魏子超,孫兆旭,魏兆言

(1.西南石油大學,四川 成都 610500;2.中油吉林油田公司,吉林 松原 138000)

松遼盆地扶余油層南部人工裂縫高度主控因素分析

魏子超1,孫兆旭2,魏兆言2

(1.西南石油大學,四川 成都 610500;2.中油吉林油田公司,吉林 松原 138000)

在工程方面控制縫高對提高壓裂效果至關重要,在勘探開發(fā)中對判斷儲層、認識儲層和改造儲層具有重要意義。為此,根據(jù)松遼盆地的沉積特征及影響人工壓裂縫高因素多的特點,在勘探開發(fā)中運用井溫縫高測試方法對松遼盆地中央凹陷區(qū)測試研究并分析。研究表明,該區(qū)域的沉積特征、地應力和施工參數(shù)對壓裂縫高的影響是主要因素。通過理論分析和實踐認識,對松遼盆地扶余油層南部人工裂縫高度有了明確認識,提出了控制縫高技術的研究方向。

沉積特征;縫高;應力差值;流變參數(shù);井溫測井;控制縫高技術;松遼盆地

前 言

松遼盆地的主要沉積特征是儲層沉積環(huán)境基本為河流相砂體和三角洲砂體,其中泉三、泉四段沉積時期,盆地內分布廣泛的三角洲砂體[1]。三角洲砂體主要發(fā)育在三角洲平原和三角洲前緣相帶中,它們主要有分支河道砂體、河口壩砂體和席狀砂體。儲層縱向非均質性強,儲隔層沉積關系復雜。扶余油層屬低孔低滲儲層,自然產能低,需要壓裂改造,裂縫在該沉積條件下縱向擴展關系復雜。影響人工壓裂縫高的因素很多,歸納起來有 2方面:一是不可控因素,主要包括地應力、巖石物性、儲層上下隔層應力差值等;二是可控因素,即施工參數(shù),包括排量、壓裂液流變參數(shù)、濾失系數(shù)等。為勘探開發(fā)中正確判斷儲層、認識儲層和改造儲層,研究并分析了沉積特征、地應力和施工參數(shù)對壓裂縫高的影響,同時提出了控制縫高技術的研究方向。

1 壓裂裂縫影響因素

1.1 巖石物性及沉積特征對裂縫高度的影響

通常地應力隨深度的增加而增加,地應力與巖性有關(拉張型盆地中通常泥巖高于砂巖),層間應力差決定了裂縫的高度。松遼盆地各儲層沉積存在差異很大,隔層與儲層之間巖性變化幅度很大,非均質特征突出,如果隔層沉積相類型是泥灘,而儲層沉積相類型是分支河道砂體,那么該類儲層裂縫縱向擴展較為理想,反之裂縫在縱向擴展較嚴重。對松遼盆地南部扶余油層裂縫擴展進行分析對比認為,該區(qū)域的沉積特征不利于裂縫縱向遮擋[2]。

1.2 裂縫擴展的微觀特征

滲流 -應力 -損傷耦合模型是基于 Biot固結理論和 Terzaghi的有效應力概念。巖石中晶粒和缺陷隨機分布的影響逐漸起主導作用,它引起在巖石內部應力場的不均勻分布,產生局部應力集中,導致交界最弱部位產生微裂紋[3]。對于非均質儲層,由于在遠離裂縫端部高壓力集中區(qū)的地方,可能存在低強度單元,因此,在破裂區(qū)域的鄰近部位可能出現(xiàn)微裂隙,這些微裂隙與主裂紋隔離裂紋的增生將影響裂縫延伸的路徑。通過裂縫產生延伸的微觀機理可以分析裂縫擴展的復雜關系。

1.3 地應力與凈壓力對裂縫的影響

隔層的最小主應力與目的層最小主應力之差是決定裂縫縱向延伸的主要因素?；趲r性考慮,針對地應力,特別是最小主應力是控制裂縫幾何形狀的主要因素[4]。儲層上下隔層之間的地應力差值、地層巖石彈性模量、泊松比等均會影響裂縫高度的擴展。進一步來說裂縫高度是由凈壓力與應力差的比率所控制。即:

式中:H為裂縫高度,m;pnet為凈壓力,MPa;Δ δ為應力差,MPa。

Simonson等[5]認為,在有些情況下凈壓力小于應力差的 50%時,水力裂縫是完全可以限定的。一般情況下,施工所產生的凈壓力要大于應力差,這時裂縫的形態(tài)則是簡單的徑向或圓形。這在設計模擬過程中多數(shù)得到了驗證。

1.4 裂縫的動態(tài)應力強度因子的影響

在裂縫擬合時有些參數(shù)對裂縫擴展至關重要,應力強度因子是對裂縫尖端周圍應力和應變的一個量度,裂縫延伸和斷裂都依賴于應力強度因子。原則上知道了地層水力壓裂裂縫的應力強度因子,就可預言其發(fā)展趨勢。通常試驗中得到的巖層斷裂韌度值反映了分形效應的影響,特別是裂縫性較發(fā)育的儲層,通過模型計算得出的應力強度因子值可反映多裂縫對裂縫擴展的間接影響。

選擇彎折裂縫作為分形裂縫延伸的生成元,根據(jù)分形裂縫模型和分形理論,可直接計算出分形裂縫延伸的分維值。

1.5 施工參數(shù)對縫高延伸的影響

裂縫除主要受地應力控制外,還受到其他壓裂施工因素的影響,如壓裂液配方、支撐劑、泵入程序等[6]。另外裂縫的擴展與施工參數(shù)中的流體力學變量有直接關系,這些變量在多方面是相互作用和聯(lián)系的,排量、液體黏度和縫內的凈壓力關系為排量越大縫內凈壓力就越大,裂縫縱向擴展就越大[5,7]。即:

式中:E為彈性模量,MPa;k為常數(shù) ;u為流體黏度,mP·s;qi為流速,m3/min;L為裂縫半長;m。

高黏度的壓裂液增加縫內的凈壓力,從而影響了儲層上下隔層應力差的相互作用,導致裂縫縱向失控。如何控制好幾個變量之間的關系是壓裂成功的關鍵。針對松遼盆地中央凹陷區(qū)扶余油層的特點,在該地區(qū)壓裂方案采取針對性的措施,如變排量施工、低濃度胍膠體系等方法,使扶余油層縱向裂縫擴展得到有效控制。

2 現(xiàn)場裂縫控制技術應用分析

2.1 分層地應力的計算與實測對比

計算水平主應力的方法還在不斷探索和發(fā)展過程中,利用聲波測井資料和水力壓裂數(shù)據(jù)來確定水平主應力的方法,在松遼盆地中央凹陷區(qū)扶余油層得到了現(xiàn)場應用。地層深處應力分布有很多影響因素,考慮垂向應力與巖石特性對壓裂時破裂壓力的影響[8],利用彈性力學理論推導的計算公式[9]:

式中:σH、σh分別為水平最大、最小主應力,MPa; A、B均為地質構造應力系數(shù);μ為巖石泊松比;pp為地層孔隙壓力,MPa;φ為地層孔隙壓力貢獻系數(shù);σv為垂向應力,MPa。

求得σH、σh,就可用下式求地層破裂壓力 pf:

式中:St為巖石抗拉強度,MPa。

表 1 松遼盆地南部部分井地應力計算值

對 4口井資料進行了計算和處理(表 1),同時對過去該地區(qū)所作三軸向應力測試結果進行對比(表 2)。表 2中的 X229井埋深較淺,M106井與該區(qū)較遠,其余計算結果與實測結果吻合得較好,三軸向主應力的趨勢和規(guī)律一致。對表 1、2的數(shù)據(jù)進行解釋分析后認為,人工裂縫是垂直裂縫,其中泥巖與砂巖應力差值小,裂縫縱向擴展難以控制,在生產施工過程中要采用相應工藝措施加以控制。

表 2 松遼盆地南部部分井地應力實測值

2.2 井溫測縫高技術應用分析

松遼盆地中央凹陷區(qū)用井溫法測縫高,現(xiàn)場應用該方法可靠、簡便。利用井溫曲線可定量驗證地層的開啟程度。對該地區(qū)曾經測過縫高的有 40余層,選出 6口有代表性的縫高測試結果 (表 3)?？梢钥闯鍪┕?shù)和技術工藝對裂縫高度影響的重要性。

QB41-25井和 QB45-19井為同一區(qū)塊的井。QB41-25井埋深約為 2 350 m,儲層厚度為4.5 m,地應力差值為 8～10 MPa;QB45-19井埋深約為 1 734 m,儲層厚度為 9.2 m,地應力差值為5～6MPa?，F(xiàn)場施工排量分別為 4.0m3/min和2.2 m3/min,壓后井溫縫高解釋結果為 43 m和 15 m,縫高比為 1.63,厚度比為 9.56,差別非常大。QB45 -19井由于隔層遮擋較弱,在設計時已經考慮控高的要求,施工排量由該地區(qū)的平均值 3.5 m3/min降至 2.2 m3/min,現(xiàn)場施工達到設計要求。

表 3 井溫測量縫高數(shù)據(jù)

2.3 裂縫動態(tài)擬合分析實例

D61井是松遼盆地中央凹陷區(qū)的 1口探井。從三維地震構造圖看,D61井 T1、T2反射層位于斜坡帶上,斷層不發(fā)育[10]。扶余油層儲層發(fā)育,其中39號層井段為 2 716.6～2 721.4 m,層厚為 3.8 m,電阻率為 48.11Ω·m,聲波為 225.38μs/m,測井解釋為油層,同時錄井為深灰色油浸粉砂巖,氣測曲線基值為 0.827 7%,峰值為 2.338 7%,峰基比為 2.83。

依據(jù)彈性斷裂力學和流體力學原理,利用stimplan軟件對 D61井在裂縫中延伸進行三維模擬分析。D61井裂縫模擬主要參數(shù):儲層的彈性模量為 2.4×104MPa,隔層的彈性模量為 2.88× 104MPa,巖石的泊松比為 0.24,儲層的最小主應力為31.5MPa,隔層的最小主應力為46.7MPa,排量為 4.5 m3/min,壓裂液密度為 1.05 g/m3,壓裂液黏度為 120 mPa·s,壓裂液濾失系數(shù)為 0.497× 104m/min0.5,射孔厚度為 5 m,巖石的斷裂韌性為1.098 MPa0.5,破裂壓力為 42 MPa,儲層厚度為 3.8 m。通過采用分層地應力計算確定與模擬分析,該層設計加砂 35 m3,縫長為 168 m,平均縫高為 38 m,裂縫縱向擴展范圍為 2 690～2 758 m,最大縫高為 68 m,最高凈壓力為 12 MPa,平均凈壓力為 4.5 MPa,裂縫擴展縱向偏高,設計縫長為 210 m,因為該井施工壓力偏高,未達到理想縫長。

3 結論與建議

(1)隔層的巖石物性及沉積特征對裂縫高度的影響是壓裂施工中的主要因素,在設計時要考慮隔層與儲層的自然伽馬變化,從而確定合理有效的壓裂方案。

(2)地應力與凈壓力對裂縫的影響是直接和不可避免的,地應力在壓裂施工時是不可控因素,但凈壓力是人為可控的,在施工過程中通過調控施工時裂縫凈壓力,可避免裂縫縱向擴展失控而造成儲層有效改造的失敗。

(3)在一定的條件下,對于松遼盆地中央凹陷區(qū)扶余油層可采取相應的工藝參數(shù)來避免裂縫縱向失控,如降低施工排量和液體黏度,通過對比試驗是行之有效的方法。

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編輯 王 昱

TE357.1

A

1006-6535(2010)03-0116-04

20091130;改回日期:20100312

中油吉林油田公司科研項目“松南讓子井斜坡帶探井儲層改造工藝技術研究”部分內容 (勘科 009067)

魏子超 (1989-),男,西南石油大學 2007級石油工程專業(yè)在讀本科生。