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,孫兆旭,魏兆言

(1.西南石油大學(xué),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(xué),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(duì)提高壓裂效果至關(guān)重要,在勘探開發(fā)中對(duì)判斷儲(chǔ)層、認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層和改造儲(chǔ)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(diǎn),在勘探開發(fā)中運(yùn)用井溫縫高測(cè)試方法對(duì)松遼盆地中央凹陷區(qū)測(cè)試研究并分析。研究表明,該區(qū)域的沉積特征、地應(yīng)力和施工參數(shù)對(duì)壓裂縫高的影響是主要因素。通過理論分析和實(shí)踐認(rèn)識(shí),對(duì)松遼盆地扶余油層南部人工裂縫高度有了明確認(rèn)識(shí),提出了控制縫高技術(shù)的研究方向。

沉積特征;縫高;應(yīng)力差值;流變參數(shù);井溫測(cè)井;控制縫高技術(shù);松遼盆地

前 言

松遼盆地的主要沉積特征是儲(chǔ)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(shí)期,盆地內(nèi)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(chǔ)層縱向非均質(zhì)性強(qiáng),儲(chǔ)隔層沉積關(guān)系復(fù)雜。扶余油層屬低孔低滲儲(chǔ)層,自然產(chǎn)能低,需要壓裂改造,裂縫在該沉積條件下縱向擴(kuò)展關(guān)系復(fù)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(yīng)力、巖石物性、儲(chǔ)層上下隔層應(yīng)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(chǔ)層、認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層和改造儲(chǔ)層,研究并分析了沉積特征、地應(yīng)力和施工參數(shù)對(duì)壓裂縫高的影響,同時(shí)提出了控制縫高技術(shù)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(duì)裂縫高度的影響

通常地應(yīng)力隨深度的增加而增加,地應(yīng)力與巖性有關(guān)(拉張型盆地中通常泥巖高于砂巖),層間應(yīng)力差決定了裂縫的高度。松遼盆地各儲(chǔ)層沉積存在差異很大,隔層與儲(chǔ)層之間巖性變化幅度很大,非均質(zhì)特征突出,如果隔層沉積相類型是泥灘,而儲(chǔ)層沉積相類型是分支河道砂體,那么該類儲(chǔ)層裂縫縱向擴(kuò)展較為理想,反之裂縫在縱向擴(kuò)展較嚴(yán)重。對(duì)松遼盆地南部扶余油層裂縫擴(kuò)展進(jìn)行分析對(duì)比認(rèn)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(kuò)展的微觀特征

滲流 -應(yīng)力 -損傷耦合模型是基于 Biot固結(jié)理論和 Terzaghi的有效應(yīng)力概念。巖石中晶粒和缺陷隨機(jī)分布的影響逐漸起主導(dǎo)作用,它引起在巖石內(nèi)部應(yīng)力場(chǎng)的不均勻分布,產(chǎn)生局部應(yīng)力集中,導(dǎo)致交界最弱部位產(chǎn)生微裂紋[3]。對(duì)于非均質(zhì)儲(chǔ)層,由于在遠(yuǎn)離裂縫端部高壓力集中區(qū)的地方,可能存在低強(qiáng)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(chǎn)生延伸的微觀機(jī)理可以分析裂縫擴(kuò)展的復(fù)雜關(guān)系。

1.3 地應(yīng)力與凈壓力對(duì)裂縫的影響

隔層的最小主應(yīng)力與目的層最小主應(yīng)力之差是決定裂縫縱向延伸的主要因素?；趲r性考慮,針對(duì)地應(yīng)力,特別是最小主應(yīng)力是控制裂縫幾何形狀的主要因素[4]。儲(chǔ)層上下隔層之間的地應(yīng)力差值、地層巖石彈性模量、泊松比等均會(huì)影響裂縫高度的擴(kuò)展。進(jìn)一步來說裂縫高度是由凈壓力與應(yīng)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(yīng)力差,MPa。

Simonson等[5]認(rèn)為,在有些情況下凈壓力小于應(yīng)力差的 50%時(shí),水力裂縫是完全可以限定的。一般情況下,施工所產(chǎn)生的凈壓力要大于應(yīng)力差,這時(shí)裂縫的形態(tài)則是簡(jiǎn)單的徑向或圓形。這在設(shè)計(jì)模擬過程中多數(shù)得到了驗(yàn)證。

1.4 裂縫的動(dòng)態(tài)應(yīng)力強(qiáng)度因子的影響

在裂縫擬合時(shí)有些參數(shù)對(duì)裂縫擴(kuò)展至關(guān)重要,應(yīng)力強(qiáng)度因子是對(duì)裂縫尖端周圍應(yīng)力和應(yīng)變的一個(gè)量度,裂縫延伸和斷裂都依賴于應(yīng)力強(qiáng)度因子。原則上知道了地層水力壓裂裂縫的應(yīng)力強(qiáng)度因子,就可預(yù)言其發(fā)展趨勢(shì)。通常試驗(yàn)中得到的巖層斷裂韌度值反映了分形效應(yīng)的影響,特別是裂縫性較發(fā)育的儲(chǔ)層,通過模型計(jì)算得出的應(yīng)力強(qiáng)度因子值可反映多裂縫對(duì)裂縫擴(kuò)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(jì)算出分形裂縫延伸的分維值。

1.5 施工參數(shù)對(duì)縫高延伸的影響

裂縫除主要受地應(yīng)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(kuò)展與施工參數(shù)中的流體力學(xué)變量有直接關(guān)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(nèi)的凈壓力關(guān)系為排量越大縫內(nèi)凈壓力就越大,裂縫縱向擴(kuò)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(zhǎng);m。

高黏度的壓裂液增加縫內(nèi)的凈壓力,從而影響了儲(chǔ)層上下隔層應(yīng)力差的相互作用,導(dǎo)致裂縫縱向失控。如何控制好幾個(gè)變量之間的關(guān)系是壓裂成功的關(guān)鍵。針對(duì)松遼盆地中央凹陷區(qū)扶余油層的特點(diǎn),在該地區(qū)壓裂方案采取針對(duì)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(kuò)展得到有效控制。

2 現(xiàn)場(chǎng)裂縫控制技術(shù)應(yīng)用分析

2.1 分層地應(yīng)力的計(jì)算與實(shí)測(cè)對(duì)比

計(jì)算水平主應(yīng)力的方法還在不斷探索和發(fā)展過程中,利用聲波測(cè)井資料和水力壓裂數(shù)據(jù)來確定水平主應(yīng)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(chǎng)應(yīng)用。地層深處應(yīng)力分布有很多影響因素,考慮垂向應(yīng)力與巖石特性對(duì)壓裂時(shí)破裂壓力的影響[8],利用彈性力學(xué)理論推導(dǎo)的計(jì)算公式[9]:

式中:σH、σh分別為水平最大、最小主應(yīng)力,MPa; A、B均為地質(zhì)構(gòu)造應(yīng)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(xiàn)系數(shù);σv為垂向應(yīng)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(qiáng)度,MPa。

表 1 松遼盆地南部部分井地應(yīng)力計(jì)算值

對(duì) 4口井資料進(jìn)行了計(jì)算和處理(表 1),同時(shí)對(duì)過去該地區(qū)所作三軸向應(yīng)力測(cè)試結(jié)果進(jìn)行對(duì)比(表 2)。表 2中的 X229井埋深較淺,M106井與該區(qū)較遠(yuǎn),其余計(jì)算結(jié)果與實(shí)測(cè)結(jié)果吻合得較好,三軸向主應(yīng)力的趨勢(shì)和規(guī)律一致。對(duì)表 1、2的數(shù)據(jù)進(jìn)行解釋分析后認(rèn)為,人工裂縫是垂直裂縫,其中泥巖與砂巖應(yīng)力差值小,裂縫縱向擴(kuò)展難以控制,在生產(chǎn)施工過程中要采用相應(yīng)工藝措施加以控制。

表 2 松遼盆地南部部分井地應(yīng)力實(shí)測(cè)值

2.2 井溫測(cè)縫高技術(shù)應(yīng)用分析

松遼盆地中央凹陷區(qū)用井溫法測(cè)縫高,現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用該方法可靠、簡(jiǎn)便。利用井溫曲線可定量驗(yàn)證地層的開啟程度。對(duì)該地區(qū)曾經(jīng)測(cè)過縫高的有 40余層,選出 6口有代表性的縫高測(cè)試結(jié)果 (表 3)?？梢钥闯鍪┕?shù)和技術(shù)工藝對(duì)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(chǔ)層厚度為4.5 m,地應(yīng)力差值為 8～10 MPa;QB45-19井埋深約為 1 734 m,儲(chǔ)層厚度為 9.2 m,地應(yīng)力差值為5～6MPa?，F(xiàn)場(chǎng)施工排量分別為 4.0m3/min和2.2 m3/min,壓后井溫縫高解釋結(jié)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(shè)計(jì)時(shí)已經(jīng)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(chǎng)施工達(dá)到設(shè)計(jì)要求。

表 3 井溫測(cè)量縫高數(shù)據(jù)

2.3 裂縫動(dòng)態(tài)擬合分析實(shí)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(gòu)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(chǔ)層發(fā)育,其中39號(hào)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(cè)井解釋為油層,同時(shí)錄井為深灰色油浸粉砂巖,氣測(cè)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(xué)和流體力學(xué)原理,利用stimplan軟件對(duì) D61井在裂縫中延伸進(jìn)行三維模擬分析。D61井裂縫模擬主要參數(shù):儲(chǔ)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(chǔ)層的最小主應(yīng)力為31.5MPa,隔層的最小主應(yīng)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(chǔ)層厚度為 3.8 m。通過采用分層地應(yīng)力計(jì)算確定與模擬分析,該層設(shè)計(jì)加砂 35 m3,縫長(zhǎng)為 168 m,平均縫高為 38 m,裂縫縱向擴(kuò)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(kuò)展縱向偏高,設(shè)計(jì)縫長(zhǎng)為 210 m,因?yàn)樵摼┕毫ζ?未達(dá)到理想縫長(zhǎng)。

3 結(jié)論與建議

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

(2)地應(yīng)力與凈壓力對(duì)裂縫的影響是直接和不可避免的,地應(yīng)力在壓裂施工時(shí)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(diào)控施工時(shí)裂縫凈壓力,可避免裂縫縱向擴(kuò)展失控而造成儲(chǔ)層有效改造的失敗。

(3)在一定的條件下,對(duì)于松遼盆地中央凹陷區(qū)扶余油層可采取相應(yīng)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(duì)比試驗(yàn)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(xiàng)目“松南讓子井斜坡帶探井儲(chǔ)層改造工藝技術(shù)研究”部分內(nèi)容 (勘科 009067)

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