東平1井長7儲層體積壓裂技術(shù)適用指標(biāo)分析

李 嘉 瑞

(中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院， 鄭州 450006)

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東平1井長7儲層體積壓裂技術(shù)適用指標(biāo)分析

李 嘉 瑞

(中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院， 鄭州 450006)

東平1井位于鄂爾多斯盆地天環(huán)向斜中段圈灣子凸起，主要發(fā)育深灰、灰色泥巖，底部為張家灘頁巖。從巖性、脆性指數(shù)、天然裂縫發(fā)育程度、地應(yīng)力特征等角度，對東平1井長7儲層進(jìn)行體積壓裂可行性論證。與國內(nèi)外油田的頁巖油藏進(jìn)行比較，總體來看該儲層存在實現(xiàn)體積壓裂的可能性，但形成復(fù)雜縫網(wǎng)的可能性較小。

體積壓裂； 頁巖氣； 鄂爾多斯盆地； 脆性指數(shù)

近年來，頁巖氣勘探受到研究者的更多關(guān)注，體積壓裂技術(shù)成為頁巖氣儲層的主流改造技術(shù)[1-5]。實踐中，儲層是否適用體積壓裂技術(shù)，應(yīng)根據(jù)頁巖的可壓裂性來判斷，而頁巖脆性等指標(biāo)常用于反映頁巖的可壓裂性[6]。鄂爾多斯盆地長7儲層發(fā)育的張家灘頁巖，為延長組長8、長9儲層的主力生油巖。本次研究主要針對該油巖的儲層特征，從巖性、脆性指數(shù)、天然裂縫發(fā)育程度、地應(yīng)力特征等角度，分析體積壓裂技術(shù)在寧東油田東平1井長7儲層的適用情況。

礦物成分不同的巖石，脆性指數(shù)也不相同。塑性強的巖石如同橡膠一樣，通常不適用體積壓裂技術(shù)；而脆性強的石英礦物類似于玻璃，在外力作用下易破碎，體積壓裂技術(shù)的應(yīng)用效果較好。

我們可通過儲層所含黏土礦物、石英、方解石、長石、白云石的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，進(jìn)行脆性指數(shù)的計算。式(1)為Sondergeld給出的計算公式[7]：

(1)

式中：β—— 脆性礦物含量，%；

Cquartz—— 頁巖石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；

Cclay—— 頁巖黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；

Ccarbonate—— 頁巖碳酸鹽巖礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%。

若巖石中易壓縮的黏土礦物含量較高，則塑性較強，壓裂作業(yè)中很難形成復(fù)雜的縫網(wǎng)體積；若巖石中高楊氏模量的石英、長石、方解石等礦物含量較高，則巖石的質(zhì)地會變得既硬且脆，很容易形成復(fù)雜裂縫。

我們對東平1井巖樣進(jìn)行了分析，所得隨鉆測井解釋及巖性特征分析結(jié)果見圖1，X-射線衍射沉積巖全巖定量分析結(jié)果見圖2。東平1井長7儲層上部發(fā)育灰黑色碳質(zhì)泥巖，底部為張家灘頁巖。巖樣中以石英和黏土礦物為主，且分布穩(wěn)定；碳酸鹽含量低，分布極不穩(wěn)定；黏土礦物以伊利石為主，無蒙脫石。根據(jù)式(1)，僅按石英含量計算得到的巖石脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為26%～39%，按碳酸鹽巖與石英含量計算得到的巖石脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為31%～41%?？傮w上，脆性礦物含量偏低，低于北美頁巖氣形成縫網(wǎng)的門限條件。

2　巖性脆性指數(shù)

巖石力學(xué)參數(shù)與頁巖儲層巖石的可壓裂性緊密關(guān)聯(lián)， 如彈性模量越高，則泊松比越低，且頁巖的脆性越強。Rickman提出了巖石脆性特征參數(shù)與壓裂裂縫形態(tài)的對應(yīng)關(guān)系。他的研究結(jié)果顯示，巖石的脆性特征參數(shù)越高，儲層裂縫延伸形態(tài)越復(fù)雜，且當(dāng)巖石脆性特征參數(shù)值大于50后，裂縫形態(tài)將逐漸形成縫網(wǎng)。Rickman認(rèn)為，當(dāng)脆性指數(shù)大于40時表示巖石為脆性，當(dāng)脆性指數(shù)大于60時表示巖石的脆性較強[8]。

圖1　東平1井隨鉆測井解釋及巖性特征

圖2　X-射線衍射沉積巖全巖定量分析結(jié)果

脆性指數(shù)的計算方法如下[8]：

IB=(F+R)2

(2)

F=(E-1)(8-1)

R=(μ-0.40)(0.15-0.40)

式中：IB—— 脆性指數(shù)，%；

E—— 巖石的靜態(tài)楊氏模量，MPa；

μ—— 巖石的靜態(tài)泊松比。

我們對東平1井長7儲層進(jìn)行巖心取樣分析，其巖石力學(xué)實驗結(jié)果如表1所示。結(jié)合表1，由式(2)計算出，巖石的脆性指數(shù)為3.07～62.85，平均脆性指數(shù)為42.80。實驗數(shù)據(jù)表明，儲層非均質(zhì)性很強，巖石的脆性變化幅度很大。參照Rickman的評價標(biāo)準(zhǔn)，高楊氏模量和低泊松比的特點表明儲層具有一定的脆性。

3　天然裂縫發(fā)育程度

儲層脆性較強是實施體積壓裂的前提條件，而天然裂縫發(fā)育則是形成縫網(wǎng)的重要誘導(dǎo)因素。

表1　東平1井長7儲層巖心巖石力學(xué)實驗結(jié)果

東平1井砂質(zhì)成像測井顯示，含量高的地層圖像有紋理結(jié)構(gòu)，泥質(zhì)含量高的地層幾乎無紋理結(jié)構(gòu)，發(fā)育形成交錯水平微裂縫。由巖心的電子顯微鏡掃描結(jié)果可知，在垂直層理面可見黏土礦物定向排列現(xiàn)象，黏土片間微縫發(fā)育充分。

觀察垂直層理面，黏土礦物呈定向排列，黏土片間微縫發(fā)育充分；觀察平行層理面，巖樣層理表面光滑平整，具有解理面特征。觀察結(jié)果表明，該層位頁巖的層理發(fā)育充分，且易沿層理面被破壞。分別從垂直和平行層理面進(jìn)行觀察，均能見到黏土礦物收縮形成的礦物收縮縫，巖樣構(gòu)造縫或?qū)永砜p欠發(fā)育。

巖心裂縫已發(fā)育，尤其第五回次巖心裂縫發(fā)育最為充分，同時可見巖心發(fā)育有碳酸鹽條帶，滴入稀HCl反應(yīng)劇烈。第六回次巖心低角度裂縫已發(fā)育，黃色原油沿巖石裂縫滲出，有油跡顯示。

分析認(rèn)為，該層位頁巖微裂縫以黏土片間微縫和礦物收縮縫為主。巖心電鏡掃描與取芯結(jié)果表明東平1井長7儲層天然裂縫發(fā)育較充分，有利于形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。

4　地應(yīng)力特征

根據(jù)破裂準(zhǔn)則及二維線彈性理論，通過式(3)計算產(chǎn)生張性裂縫所需的縫內(nèi)凈壓力：

(3)

計算產(chǎn)生剪切裂縫所需的縫內(nèi)凈壓力：

sin2θ-Kfcos2θ)]

(4)

式中：pnet—— 裂縫內(nèi)凈壓力，隨裂縫位置x和時間t不斷變化，MPa；

σH—— 水平最大主應(yīng)力，MPa；

σh—— 水平最小主應(yīng)力，MPa；

θ—— 天然裂縫與水力主裂縫夾角，(°)；

τo—— 天然裂縫內(nèi)巖石的黏聚力，MPa；

Kf—— 天然裂縫面的摩擦因數(shù)，無因次。

采用體積壓裂技術(shù)時，主裂縫的縫內(nèi)凈壓力應(yīng)同時滿足張性裂縫和剪切裂縫的開啟條件，才能形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。根據(jù)式( 3) 可知，當(dāng)θ=π2時，存在最大主應(yīng)力σmax，σmax=σH-σh；同理，根據(jù)式( 4)可知，

當(dāng)θ=π2時，存在縫內(nèi)最大凈壓力pnet，max，pnet，max=τoKf+(σH-σh)。一般情況下，天然裂縫內(nèi)的τo為0MPa，當(dāng)?shù)貙尤鯌?yīng)力面發(fā)生張性斷裂和剪切斷裂時，縫內(nèi)最大凈壓力pnet，max=σH-σh。當(dāng)主裂縫內(nèi)的凈壓力pnet>σH-σh時，便可以形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。

儲層兩向水平主應(yīng)力差值越小，越有利于形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。兩向水平主應(yīng)力差的裂縫特征關(guān)系為：當(dāng)水平應(yīng)力差異系數(shù)為0時，裂縫無固定的起裂方向；隨著水平應(yīng)力差異系數(shù)的增大，裂縫沿水平最大主應(yīng)力方向延伸的特征越明顯；當(dāng)差異系數(shù)增大到0.5時，無法形成分支裂縫。

我們進(jìn)行了測井地應(yīng)力測試，具體數(shù)據(jù)如表2所示。 從測試數(shù)據(jù)來看，水平應(yīng)力差異系數(shù)相對較高，裂縫基本未形成縫網(wǎng)，只會沿最大主應(yīng)力方向延伸。

表2　東平1井長7儲層巖心地應(yīng)力測試數(shù)據(jù)

5　結(jié)　語

(1)東平1井長7段頁巖厚度大，長7油層組以灰黑色碳質(zhì)頁巖為主，上部發(fā)育有灰黑色泥巖，有利于頁巖層段在長7組中下部集中。黏土礦物含量較高，三軸壓縮試驗表現(xiàn)出塑性特征。

(2)地層存在一定脆性，目的層具高楊氏模量、低泊松比的特點，有利于實施體積壓裂。

(3)巖心裂縫發(fā)育較充分，高角度裂縫有所發(fā)育。砂質(zhì)含量較高層段可見層理特征，存在一定誘導(dǎo)縫及高導(dǎo)縫。

(4)水平應(yīng)力差異系數(shù)相對較高，不利于形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。

較高的脆性指數(shù)與天然裂縫發(fā)育使得長7儲層具備實現(xiàn)體積壓裂的條件；但根據(jù)水平應(yīng)力差異系數(shù)來看，在壓裂過程中形成大面積的縫網(wǎng)有一定難度。目前，應(yīng)用于頁巖氣開發(fā)的滑溜水體積壓裂工藝仍然不適用于此類儲層的開發(fā)。

[1] 陳作，薛承瑾，蔣廷學(xué)，等. 頁巖氣井體積壓裂技術(shù)在我國的應(yīng)用建議[J]. 天然氣工業(yè)，2010，30(10):30-32.

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OilandGasCompany,Zhengzhou450006,China)

ApplicableIndexAnalysisofVolumeFracturingforChang7ReservoirinHorizontalWellDongping1

LI Jiarui

(Petroleum Engineering Technology Research Institute of Sinopec, North China

LocatedinOrdosBasin,Dongping1wellmainlydevelopeddarkgray,graymudstone,andZhangjiatanshaleisatthebottomofzones.WedemonstratethevolumefracturingfeasibilityofDP1Chang7reservoirfromseveralaspects,suchasthereservoirrocklithology,rockbrittlenessindex,naturalfracturedevelopmentstatus,stressconditions.Comparedwithdomesticandforeignoilshalereservoirs,thereisthepossibilityofavolumefracturing,butthepossibilityofformingcomplexseamissmall.

volumefracturing;shalegas;OrdosBasin;brittlenessindex

2015-10-20

“十二五”國家科技重大專項“大型油氣田和煤層氣開發(fā)”(2011ZX05045-03-03)

李嘉瑞(1987 — )，男，鄭州人，碩士，助理工程師，研究方向為水力壓裂。

TE357

A

1673-1980(2016)04-0033-03