劉之的, 李高仁, 張偉杰, 牛林林, 李盼

(1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院, 陜西 西安 710065; 2.長慶油田公司勘探開發(fā)研究院, 陜西 西安 710018; 3.中國石油集團(tuán)測井有限公司長慶事業(yè)部, 陜西 高陵 710201)

0 引 言

致密油已成為全世界非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)的重點(diǎn)領(lǐng)域,中國石油、中國石化及延長石油公司也將致密油藏作為勘探開發(fā)的主戰(zhàn)場[1]。致密油開發(fā)實(shí)踐證明,致密儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、含油飽和度基本相等,且有效厚度相當(dāng)時(shí),壓裂前后致密油產(chǎn)量差異卻很大[2],甚至絕大多數(shù)致密儲(chǔ)層,幾乎無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能達(dá)不到工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn),這充分說明致密儲(chǔ)層要獲得一定規(guī)模的產(chǎn)能必須借助于壓裂工藝手段[3-4]。致密儲(chǔ)層可壓裂性評(píng)價(jià)前,必須先開展儲(chǔ)層品質(zhì)優(yōu)選研究。物性好、含油飽和度高的厚儲(chǔ)層,可能因?yàn)閮?chǔ)層脆性指數(shù)低、可壓裂性差而難以獲得高產(chǎn)[2,5];又如物性、含油性中等的厚儲(chǔ)層,會(huì)因脆性指數(shù)高、可壓裂性強(qiáng)而易于獲得一定的產(chǎn)能[6-7]。因此,可壓裂性決定了致密儲(chǔ)層能否高效地進(jìn)行壓裂而獲得高產(chǎn)?？蓧毫研跃珳?zhǔn)評(píng)價(jià)將為優(yōu)選壓裂層位和有效制定開發(fā)方案提供技術(shù)支持。

業(yè)界主要依據(jù)致密儲(chǔ)層的脆性指數(shù)指示可壓裂性[8-9]。盡管脆性指數(shù)反映了巖石破碎的性能,但僅依靠該指標(biāo)難以表征壓裂時(shí)能否形成復(fù)雜的裂縫系統(tǒng),也不能揭示壓裂時(shí)能否壓穿多套致密含油層系。本文充分利用能夠有效映射巖石力學(xué)特性的測井資料,對致密儲(chǔ)層脆性指數(shù)、水平應(yīng)力差異系數(shù)、儲(chǔ)層及圍巖間的應(yīng)力差進(jìn)行處理解釋,并考慮裂縫、層理發(fā)育程度對可壓裂性的影響,進(jìn)而開展致密儲(chǔ)層可壓裂性測井評(píng)價(jià)研究。

1 致密儲(chǔ)層可壓裂性單因素評(píng)價(jià)

以往致密儲(chǔ)層可壓裂性評(píng)價(jià)主要開展脆性指數(shù)計(jì)算,并根據(jù)所計(jì)算的脆性指數(shù)表征致密儲(chǔ)層的可壓裂性。水力壓裂中,為了更快速地形成復(fù)雜的裂縫系統(tǒng),儲(chǔ)層的水平應(yīng)力差異系數(shù)、裂縫和層理也是2個(gè)不容忽視的關(guān)鍵因素[2]。研究發(fā)現(xiàn),研究區(qū)發(fā)育多套致密含油層系,多套含油層系合壓是獲得高產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵地質(zhì)條件。為了評(píng)價(jià)能否壓穿多套含油層系,引入了“儲(chǔ)層與圍巖間應(yīng)力差”參數(shù)。

1.1 巖石脆性評(píng)價(jià)

巖石的脆性是指外力作用下產(chǎn)生很小的變形,即斷裂破壞的性質(zhì),常用脆性指數(shù)表征[10]。儲(chǔ)層的脆性指數(shù)越大,說明儲(chǔ)層越易于壓裂形成裂縫[2],反之亦然。致密油氣儲(chǔ)層的體積壓裂設(shè)計(jì)中,巖石的脆性是考慮的重要因素之一。脆性控制巖石力學(xué)特性,在埋深相同的條件下,黏土含量低,則儲(chǔ)層的彈性模量高、泊松比低、地應(yīng)力相對較小,閉合應(yīng)力低、破裂壓力小[11]。

巖石脆性的礦場評(píng)價(jià)方法是隨著頁巖氣等非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)的需要而快速發(fā)展起來的一大類預(yù)測方法。國內(nèi)外學(xué)者提出了基于巖石礦物組分和彈性參數(shù)的2類巖石脆性礦場預(yù)測方法[12]。

已有研究表明,礦物組分、孔隙度均對巖石力學(xué)的性質(zhì)具有一定的影響,黏土含量較低的“純凈”碎屑巖脆性較好,而石英含量增加則脆性增加。對一般的碎屑巖,特別是泥質(zhì)膠結(jié)的細(xì)粒級(jí)的粉細(xì)砂巖,孔隙度越大,脆性越差[11-12]。為了充分利用能有效反映礦物成分、孔隙度的測井資料直接求取致密油儲(chǔ)層的脆性指數(shù),借鑒彈性模量和泊松比計(jì)算脆性指數(shù)的方法,并充分考慮到彈性模量和泊松比均可由密度、縱波時(shí)差和橫波時(shí)差計(jì)算理論?；谘芯繀^(qū)及鄰區(qū)室內(nèi)脆性指數(shù)、孔隙度、密度及縱橫波測定資料,在縱橫波動(dòng)靜態(tài)標(biāo)定之后,建立了如式(1)所示的利用測井資料計(jì)算脆性指數(shù)模型。

IB=-74.8ρb-1.92φ+

(1)

式中,IB為致密儲(chǔ)層的脆性指數(shù),%;ρb為巖石密度,g/cm3;φ為孔隙度,%;Δts為橫波時(shí)差,μs/m;Δtc為縱波時(shí)差,μs/m。

充分考慮到研究區(qū)絕大多數(shù)井未測橫波時(shí)差,采用式(2)所示經(jīng)驗(yàn)公式估算研究區(qū)橫波時(shí)差[12]

(2)

式中,Δtmas、Δtmac分別為地層骨架的橫波時(shí)差與縱波時(shí)差,μs/m;Δtfs、Δtfc分別為地層流體的橫波時(shí)差與縱波時(shí)差,μs/m。研究區(qū)Δtmas值取為305 μs/m,Δtmac值可取為180 μs/m,Δtfs值可取為1 040 μs/m,Δtfc值可取為615 μs/m。

研究區(qū)脆性礦物成分不僅有長石,還發(fā)育石英和方解石。該方法避開了礦物成分計(jì)算的困難。彈性模量和泊松比法計(jì)算脆性指數(shù)需要進(jìn)行巖石力學(xué)動(dòng)靜態(tài)參數(shù)的刻度與轉(zhuǎn)換,該法也避免了此問題。

利用上述方法對研究區(qū)多口井的脆性指數(shù)進(jìn)行了測井?dāng)?shù)字處理。圖1是H119井脆性指數(shù)測井計(jì)算成果圖。由圖1可知,該井2 267.8～2 272.1 m 儲(chǔ)層段脆性指數(shù)較高,表明可壓裂性強(qiáng)。整體上,研究區(qū)儲(chǔ)層礦物成分主要為長石,石英含量較小,脆性指數(shù)中等。隨著石英含量、方解石含量增大,脆性指數(shù)增大。該研究計(jì)算的儲(chǔ)層脆性指數(shù)分布在43%～52%之間,砂巖段脆性指數(shù)較高,且隨著石英和方解石含量增加脆性增大;泥巖段脆性指數(shù)為34%左右。

圖1 H119井脆性指數(shù)測井計(jì)算成果圖

1.2 水平應(yīng)力差異系數(shù)

已有研究表明[13],致密儲(chǔ)層水平主應(yīng)力差越小,越有利于形成網(wǎng)狀裂縫,即可壓裂性越好。

如果致密儲(chǔ)層的水平應(yīng)力差小,壓裂過程中壓裂液易于在多個(gè)方向上進(jìn)入微裂縫,并形成新的裂縫。其原因在于較小的水平主應(yīng)力差有利于壓裂縫的轉(zhuǎn)向和彎曲,并可產(chǎn)生眾多的張性裂縫和剪切裂縫,構(gòu)建成較為發(fā)達(dá)的滲流網(wǎng)絡(luò),達(dá)到體積壓裂改造的效果。反之,僅產(chǎn)生若干條主裂縫,難以實(shí)現(xiàn)體積壓裂和復(fù)雜的網(wǎng)絡(luò)裂縫系統(tǒng)。因此,致密儲(chǔ)層的最大和最小水平主應(yīng)力差是體積壓裂能否成功實(shí)現(xiàn)的決定因素。實(shí)際生產(chǎn)中,常用水平應(yīng)力差異系數(shù)描述水平主應(yīng)力的差異大小[2]。通常,采用式(3)計(jì)算水平應(yīng)力差異系數(shù)[14]。

(3)

1.3 致密儲(chǔ)層與圍巖間的應(yīng)力差

致密儲(chǔ)層與其圍巖間的巖石力學(xué)性質(zhì)存在明顯差異,致使致密儲(chǔ)層中產(chǎn)生以垂向主應(yīng)力為主的地應(yīng)力場,層間彈性模量差值越大,則層間最小水平主應(yīng)力差越大,這種趨勢越明顯,壓裂縫就越容易被控制在致密儲(chǔ)層中[15]。在一定的地應(yīng)力場環(huán)境中,只要致密儲(chǔ)層與圍巖間彈性模量的差異較小,層間擴(kuò)展壓力差較小,壓裂縫就易于溝通相鄰的含油層。這說明致密儲(chǔ)層與圍巖間的應(yīng)力差對壓裂縫擴(kuò)展產(chǎn)生重要影響。

利用測井資料計(jì)算致密儲(chǔ)層及其圍巖地應(yīng)力的基礎(chǔ)上,便可獲得致密儲(chǔ)層與圍巖間的應(yīng)力差。

Δσ=σs-σc

(4)

式中,Δσ為致密儲(chǔ)層及其圍巖間的地應(yīng)力差,MPa;σs為致密儲(chǔ)層圍巖的最小水平主應(yīng)力,MPa;σc為致密儲(chǔ)層的最小水平主應(yīng)力,MPa。

利用上述方法,在進(jìn)行巖石力學(xué)參數(shù)測井計(jì)算的基礎(chǔ)上,對研究區(qū)內(nèi)各井進(jìn)行了地應(yīng)力計(jì)算。圖2是H86井地應(yīng)力差異系數(shù)和應(yīng)力差成果圖。該井2 251.7～2 261.1 m儲(chǔ)層段最小水平主應(yīng)力差異系數(shù)為0.2,值較小,表明壓裂時(shí)易于形成復(fù)雜裂縫系統(tǒng);儲(chǔ)層與圍巖的最小水平主應(yīng)力差為6.1 MPa,值較大,表明壓裂時(shí)難于壓穿圍巖,壓裂縫易于控制在儲(chǔ)層范圍內(nèi)。

圖2 H86井水平地應(yīng)力差異系數(shù)和應(yīng)力差測井評(píng)價(jià)成果圖

1.4 天然裂縫和層理

裂縫改善了儲(chǔ)層的滲流特性,張開的微裂縫可以大大提高致密儲(chǔ)層的滲透率,為致密儲(chǔ)層提供良好的滲流通道。倘若目的層天然裂縫相對發(fā)育,巖性堅(jiān)硬致密,地應(yīng)力具有一定的方向性,且對天然裂縫的發(fā)育控制較為明顯,則天然裂縫對壓裂施工的影響較大。由于天然裂縫和層理為壓裂液高速注入提供了條件,于是天然裂縫和層理越發(fā)育,致密儲(chǔ)層的可壓性越好。已有研究表明[2,16],當(dāng)垂直應(yīng)力遠(yuǎn)大于注入壓力時(shí),壓裂液易于沿水平層理形成水平縫的同時(shí),進(jìn)而為形成垂向剪切縫創(chuàng)造了條件。

從圖3看,H90-2井2 200～2 203 m、2 206.6～2 207.3 m井段微電阻率成像靜態(tài)圖像顯示明亮,表明地層電阻率高,發(fā)育水平薄互層理,巖性主要為致密砂巖;該段發(fā)育一組高角度縫,但裂縫寬度較小,局部為充填-半充填。研究區(qū)多口井的巖心描述和成像測井均揭示該儲(chǔ)層裂縫發(fā)育較差,僅發(fā)育微裂縫。由于構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響,尤其在斷層附近,裂縫發(fā)育相對較好。研究區(qū)的微裂縫,即使是閉合縫,也可以較好地改善儲(chǔ)層的巖石力學(xué)特性,使其壓裂改造時(shí)的破裂壓力降低,壓裂液易于沿著天然微裂縫流動(dòng),進(jìn)而形成規(guī)模較大的復(fù)雜壓裂縫。

圖3 H90-2井微電阻率成像測井圖

2 致密儲(chǔ)層可壓裂性評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

研究表明[14],儲(chǔ)層品質(zhì)好是優(yōu)選壓裂層位的關(guān)鍵因素,為此,在實(shí)際生產(chǎn)中,開展儲(chǔ)層可壓裂性評(píng)價(jià)時(shí),必須具備良好的儲(chǔ)層品質(zhì),即孔隙度、含油飽和度及油層有效厚度值均較大。

研究發(fā)現(xiàn),致密儲(chǔ)層的微裂縫發(fā)育與否不僅關(guān)系到油氣成藏,也有助于壓裂造縫和油氣滲流。致密儲(chǔ)層自身水平主應(yīng)力差異系數(shù)較小時(shí),易于在致密儲(chǔ)層內(nèi)形成復(fù)雜裂縫;致密儲(chǔ)層與圍巖的最小水平主應(yīng)力差較小時(shí),壓裂易于壓穿致密儲(chǔ)層,并溝通相鄰的各套含油層系。脆性指數(shù)越高,致密儲(chǔ)層的壓裂品質(zhì)越好,地層更易被壓開。據(jù)此,將致密儲(chǔ)層的脆性指數(shù)、水平主應(yīng)力差異系數(shù)、致密儲(chǔ)層與圍壓應(yīng)力差及是否發(fā)育微裂縫作為可壓裂性分類評(píng)價(jià)的4個(gè)指標(biāo)。

基于上述方法模型,對致密儲(chǔ)層可壓裂性分類評(píng)價(jià)的4個(gè)指標(biāo)進(jìn)行了計(jì)算。依據(jù)其計(jì)算結(jié)果,在系統(tǒng)對比實(shí)際壓裂效果監(jiān)測和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料的基礎(chǔ)上,給出了表1所示的致密儲(chǔ)層可壓裂性分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。

由表1可知,該研究將致密儲(chǔ)層可壓裂性分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)劃分為3類:Ⅰ類表示儲(chǔ)層可壓裂性強(qiáng),是優(yōu)先推薦的最佳層位;Ⅱ類表示儲(chǔ)層具備一定的壓裂性,是后續(xù)開發(fā)的接替層;Ⅲ類表示難以成功壓裂,是要避開的難動(dòng)用層位。

3 應(yīng)用實(shí)例分析

圖4是H42-8井致密儲(chǔ)層可壓裂性分類評(píng)價(jià)成果圖。由圖4可知,該井2 331.4～2 334.8 m、2 337.4～2 338.8 m和2 353.0～2 355.2 m段解釋為差油層, 2 341.2～2 343.4 m段解釋為油層,2 346.8～2 349.2 m段解釋為油水同層。其中,2 331.4～2 334.8 m、2 341.2～2 343.4 m和2 346.8～2 349.2 m段為主要含油層段。該3套含油層段,測井解釋的儲(chǔ)層孔隙度為10.1%,含油飽和度為55.6%,累加有效厚度為8 m,表明儲(chǔ)層品質(zhì)較好。

表1 致密儲(chǔ)層可壓裂性分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

圖4 H42-8井致密儲(chǔ)層段可壓裂性分類評(píng)價(jià)成果圖

該3套致密油儲(chǔ)層垂直微裂縫和層理較為發(fā)育(見圖4),為壓裂液進(jìn)入裂縫進(jìn)而形成復(fù)雜裂縫提供了天然條件。從測井解釋的地應(yīng)力及脆性指數(shù)來看,這3套含油層段的最小水平主應(yīng)力差異系數(shù)較小,脆性指數(shù)較高,因此,壓裂時(shí)更易于形成復(fù)雜裂縫系統(tǒng)。盡管這3套含油層段的泥巖隔層較薄,但由于儲(chǔ)層與圍巖的應(yīng)力差較大,壓裂其中1套含油層難以溝通另外2套含油層。因此,多套相鄰的致密含油層系合壓是獲得高產(chǎn)的關(guān)鍵。

圖5 H42-8井致密儲(chǔ)層段微電阻率成像測井圖

綜合儲(chǔ)層品質(zhì)和儲(chǔ)層可壓裂性評(píng)價(jià),依據(jù)表1所示的致密儲(chǔ)層可壓裂性分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn),將這3套含油層段劃分為Ⅰ類。該層段于2015年12月5日進(jìn)行合壓,試油出油12.4 t/d、出水4.72 m3/d,為油水同層。該研究的可壓裂性評(píng)價(jià)分類結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)較為吻合,表明可壓裂性的精準(zhǔn)評(píng)價(jià)對提高油氣產(chǎn)能起到了關(guān)鍵作用。

該井高產(chǎn)的原因在于這3套致密含油層物性相對較好,含油飽和度較高,油層累加厚度較大;層內(nèi)應(yīng)力差異系數(shù)較小,儲(chǔ)層的脆性指數(shù)較大,且該套儲(chǔ)層發(fā)育微裂縫和層理,因此,容易在儲(chǔ)層內(nèi)形成復(fù)雜網(wǎng)狀縫;盡管層間應(yīng)力差較大,但在壓裂施工時(shí)采用的是這3套致密油儲(chǔ)層合壓。

4 結(jié) 論

(1) 致密儲(chǔ)層層內(nèi)應(yīng)力差異系數(shù)大小、脆性指數(shù)及裂縫和層理發(fā)育程度對可壓裂性影響較大。層內(nèi)應(yīng)力差異系數(shù)越小、脆性指數(shù)越高、裂縫和層理越發(fā)育,則越容易形成復(fù)雜網(wǎng)狀縫。多套致密儲(chǔ)層與其泥巖隔夾層層間應(yīng)力差小,則壓裂時(shí)易于溝通多套含油層;否則,層間應(yīng)力差大,難以溝通主力含油層外的其他含油層,需要采用多套含油層合壓的方式來獲得更高的油氣產(chǎn)能。

(2) 建議在致密儲(chǔ)層可壓裂性評(píng)價(jià)時(shí),必須優(yōu)選經(jīng)過地質(zhì)論證具有較好油氣富集的致密儲(chǔ)層,并加強(qiáng)油氣源儲(chǔ)配置關(guān)系研究,以期壓裂后獲得更高的工業(yè)油流。

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