分形理論和斷裂韌性形成了新的頁巖儲層可壓裂方法。然而，Rickman脆性指數只能表征巖石抵抗彈性變形的能力，卻不能反應巖石的破裂能力。研究表明，巖石的彈性參數大小和容易壓碎的程度并未呈現(xiàn)明顯的正相關關系。Rickman脆性指數構建的可壓裂性評價模型準確性因此也受到較大爭議。同時，目前進行可壓裂性評價時，主要通過室內實驗數據和計算機進行數值模擬[10-11]，然而室內評價方法不能真是的反映出巖石在地層因素下的強度參數，且無連續(xù)性。對于非均質性較強的儲層，室內評價方法難以獲得可靠的可壓裂性認識。研究區(qū)長6油組主要發(fā)育淺水三角洲儲層，砂體疊置關系復雜，非均質性強，裂縫分布差異大，可壓性評價復雜。經過壓裂處理的井雖初期油氣產量有所提升，但是后期產量遞減較快，給后期措施實施造成較大阻礙，亟待提出一種能夠有效評價復雜致密砂巖儲層可壓性的方法。

為此，以測井資料為基礎，綜合分析致密砂巖儲層的脆性指數、非均質性、壓力保持程度、天然裂縫等動靜態(tài)參數對儲層的影響，形成了基于可壓性的儲層分類方法，并通過引入地層壓力恢復方法，建立了不同類型可壓儲層的注入液量參考標準，為致密砂巖儲層提高壓裂有效性和延長儲層穩(wěn)產時間，進而提高致密砂巖儲層開發(fā)效益提供了科學依據。

1 區(qū)域概況

元284區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西部，行政區(qū)劃位于甘肅省華池縣境內，主力層段為長6油組。巖石類型主要為巖屑質長石砂巖，其次為長石砂巖。粒度以細粒為主，分選中-好，磨圓度以次棱角為主。儲層巖石成分復雜，長石和巖屑含量較高。砂巖總體石英含量為23%～43%，平均36.6%，長石相對含量介于16%～31%，平均為24.4%，巖屑相對含量主要分布在11%～46%，平均25.5%，成分成熟度較低(圖1)。雜基含量較高，一般為5%～15%，結構成熟度低。膠結物含量整體在5%～12%，平均7.9%；主要膠結物為(鐵)方解石、(鐵)白云石、黏土礦物和硅質。元284油田長6儲層孔隙度主要分布范圍為6.8%～16.4%，平均為12.1%；滲透率主要分布范圍為0.03～1.0 mD，平均為0.361 mD，具有典型的低孔低滲-致密的儲層特征[12]。

1為石英砂巖；2為長石質石英砂巖；3為巖屑質石英砂巖；4為長石砂巖；5為巖屑質長石砂岸；6為長石質巖屑砂巖；7為巖屑砂巖；三角左側邊10%、25%和50%為石英含量；三角底邊分別25%、50%和75%為巖屑含量

2 可壓性主要影響因素

可壓性表征儲層能被有效改造的難易程度，是儲層地質特征的綜合反映。在進行壓裂改造前對儲層可壓性進行評價是壓裂設計的基礎[13]。目前，最廣泛應用于儲層可壓性評價的方法是脆性系數法，通過巖石力學參數或礦物百分含量參數，評價儲層的脆性。

文獻[14-17]認為儲層的地應力、沉積環(huán)境、沉積構造、礦物組成和分布、天然裂縫及成巖作用等因素同樣影響著巖石的脆性。現(xiàn)有的致密砂巖可壓性的評價方法，多采用常規(guī)碎屑巖儲層評價參數和頁巖可壓性評價方法[18-21]，而致密砂巖的儲層評價和可壓性評價與兩者不同[22-23]。一方面，孔隙度、滲透率、泥質含量和儲層厚度等評價常規(guī)砂巖的參數與致密砂巖儲層可壓性相關性較差；另一方面，頁巖儲層的非均質性較弱，壓力穩(wěn)定，非均質性和壓力保持程度不作為頁巖儲層評價重要指標，而元284地區(qū)淺水三角洲河道砂體疊置關系復雜，非均質性差異大，不同儲集體的原始地層壓力不同。已鉆井的數據表明，非均質性和壓力保持參數在研究區(qū)與壓裂效果有明顯的相關關系，這兩項參數同樣是導致致密砂巖儲層質量差異的重要因素，因此主要利用巖石的脆性指數、滲透率非均質性和初始壓力保持程度進行儲層可壓性評價。

2.1 脆性指數

目前，利用常規(guī)測井資料，通過計算巖石的脆性指數，評價儲層可壓性已經取得了良好的預測效果[12, 24-27]，計算巖石脆性指數的方法目前主要有礦物百分含量法和巖石力學參數法。后者主要利用聲波測井的縱、橫波時差，計算巖石的楊氏模量和泊松比。與礦物百分含量法相比，巖石力學參數法計算的脆性指數更能反映巖石在應力作用下的破壞能力[28]。

巖石力學參數法首先是利用求得目的層段各點的橫波和縱波波速，其計算公式分別為

(1)

(2)

式中：Vp為縱波波速，ft/s；Δtp為縱波聲波時差，μs/ft；Vs為橫波波速，ft/s；Δts為橫波時差，μs/ft。

由于常規(guī)測井一般沒有橫波波速，利用該地區(qū)的綜合波轉換的經驗公式代替，可表示為

Δts=2.025 6Δtc-15.481

(3)

式(3)中：Δts為橫波時差，μs/ft；Δtc為綜合波時差，μs/ft。

利用縱橫波速計算動態(tài)彈性模量和動態(tài)泊松比，計算公式為

(4)

(5)

式中：Ed為動態(tài)彈性模量；ρ為巖石密度；μd為動態(tài)泊松比。

對動態(tài)模量基于室內實驗結果進行動靜校對，根據實驗得出的動靜關系公式為

E=0.725 0Ed-0.424 0

(6)

式(6)中：E為彈性模量。

μ≈μd

(7)

式(7)中：μ為泊松比。

即可得到目的層段各點的楊氏模量，考慮楊氏模量和泊松比的單位不同，首先分別計算出歸一化后的楊氏模量脆性EBrittle和泊松比脆性νBrittle，然后取二者平均即為巖石的脆性指數。

(8)

式(8)中：Emax為目的層段各點楊氏模量的最大值；Emin為目的層段各點楊氏模量的最小值。

(9)

式(9)中：νmax為目的層段各點泊松比的最大值；νmin為目的層段各點泊松比的最小值。

(10)

式(10)中：Bri，Index為巖石脆性指數。

計算得到的脆性指數、楊氏模量越高，泊松比越低，則脆性指數越大，儲層越容易被壓開。

2.2 非均質性

儲層非均質性表征的是儲層在空間分布及內部各種屬性的不均勻變化，具有多層次性和結構性。與壓裂效果相關性較強的主要是層內非均質性，即單一油層內部的差異性，定量描述層內非均質性的參數主要是滲透率的變異系數和級差。其中滲透率變異系數表達式為

(11)

滲透率級差的表達式為

(12)

式(12)中：Jk為層滲透率級差；Kmax為層內最大滲透率值，mD；Kmin為層內最小滲透率值，mD。

在常規(guī)砂巖儲層中，非均質性較弱，孔隙度和滲透率較高，非均質性參數對儲層的儲集和流體運動影響較弱。而在復雜致密砂巖儲層中，由于砂體孔隙度和滲透率低，流體對儲層非均質性更敏感。一方面，強非均質性會抑制油氣的充注，導致儲層儲集能力減弱，通過壓后初始平均日產油可以看出壓裂效果，其與Vk和Jk都具有較好的負相關關系(圖2、表1)；另一方面，強非均質性會制約裂縫起裂和空間擴張能力。裂縫會優(yōu)先向砂體內部非均質性較弱的區(qū)域延伸，遇到砂泥界面或隔夾層則會中止或轉向，導致壓裂不及預期。

圖2 初始平均日產油與滲透率變異系數、滲透率級差交會圖

表1 初始平均產能及儲層物性參數

2.3 原始地層壓力保持度

原始地層壓力保持度常用作進行巖性油氣藏的評價，因不能直接反映裂縫壓裂后的產狀和規(guī)模，因此常常被忽略。但可壓性評價不僅要考慮儲層能否形成縫網，還要考慮壓裂后的儲層的產能。致密砂巖油藏的原始地層壓力保持度與壓裂后的產氣能力具有直接相關性。在壓裂前原始地層壓力保持度較高的儲層，壓后往往產能較高(圖3)。

圖3 原始壓力保持程度與單井一年后產油量關系交會圖

因此，將原始地層壓力保持度引入可壓性評價體系，具有較強的實踐意義。

(13)

式(13)中：F為原始壓力保持程度，%；Pbf為壓前地層壓力，MPa；Po為原始地層壓力，MPa。

2.4 天然裂縫的影響

天然裂縫發(fā)育區(qū)域的巖石破裂壓力和抗張強度遠低于不含天然裂縫的巖石，因此更易被壓裂，形成天然縫網，對儲層的可壓裂性有積極的影響，提高改造后的滲透率。然而，天然裂縫的發(fā)育位置和規(guī)模難以控制。在更易于制造滲流通道的同時，超出砂體規(guī)模的裂縫會導致：①油氣和地層壓力的散溢，②壓裂液的流失。造成原本的優(yōu)質儲層的破壞和剩余油開發(fā)的難度增加。在開發(fā)中后期，孔隙度滲透率最高的儲層，粒度粗，均質性強，脆性好，但往往天然裂縫較為發(fā)育或被水淹，剩余油豐度較低。而物性較好的儲層隨儲集性能略差，但天然裂縫也不容易發(fā)育，充注的油氣更容易保存，原始地層壓力更大，形成剩余油聚集區(qū)。研究區(qū)壓裂數據表明，在天然裂縫發(fā)育的區(qū)域，壓裂增產效果與酸壓的效果差距不明顯，壓裂液經常發(fā)生反排量少或不返排的情況，表明壓裂液隨裂縫流入其他層位，而在天然裂縫發(fā)育一般或不發(fā)育的儲層，在現(xiàn)場應用16口井，80%的井壓裂后的產油量比壓裂前提高2倍以上。

2.5 其他因素

除上述因素外，復雜疊置致密砂巖儲層還可能受到地應力、沉積紋層，斷層褶皺等因素的影響，這些因素目前受限于理論和技術，難以進行定量化描述，為使可壓性評價方法具有普遍適用性和可操作性，本次研究不考慮這些因素的影響。

3 基于儲層可壓性的儲層分類

針對元284地區(qū)，綜合考慮測井曲線和生產數據，動靜結合評價其儲層可壓性。利用儲層脆性指數、滲透率非均質性和壓力保持程度對儲層可壓指數進行評價，將儲層劃分為3類，如表2所示。

表2 可壓儲層劃分標準

在進行復雜疊置關系致密砂巖儲層可壓性評價時，首先選取裂縫不發(fā)育地區(qū)對油藏進行分析，評價儲層的滲透率非均質性和壓力保持水平。儲層物性中等-好，儲層滲透率非均質性較弱：變異系數小于0.3，滲透率級差小于50，且壓力保持程度大于90%，則認為該儲層為I類可壓裂儲層，建議采取壓裂措施。若滲透率非均質性或者壓力保持水平其中一項或多項參數不滿足上述條件，則認為是II類可壓儲層。III類為不建議壓裂層物性差，非均質性強，預計壓裂效果不好，在實際生產中不建議壓裂該類儲層。而在裂縫發(fā)育的地區(qū)，由于壓裂效果受裂縫發(fā)育情況影響明顯，I～III類儲層皆可出現(xiàn)，難以進行定量表征。

4 極限參數壓裂

目前致密砂巖儲層可壓性評價雖然大多考慮到了儲層地質條件的復雜性，并在識別過程中引入體現(xiàn)巖石脆性參數，但往往因為壓裂施工情況的差異導致壓裂效果不理想。前人在表征儲層的可壓性時主要考慮是否可壓，而未考慮壓裂工藝對儲層的改造效果。加大注入液量是致密砂巖壓裂成功的有效手段之一。對于可壓儲層，通過恢復其原始地層壓力，個性化設計單井的合理壓裂注入液量，以保證壓裂后地層能量能獲得有效補充。

極限參數壓裂是指在進行壓裂改造時，將注入液量提高到能使地層壓力恢復到原始地層壓力甚至高的壓裂方式。現(xiàn)有的壓裂方法往往因為擔心儲層裂縫溝通，注入壓裂液液量過小，難以達到儲層壓裂的效果。通過大排量、大液量增加地層壓力，提高液體反排量，可提高儲層的橫向改造程度，進而提高油井產量(圖4)。研究區(qū)目前已進行壓裂改造的井大部分注入液量在500～800 m3，壓力恢復至初始射孔液量的60%～80%，增產效果不明顯，產量增幅在62%～408%，平均213%，壓后產量遞減快，壓后半年產量下降62%～83%而進行極限參數壓裂實驗的Y52井，單井入地液量達到2 017 m3；裂縫的長度和波及范圍都大大增加，產量增幅達到628%，產量遞減慢，壓后半年產量僅下降22.4%。

圖4 常規(guī)壓裂與極限壓裂作業(yè)前后差異

極限參數壓裂的注入液量計算通過動液面擬合地層初始壓力，再用物質平衡法算出恢復到地層初始壓力所需要的液量。以研究區(qū)L2井為例，該地區(qū)原始地層壓力為15.8 MPa，彈性采收率Rrb=1.5%，體積系數Bo=1.34，地層原油密度為0.72 t/m3。

首先，擬合動液面與地層壓力相關性，對研究區(qū)地層壓力與動液面進行相關性擬合(圖5)，得到擬合方程為

圖5 壓力保持程度與動液面高度擬合圖

y=275.24x2-956.4x+875.61

(14)

式(14)中：x為動液面高度，km；y為地層能量保持水平，%。

其次，計算單井控制面積及單井控制儲量。研究區(qū)井網為480 m×130 m菱形反九點井網，每個井網核算4口井(中間井算1口，邊井算0.5口，角井算0.25口)，根據井網規(guī)劃，計算單井控制面積A及單位面積內的井數Nwell，結果如下。

A=0.124 8 km2

(15)

(16)

單井控制儲量為

OOIP=AF=6.24×104t

(17)

單井控制儲量所占孔隙體積(即原油所占孔隙體積)可表示為

(18)

式(18)中：ρosc為原油原始密度；Bo為體積系數。

再次，使用物質平衡法計算液量。假設水不可壓(水的壓縮性與原油和巖石相比差1個數量級以上，可忽略)且全為束縛水，則對單井分析。

彈性能量采出原油質量為

mot=RrbOOIP=936.0 t

(19)

式(19)中：mot為彈性能量采出的原油質量；Rrb為采出率。

彈性能量采出原油體積(即液體體積，為地下體積)為

(20)

式(20)中：Vot為彈性能量采出的原油體積；mo為原油質量。

若地飽壓差ΔPb=6.12 MPa，單位地層壓降采出程度為

(21)

單位地層壓降采出原油質量為

(22)

單位地層壓降采出原油體積(地下)為

(23)

地層壓力從75%恢復到100%共提高3.95 MPa，需要的液量為

Vinj=VoΔP=1 124.0 m3

(24)

地層壓力從75%恢復到120%共提高7.11 MPa，需要的液量為

Vinj=VoΔP=2 023.6 m3

(25)

通過區(qū)域原始地層壓力、動液面情況和井間距離確定的可壓儲層及相關參數直接預測壓裂液的注入量，能充分補充地層能量，解決了致密砂巖儲層現(xiàn)有技術方案中重視壓裂方式，卻忽視壓裂液注入量而導致的壓裂后產量遞減快的缺點，延長了儲層壓裂的穩(wěn)產期，提高了儲層壓裂的可靠性。在壓裂改造時，優(yōu)先考慮的應是物性中等-較好，非均質性較弱，天然裂縫不發(fā)育，有剩余油富集的區(qū)域作為優(yōu)先壓裂的區(qū)域。而物性中等-較差，非均質性強的儲層，一般壓裂效果較差，甚至注入大量壓裂液，剩余油挖潛效果也不好。

通過該算法，可預測不同類型可壓儲層的注入液量及產出結果，對于需要壓裂改造的井進行個性化注入液量設計：Ⅰ類儲層可壓性好，需要注入液量少，投入產出比高；Ⅱ類儲層可壓性一般，需要注入液量大，但是儲層提產潛力很大；Ⅲ類儲層可壓性較低，需要注入大量壓裂液，提產和穩(wěn)產潛力較低。該方法提高了可壓儲層識別的精度，更能夠滿足生產需要。

5 結論

(1)元284地區(qū)三疊系延長組長6段砂體疊置關系復雜，將儲層可壓性與巖性、物性、滲透率、非均質性和壓力保持程度等參數融合，建立了儲層可壓性評價方法。提高了致密砂巖預測和壓裂的成功率

(2)通過地層壓力保持程度與儲層產能的關系，定量計算了不同儲層所需要的壓裂液量，有效提高了油井產量和穩(wěn)產時間，該方法對提高致密砂巖油藏勘探開發(fā)具有重要指導意義。