陳誠, 雷征東， 房茂軍， 齊宇

(1.中海油研究總院有限責(zé)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(chǎn)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(jìn)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(zhì)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(jìn)行改造，以達(dá)到增產(chǎn)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(guān)關(guān)系，而可壓裂性又受到包括地應(yīng)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(gòu)建數(shù)值模擬模型，認(rèn)為水平主應(yīng)力、抗壓強度和彈性模量對裂縫延伸長度的影響，進(jìn)而影響對采油強度。張晨晨[7]利用三軸巖石力學(xué)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(shù)學(xué)者通過基于Rickman脆性指數(shù)法進(jìn)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(shù)只能表征巖石抵抗彈性變形的能力，卻不能反應(yīng)巖石的破裂能力。研究表明，巖石的彈性參數(shù)大小和容易壓碎的程度并未呈現(xiàn)明顯的正相關(guān)關(guān)系。Rickman脆性指數(shù)構(gòu)建的可壓裂性評價模型準(zhǔn)確性因此也受到較大爭議。同時，目前進(jìn)行可壓裂性評價時，主要通過室內(nèi)實驗數(shù)據(jù)和計算機進(jìn)行數(shù)值模擬[10-11]，然而室內(nèi)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(shù)，且無連續(xù)性。對于非均質(zhì)性較強的儲層，室內(nèi)評價方法難以獲得可靠的可壓裂性認(rèn)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(guān)系復(fù)雜，非均質(zhì)性強，裂縫分布差異大，可壓性評價復(fù)雜。經(jīng)過壓裂處理的井雖初期油氣產(chǎn)量有所提升，但是后期產(chǎn)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(fù)雜致密砂巖儲層可壓性的方法。

為此，以測井資料為基礎(chǔ)，綜合分析致密砂巖儲層的脆性指數(shù)、非均質(zhì)性、壓力保持程度、天然裂縫等動靜態(tài)參數(shù)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(fù)方法，建立了不同類型可壓儲層的注入液量參考標(biāo)準(zhǔn)，為致密砂巖儲層提高壓裂有效性和延長儲層穩(wěn)產(chǎn)時間，進(jìn)而提高致密砂巖儲層開發(fā)效益提供了科學(xué)依據(jù)。

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(nèi)，主力層段為長6油組。巖石類型主要為巖屑質(zhì)長石砂巖，其次為長石砂巖。粒度以細(xì)粒為主，分選中-好，磨圓度以次棱角為主。儲層巖石成分復(fù)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(jié)構(gòu)成熟度低。膠結(jié)物含量整體在5%～12%，平均7.9%；主要膠結(jié)物為(鐵)方解石、(鐵)白云石、黏土礦物和硅質(zhì)。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(zhì)石英砂巖；3為巖屑質(zhì)石英砂巖；4為長石砂巖；5為巖屑質(zhì)長石砂岸；6為長石質(zhì)巖屑砂巖；7為巖屑砂巖；三角左側(cè)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(zhì)特征的綜合反映。在進(jìn)行壓裂改造前對儲層可壓性進(jìn)行評價是壓裂設(shè)計的基礎(chǔ)[13]。目前，最廣泛應(yīng)用于儲層可壓性評價的方法是脆性系數(shù)法，通過巖石力學(xué)參數(shù)或礦物百分含量參數(shù)，評價儲層的脆性。

文獻(xiàn)[14-17]認(rèn)為儲層的地應(yīng)力、沉積環(huán)境、沉積構(gòu)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?，F(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(shù)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(zhì)含量和儲層厚度等評價常規(guī)砂巖的參數(shù)與致密砂巖儲層可壓性相關(guān)性較差；另一方面，頁巖儲層的非均質(zhì)性較弱，壓力穩(wěn)定，非均質(zhì)性和壓力保持程度不作為頁巖儲層評價重要指標(biāo)，而元284地區(qū)淺水三角洲河道砂體疊置關(guān)系復(fù)雜，非均質(zhì)性差異大，不同儲集體的原始地層壓力不同。已鉆井的數(shù)據(jù)表明，非均質(zhì)性和壓力保持參數(shù)在研究區(qū)與壓裂效果有明顯的相關(guān)關(guān)系，這兩項參數(shù)同樣是導(dǎo)致致密砂巖儲層質(zhì)量差異的重要因素，因此主要利用巖石的脆性指數(shù)、滲透率非均質(zhì)性和初始壓力保持程度進(jìn)行儲層可壓性評價。

2.1 脆性指數(shù)

目前，利用常規(guī)測井資料，通過計算巖石的脆性指數(shù)，評價儲層可壓性已經(jīng)取得了良好的預(yù)測效果[12, 24-27]，計算巖石脆性指數(shù)的方法目前主要有礦物百分含量法和巖石力學(xué)參數(shù)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(xué)參數(shù)法計算的脆性指數(shù)更能反映巖石在應(yīng)力作用下的破壞能力[28]。

巖石力學(xué)參數(shù)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(zhuǎn)換的經(jīng)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(nèi)實驗結(jié)果進(jìn)行動靜校對，根據(jù)實驗得出的動靜關(guān)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(shù)。

(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(shù)。

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

2.2 非均質(zhì)性

儲層非均質(zhì)性表征的是儲層在空間分布及內(nèi)部各種屬性的不均勻變化，具有多層次性和結(jié)構(gòu)性。與壓裂效果相關(guān)性較強的主要是層內(nèi)非均質(zhì)性，即單一油層內(nèi)部的差異性，定量描述層內(nèi)非均質(zhì)性的參數(shù)主要是滲透率的變異系數(shù)和級差。其中滲透率變異系數(shù)表達(dá)式為

(11)

滲透率級差的表達(dá)式為

(12)

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

在常規(guī)砂巖儲層中，非均質(zhì)性較弱，孔隙度和滲透率較高，非均質(zhì)性參數(shù)對儲層的儲集和流體運動影響較弱。而在復(fù)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(zhì)性更敏感。一方面，強非均質(zhì)性會抑制油氣的充注，導(dǎo)致儲層儲集能力減弱，通過壓后初始平均日產(chǎn)油可以看出壓裂效果，其與Vk和Jk都具有較好的負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖2、表1)；另一方面，強非均質(zhì)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(nèi)部非均質(zhì)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(zhuǎn)向，導(dǎo)致壓裂不及預(yù)期。

圖2 初始平均日產(chǎn)油與滲透率變異系數(shù)、滲透率級差交會圖

表1 初始平均產(chǎn)能及儲層物性參數(shù)

2.3 原始地層壓力保持度

原始地層壓力保持度常用作進(jìn)行巖性油氣藏的評價，因不能直接反映裂縫壓裂后的產(chǎn)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(wǎng)，還要考慮壓裂后的儲層的產(chǎn)能。致密砂巖油藏的原始地層壓力保持度與壓裂后的產(chǎn)氣能力具有直接相關(guān)性。在壓裂前原始地層壓力保持度較高的儲層，壓后往往產(chǎn)能較高(圖3)。

圖3 原始壓力保持程度與單井一年后產(chǎn)油量關(guān)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(yuǎn)低于不含天然裂縫的巖石，因此更易被壓裂，形成天然縫網(wǎng)，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(dǎo)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(zhì)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(zhì)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(shù)據(jù)表明，在天然裂縫發(fā)育的區(qū)域，壓裂增產(chǎn)效果與酸壓的效果差距不明顯，壓裂液經(jīng)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(yīng)用16口井，80%的井壓裂后的產(chǎn)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(fù)雜疊置致密砂巖儲層還可能受到地應(yīng)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(shù)，難以進(jìn)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(chǎn)數(shù)據(jù)，動靜結(jié)合評價其儲層可壓性。利用儲層脆性指數(shù)、滲透率非均質(zhì)性和壓力保持程度對儲層可壓指數(shù)進(jìn)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(biāo)準(zhǔn)

在進(jìn)行復(fù)雜疊置關(guān)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(jìn)行分析，評價儲層的滲透率非均質(zhì)性和壓力保持水平。儲層物性中等-好，儲層滲透率非均質(zhì)性較弱：變異系數(shù)小于0.3，滲透率級差小于50，且壓力保持程度大于90%，則認(rèn)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(zhì)性或者壓力保持水平其中一項或多項參數(shù)不滿足上述條件，則認(rèn)為是II類可壓儲層。III類為不建議壓裂層物性差，非均質(zhì)性強，預(yù)計壓裂效果不好，在實際生產(chǎn)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～I(xiàn)II類儲層皆可出現(xiàn)，難以進(jìn)行定量表征。

4 極限參數(shù)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(zhì)條件的復(fù)雜性，并在識別過程中引入體現(xiàn)巖石脆性參數(shù)，但往往因為壓裂施工情況的差異導(dǎo)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(fù)其原始地層壓力，個性化設(shè)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(shù)壓裂是指在進(jìn)行壓裂改造時，將注入液量提高到能使地層壓力恢復(fù)到原始地層壓力甚至高的壓裂方式?，F(xiàn)有的壓裂方法往往因為擔(dān)心儲層裂縫溝通，注入壓裂液液量過小，難以達(dá)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(jìn)而提高油井產(chǎn)量(圖4)。研究區(qū)目前已進(jìn)行壓裂改造的井大部分注入液量在500～800 m3，壓力恢復(fù)至初始射孔液量的60%～80%，增產(chǎn)效果不明顯，產(chǎn)量增幅在62%～408%，平均213%，壓后產(chǎn)量遞減快，壓后半年產(chǎn)量下降62%～83%而進(jìn)行極限參數(shù)壓裂實驗的Y52井，單井入地液量達(dá)到2 017 m3；裂縫的長度和波及范圍都大大增加，產(chǎn)量增幅達(dá)到628%，產(chǎn)量遞減慢，壓后半年產(chǎn)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(shù)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(zhì)平衡法算出恢復(fù)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(shù)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(guān)性，對研究區(qū)地層壓力與動液面進(jìn)行相關(guān)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(wǎng)為480 m×130 m菱形反九點井網(wǎng)，每個井網(wǎng)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(jù)井網(wǎng)規(guī)劃，計算單井控制面積A及單位面積內(nèi)的井?dāng)?shù)Nwell，結(jié)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(shù)。

再次，使用物質(zhì)平衡法計算液量。假設(shè)水不可壓(水的壓縮性與原油和巖石相比差1個數(shù)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(zhì)量為

mot=RrbOOIP=936.0 t

(19)

式(19)中：mot為彈性能量采出的原油質(zhì)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(zhì)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(zhì)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(fù)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(fù)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(guān)參數(shù)直接預(yù)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(shù)方案中重視壓裂方式，卻忽視壓裂液注入量而導(dǎo)致的壓裂后產(chǎn)量遞減快的缺點，延長了儲層壓裂的穩(wěn)產(chǎn)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(yīng)是物性中等-較好，非均質(zhì)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(zhì)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(yù)測不同類型可壓儲層的注入液量及產(chǎn)出結(jié)果，對于需要壓裂改造的井進(jìn)行個性化注入液量設(shè)計：Ⅰ類儲層可壓性好，需要注入液量少，投入產(chǎn)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(chǎn)潛力很大；Ⅲ類儲層可壓性較低，需要注入大量壓裂液，提產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)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(chǎn)需要。

5 結(jié)論

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

(2)通過地層壓力保持程度與儲層產(chǎn)能的關(guān)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(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)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(dǎo)意義。