大牛地氣田泥砂巖間互層穿層壓裂影響因素分析

萬軍鳳， 肖 陽， 王 明

(1．中國石油大學(xué)勝利學(xué)院 油氣工程學(xué)院, 山東 東營 257061；2.成都理工大學(xué) 能源學(xué)院，四川 成都 610059；3. 中國石油塔里木油田分公司 天然氣事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000)

大牛地氣田泥砂巖間互層穿層壓裂影響因素分析

萬軍鳳1， 肖 陽2， 王 明3

(1．中國石油大學(xué)勝利學(xué)院 油氣工程學(xué)院, 山東 東營 257061；2.成都理工大學(xué) 能源學(xué)院，四川 成都 610059；3. 中國石油塔里木油田分公司 天然氣事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000)

大牛地氣田砂泥巖互層較多，水平井開采雖然可以實現(xiàn)單層儲量的最大動用，但是無法同時開采縱向上多個儲層，針對這類儲層展開可控穿層壓裂技術(shù)研究，有效合理地開發(fā)間互層，實現(xiàn)盒1和山2儲層共同動用。結(jié)合單井?dāng)?shù)據(jù)，對工區(qū)內(nèi)隔層厚度和水平主應(yīng)力差進(jìn)行對比計算，以分析儲、隔層性質(zhì)、人為可控因素對穿層壓裂的影響。綜合考慮多種因素，以儲層厚度和應(yīng)力差為依據(jù)，初步形成了穿層界限判別標(biāo)準(zhǔn)，并通過井溫測井驗證單井隔層壓開與否，最后形成了一套構(gòu)建在儲層性質(zhì)精細(xì)描述之上，結(jié)合多種施工工藝的可控參數(shù)優(yōu)選方法，可為其它井設(shè)計和優(yōu)化提供參考。

大牛地氣田； 泥砂巖間互層； 穿層壓裂； 影響因素； 井溫監(jiān)測

水力壓裂技術(shù)的進(jìn)步促使其成為許多油田優(yōu)先考慮采用的增產(chǎn)措施，但是在某些地質(zhì)構(gòu)造較復(fù)雜的儲層中，卻沒有取得理想的預(yù)期效果，特別是在砂泥巖間互層儲層中，往往出現(xiàn)無效壓裂、隔層遮擋等現(xiàn)象，降低了水力壓裂技術(shù)的實際應(yīng)用效果。

對于儲層中泥巖隔層的認(rèn)識，吳忠勝等[1]根據(jù)測井曲線的解釋結(jié)果，建立了選擇泥巖隔層的標(biāo)準(zhǔn)和工藝控制方法，進(jìn)一步明確了間互層中泥巖隔層的識別和界定標(biāo)準(zhǔn)。李年銀等[2-3]從理論研究入手，通過研究認(rèn)為，遮擋層的塑性強弱表現(xiàn)為泊松比大小，此值越大對裂縫延伸幅度的影響越大。王曉泉等[4]通過擬合小型壓裂施工曲線,分析裂縫垂向延伸計算結(jié)果，認(rèn)為泥巖層11 m且遮擋能力較好時能阻擋小型壓裂的上下層裂縫的垂向延伸。戴俊生等[5]考慮了砂泥巖互層厚度和巖石力學(xué)參數(shù)變化的影響，對應(yīng)力分布和裂縫延伸進(jìn)行了研究。此外，國內(nèi)其他學(xué)者也在縫高裂縫模擬和控制方面進(jìn)行了相關(guān)研究[6-8]，提出了諸多針對間互層穿層壓裂的工藝措施[9-11]。

大牛地氣田大8、大98井區(qū)主力層位于盒1、山2和山1，其中部分區(qū)域的盒1-1與盒1-2或山2-2砂體連續(xù)，但也有區(qū)域的盒1-1與盒1-2或山2-2發(fā)育泥巖夾層。水平井分段壓裂技術(shù)實現(xiàn)了大牛地氣田盒1儲層難動用儲量的有效開發(fā)，但由于水平井開發(fā)僅能動用一套儲層，使得距離盒1儲層較近的山2儲層無法動用。針對上述問題，本研究從大牛地間互層分布及啟裂延伸機理分析入手，運用現(xiàn)在成熟的水力壓裂軟件FracproPT和Meyer建立不同影響因素的裂縫縱向分析擴展模型，對影響水力裂縫在間互層中縱向擴展因素進(jìn)行研究，從而建立一套可用于大牛地氣田大8、大98井區(qū)的裂縫穿層判別標(biāo)準(zhǔn)，可用于單井壓裂施工設(shè)計和優(yōu)化，達(dá)到聯(lián)合動用儲量的目的[12-14]。

1 間互層分布及啟裂延伸機理分析

大牛地氣田盒1、山2儲、隔層厚度分布差異較大，儲層厚度較小的為3～5 m，較大的為15 m左右，泥巖夾層厚度大多為3～5 m，較大的為10 m左右；儲層的靜態(tài)楊氏模量在(1.829～1.937)×104MPa，遮擋層靜態(tài)楊氏模量在(2.191～2.732)×104MPa；巖石力學(xué)單軸壓縮和有效應(yīng)力條件下的三軸巖石力學(xué)參數(shù)測試結(jié)果表明，大牛地盒1、山2儲層最小水平主應(yīng)力39.68～42.41 MPa，泥巖最小水平主應(yīng)力43.34～52.22 MPa，砂泥巖應(yīng)力差3.66～10.90 MPa。

由于砂巖與泥巖的巖石力學(xué)參數(shù)和地應(yīng)力分布差異顯著，泥巖相對于砂巖屬于韌性巖石，在變形條件相同的情況下，韌性巖石的內(nèi)摩擦角要小于脆性巖石的內(nèi)摩擦角，即泥巖的剪裂角(φ2)要大于砂巖的剪裂角(φ1)(見圖1)。從圖1中可以看出，在相同的儲層應(yīng)力分布情況下，泥巖比砂巖更難產(chǎn)生裂縫。

當(dāng)存在砂泥巖間互層時，在砂泥巖分層表面附近，由于砂巖剪切破裂時產(chǎn)生的裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力場，引起泥巖垂直應(yīng)力與水平應(yīng)力的變化，造成泥巖隔層最大及最小主應(yīng)力的減小。由于最小主應(yīng)力(σ3)的減小量要大于最大主應(yīng)力(σ1)的減小量，導(dǎo)致剪切破裂摩爾圓擴大到圖1虛線位置，與泥巖庫侖剪切破裂線相交，從而使泥巖剪切破裂產(chǎn)生剪切縫。由于泥巖的剪裂角大于砂巖的剪裂角，砂巖中的裂縫延伸到泥巖中時就會發(fā)生形狀變化和縫寬突變(見圖2)。

圖1 砂巖互層剪切破裂時的摩爾圓圖解(根據(jù)戴俊生修改.2011)

Fig.1 Mohr's circle graphic of shear fracture in thin interbeds

圖2 砂巖互層裂縫延伸示意

Fig.2 Sketch of fractures propagation in thin interbeds

研究區(qū)塊為大牛地大8、大98井區(qū)盒1、山2段泥砂巖間互層，由于其隔層楊氏模量小于儲層且天然裂縫不發(fā)育，因此其穿層壓裂儲、隔層影響因素主要為儲、隔層厚度及最小水平應(yīng)力差值(楊氏模量影響縫寬突變減小)，可控參數(shù)主要為壓裂液性質(zhì)及黏度、施工排量和壓裂規(guī)模。在低滲透砂泥巖間互層油氣藏中，因為儲、隔層交替出現(xiàn)，且層數(shù)較多，單層厚度小，隔層巖石強度低，在采用大型壓裂技術(shù)作為增產(chǎn)措施時，裂縫除了在縫長方向延伸較大外，在縫高方向的延伸也較大，故需要對裂縫的延伸進(jìn)行模擬三維或全三維分析，同時考慮非對稱應(yīng)力、流體在縫高方向上流動和泥砂巖剪切破裂的影響[15-17]。

2 儲、隔層性質(zhì)影響分析

為了體現(xiàn)區(qū)塊儲層的平均巖石力學(xué)參數(shù)及地應(yīng)力分布情況，儲、隔層影響因素分析數(shù)學(xué)模型首先選用區(qū)塊平均值進(jìn)行模擬，研究重點放在盒1和山2儲層之間的隔層，其他數(shù)據(jù)采用DP71H井的真實數(shù)據(jù)建模，施工排量4 m3/min，注液量285 m3。

2.1 儲、隔層厚度影響

為了研究儲、隔層厚度對裂縫穿層的影響，在區(qū)塊平均參數(shù)模型的基礎(chǔ)上，首先設(shè)置儲層厚度為20 m，分別設(shè)置隔層厚度為4、5、6 m，儲、隔層最小水平主應(yīng)力差6 MPa，模擬不同隔層厚度情況下裂縫延伸分布(見圖3(a)、(b))。由圖3(a)、(b)可見，隔層厚度由4 m增加到6 m，裂縫穿層受到明顯限制；隔層厚度為4 m，裂縫在105 m縫長內(nèi)穿過整個隔層，在縫長55 m處穿過隔層縫高為18 m；隔層厚度為5 m，裂縫雖然在102 m縫長內(nèi)穿過隔層，但是在縫長51 m處縫高只有3 m。

為了研究多個間互層的影響，設(shè)置儲層厚度為5 m，因為薄層劃分較多且相互間隔，共設(shè)置了9層，其中砂巖層段5層，泥巖層段4層，考慮到裂縫在全部模型中的高度近似對稱分布，故采用內(nèi)、外隔層的稱謂加以區(qū)分各個隔層?？紤]儲、隔層應(yīng)力差為3 MPa，分別模擬3～9 m隔層厚度情況下裂縫延伸分布(見圖3(c)、(d))。由圖3(c)、(d)可見，在4～5 m厚隔層時出現(xiàn)了內(nèi)隔層穿越縫寬的反彈現(xiàn)象，是由于4～5 m時裂縫不能壓穿外部隔層，更多的水力能量用于橫向上的擴展。當(dāng)隔層厚度增加到4～5 m時，外部隔層的穿層受到了影響，故3 MPa應(yīng)力差下裂縫的穿層臨界值為5 m。

圖3 不同儲層、隔層厚度穿層影響分析

Fig.3 Analyze the effect of interlayer thickness on fractures propagation for different interbeds

從上述分析模擬可以看出，在壓裂工藝參數(shù)一定的情況下，改造裂縫的“整體縫高”受到儲、隔層厚度的影響：在隔層厚度一定的情況下，穿層能力隨著儲層厚度的增加而降低；在儲層厚度一定的情況下，穿層能力隨著隔層厚度的增加而明顯降低；隔層厚度增加對穿層能力的“阻擋”作用明顯大于儲層厚度增加。

2.2 儲、隔層應(yīng)力差影響

為了研究儲、隔層應(yīng)力差對裂縫穿層的影響，在區(qū)塊平均參數(shù)模型的基礎(chǔ)上，針對20 m儲層分別設(shè)置儲、隔層應(yīng)力差為6、7、8 MPa，模擬不同儲、隔層應(yīng)力差情況下裂縫延伸分布(見圖4(a)、(b))。由圖4(a)、(b)可見，隔層地應(yīng)力大，人工裂縫在隔層中的張開程度小于儲層，在儲、隔層界面上裂縫寬度產(chǎn)生突變；儲、隔層地應(yīng)力差增大會限制裂縫高度的延伸，當(dāng)儲、隔層地應(yīng)力差增大到一定程度時，將導(dǎo)致裂縫無法穿透隔層。

在區(qū)塊平均參數(shù)模型的基礎(chǔ)上，針對5 m儲層、5 m隔層情況下，分別設(shè)置儲、隔層應(yīng)力差為1、3、5、7、9、11 MPa，模擬不同儲、隔層應(yīng)力差情況下裂縫延伸分布(見圖4(c)、(d))。由圖4(c)、(d)可見，隨著應(yīng)力差的增大，裂縫越來越難以穿過隔層，反而在縫長方面有所增長，同樣是因為裂縫高度變小導(dǎo)致了有更多的水力能量促進(jìn)縫長的增長。當(dāng)應(yīng)力差增加到4 MPa時，外部隔層的穿層受到了影響，故5 m隔層下裂縫的穿層臨界應(yīng)力差為4 MPa。

圖4 不同儲、隔層應(yīng)力差穿層影響分析

Fig.4 Analyze the effect of stress difference on fractures propagation for different interbeds

從上述分析模擬可以看出，在壓裂工藝參數(shù)一定的情況下，改造裂縫的“整體縫高”受到儲、隔層應(yīng)力差的影響：在儲、隔層厚度一定的情況下，穿層能力隨著儲、隔層應(yīng)力差的增加而降低，儲、隔層應(yīng)力差“單位”增大對裂縫穿層能力的影響甚至大于隔層厚度。

3 壓裂施工工藝可控參數(shù)分析

工藝可控參數(shù)主要是壓裂液性質(zhì)及黏度、施工排量、壓裂規(guī)模，在考慮間互層影響的情況下，采用DP71H井真實儲層情況建模，設(shè)計盒1和山2之間儲、隔層應(yīng)力差為8 MPa，分析對比可控參數(shù)對穿層壓裂的影響。

3.1 壓裂液性質(zhì)及黏度的影響

以2 m3/min排量注入施工總液量285 m3，模擬壓裂液視黏度為11.5(滑溜水)、59.7、109.9、200.0、299.3 mPa·s(凍膠)時，裂縫擴展情況(見圖5)。

圖5 不同壓裂液性質(zhì)黏度穿層影響分析

Fig.5 Analyze the effect of fracture fluid viscosity on fractures propagation

從上述分析模擬可以看出，高黏度的壓裂液有助于人工裂縫在高度方向上的延伸和隔層中最小縫寬的增加，同時有助于支撐裂縫尺寸的增加，在地層溫度條件下黏度小于60 mPa·s的壓裂液不利于裂縫穿層延伸。

3.2 施工排量的影響

施工總液量285 m3，分別模擬以2.0、2.5、3.0、3.5、4.0 m3/min排量注入時的裂縫擴展情況，結(jié)果見圖6。

圖6 不同施工排量穿層影響分析

Fig.6 Analyze the effect of injection rate on fractures propagation

高排量施工壓裂有助于人工裂縫在高度方向上的延伸和隔層中最小縫寬的增加，達(dá)到穿層壓裂的儲層改造要求，但在排量穿層臨界點附近存在一個最優(yōu)排量，滿足穿層壓裂和裂縫參數(shù)優(yōu)化設(shè)計的共同要求，需要根據(jù)具體單井儲層情況，結(jié)合壓裂模擬計算來確定其具體數(shù)值。

4 穿層壓裂標(biāo)準(zhǔn)界限及實際效果驗證

井溫測井又稱熱測井，就是測量地層溫度剖面，根據(jù)溫度剖面的變化，可以在產(chǎn)液井中尋找產(chǎn)液的井段，在注入井中尋找注入的井段，以此來評價壓裂酸化施工的效果。由于壓裂液是從壓開的裂縫中進(jìn)入地層，在壓裂過程中，隨著低溫的壓裂液進(jìn)入地層，地層的溫度也隨之降低，因此根據(jù)溫度剖面的變化就可以判斷壓開裂縫的高度。將12口井15層次的井溫曲線解釋縫高對比儲、隔層厚度后，獲得壓開隔層厚度儲、隔層厚度及應(yīng)力情況，統(tǒng)計結(jié)果如表1所示。

表1 穿層壓裂壓開隔層情況和應(yīng)力厚度統(tǒng)計Table 1 Statistics of fracturing in interlayer, stress difference and interlayer thickness

綜合對比儲、隔層性質(zhì)及可控參數(shù)模擬和井溫監(jiān)測縫高曲線，結(jié)合大牛地現(xiàn)有壓裂工藝和施工參數(shù)，建立穿層界限圖版(見圖7)，將厚度和儲、隔層應(yīng)力差進(jìn)行分區(qū)，隔層厚度小于5 m為小厚度區(qū)，5～6 m為中厚度區(qū)，大于6 m為高厚度區(qū)；儲、隔層應(yīng)力差小于5 MPa為低應(yīng)力區(qū)，5～6 MPa為中應(yīng)力區(qū)，大于6 MPa為高應(yīng)力區(qū)。

圖7 穿層壓裂儲、隔層性質(zhì)界限圖版

Fig.7 Interlayer permeation fracturing plate ,showing reservoir property

結(jié)合實際穿層情況統(tǒng)計表和穿層界限圖版，建立穿層壓裂界限標(biāo)準(zhǔn)如下：(1) 低厚度隔層：中低應(yīng)力差區(qū)隔層被壓開，高應(yīng)力差區(qū)隔層無法壓開；(2) 中厚度隔層：中低應(yīng)力差區(qū)隔層被壓開，中高應(yīng)力差區(qū)隔層無法壓開；(3) 高厚度區(qū)，低應(yīng)力差隔層被壓開，中高應(yīng)力差隔層未被壓開。

5 結(jié)論

(1) 穿層壓裂的四個主要影響因素是儲、隔層應(yīng)力差，儲、隔層厚度，儲、隔層楊氏模量，間互層，其中儲、隔層應(yīng)力差和隔層厚度的影響程度最大，厚隔層和大應(yīng)力差都會限制縫高，因此工區(qū)隔層厚度小于6 m，儲隔層應(yīng)力差小于6 MPa的儲隔層段較易實現(xiàn)穿層壓裂。

(2) 初步形成了穿層界限判別標(biāo)準(zhǔn)，并通過井溫測井驗證其可靠性。穿層壓裂施工的主要可控參數(shù)是壓裂液性質(zhì)黏度(200 mPa·s以上)、施工排量規(guī)模(3 m3/min以上)、射孔方位孔徑等，需要結(jié)合具體的儲、隔層性質(zhì)特征進(jìn)行穿層優(yōu)化設(shè)計。

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(編輯 王亞新)

Effect Factors for Layer Penetration Fracturing of Thin Interbeds in Daniudi Gas Field

Wan Junfeng1, Xiao Yang2， Wang Ming3

(1.OilandGasEngineerringDepartment,ShengliCollegeChinaUniversityofPetroleum,DongyingShandong257061，China;2.EnergyResourceCollege,ChengduUniversityofTechnology,ChengduSichuan610059,China；3.NaturalGasDepartment,TarimOilfieldCompanyofPetroChina,KorlaXinjiang841000，China)

There are many sand and shale interbed in Daniudi gas field. Although the horizontal well exploitation can realize the maximum utilization of the single layer reserves, it is impossible to exploit several reservoirs in the longitudinal direction. A systematical and significant influencing the Daniudi gas field exploitation technology called layers penetration fracturing that between the pay zone He-1 and Shan-2 has been developed by associate with the characteristic of pay zone. The treatment parameter such as discharging rate and fluid viscosity also researched for the aim of proposing the treatment advice and optimal method in different conditions, in order to form the penetration principle and a technique that could identify controllable factors. Associated with the precise single well stress explanation results and well temperature monitoring, the layers penetration model and principle's reliability have been verified, which presented the steerable layers penetration fracturing treatment and parameter optimization method.

Daniudi gas field； Thin sand-mud alternate layer； Layer penetration fracturing； Effect factors； Well temperature monitoring

1006-396X(2017)03-0032-07

2017-03-11

2017-03-21

國家自然科學(xué)基金青年基金(5150041047)；國家科技重大專項(2016ZX05048)。

萬軍鳳(1979-)，女，碩士，講師，從事油氣田開發(fā)工程方面研究；E-mail：wf257061@126.com。

TE325

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.03.006

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn