海拉爾油田南屯組小型測(cè)試壓裂地質(zhì)特征分析

蔣建方 何琛 宋清新 金玲 馮章語(yǔ) 劉秋均 初振鈺 張?zhí)?/p>

1. 中國(guó)石油大學(xué)非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院；2. 中國(guó)石油大學(xué)石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3. 勝利油田分公司濱南采油廠

南屯組儲(chǔ)層以暗色泥巖和粉砂巖為主，部分區(qū)域可生成油頁(yè)巖，是大慶海拉爾油田的重要生油層段［1］，其中貝中、烏東等區(qū)塊的壓裂裂縫形態(tài)復(fù)雜，寬度小，臨界砂比低，7%砂比就出現(xiàn)明顯的壓力上漲，最高砂比僅為13.7%［2］，壓裂作業(yè)時(shí)井底停泵壓力梯度多數(shù)處在0.018 1～0.025 9 MPa/m之間，平均值達(dá)到0.021 1 MPa/m，根據(jù)張有才［3］等的認(rèn)識(shí)，這些井多數(shù)為高停泵壓力井。為此，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)了多種工藝措施和方法，把稠化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)從0.35%提高到0.45%，前置液百分?jǐn)?shù)從35%調(diào)整到45%，采取10 m3粉砂的段塞處理，仍然無(wú)法實(shí)現(xiàn)高砂比加砂［4-5］。

小型測(cè)試壓裂分析是認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層特征、優(yōu)化主壓裂設(shè)計(jì)、提高施工效率的有效手段［6］，對(duì)地質(zhì)條件復(fù)雜、施工難度大的儲(chǔ)層進(jìn)行壓裂時(shí)更加重要［7-11］。雷群［12］等通過(guò)小型測(cè)試壓裂分析，認(rèn)識(shí)了儲(chǔ)層閉合壓力及其時(shí)間和壓裂液濾失性等特征，明確了裂縫高度延伸特征、區(qū)塊壓裂模式，提高了整體儲(chǔ)層改造成功率。蔣建方［13］等基于長(zhǎng)慶長(zhǎng)8儲(chǔ)層小型測(cè)試壓裂分析，獲得了儲(chǔ)隔層的重要特征參數(shù)，以此優(yōu)化了施工參數(shù)，最高砂比達(dá)到55%～60%，施工取得了較好效果。張有才［3］等通過(guò)海拉爾油田小型測(cè)試壓裂分析總結(jié)，形成了近井高摩阻、高停泵壓力梯度的處理和裂縫儲(chǔ)層的識(shí)別3項(xiàng)技術(shù)，整體上提升了海拉爾油田壓裂施工成功率。對(duì)于南屯組這樣具有高停泵壓力的力學(xué)特征與形成機(jī)制及其對(duì)壓裂施工影響研究不夠具體，施工難度依然很大，需要進(jìn)一步提高針對(duì)性與指導(dǎo)性。筆者采用FracproPT2011壓裂軟件［14］對(duì)大慶海拉爾油田南屯組20口井的小型測(cè)試壓裂進(jìn)行了分析，研究了儲(chǔ)隔層的巖石力學(xué)特性，分析了影響裂縫寬度的主因，探索了現(xiàn)場(chǎng)施工難度大的理論機(jī)制。

1 南屯組儲(chǔ)層壓裂地質(zhì)概況

南屯組儲(chǔ)層孔隙度最大值為23.8%，最小值為1.1%，平均值為10.4%，孔隙度主要分布在4%～14%；滲透率最大值為 276×10-3μm2，最小值為 0.01×10-3μm2，平均值為 3.23×10-3μm2，主體值小于 0.5×10-3μm2，屬于特低孔超低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層巖性復(fù)雜，既有泥、砂巖還有頁(yè)巖，其力學(xué)性質(zhì)差異大，具有壓裂壓力特殊性。儲(chǔ)層總體滲透性差，需要通過(guò)壓裂措施獲得產(chǎn)能；同時(shí)滲透性差異大，高滲地帶發(fā)育天然裂縫，增大了壓裂液濾失和施工難度。

2 小型測(cè)試壓裂的實(shí)施與分析

2.1 小型測(cè)試壓裂實(shí)施

對(duì)目標(biāo)井進(jìn)行排量和關(guān)井測(cè)壓設(shè)計(jì)與施工，并在小型測(cè)試壓裂過(guò)程中獲得每秒時(shí)間點(diǎn)對(duì)應(yīng)的排量和壓力；要求在變排量過(guò)程中獲得穩(wěn)定的排量和壓力，停泵后關(guān)井測(cè)壓30～60 min，直至壓力趨于穩(wěn)定。圖1為W1井南屯組2段測(cè)試壓裂施工曲線。該井設(shè)計(jì)實(shí)施了5升3降的階梯排量注入測(cè)試，壓后關(guān)井測(cè)壓降36 min，最后壓力基本穩(wěn)定。

圖1 W1井南屯組97～99號(hào)層小型測(cè)試壓裂曲線Fig. 1 Mini-frac test curve of No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

2.2 小型測(cè)試壓裂分析

小型測(cè)試壓裂分析通常按以下程序進(jìn)行：打開FracproPT文件→打開數(shù)據(jù)庫(kù)數(shù)據(jù)文件→調(diào)入測(cè)試壓裂采集的.DBS數(shù)據(jù)文件→設(shè)置模型的參數(shù)信道→輸入井筒結(jié)構(gòu)參數(shù)→設(shè)定熱傳導(dǎo)參數(shù)→輸入地層物性、巖性、力學(xué)性質(zhì)等參數(shù)→選擇或編輯壓裂液及支撐劑性能參數(shù)→根據(jù)測(cè)試壓裂測(cè)定數(shù)據(jù)設(shè)置泵段→運(yùn)行測(cè)試壓裂模擬程序→進(jìn)行小型測(cè)試壓裂分析(瞬時(shí)停泵壓力、平方根函數(shù)、G函數(shù)、雙對(duì)數(shù)函數(shù))→迭代計(jì)算管柱、孔眼、近井筒摩阻→擬合凈壓力，分析儲(chǔ)層滲透性和濾失性。采用FracproPT2011軟件和測(cè)試壓裂分析方法擬合分析了南屯組20口井的測(cè)試壓裂數(shù)據(jù)，以W1井南屯組 97～99號(hào)小層測(cè)試壓裂數(shù)據(jù)為例分析。

2.2.1 井層基本參數(shù)

W1井南屯組2段97～99號(hào)層，井段為2 830.4～2 840.4 m，平均測(cè)井孔隙度為6.78%，測(cè)井滲透率為6.27×10-3μm2，泥質(zhì)含量為 13.52%；射孔厚度 8.6 m，孔眼直徑1.18 cm，射孔密度16孔/m。儲(chǔ)、隔層自然伽馬分別為130、155 API，地應(yīng)力剖面解釋儲(chǔ)、隔層楊氏模量分別為41 370、44 280 MPa，泊松比分別為0.26、0.29。可見儲(chǔ)層物性差，具有特低孔、超低滲、高含泥的特征；儲(chǔ)、隔層巖石力學(xué)性質(zhì)差異小，楊氏模量和泊松比差別小，縫高控制難度大；而且儲(chǔ)層楊氏模量和泊松比都較大，顯示了巖石的硬度和韌性，裂縫不易破裂和擴(kuò)展，預(yù)測(cè)施工壓力高，難度大。

2.2.2 閉合應(yīng)力及其梯度分析

利用小型測(cè)壓數(shù)據(jù)，分析了瞬時(shí)停泵壓力曲線，結(jié)果見圖2?？梢?，地面和井底的瞬時(shí)停泵壓力(ISIP)分別為40.15、67.92 MPa，計(jì)算地面和井底的瞬時(shí)停泵壓力梯度分別為0.014 2、0.024 0 MPa/m，為高停泵壓力壓裂井。

圖2 W1井南屯組97～99號(hào)層小型測(cè)試壓裂瞬時(shí)停泵壓力分析Fig. 2 Analysis on the instantaneous pump-off pressure of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

平方根曲線顯示壓力下降與閉合時(shí)間的平方根的關(guān)系，通過(guò)對(duì)井底壓力添加切線，并分析偏離切線點(diǎn)的方法獲得裂縫的閉合壓力和閉合時(shí)間，見圖3，井底閉合應(yīng)力為66.65 MPa，閉合應(yīng)力梯度為0.023 5 MPa/m，為高閉合應(yīng)力地層，估算裂縫凈壓力為1.27 MPa。

圖3 W1井南屯組97～99號(hào)層小型測(cè)試壓裂平方根函數(shù)分析Fig. 3 Square root function analysis on mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

G函數(shù)曲線顯示壓力下降、壓力導(dǎo)數(shù)和壓力疊加導(dǎo)數(shù)與G函數(shù)時(shí)間的關(guān)系，通過(guò)作壓力疊加導(dǎo)數(shù)的切線，分析切線在壓力疊加導(dǎo)數(shù)曲線的偏離點(diǎn)獲得裂縫的閉合應(yīng)力，研究壓力疊加導(dǎo)數(shù)的曲線特征、與切線的關(guān)系，以識(shí)別濾失類型和機(jī)理，見圖4，井底閉合應(yīng)力為64.54 MPa，閉合應(yīng)力梯度為0.022 8 MPa/m，為高閉合應(yīng)力地層，估算裂縫凈壓力為3.38 MPa；壓力疊加導(dǎo)數(shù)的前部為凸型，顯示壓裂初期具有多裂縫濾失特性，但凸出幅度較小，說(shuō)明多裂縫的數(shù)量不大，形成一定的裂縫空間的競(jìng)爭(zhēng)；在壓力疊加導(dǎo)數(shù)中部為凹型，表明停泵后裂縫高度在衰退；在后部壓力疊加導(dǎo)數(shù)下降，顯示停泵后裂縫沒(méi)有繼續(xù)延伸。

圖4 W1井南屯組97～99號(hào)層小型測(cè)試壓裂G函數(shù)分析Fig. 4 G function analysis on mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

雙對(duì)數(shù)曲線顯示壓力及其疊加導(dǎo)數(shù)與時(shí)間的關(guān)系，通過(guò)對(duì)壓力的疊加導(dǎo)數(shù)作切線，并在疊加導(dǎo)數(shù)偏離切線處獲得裂縫的閉合應(yīng)力，根據(jù)瞬時(shí)停泵井底壓力和閉合應(yīng)力估算凈壓力，見圖5，井底閉合應(yīng)力為66.40 MPa，閉合應(yīng)力梯度為0.023 4 MPa/m，為高閉合應(yīng)力地層，估算裂縫凈壓力為1.52 MPa。

圖5 W1井南屯組97～99號(hào)層小型測(cè)試壓裂雙對(duì)數(shù)函數(shù)分析Fig. 5 Log-log function analysis on mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

表1中統(tǒng)計(jì)了上述方法對(duì)停泵壓力和閉合應(yīng)力的分析結(jié)果?？梢?，3種分析方法的計(jì)算結(jié)果比較接近，平均井底閉合壓力及其梯度分別為65.86 MPa和0.023 2 MPa/m；平均地面、井底瞬時(shí)停泵壓力分別為40.15 MPa和67.92 MPa，對(duì)應(yīng)的地面和井底停泵壓力梯度分別為0.014 6 MPa/m和0.024 0 MPa/m，顯見為高停泵壓力壓裂施工井；裂縫凈壓力為2.06 MPa，比較低，表明停泵后，裂縫延伸不明顯，與G函數(shù)裂縫形態(tài)特征表征一致。

2.2.3 摩阻分析

利用FracproPT2011三維壓裂軟件，根據(jù)前述分析方法，選取階梯降排量測(cè)試中壓力-排量相對(duì)穩(wěn)定的3組數(shù)據(jù)，分析解釋了W1井南屯組97～99號(hào)層測(cè)試壓裂過(guò)程中的摩阻，見圖6。由圖6可見，射孔孔眼摩阻為1.96 MPa，可以通過(guò)增加射孔數(shù)量、清潔孔眼等措施減小摩阻；近井筒彎曲摩阻為1.76 MPa，表明地層裂縫可能存在一定彎曲，可在主加砂壓裂初期增加粉砂或粉陶段塞降濾，打磨裂縫彎曲面，減小該類摩阻。

表1 W1井南屯組97～99號(hào)層小型測(cè)試壓裂閉合應(yīng)力與凈壓力分析結(jié)果Table 1 Analysis result of the closure stress and net pressure of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

圖6 W1井南屯組97～99號(hào)層小型測(cè)試壓裂摩阻分析Fig. 6 Analysis on the friction of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

2.2.4 儲(chǔ)層滲透性與裂縫濾失性分析

根據(jù)小型測(cè)試壓裂數(shù)據(jù)，反復(fù)調(diào)試W1井南屯組97～99號(hào)層地層參數(shù)，擬合模型計(jì)算的凈壓力曲線和測(cè)定的凈壓力曲線，直至基本重合或比較接近，見圖7。

圖7 W1井南屯組97～99號(hào)層小型測(cè)試凈壓力擬合Fig. 7 Net pressure fitting of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1

儲(chǔ)、隔層閉合應(yīng)力梯度分別為0.023 2 MPa/m和0.023 9 MPa/m，應(yīng)力差為1.98 MPa，壓裂時(shí)難以形成有效遮擋層，裂縫高度不易控制；擬合時(shí)，裂縫體積因子、濾失因子和開縫因子調(diào)整為2.5，初期裂縫可能有2～3條，解釋儲(chǔ)層有效滲透率為0.016×10-3μm2，裂縫綜合濾失系數(shù)為 8.218×10-4m/min0.5，儲(chǔ)層有效滲透率較低，裂縫濾失系數(shù)偏大，與一定的天然裂縫發(fā)育有關(guān)。

2.2.5 儲(chǔ)層壓裂地質(zhì)特征

采用上述方法分析擬合了海拉爾油田南屯組儲(chǔ)層20口井的小型測(cè)試壓裂數(shù)據(jù)，對(duì)停泵壓力、閉合應(yīng)力、儲(chǔ)層滲透性、濾失系數(shù)等解釋結(jié)果進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，結(jié)果見表2。由表2可見，井底瞬時(shí)停泵壓力梯度基本都大于0.018 0 MPa/m，屬于高停泵壓力壓裂井，分布區(qū)間為0.018 0～0.026 9 MPa/m，大于0.020 MPa/m的井占比為80%，既表明壓裂施工的泵壓高、作業(yè)難度大，也反映儲(chǔ)層之間在地層應(yīng)力上具有較大差異，力學(xué)特性上的非均質(zhì)性使其在施工難度的基礎(chǔ)上，增加了復(fù)雜性。儲(chǔ)層閉合應(yīng)力梯度主要分布在0.015 4～0.023 2 MPa/m之間，通常情況下為地層最小水平主應(yīng)力梯度，地層復(fù)雜時(shí)為裂縫貫穿地層的最小水平主應(yīng)力的平均值，遠(yuǎn)高于常規(guī)砂巖儲(chǔ)層。

表2 南屯組20口高停泵壓力井小型測(cè)試壓裂效果解釋結(jié)果Table 2 Interpretation result of mini-frac test in 20 wells with high pump-off pressure in Nantun Formation

近井地帶均有彎曲摩阻，范圍在1.42～14.36 MPa之間，變化范圍大，大于4.0 MPa的彎曲摩阻占比為60%，認(rèn)為地層多裂縫和裂縫彎曲現(xiàn)象比較嚴(yán)重，主加砂壓裂過(guò)程中需要通過(guò)使用粉陶、增黏來(lái)降濾，支撐劑段塞打磨等技術(shù)進(jìn)行有效處理。射孔孔眼摩阻主要集中在1.5～3.0 MPa之間，優(yōu)化射孔、增加射孔數(shù)以及段塞均有助于減小射孔孔眼摩阻。儲(chǔ)層滲透率分布在 (0.014～0.465)×10-3μm2之間，滲透率小于0.1×10-3μm2的儲(chǔ)層占 20%，滲透率在 (0.1～0.2)×10-3μm2之間的儲(chǔ)層占 35%，滲透率在 (0.2～0.3)×10-3μm2之間的儲(chǔ)層占30%，滲透率大于0.3×10-3μm2的儲(chǔ)層占15%，滲透率主要分布在(0.1～0.3)×10-3μm2之間，占65%，可見儲(chǔ)層具有特低滲特性；部分滲透性較高、滲透率很小而濾失系數(shù)較大的井，一般是天然裂縫發(fā)育的井。

從上述分析結(jié)果可見，南屯組儲(chǔ)層表現(xiàn)出如下壓裂地質(zhì)特征：(1)停泵壓力高、井底停泵壓力梯度大、閉合應(yīng)力梯度大；(2)閉合應(yīng)力梯度范圍大，儲(chǔ)層地應(yīng)力具有較大非均質(zhì)性；(3)儲(chǔ)層為特低滲儲(chǔ)層，天然裂縫具有一定程度發(fā)育，物性上顯示較強(qiáng)非均質(zhì)性；(4)天然裂縫和多縫地層濾失系數(shù)較大。

3 現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工困難原因分析

南屯組儲(chǔ)層具有特低滲、天然裂縫發(fā)育的特征，同時(shí)考慮壓裂液濾失量大，有一定施工難度，國(guó)內(nèi)外已經(jīng)獲得了許多認(rèn)識(shí)和技術(shù)處理對(duì)策，而停泵壓力高、閉合應(yīng)力大是近年嚴(yán)重影響壓裂設(shè)計(jì)、施工及其效果的主要因素，現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工主要表現(xiàn)出施工壓力和停泵壓力高、砂比低、易砂堵。

3.1 高停泵壓力原因

式(1)顯示了壓裂過(guò)程中幾個(gè)壓力之間的關(guān)系；當(dāng)瞬時(shí)停泵時(shí)，流體流速為0，各項(xiàng)摩阻瞬時(shí)為0，則式(1)變?yōu)槭?2)；式(3)顯示了延伸壓力與凈壓力和閉合應(yīng)力以及最小主應(yīng)力、構(gòu)造應(yīng)力之間的關(guān)系，斷層等發(fā)育時(shí)，構(gòu)造應(yīng)力的影響不可忽略。

式中，p0為延伸壓力，p1為泵壓，p2為液柱壓力，p3為管柱摩阻，p4為孔眼摩阻，p5為近井彎曲摩阻，p6為瞬時(shí)停泵壓力，p7為凈壓力，p8為閉合壓力，p9為最小主應(yīng)力，p10為構(gòu)造應(yīng)力。

海拉爾油田屬于復(fù)雜斷塊油田，構(gòu)造發(fā)育，儲(chǔ)層類型多樣，地質(zhì)條件極其復(fù)雜。從貝中區(qū)塊的地質(zhì)構(gòu)造描述可見，儲(chǔ)層構(gòu)造以斷裂構(gòu)造為主，巖層受力而發(fā)生破裂；地層斷層異常發(fā)育，主要由4條西南—東北走向的大斷層組成，其間布滿了大大小小的眾多次級(jí)斷層和小斷層，也是以西南—東北走向?yàn)橹?；斷層類型以逆斷層為主，受水平擠壓作用形成。地層斷層發(fā)育帶構(gòu)造應(yīng)力往往較大，斷層越大，通常引起的構(gòu)造應(yīng)力也越大；離斷層越近的儲(chǔ)層構(gòu)造應(yīng)力往往也越大，而構(gòu)造應(yīng)力的大小直接影響儲(chǔ)層最大、最小水平主應(yīng)力。通過(guò)小型測(cè)試壓裂數(shù)據(jù)可直接獲得瞬時(shí)停泵壓力，凈壓力擬合得到裂縫凈壓力，聲發(fā)射凱瑟爾效應(yīng)實(shí)驗(yàn)得到儲(chǔ)層最小主應(yīng)力。巖石三軸實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示南屯組儲(chǔ)層最小主應(yīng)力梯度為0.016 4 MPa/m。根據(jù)式(4)，即可計(jì)算得到南屯組不同井層的構(gòu)造應(yīng)力，構(gòu)造應(yīng)力一般為3～10 MPa，63.5%構(gòu)造應(yīng)力集中在5～10 MPa。可見，導(dǎo)致南屯組儲(chǔ)層壓裂施工壓力和停泵壓力高的客觀原因是地層斷層發(fā)育，構(gòu)造應(yīng)力影響明顯，以及地層最小主應(yīng)力大。

3.2 低砂比、易砂堵原因

壓裂過(guò)程中不易提高砂比、容易砂堵的直接原因在于裂縫寬度窄。式(5)為壓裂過(guò)程中巖石形變和水力裂縫寬度的表征方程

式中，wf為水力裂縫寬度，mm；pf為水力裂縫中流體壓力，MPa；σh為最小水平主應(yīng)力，MPa；σ構(gòu)造為構(gòu)造應(yīng)力，MPa；hf為水力裂縫高度，m；ν為地層巖石泊松比，無(wú)因次；E為地層巖石楊氏模量，104MPa。

當(dāng)斷層引起的構(gòu)造應(yīng)力影響較明顯時(shí)，地層構(gòu)造應(yīng)力不可忽略?？梢?，當(dāng)?shù)貙幼钚≈鲬?yīng)力大、存在構(gòu)造應(yīng)力時(shí)，都會(huì)使裂縫寬度明顯變窄，難以實(shí)現(xiàn)高砂比施工，而南屯組儲(chǔ)層恰恰具有這兩個(gè)地質(zhì)特點(diǎn)。同時(shí)，當(dāng)?shù)貙訋r石的楊氏模量和泊松比較大時(shí)，特別是楊氏模量較大時(shí)，也會(huì)顯著減小裂縫寬度。正如三軸巖石力學(xué)顯示的海拉爾油田南屯組儲(chǔ)層的巖石具有堅(jiān)韌性，楊氏模量為36 090～38 400 MPa，泊松比為0.24～0.39，不僅楊氏模量大，而且泊松比也較大，與常規(guī)砂巖地層展現(xiàn)的楊氏模量大、泊松比小，或楊氏模量小、泊松比大的情況不同。

4 結(jié)論

(1)海拉爾油田南屯組儲(chǔ)層壓裂具有施工壓力高、井底停泵壓力高和閉合應(yīng)力梯度大的特征，儲(chǔ)層物性表現(xiàn)為特低滲，且發(fā)育一定天然裂縫，多縫地層濾失系數(shù)較大，儲(chǔ)層地應(yīng)力和物性、巖性具有較強(qiáng)非均質(zhì)性。

(2)壓裂過(guò)程中的射孔孔眼摩阻和近井彎曲摩阻較大，特別是彎曲摩阻變化范圍大，明顯增大了施工壓力和加砂難度。

(3)發(fā)育斷層引起的地層構(gòu)造應(yīng)力和較大的最小水平主應(yīng)力是南屯組儲(chǔ)層壓裂施工壓力和停泵壓力異常高的內(nèi)因。

(4)較大的構(gòu)造應(yīng)力、最小水平主地應(yīng)力、楊氏模量大和泊松比大是海拉爾油田南屯組儲(chǔ)層壓裂低砂比、易砂堵的四大主因。