致密儲層可壓裂性測井評價方法研究

劉之的, 李高仁, 張偉杰, 牛林林, 李盼

(1.西安石油大學地球科學與工程學院, 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)的重點領域,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)實踐證明,致密儲層孔隙度、滲透率、含油飽和度基本相等,且有效厚度相當時,壓裂前后致密油產(chǎn)量差異卻很大[2],甚至絕大多數(shù)致密儲層,幾乎無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能達不到工業(yè)油流標準,這充分說明致密儲層要獲得一定規(guī)模的產(chǎn)能必須借助于壓裂工藝手段[3-4]。致密儲層可壓裂性評價前,必須先開展儲層品質(zhì)優(yōu)選研究。物性好、含油飽和度高的厚儲層,可能因為儲層脆性指數(shù)低、可壓裂性差而難以獲得高產(chǎn)[2,5];又如物性、含油性中等的厚儲層,會因脆性指數(shù)高、可壓裂性強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層能否高效地進行壓裂而獲得高產(chǎn)。可壓裂性精準評價將為優(yōu)選壓裂層位和有效制定開發(fā)方案提供技術支持。

業(yè)界主要依據(jù)致密儲層的脆性指數(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,但僅依靠該指標難以表征壓裂時能否形成復雜的裂縫系統(tǒng),也不能揭示壓裂時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特性的測井資料,對致密儲層脆性指數(shù)、水平應力差異系數(shù)、儲層及圍巖間的應力差進行處理解釋,并考慮裂縫、層理發(fā)育程度對可壓裂性的影響,進而開展致密儲層可壓裂性測井評價研究。

1 致密儲層可壓裂性單因素評價

以往致密儲層可壓裂性評價主要開展脆性指數(shù)計算,并根據(jù)所計算的脆性指數(shù)表征致密儲層的可壓裂性。水力壓裂中,為了更快速地形成復雜的裂縫系統(tǒng),儲層的水平應力差異系數(shù)、裂縫和層理也是2個不容忽視的關鍵因素[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)的關鍵地質(zhì)條件。為了評價能否壓穿多套含油層系,引入了“儲層與圍巖間應力差”參數(shù)。

1.1 巖石脆性評價

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]。儲層的脆性指數(shù)越大,說明儲層越易于壓裂形成裂縫[2],反之亦然。致密油氣儲層的體積壓裂設計中,巖石的脆性是考慮的重要因素之一。脆性控制巖石力學特性,在埋深相同的條件下,黏土含量低,則儲層的彈性模量高、泊松比低、地應力相對較小,閉合應力低、破裂壓力小[11]。

巖石脆性的礦場評價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)展起來的一大類預測方法。國內(nèi)外學者提出了基于巖石礦物組分和彈性參數(shù)的2類巖石脆性礦場預測方法[12]。

已有研究表明,礦物組分、孔隙度均對巖石力學的性質(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)的細粒級的粉細砂巖,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層的脆性指數(shù),借鑒彈性模量和泊松比計算脆性指數(shù)的方法,并充分考慮到彈性模量和泊松比均可由密度、縱波時差和橫波時差計算理論?；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,在縱橫波動靜態(tài)標定之后,建立了如式(1)所示的利用測井資料計算脆性指數(shù)模型。

IB=-74.8ρb-1.92φ+

(1)

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

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

(2)

式中,Δtmas、Δtmac分別為地層骨架的橫波時差與縱波時差,μs/m;Δtfs、Δtfc分別為地層流體的橫波時差與縱波時差,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算的困難。彈性模量和泊松比法計算脆性指數(shù)需要進行巖石力學動靜態(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)進行了測井數(shù)字處理。圖1是H119井脆性指數(shù)測井計算成果圖。由圖1可知,該井2 267.8～2 272.1 m 儲層段脆性指數(shù)較高,表明可壓裂性強。整體上,研究區(qū)儲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。該研究計算的儲層脆性指數(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)測井計算成果圖

1.2 水平應力差異系數(shù)

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

如果致密儲層的水平應力差小,壓裂過程中壓裂液易于在多個方向上進入微裂縫,并形成新的裂縫。其原因在于較小的水平主應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,構建成較為發(fā)達的滲流網(wǎng)絡,達到體積壓裂改造的效果。反之,僅產(chǎn)生若干條主裂縫,難以實現(xiàn)體積壓裂和復雜的網(wǎng)絡裂縫系統(tǒng)。因此,致密儲層的最大和最小水平主應力差是體積壓裂能否成功實現(xiàn)的決定因素。實際生產(chǎn)中,常用水平應力差異系數(shù)描述水平主應力的差異大小[2]。通常,采用式(3)計算水平應力差異系數(shù)[14]。

(3)

1.3 致密儲層與圍巖間的應力差

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

利用測井資料計算致密儲層及其圍巖地應力的基礎上,便可獲得致密儲層與圍巖間的應力差。

Δσ=σs-σc

(4)

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

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

圖2 H86井水平地應力差異系數(shù)和應力差測井評價成果圖

1.4 天然裂縫和層理

裂縫改善了儲層的滲流特性,張開的微裂縫可以大大提高致密儲層的滲透率,為致密儲層提供良好的滲流通道。倘若目的層天然裂縫相對發(fā)育,巖性堅硬致密,地應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,致密儲層的可壓性越好。已有研究表明[2,16],當垂直應力遠大于注入壓力時,壓裂液易于沿水平層理形成水平縫的同時,進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層裂縫發(fā)育較差,僅發(fā)育微裂縫。由于構造運動的影響,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層的巖石力學特性,使其壓裂改造時的破裂壓力降低,壓裂液易于沿著天然微裂縫流動,進而形成規(guī)模較大的復雜壓裂縫。

圖3 H90-2井微電阻率成像測井圖

2 致密儲層可壓裂性評價標準

研究表明[14],儲層品質(zhì)好是優(yōu)選壓裂層位的關鍵因素,為此,在實際生產(chǎn)中,開展儲層可壓裂性評價時,必須具備良好的儲層品質(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),致密儲層的微裂縫發(fā)育與否不僅關系到油氣成藏,也有助于壓裂造縫和油氣滲流。致密儲層自身水平主應力差異系數(shù)較小時,易于在致密儲層內(nèi)形成復雜裂縫;致密儲層與圍巖的最小水平主應力差較小時,壓裂易于壓穿致密儲層,并溝通相鄰的各套含油層系。脆性指數(shù)越高,致密儲層的壓裂品質(zhì)越好,地層更易被壓開。據(jù)此,將致密儲層的脆性指數(shù)、水平主應力差異系數(shù)、致密儲層與圍壓應力差及是否發(fā)育微裂縫作為可壓裂性分類評價的4個指標。

基于上述方法模型,對致密儲層可壓裂性分類評價的4個指標進行了計算。依據(jù)其計算結(jié)果,在系統(tǒng)對比實際壓裂效果監(jiān)測和生產(chǎn)動態(tài)資料的基礎上,給出了表1所示的致密儲層可壓裂性分類評價標準。

由表1可知,該研究將致密儲層可壓裂性分類評價標準劃分為3類:Ⅰ類表示儲層可壓裂性強,是優(yōu)先推薦的最佳層位;Ⅱ類表示儲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,是要避開的難動用層位。

3 應用實例分析

圖4是H42-8井致密儲層可壓裂性分類評價成果圖。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,表明儲層品質(zhì)較好。

表1 致密儲層可壓裂性分類評價標準

圖4 H42-8井致密儲層段可壓裂性分類評價成果圖

該3套致密油儲層垂直微裂縫和層理較為發(fā)育(見圖4),為壓裂液進入裂縫進而形成復雜裂縫提供了天然條件。從測井解釋的地應力及脆性指數(shù)來看,這3套含油層段的最小水平主應力差異系數(shù)較小,脆性指數(shù)較高,因此,壓裂時更易于形成復雜裂縫系統(tǒng)。盡管這3套含油層段的泥巖隔層較薄,但由于儲層與圍巖的應力差較大,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)的關鍵。

圖5 H42-8井致密儲層段微電阻率成像測井圖

綜合儲層品質(zhì)和儲層可壓裂性評價,依據(jù)表1所示的致密儲層可壓裂性分類評價標準,將這3套含油層段劃分為Ⅰ類。該層段于2015年12月5日進行合壓,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價分類結(jié)果與實際生產(chǎn)較為吻合,表明可壓裂性的精準評價對提高油氣產(chǎn)能起到了關鍵作用。

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)應力差異系數(shù)較小,儲層的脆性指數(shù)較大,且該套儲層發(fā)育微裂縫和層理,因此,容易在儲層內(nèi)形成復雜網(wǎng)狀縫;盡管層間應力差較大,但在壓裂施工時采用的是這3套致密油儲層合壓。

4 結(jié) 論

(1) 致密儲層層內(nèi)應力差異系數(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,則越容易形成復雜網(wǎng)狀縫。多套致密儲層與其泥巖隔夾層層間應力差小,則壓裂時易于溝通多套含油層;否則,層間應力差大,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) 建議在致密儲層可壓裂性評價時,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層,并加強油氣源儲配置關系研究,以期壓裂后獲得更高的工業(yè)油流。

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