合水地區(qū)莊19井區(qū)長82儲層現(xiàn)今地應(yīng)力場有限元模擬

杜瑋暄，張紅玲

劉廣峰，王建國 （中國石油大學(xué) （北京）石油工程教育部重點實驗室，北京102249）

現(xiàn)今地應(yīng)力控制著儲層天然裂縫的開度和滲透率，影響著儲層非均質(zhì)性和流體滲流規(guī)律。其對水力裂縫擴展方位及延伸長度也起著重要的控制作用，進而也影響著開發(fā)井網(wǎng)的部署及調(diào)整。

合水地區(qū)屬超低滲儲層，生產(chǎn)井均需壓裂并配合注水進行生產(chǎn)。動態(tài)分析發(fā)現(xiàn)滲透率存在較強方向性，巖心觀察發(fā)現(xiàn)儲層存在天然裂縫。受此影響，該地區(qū)井網(wǎng)部署和整體壓裂規(guī)劃難度較大。為實現(xiàn)井網(wǎng)與壓裂裂縫的最優(yōu)配合，需對儲層地應(yīng)力分布及其對壓裂和儲層物性的影響進行研究。有限元數(shù)值模擬方法在研究區(qū)域地應(yīng)力分布方面表現(xiàn)出較明顯的優(yōu)越性[1]，因而該次研究采用其作為主要研究方法，并結(jié)合地應(yīng)力實測手段，針對合水地區(qū)莊19井區(qū)長82儲層開展地應(yīng)力模擬，以期獲得高精度的現(xiàn)今地應(yīng)力場的平面分布特征，為該地區(qū)井網(wǎng)部署和壓裂措施提供參考。

1 地應(yīng)力場有限元數(shù)值模擬原理

地應(yīng)力場有限元數(shù)值模擬方法以相似性原理為基礎(chǔ)[2]。首先將實際地層轉(zhuǎn)化為均勻連續(xù)的彈性單元體集合，各單元體之間以節(jié)點相互連接，以實際儲層巖石力學(xué)屬性分布為參照，賦予不同單元體不同的彈性參數(shù)，形成模擬所需的地質(zhì)力學(xué)模型。其次確定模擬時所參照的反演準(zhǔn)則。應(yīng)力場模擬是由已知推求未知并進行驗證的正反演交替進行的過程，反演準(zhǔn)則就是判斷最終模擬結(jié)果是否合理的參照。最后根據(jù)研究區(qū)地層的實際情況確定模擬過程中的邊界條件，包括模型邊界的約束和載荷情況。

模擬時，對地質(zhì)模型進行加載，將每個單元體的受力和變形情況進行分別計算，之后把各單元體的應(yīng)力及應(yīng)變通過節(jié)點傳遞，模型的總應(yīng)變是各節(jié)點處應(yīng)變量的疊加，模型內(nèi)的應(yīng)力分布為各節(jié)點處的應(yīng)力組成的應(yīng)力場，如此得到整個地質(zhì)模型的應(yīng)力和應(yīng)變場分布。

確定邊界條件的過程是有限元應(yīng)力場模擬的主要過程，它是一個反復(fù)進行的試算過程。

2 現(xiàn)今地應(yīng)力場模擬

根據(jù)莊19井區(qū)長82儲層地勢較平緩，傾角小，無斷層，地層厚度變動小的特征，計算時選用了二維平面模型來進行有限元數(shù)值模擬。在建立力學(xué)模型時，依據(jù)巖心力學(xué)實驗結(jié)果對地質(zhì)模型不同區(qū)域的單元體賦以不同的力學(xué)參數(shù)。

此次模擬采用實測的地應(yīng)力大小和方向作為反演準(zhǔn)則。反演準(zhǔn)則的確定 （即現(xiàn)今地應(yīng)力大小和方向的確定）應(yīng)用了小型測試壓裂資料分析、成像測井資料分析以及井下微地震裂縫監(jiān)測的方法，獲取了莊19井區(qū)一些井點處的現(xiàn)今主應(yīng)力大小及方向，部分結(jié)果如表1所示。

如前所述，應(yīng)力場模擬是一個需要反復(fù)試算的過程。模擬時通過不斷地調(diào)整邊界條件，然后對比計算區(qū)內(nèi)地應(yīng)力測量點的模擬值 （包括大小和方向）與實測值，使其達到最佳擬合 （表1），從而得到整個研究區(qū)的應(yīng)力場分布。

表1 地應(yīng)力模擬值與實測值對比

3 模擬結(jié)果及應(yīng)用

圖1為莊19井區(qū)現(xiàn)今最大主應(yīng)力模擬結(jié)果等值線圖 （箭頭代表其方位；“zh”為 “莊”拼音聲母；“xi”為 “西”拼音）。莊19井區(qū)最大主應(yīng)力值為35.7～45.2MPa，高低值區(qū)差別較為明顯。西171井－西205井、莊75－26井－莊66－23井－莊59－23井之間的條帶區(qū)應(yīng)力值較大；最大值集中在西205井周圍。該區(qū)最大主應(yīng)力方位為NE72°～NE80°，統(tǒng)計顯示優(yōu)勢方位為NE75°，局部方位有不同程度的偏轉(zhuǎn)。圖2為莊19井區(qū)差應(yīng)力分布圖。該區(qū)差應(yīng)力最高可達9.8MPa。莊63－27井～西205井之間的條帶、莊77－30井周圍以及莊66－23井周圍屬于差應(yīng)力高值區(qū)，均達到了9MPa。

主應(yīng)力方位分布的不一致性，對整個區(qū)塊的壓裂措施和井網(wǎng)部署均有較大的影響。在布置注采井網(wǎng)時，需要考慮水力裂縫可能的延伸方位，將油水井排按合理的方向布置，以達到較好的整體壓裂效果。根據(jù)理論分析，水力裂縫是沿阻力最小的方位擴展，由現(xiàn)場測試看其基本垂直于最小主應(yīng)力的方向。模擬結(jié)果顯示研究區(qū)內(nèi)主應(yīng)力方向在不同位置上相對于優(yōu)勢方位均有所偏轉(zhuǎn)。觀察油田實際布井情況，井排方向統(tǒng)一不變，這樣在壓裂后生產(chǎn)時，某些地區(qū)就有可能出現(xiàn)注入水竄流，油井過早水淹的情況。以380單位×150單位的五點井網(wǎng)為例，油水井連線與井排之間夾角約為38°。若井排方向與最大主應(yīng)力方向偏角為15°，那么水力裂縫與油水井連線夾角則僅有23°。壓裂時水力裂縫會受天然裂縫的影響而轉(zhuǎn)向[3]，這樣裂縫末端延伸方向會進一步向油水井連線逼近。再加上水井處天然裂縫在注水過程中極易開啟，隨注入壓力升高其開啟方位 （與主應(yīng)力方向的夾角）也向油水井連線逼近。這些情況很容易導(dǎo)致天然裂縫和水力裂縫貫通，注入水沿連通的裂縫系統(tǒng)直接到達油井，造成其水淹。所以在儲層各向異性強烈、應(yīng)力場復(fù)雜的地區(qū)部署井網(wǎng)需要謹(jǐn)慎，特別是要進行壓裂措施的井網(wǎng)區(qū)，傳統(tǒng)的大面積布置同一種井網(wǎng)的方法并非好的方案，而是應(yīng)該根據(jù)主應(yīng)力方位的變動對應(yīng)的改變井網(wǎng)模式或者井排方向。布置好了井網(wǎng)，在壓裂施工時也要注意利用和控制地應(yīng)力帶來的影響[3]，避免裂縫擴展方向與井排方向偏角不合理導(dǎo)致裂縫將油水井溝通。同時注水也要嚴(yán)格控制注入壓力，避免開啟與井排方向偏角較大的天然裂縫。

根據(jù)最小主應(yīng)力的大小還可以估算儲層巖石的破裂壓力等，為注水井工作制度和壓裂施工設(shè)計提供參考依據(jù)。破裂壓力估算可在最小主應(yīng)力的基礎(chǔ)上加上實驗所測的巖石抗張強度進行。

圖1 莊19井區(qū)現(xiàn)今最大主應(yīng)力分布

圖2 莊19井區(qū)差應(yīng)力和井位分布

較大的差應(yīng)力會導(dǎo)致鉆井時井壁坍塌卡鉆、完井后套管損壞、地層出砂等現(xiàn)象 （高產(chǎn)油井、氣井）。根據(jù)差應(yīng)力分布情況，可以針對性地提前做好事故預(yù)防措施和井筒維護工作，幫助鉆井任務(wù)準(zhǔn)確、高效、安全地完成。如對處在差應(yīng)力高值區(qū)的生產(chǎn)井，固井時應(yīng)提高套管的設(shè)計強度，生產(chǎn)過程中應(yīng)定期檢測。產(chǎn)氣井打開儲層時應(yīng)盡量避免在最小主應(yīng)力方向上射孔，以防出砂。鉆井設(shè)計時應(yīng)考慮井壁坍塌的可能性，選擇適當(dāng)?shù)你@進方式及合適的鉆井液。此外，差應(yīng)力較小的區(qū)域，壓裂時水力裂縫走向主要受儲層非均質(zhì)性和天然裂縫的影響，擴展方向不定[4]。

4 地應(yīng)力與滲透率分布相關(guān)性分析

圖3為莊19井區(qū)滲透率分布圖。對比最大主應(yīng)力分布和差應(yīng)力分布圖來看，應(yīng)力出現(xiàn)高值的地區(qū)，滲透率也對應(yīng)的為高值區(qū)，其分布趨勢符合程度很高。根據(jù)統(tǒng)計結(jié)果 （圖4）顯示，主應(yīng)力值越高的區(qū)域，其滲透率高值 （K＞0.5×10－3μm2）區(qū)面積也越大。應(yīng)力值大于40MPa的區(qū)域其滲透率都在0.5×10－3μm2以上。詳細(xì)統(tǒng)計得出的結(jié)果與分布趨勢對比得出的結(jié)論趨于一致。再對此地區(qū)生產(chǎn)狀況進行分析，很自然地發(fā)現(xiàn)高應(yīng)力區(qū)的井其產(chǎn)能也較其他井高。由此推測，儲層應(yīng)力場和滲透率分布之間存在一定的對應(yīng)關(guān)系。陳勉等[5，6]推導(dǎo)了滲透率與應(yīng)力之間的關(guān)系式，綜合分析認(rèn)為應(yīng)力的大小和作用方向均會對滲透率的分布產(chǎn)生影響。應(yīng)力作用于巖石骨架引起滲流通道變形進而影響滲透率的大小，其對滲透率的控制程度同時受儲層巖石的力學(xué)性質(zhì)影響。認(rèn)為開發(fā)過程中巖石的力學(xué)參數(shù)變化不大，因而對于特定油藏，應(yīng)力大小對滲透率的影響趨勢是一定的。根據(jù)以上的對比和統(tǒng)計分析來看，莊19井區(qū)出現(xiàn)應(yīng)力高值區(qū)滲透率高、油井產(chǎn)能高的現(xiàn)象，說明其滲透率和主應(yīng)力是正相關(guān)的關(guān)系。此外，結(jié)合該次模擬結(jié)果發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)最大主應(yīng)力優(yōu)勢方位從大型地質(zhì)構(gòu)造運動結(jié)束以來偏轉(zhuǎn)很小[7]。這種情況減少了因主應(yīng)力方位與天然裂縫展布方向夾角過大 （近垂直）而導(dǎo)致其閉合的現(xiàn)象，最大化保留了已經(jīng)產(chǎn)生的天然裂縫的導(dǎo)流能力，從而提升了儲層滲透率。

圖3 莊19井區(qū)滲透率分布

圖4 滲透率范圍與應(yīng)力范圍重合率統(tǒng)計

5 結(jié) 論

1）應(yīng)力場有限元模擬方法可獲取較為準(zhǔn)確的應(yīng)力場分布狀況，為油田勘探開發(fā)提供儲層應(yīng)力方向和大小等背景資料。

2）研究區(qū)最大主應(yīng)力值為35.7～45.2MPa，方向為NE72°～NE80°，優(yōu)勢方位NE75°。差應(yīng)力值為0～9.8MPa。

3）建議研究區(qū)在調(diào)整井網(wǎng)時，參照主應(yīng)力方向微調(diào)井排距，以使井排方向與水力裂縫方位盡量一致，達到較好的壓裂和水驅(qū)效果。

4）研究區(qū)應(yīng)力與滲透率的高值區(qū)對應(yīng)關(guān)系較好，可依此尋找儲層物性較好的潛力區(qū)。

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