朱丹妮　潘懋　黨永潮　朱志平　劉培剛　師永民，?.北京大學地球與空間科學學院北京大學石油與天然氣研究中心北京 0087；2.中國石油勘探開發(fā)研究院北京 0008；.中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司第一采油廠延安 76000；.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 7008；?通信作者E-mail：sym@vip.6.com

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安塞致密砂巖油藏單砂體刻畫與壓裂改造

朱丹妮1，2潘懋1黨永潮3朱志平4劉培剛1師永民1，?
1.北京大學地球與空間科學學院北京大學石油與天然氣研究中心北京 100871；2.中國石油勘探開發(fā)研究院北京 100083；3.中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司第一采油廠延安 716000；4.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

安塞油田多期河道疊加致密砂巖油藏開發(fā)中后期油井含水量升高油層有效動用不均整體壓裂易出現(xiàn)水竄、水淹現(xiàn)象已不適應(yīng)油田現(xiàn)今的生產(chǎn)狀況。針對這一問題通過對油水井單砂體進行細分和對比，建立巖體力學模型和三維應(yīng)力場分布模型結(jié)合現(xiàn)場壓裂施工參數(shù)開展單砂體全縫長壓裂數(shù)值模擬。結(jié)果表明安塞油田多期河道疊加致密砂巖油藏側(cè)向復(fù)合砂體內(nèi)部單砂體間泥質(zhì)、鈣質(zhì)物性夾層發(fā)育形成的應(yīng)力夾層對壓裂裂縫的展布有較好的封隔作用即使壓裂施工過程中隔夾層產(chǎn)生裂縫但隨著泵壓的降低張開的裂縫會隨之閉合支撐劑并沒有進入隔夾層中產(chǎn)生有效裂縫油層單砂體間有效動用不均60%的層有效動用程度較低。由此提出針對小層內(nèi)動用程度不高的 11口井的單砂體補孔、重復(fù)壓裂、堵水、隔采等措施經(jīng)過現(xiàn)場實施增產(chǎn)效果明顯平均日增油1.2 t以上最終形成多期河道疊加致密砂巖單砂體細分與壓裂改造的技術(shù)方法體系對今后類似油藏的開發(fā)有借鑒意義。

安塞油田；致密砂巖；單砂體刻畫；水力壓裂；全縫長壓裂模擬

北京大學學報（自然科學版） 第52卷 第3期 2016年5月

Acta Scientiarum Naturalium Universitatis PekinensisVol. 52No.3（May 2016）doi：10.13209/j.0479-8023.2015.117

隨著油田開發(fā)進入中后期大型整體壓裂后的油井易出現(xiàn)水竄、水淹等現(xiàn)象油層內(nèi)有效動用程度不高致使油井開發(fā)效果變差。究其原因主要是對油藏整體壓裂后縱向上單砂體之間裂縫的連通情況認識不清即泥質(zhì)與鈣質(zhì)隔夾層受其物性和巖體力學性質(zhì)的影響難以確定產(chǎn)層與隔夾層之間是否形成了有效的溝通裂縫。針對上述問題需要研究改善該類油藏開發(fā)效果的技術(shù)與方法。

有關(guān)致密砂巖油藏的壓裂改造技術(shù)國內(nèi)外有大量的研究工作。水力壓裂技術(shù)最早始于 1947 年，在美國堪薩斯州試驗成功［1］。Fast等［2］以超低滲透Wattenberg氣田為代表提出大型水力壓裂技術(shù)。在某些地區(qū)大型水力壓裂有效增加了采收率和產(chǎn)量但是對于一些極低滲透率的地層效果不是很好。大型多級水力壓裂技術(shù)一直應(yīng)用于Carthage油氣田并且在壓裂改造中取得有效成果［3］。Rahim等［4］采用有限差分法模擬各種參數(shù)（包括巖石彈性模量、地應(yīng)力、壓裂液黏性、排量等）對層狀油藏水力壓裂擴展的影響結(jié)果證實層狀油藏如果具有薄差隔層則可一次壓裂多層一旦隔層厚或者隔層與儲層的地應(yīng)力差變大則必須分層壓裂。懷俄明州的Jonah油氣田經(jīng)歷了從單層高質(zhì)量的氮氣泡沫壓裂到多層利用硼酸交聯(lián)液壓裂的過程使用這些新技術(shù)油田現(xiàn)場總產(chǎn)量增長約180%［5-6］。Abdideh等［7］在綜合研究巖石的彈性、原始地應(yīng)力場、安全鉆井液密度和由施工引發(fā)的各種應(yīng)力改變的基礎(chǔ)上選取有利層位進行水力壓裂。在國內(nèi)，陳廣等［8］最早進行整體壓裂試驗并應(yīng)用于渤南油田隨后在其他油田得到推廣與應(yīng)用。溫慶志等［9］建立了考慮非達西滲流的低孔低滲油藏整體壓裂理論提高了整體壓裂的開發(fā)效果。王益維等［10］考慮了啟動壓力梯度和裂縫導(dǎo)流能力的時效性建立新的整體壓裂數(shù)學模型。

整體壓裂只適用于油田開發(fā)初期不適用于油田開發(fā)的中后期。并且對單井壓裂裂縫的展布形態(tài)與規(guī)模目前認識不清。王志剛等［11］研究影響低滲透油田重復(fù)壓裂效果的因素提出一套低滲透油田重復(fù)壓裂選井選層及壓裂工藝設(shè)計的原則取得明顯的增產(chǎn)效果。陳惟國等［12］認為多層壓裂已成為降低單井施工成本、提高整體開發(fā)效益的重要措施之一。翁定為等［13］為了提高安塞油田重復(fù)壓裂的效果對選井選層進行了深入研究。這些研究雖然改進和完善了水力壓裂但對于油田開發(fā)中后期應(yīng)力隔夾層發(fā)育、儲層非均質(zhì)性強的多期河道疊加致密砂巖油藏壓裂而言沒有認清壓裂后小層單砂體之間的連通情況因此具有一定的局限性。

本文針對多期河道致密砂巖儲層進行單砂體劃分在此基礎(chǔ)上應(yīng)用測井曲線和沉積相模型建立低滲透儲層巖體力學模型和應(yīng)力場模型并進行單砂體全縫長壓裂數(shù)值模擬來研究小層內(nèi)單砂體的動用程度。在研究區(qū)選取 11 口井實施措施生產(chǎn)效果良好說明單砂體精細解剖研究及三維人工裂縫模擬技術(shù)對致密砂巖油藏中高含水期剩余油研究及動用具有重要意義和推廣前景。

1　單砂體細分與對比

1.1 研究區(qū)地質(zhì)概況

安塞三角洲是鄂爾多斯盆地最發(fā)育的大型內(nèi)陸淡水湖盆河控高建設(shè)性三角洲主要含油層系長61形成于三角洲建設(shè)高峰期以水下分流河道為主。河道砂體由于受多期疊置的影響整體上具有層次性和結(jié)構(gòu)性特征。層次性指因晚一期河道沉積對早一期河道砂體改造強度不一所表現(xiàn)出的砂體疊置特征結(jié)構(gòu)性即不同期次砂體之間的疊置方式及砂體內(nèi)部的結(jié)構(gòu)特征［14］。

安塞特低滲儲層長611油層物性差原始含水飽和度高應(yīng)力狀態(tài)復(fù)雜方向不穩(wěn)定天然裂縫、壓裂縫和動態(tài)縫隨機分布造成后期注水具有多方向水竄、水淹和過早高含水的特點非均質(zhì)砂體發(fā)育油井自然產(chǎn)能低目前已進入“高含水、高采出程度”階段。

1.2 小層內(nèi)部單砂體細分與對比

單砂體指自身垂向上和平面上都連續(xù)但與上、下砂體間有泥巖或者不滲透夾層分隔的砂體［15］。針對王窯區(qū)延長組油藏洪積扇塊狀礫巖體、扇三角洲辮狀河砂體橫向上變化快、類型復(fù)雜多樣的特點研究區(qū)統(tǒng)層對比應(yīng)在沉積體時空演化模式指導(dǎo)下將現(xiàn)代三角洲分流河道沉積研究成果和野外類似儲層露頭觀測結(jié)果與井下電測曲線結(jié)合起來。將產(chǎn)層長 611劃分為長 611-1、長 611-2和長611-3小層。單砂體劃分結(jié)果表明：長 611-1單砂體厚度小分布不穩(wěn)定；長 611-2單砂體和長 611-3單砂體是主力產(chǎn)層屬于三角洲前緣水下分流河道多期疊加沉積泥質(zhì)夾層、鈣質(zhì)夾層及物性夾層（由于孔隙度和滲透率降低形成的夾層）均很發(fā)育層間非均質(zhì)性強平面分布不穩(wěn)定變化快；長612砂體厚度變化快分布不穩(wěn)定物性普遍較差。在原有分層的基礎(chǔ)上以三角洲前緣亞相單期沉積為依據(jù)，結(jié)合巖電組合特征（巖性組合和電性特征）比較明顯的次小旋回層段將長 611-2主力油層細分為4個單油砂體分別為 611-2-1611-2-2611-2-3和 611-2-4每個單油砂體厚 1～2 m單砂體之間發(fā)育薄泥質(zhì)夾層或?qū)娱g接觸面特征明顯（圖1）。

通過在野外剖面指導(dǎo)下的井間砂體連通關(guān)系對比（圖 2）可以發(fā)現(xiàn)井間單砂體變化快、連通性差，反映本區(qū)多期河道疊加成因的側(cè)向復(fù)合砂體特征，并可大致分成三類儲層。對比結(jié)果表明各儲層在剖面上夾層的出現(xiàn)頻率相差不大長 611-2和長 611-3夾層相對較發(fā)育。在平面上夾層頻率高的區(qū)域往往出現(xiàn)在河道和靠近分流間灣泥質(zhì)沉積之間。這是由于在河道主體帶上泥質(zhì)夾層不易保留在遠離河道主體帶部位延伸至此的砂體也減少砂層間的夾層自然也少而恰恰在二者之間一般砂體均可延伸到加上泥質(zhì)夾層不易被沖刷掉因此夾層出現(xiàn)頻率較高之處往往在主河道與分流間灣泥質(zhì)沉積處之間的部位。

2　單砂體壓裂模擬

2.1 巖體力學模型建立

在單砂體細分的基礎(chǔ)上應(yīng)用測井曲線和沉積相模型來建立低滲透儲層三維巖體力學模型。巖體力學參數(shù)的求取一般是通過聲波陳列測井曲線資料獲得但由于此類特殊測井費用昂貴很難在全區(qū)范圍內(nèi)開展。因此本文首先利用王窯加密調(diào)整試驗區(qū)王檢 16-157井 X-MAC測井資料獲得的橫波信息結(jié)合密度、縱波信息計算得到長 611層巖體力學參數(shù)然后建立巖體力學參數(shù)與常規(guī)測井資料之間的關(guān)系編制常規(guī)測井資料繪制巖體力學參數(shù)和地應(yīng)力參數(shù)的圖版分析巖體力學參數(shù)與常規(guī)測井曲線的相似性用多元統(tǒng)計回歸方法求出兩者之間的相關(guān)參數(shù)及回歸方程。利用該回歸方程求取常規(guī)測井曲線油井井筒附近的泊松比、楊氏模量等巖石力學參數(shù)。通過井間對比建立井間巖體力學性質(zhì)變化規(guī)律。

設(shè)置模型網(wǎng)格精度：XY和Z方向為5 m ×5m × 0.2 m。模型層位從上至下依次為長611-1小層、長611-2-1單砂體、長 611-2-2單砂體、長 611-2-3單砂體、長611-2-4單砂體、長611-3小層、長612小層（圖3）。網(wǎng)格精度和模型層位的設(shè)置基本上滿足油田生產(chǎn)的需要。

通過對所建模型主力層位與非主力層位楊氏模量、泊松比概率統(tǒng)計分布的研究可以發(fā)現(xiàn)：主力層位河道砂體發(fā)育部位的楊氏模量主要集中在4.9×106～5.8×106psi （1 psi = 6.895 kPa）之間泊松比主要集中在 0.2～0.25之間；楊氏模量總體分布范圍在4.5×106～6.5×106psi之間泊松比總體分布范圍在0.15～0.3之間基本上符合正態(tài)分布。主力層位的泊松比均值比非主力層位的泊松比均值小 0～0.3，反映主力層位砂巖含量較高、泥質(zhì)含量較低的特點說明主力層發(fā)育在水下分流河道沉積相儲層物性較好。在主力層內(nèi)部可以看到穩(wěn)定的條帶狀的泊松比較高值區(qū)域指示在主力層內(nèi)形成的穩(wěn)定的泥質(zhì)隔夾層說明儲層由多期河道疊加形成。在壓裂施工參數(shù)相同的情況下水力壓裂過程中裂縫形成的幾何形態(tài)與巖體的力學性質(zhì)及地應(yīng)力場的分布有著緊密的聯(lián)系。楊氏模量是反映巖石骨架彈性變形程度的參數(shù)其值越大巖石越不容易發(fā)生形變；泊松比反映掩飾的彈黏性變化隨應(yīng)力的增大而增大泊松比越大巖石的塑形越弱易發(fā)生破裂。儲層上下圍巖（如泥巖）與細砂巖相比楊氏模量較低泊松比較大。水力壓裂裂縫寬度與楊氏模量呈反比楊氏模量越小裂縫寬度越大因此在儲層中容易形成寬縫在壓裂液總量一定的前提下，裂縫長度將受到限制進而影響壓裂效果。綜上所述建模結(jié)果表明井間巖石力學參數(shù)變化快同時也反映出力學性質(zhì)的變化對后期壓裂延伸的影響很大會形成不對稱的裂縫展布裂縫在井間變化的隨機性更強。

2.2 三維應(yīng)力場模型建立

影響裂縫幾何形態(tài)分布最主要的因素是地應(yīng)力的分布。地應(yīng)力主要由重力應(yīng)力、構(gòu)造應(yīng)力和流體壓力疊加而成。產(chǎn)層與隔夾層的應(yīng)力差大小直接影響裂縫擴展的幾何形態(tài)。當隔夾層應(yīng)力差相對于凈壓力較大時裂縫在隔夾層中延伸的范圍較??；當凈壓力接近隔夾層應(yīng)力差時裂縫在隔夾層中延伸范圍明顯增大且在應(yīng)力差較小的隔夾層擴展較快［16］。

在上述已建立的三維巖體力學模型的基礎(chǔ)上，結(jié)合現(xiàn)場孔隙流體壓力資料根據(jù)總應(yīng)力計算公式（式（1））求取每個網(wǎng)格節(jié)點的垂直應(yīng)力、構(gòu)造應(yīng)力和流體孔隙壓力再依據(jù)疊加原理將3種應(yīng)力矢量疊加在一起得到三維空間任一點的總地應(yīng)力。然后利用射線追蹤法判識井筒以外最大應(yīng)力節(jié)點，并依次連接起來確定三維空間最大主應(yīng)力方向，從而獲得非均質(zhì)各向異性儲層三維空間任一個質(zhì)點應(yīng)力的大小及方向，建立總應(yīng)力三維分布模型（圖4）。

式中σ為閉合壓力（psi）ν為泊松比Dtv為垂直深度（ft1 ft=0.3048 m）γob為上覆巖層的應(yīng)力梯度（psi/ft）γp為孔隙壓力梯度（psi/ft）αv為垂向 Biot's常數(shù)αh為水平 Biot's 常數(shù)Poff為補償孔隙壓力（psi）εx為水平應(yīng)變E為楊氏模量（106psi）σt為水平構(gòu)造應(yīng)力。

王窯加密調(diào)整試驗區(qū)總地應(yīng)力模型在平面上分布不均總體趨勢是東部偏高西部偏低。非主力層（611-1）總應(yīng)力值較主力層（611-2）總應(yīng)力值高在壓裂施工過程中非主力層不容易被壓開加之非主力層泥質(zhì)含量較高巖石韌性較強不易形成較大規(guī)模的有效裂縫。在主力層內(nèi)部雖然總應(yīng)力值普遍偏低但可以看見內(nèi)部存在穩(wěn)定的極薄的應(yīng)力值較高的區(qū)域應(yīng)力高值區(qū)域與應(yīng)力低值區(qū)域頻繁交替分布在小層內(nèi)部形成穩(wěn)定的應(yīng)力夾層。主力層內(nèi)部發(fā)育的應(yīng)力夾層會制約壓裂裂縫的擴展裂縫縱向延伸規(guī)模較小油層有效動用程度低。

2.3 全縫長壓裂數(shù)值模擬

全縫長壓裂指壓裂后裂縫在井筒以外的實際分布狀況包括井筒兩側(cè)不對稱分布的縫長、縫高、縫寬、走向、傾向等。由于多期河道疊加致密砂巖儲層非均質(zhì)性強以往研究中模擬出的半縫長裂縫（即左右對稱的裂縫）不符合陸相致密砂巖儲層地下裂縫展布的實際情況。全縫長壓裂數(shù)值模擬綜合考慮地質(zhì)體三維空間上任意一點與壓裂密切相關(guān)的各向異性網(wǎng)格節(jié)點數(shù)值模型進行人工裂縫全縫長三維數(shù)值模擬定量地計算井點以外裂縫的實際產(chǎn)狀，較為真實地表征地下裂縫分布情況［17］。本文全縫長裂縫數(shù)值模擬根據(jù)三維彈性理論計算水力壓裂人工裂縫形態(tài)考慮單砂體壓裂裂縫擴展機理著重研究壓裂過程中裂縫的垂向擴展機理。影響裂縫垂向擴展的因素主要有：產(chǎn)層與隔夾層的原地應(yīng)力差，產(chǎn)層與隔夾層的彈性模量差產(chǎn)層與隔夾層的斷裂韌性差產(chǎn)層與隔夾層間的界面特性縫中壓裂液分布壓裂液的流變性和黏度效應(yīng)等等［18-19］。此外地層的非均質(zhì)性和天然裂縫以及壓裂液的濾失特性、壓裂液注入速度等也對裂縫的垂向擴展產(chǎn)生影響［16］。

網(wǎng)格化模型設(shè)計對于裂縫模擬精度至關(guān)重要，網(wǎng)格節(jié)點密度、網(wǎng)格形狀、展布方向取決于地層產(chǎn)狀、儲層厚度、射孔段位置、井網(wǎng)密度、可能的裂縫規(guī)模等。將屬性模型中的值輸進壓裂計算軟件，可以得出各屬性在已網(wǎng)格化界面上的分布圖即可模擬出井筒附近的裂縫展布形態(tài)。從模擬的裂縫中（圖5）可以看出壓裂并沒有壓開隔夾層沒有形成有效的裂縫通道。本文全縫長裂縫數(shù)值模擬根據(jù)三維彈性理論計算水力壓裂人工裂縫形態(tài)同時考慮壓裂液與地層的對流轉(zhuǎn)換所以適用于計算各種裂縫形態(tài)的擴展能夠更為真實地預(yù)測裂縫形態(tài)、支撐劑分布以及壓裂施工動態(tài)特征尤其適用于對復(fù)雜裂縫情況的定量分析。

3 實施效果及評價

以王 24-7井為例。該井油層厚度為 15 m孔隙度為 14.5%滲透率為 1.53×10-3μm2含油飽和度為 54.0%1991年 10月全面投入注水開發(fā)。受研究區(qū)最大主應(yīng)力影響主向井裂縫性水淹后轉(zhuǎn)注形成排狀注水目前月注采比為1.8～2.0平均地層能量保持水平為107.3%。該井于 1989年 4月投產(chǎn)投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)液4.63m3日產(chǎn)油3.78 t，含水 2.9%。2004年 8月實施解堵措施措施有效時間短。2006年 1月產(chǎn)能持續(xù)下降。2007年 4月實施解堵措施措施效果不明顯。目前日產(chǎn)液1.32 m3日產(chǎn)油0.39t含水65.9%動液面深度為1074 m。該井對應(yīng) 3口注水井只注水長 611-2層，王25-8井、王 26-7井和王26-81井累注水分別為11940099200和9000 m3。王24-7井2011年測地層壓力為9.78 MPa壓力保持水平為107.1%地層能量充足。綜合分析認為該井滲流能力下降導(dǎo)致長期低產(chǎn)低效。下一步實施復(fù)壓引效提高單井產(chǎn)能。

對王 24-7 井長 611-2小層應(yīng)用前述單砂體壓裂模擬流程在單砂體細分的基礎(chǔ)上結(jié)合裂縫擴展機理開展全縫長壓裂數(shù)值模擬研究。圖5為整體壓裂模擬的裂縫圖6為單砂體細分后壓裂模擬的裂縫。從圖5可以看出雖然是整體壓裂但是由于中間隔夾層的影響形成穩(wěn)定的應(yīng)力隔夾層，長 611-2-2單砂體和長 611-2-3單砂體并沒有得到有效的連通。整體壓裂裂縫向高滲透率的儲層延伸，長 611-2-1單砂體和長 611-2-2單砂體的裂縫延伸較長，長 611-2-3單砂體和長 611-2-4單砂體的裂縫延伸較小。通過對每個射孔段進行單獨壓裂（圖6）可以發(fā)現(xiàn)長 611-2-3單砂體和長 611-2-4單砂體的裂縫延伸比整體壓裂的裂縫延伸規(guī)模長說明長611-2-3單砂體和長 611-2-4單砂體延伸范圍較小裂縫沒有完全張開小層內(nèi)油層并沒有得到很好的動用剩余油潛力較大。因此對王24-7井進行重復(fù)壓裂以動用611-2-3單砂體和長611-2-4單砂體內(nèi)油藏。

2014年 7月對王 24-7實施重復(fù)壓裂措施后，王 24-7井平均日產(chǎn)油 1.28 t左右。該井重復(fù)壓裂之前平均日產(chǎn)油基本上在 0.39t左右增產(chǎn)效果明顯。圖 7為王24-7井重復(fù)壓裂前后油井生產(chǎn)曲線，圖8為重復(fù)壓裂后的裂縫展布形態(tài)。與壓裂之前相比長 611-2-3單砂體和長 611-2-4單砂體裂縫有明顯的增長沿單砂體內(nèi)部橫向延伸縱向高度為 3～5 m應(yīng)力隔夾層對裂縫的垂向擴展起到很好的封隔作用。

對王窯加密調(diào)整試驗區(qū)內(nèi)所有油井進行全縫長壓裂數(shù)值模擬結(jié)果表明受應(yīng)力和非均質(zhì)儲層變化的影響縱向?qū)娱g壓裂規(guī)模差異大裂縫左右兩翼大多呈不對稱狀60%的油井單井、單層壓裂縫縱向延伸規(guī)模較小平均在4～8 m之間。在一次合壓過程中很難將縱向上的幾個層同時壓開往往只壓開一兩個層其他層壓開程度很小。這是由于小層內(nèi)穩(wěn)定隔夾層形成的穩(wěn)定應(yīng)力夾層的影響小層內(nèi)縱向壓裂裂縫并沒有形成有效的溝通裂縫縱向儲層改造和動用程度不均剩余潛力大。

參考王 24-7井單砂體壓裂措施對安塞油田王窯加密區(qū)內(nèi)的11口采油井進行重復(fù)壓裂改造10口井有效平均日增油達1.2 t以上平均含水量從50%下降到40%左右（表1）取得較好的實施效果。

4　討論

安塞油田長 611-2主力油層為多期河道疊加的側(cè)向復(fù)合砂體小層內(nèi)鈣質(zhì)、泥質(zhì)夾層非常發(fā)育，形成的穩(wěn)定應(yīng)力夾層對壓裂裂縫的形態(tài)起重要作用即壓裂裂縫形成的縫高不能穿透隔夾層形成與產(chǎn)層相連通的有效裂縫。安塞油田為典型的特低滲透油藏無論是壓裂改造還是在注水開發(fā)過程中產(chǎn)生的動態(tài)縫巖石的破壞方式都是張性破壞。

選取不同井段巖芯和同一口井同一巖芯不同方向鉆取巖樣進行抗拉強度實驗除不同井段之間抗拉強度差異較大外同一巖芯不同方向也具有一定的差異垂直方向的巖石抗拉強度一般大于水平方向說明沿水平方向巖石容易破裂這也從理論上證明王窯區(qū)塊縱向上不容易壓竄。隨著油田的不斷勘探開發(fā)開發(fā)初期形成的裂縫會隨著采油程度的不斷加大、地層壓力的下降而逐漸閉合因此應(yīng)對油井實施重復(fù)壓裂使其產(chǎn)生新的裂縫來增加油井產(chǎn)能。

通過對研究區(qū)單砂體細分可以得到主力油層長 611-2小層中長 611-2-1單砂體的平均厚度為3m，長611-2-2單砂體的平均厚度為4 m長611-2-3單砂體的平均厚度為5.5 m長611-2-4單砂體的平均厚度為4.2 m。水力壓裂井中由于壓力的變化地層被強制壓開一條較大裂縫。沿著這條主裂縫能量不斷向地層中輻射形成主裂縫周圍地層的張裂或錯動。這些張裂和錯動可以向外輻射彈性波地震能量（包括縱波和橫波）壓裂裂縫微地震監(jiān)測技術(shù)就是通過收集這些彈性波信號結(jié)合模型來解釋地下裂縫的情況［20］。結(jié)合王加25-032井、王加25-053井和王加 25-034井的地面微地震報告得出置信度為75%時裂縫高度分別為 64.2和 5.5 m說明裂縫的擴展高度僅為一個單砂體的高度裂縫并沒有穿透隔夾層繼續(xù)擴展延伸。

我們認為產(chǎn)生此現(xiàn)象的原因一方面是由于泥、鈣質(zhì)隔夾層的楊氏模量較低泊松比較高與產(chǎn)層之間形成較大的應(yīng)力差壓裂過程中并沒有將隔夾層壓開形成與產(chǎn)層相連通的有效裂縫通道；另一方面即使在壓裂過程中隔夾層被壓開產(chǎn)生裂縫，但是隨著壓裂過程的結(jié)束由于泥質(zhì)隔夾層的韌性較好當沒有足夠的壓力時新張開的裂縫隨之閉合并沒有形成有效的裂縫。

致密砂巖裂縫閉合受到內(nèi)因及外因兩個方面的影響。外部因素主要是巖石所處應(yīng)力平衡狀態(tài)的改變（如巖石承受構(gòu)造應(yīng)力改變孔隙壓力變化鉆井過程中泥漿液柱壓力的變化等）使裂縫產(chǎn)生閉合或張開的趨勢。致密砂巖本身巖石學特征是影響其形變的內(nèi)部因素主要包括巖石組分、顆粒間的接觸關(guān)系、膠結(jié)方式以及裂縫的特征等等［21］。壓力下降是與濾失量以及裂縫寬度的變化緊密聯(lián)系在一起的［22］因此壓裂施工停泵后隨著井底壓力的降低泥質(zhì)隔夾層的韌性較強裂縫寬度逐漸減小，裂縫隨之閉合。

表1　2014年措施選井實施效果跟蹤情況Table1 Effect tracking table of selected wells of 2014 measurements

5　結(jié)論

1）對安塞油田的單砂體細分和對比結(jié)果表明：長 611-2主力油層系縱向上物性差異大剖面動用不均夾層出現(xiàn)頻率較高處往往在主河道與分流間灣泥質(zhì)沉積處之間的部位井間變化非?？爝B通性差符合多期河道疊加成因的側(cè)向復(fù)合砂體特征。

2）巖體力學性質(zhì)的變化對后期壓裂延伸的影響很大。研究區(qū)井間巖石力學參數(shù)連續(xù)變化快地應(yīng)力東高西低分布不均形成不對稱的裂縫展布，并使裂縫在井間變化的隨機性更強。單砂體細分全縫長數(shù)值模擬已驗證這一點。

3）運用本研究模型對11口井實施的措施增產(chǎn)效果較好說明壓裂改造后裂縫沿單砂體內(nèi)部橫向延伸應(yīng)力隔夾層對裂縫的垂向擴展起到很好的封隔作用層內(nèi)壓竄的可能性很小縱向保守射孔使縱向有效動用程度普遍降低。

4）單砂體細分與對比對于認清地下儲層的連通情況具有重要的指導(dǎo)意義。在此基礎(chǔ)上結(jié)合精細的巖體力學模型和應(yīng)力場模型進行單砂體全縫長數(shù)值模擬對動用程度不高的單砂體進行重復(fù)壓裂，可以有效提高油井單井產(chǎn)量具有顯著應(yīng)用價值。

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Characterization and Fracturing Stimulation on Single Sand Body of Tight Sandstone Oil Reservoir in Ansai Oilfield

ZHU Danni1，2PAN Mao1DANG Yongchao3ZHU Zhiping4LIU Peigang1SHI Yongmin1，?
1. School of Earth and Space SciencesInstitute of Oil and Gas ResearchPeking UniversityBeijing 100871；2. Research Institute of Petroleum Exploration and DevelopmentPetroChinaBeijing 100083；3. The First Production PlantChangqing Oilfield Company，PetroChinaYan'an 716000；4. The Oil and Gas Technology InstituteChangqing Oilfield CompanyPetroChinaXi'an 710018；? Corresponding authorE-mail：sym@vip.163.com

In the middle and late stage of oilfield exploitation of multi-period superimposed channel tight sandstone oil reservoir in Ansai oilfieldwater content of the well is increasing and the effective production of the reservoir is uneven. The breakthrough and water-flooding occur easily during the integral fracturingwhich can't be adapted to the oilfield production situation today. In order to solve this problemrock mechanics model and triaxial stress field distribution model are built by subdivision and correlation of single sand body between oil and water wellsfull-length fracturing numerical simulation are carried out by combining with fracturing parameters designstress intercalations were formedwhich could constrain the distribution of fracturing fracture. Although fractures in the intercalations are formed during fracture operationgaping fissures are closed with the decrease of pump pressure so that propping agents can't enter into the intercalations to cause effective fractureseffective production of single sand body in the reservoirs is unevenand effective producing degree of 60% of layers is relatively low. Thus for the 11 wells which have a low producing degree in the small layermeasures of additional perforationmultiple fracturingshutting off water and exploitation when separated with other pay zone are proposedwhich have an apparent stimulation effect after site implementation. Average daily increase ofproduction is more than 1.2 t. In summarythe technique approach system of subdivision and fracturing treatment of multi-period superimposed channel tight single sand body is formedwhich could guide the future development of the similar reservoirs.

Ansai oilfield；tight sandstone；single sand body characterization；hydraulic fracturing；full-length fracturing numerical simulation

TE348

國家科技重大專項（2016VX05013005）資助

2015-02-05；

2015-04-16；網(wǎng)絡(luò)出版日期：2016-01-22