南川常壓頁(yè)巖氣地質(zhì)特征及水平井參數(shù)優(yōu)化研究
——以東勝區(qū)塊SY1井區(qū)為例

蔡 文，王 偉，梅俊偉，倪振玉

(中石化華東油氣分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，南京 210011)

0 引言

頁(yè)巖氣為低滲透氣藏，通常利用水平井壓裂技術(shù)對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行改造實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)。曹廷寬[1]在儲(chǔ)層產(chǎn)能研究中發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)層的地應(yīng)力大小和方向與儲(chǔ)層壓裂效果及產(chǎn)能具有一定的相關(guān)性。馮春強(qiáng)[2]等人建立了基于裂縫模型的水平井方位優(yōu)化方法，通過(guò)基于裂縫模型的水平井方位，認(rèn)為在裂縫發(fā)育區(qū)域，水平段與最大主應(yīng)力夾角為75°時(shí)，壓裂改造效果最好，單井產(chǎn)能最高。黃小亮[3]等人通過(guò)應(yīng)力敏感性傷害試驗(yàn)及分析得出低滲透氣藏具有很強(qiáng)的應(yīng)力敏感性。楊向同[4]分析認(rèn)為井間產(chǎn)能差異大，主要是背斜不同部位的最小水平主應(yīng)力差異造成的。背斜鞍部的最小水平主應(yīng)力大，使得垂直于最小水平主應(yīng)力的天然裂縫閉合程度高，人工裂縫導(dǎo)流能力差，單井產(chǎn)能低，反而是背斜翼部單井產(chǎn)能高[5]。對(duì)于地質(zhì)條件和壓力系數(shù)基本相似的氣井，水平井的產(chǎn)能主要受地應(yīng)力和水平井參數(shù)影響，所以該研究通過(guò)對(duì)水平井水平段參數(shù)(水平段長(zhǎng)和水平段方位)進(jìn)行論證優(yōu)化，以便實(shí)現(xiàn)單井產(chǎn)能提升。

1 地質(zhì)特征及開(kāi)發(fā)情況

1.1 地質(zhì)特征

1.1.1 構(gòu)造特征

南川地區(qū)構(gòu)造上位于四川盆地東南緣的盆緣復(fù)雜構(gòu)造帶，經(jīng)歷了加里東期、海西期、印支期及燕山—喜山期多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)后，形成了東勝和平橋等構(gòu)造帶，東勝構(gòu)造帶處于平橋構(gòu)造帶與南川鼻狀構(gòu)造帶之間，被龍濟(jì)橋斷層、平橋西斷層和袁家溝斷層所夾持，呈北東走向，長(zhǎng)20 km，寬2.8～7.0 km，平面上表現(xiàn)為中間狹窄，向NE方向、SW方向逐漸變得寬緩，地層向南抬升，往北傾沒(méi)，由東勝背斜和東勝南斜坡構(gòu)成。東勝背斜核部地層較緩，西翼地層窄陡，微幅構(gòu)造發(fā)育，實(shí)鉆顯示地層高陡，地層傾角達(dá)30°～65°，東翼地層平緩，由北向南構(gòu)造寬度由2.3 km增大至6.0 km,自西向東埋深由3 400 m增大至4 500 m,傾角0°～15°，小斷層及微幅構(gòu)造發(fā)育少。SY1井區(qū)位于東勝構(gòu)造帶東勝背斜東翼，北以三級(jí)斷層龍濟(jì)橋?yàn)榻?，南以三?jí)斷層平橋西為界，呈單斜形態(tài)，地層相對(duì)平緩(0°～15°)，內(nèi)部未見(jiàn)次級(jí)斷層。圖1所示為南川地區(qū)五峰組底面構(gòu)造及研究區(qū)位置。

圖1 南川地區(qū)五峰組底面構(gòu)造及研究區(qū)位置圖Fig.1 Map of bottom structure and study area of Wufeng Formation in Nanchuan Area

1.1.2 儲(chǔ)層特征

晚奧陶世晚期—志留紀(jì)早期，四川盆地發(fā)育深水-半深水陸棚相，巖性以深灰、黑色硅質(zhì)頁(yè)巖為主，分布范圍廣，厚度達(dá)到80～120 m。東勝構(gòu)造帶頁(yè)巖氣層主要發(fā)育在奧陶系五峰組—志留系龍馬溪組一段，埋深2 500～4 200 m，下部氣層①～⑤小層為優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段，硅質(zhì)頁(yè)巖厚度約為29～31 m,具有TOC高、物性中等、高含氣量、高脆性等特征。氬離子拋光掃描電鏡下觀察到由于片狀黏土礦物在壓變過(guò)程中沿著解理面剝離所生成的微裂縫即解理縫，如圖2所示。

圖2 SY1井微裂縫氬離子拋光掃描電鏡圖Fig.2 Scanning electron microscope of argon ion polishing for micro-fracture in well SY1

FMI(地層微電阻掃描成像)圖像反映了整個(gè)測(cè)量井段相對(duì)電阻率變化，顏色越深電阻率越低，顏色的突變揭示了各種地質(zhì)事件，其中高阻縫在FMI圖像上表現(xiàn)為亮色正弦曲線，根據(jù)SY1井FMI電成像測(cè)井解釋出優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段①～⑤小層高阻縫均有發(fā)育，其中①～④小層水平紋層發(fā)育。①小層水平紋層發(fā)育，高阻縫5條，見(jiàn)0.75 m揉皺；②小層水平紋層發(fā)育，高阻縫2條；③小層水平紋層發(fā)育，高阻縫13條；④小層水平紋層發(fā)育，高阻縫2條；⑤小層水平紋層較發(fā)育，高阻縫19條，如圖3所示。通過(guò)對(duì)東勝區(qū)塊開(kāi)展巖心觀察、薄片、氬離子拋光掃描電鏡等多種研究方法確定SY1井區(qū)高阻縫發(fā)育，①～⑤號(hào)小層共發(fā)育高阻縫41條，以中-高角度高阻縫為主，優(yōu)勢(shì)走向明顯，為北東東—南西西向，與其相近的龍濟(jì)橋斷層走向接近。

圖3 SY1井龍一段②小層優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段FMI電成像測(cè)井Fig.3 FMI electrical imaging logging in ② fine shale formation in Longyi member of well SY1

1.1.3 地應(yīng)力特征

盆地構(gòu)造帶經(jīng)過(guò)多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，形成了復(fù)雜的地應(yīng)力場(chǎng)，古地應(yīng)力場(chǎng)的分布決定了天然裂縫的發(fā)育程度[6]，而在相同地質(zhì)條件下，現(xiàn)今地應(yīng)力場(chǎng)又影響著頁(yè)巖氣井壓裂改造效果，當(dāng)鉆井走向與水平最大主應(yīng)力方向一致時(shí)，高角度的天然裂縫更容易受到壓裂改造而形成復(fù)雜縫網(wǎng)[7-10]。燕山中期最大主應(yīng)力方向?yàn)楸蔽飨?，到燕山晚期最大主?yīng)力方向變?yōu)榻鼥|西向，東勝區(qū)塊經(jīng)歷兩期應(yīng)力疊加，現(xiàn)今東勝背斜最大主應(yīng)力地應(yīng)力呈北東向，如圖4所示。

圖4 東勝區(qū)塊現(xiàn)今最大主應(yīng)力方向Fig.4 Current maximum principal stress direction in the Dongsheng Block

在前期開(kāi)發(fā)實(shí)踐的基礎(chǔ)上開(kāi)展巖心差應(yīng)變實(shí)驗(yàn)、電成像測(cè)井及聲波掃描測(cè)井、地震屬性預(yù)測(cè)等相關(guān)分析，整體上東勝區(qū)塊地應(yīng)力呈現(xiàn)由南向北、由主體向兩翼增大的趨勢(shì)，最大水平主應(yīng)力為50～80 MPa，如圖5所示，方位以50°～65°為主，兩向應(yīng)力差異系數(shù)0.15～0.18，其中SY1井區(qū)最大地應(yīng)力65～75 MPa。

圖5 研究區(qū)最小水平主應(yīng)力分布圖Fig.5 Distribution map of minimum horizontal principal stress in study area

1.2 開(kāi)發(fā)情況

SY1HF井與SY1-8HF井為同一鉆井平臺(tái)，均位于SY1井區(qū)南部。為了探索水平段方位與應(yīng)力夾角的關(guān)系，兩口井采用相同的壓裂工藝，SY1HF井水平段方位與最小主應(yīng)力夾角為57°，SY1-8HF井水平段方位與最小主應(yīng)力夾角為30°。SY1HF初期測(cè)試產(chǎn)量為14.4×104m3/d，測(cè)試套壓12.3 MPa，目前單井日產(chǎn)氣1.44×104m3/d，套壓1.7 MPa；SY1-8HF井初期壓裂測(cè)試產(chǎn)量為13.8×104m3/d，測(cè)試套壓14.3 MPa,目前單井日產(chǎn)氣4.1×104m3/d，套壓3 MPa。兩口井施工壓裂參數(shù)及試采數(shù)據(jù)對(duì)比見(jiàn)表1。SY1-8HF井加砂強(qiáng)度及注液強(qiáng)度高于SY1HF井，破裂壓力及停泵壓裂均大幅低于SY1HF井，累產(chǎn)300×104m3時(shí)SY1HF井返排率為20%，投產(chǎn)初期單位壓降產(chǎn)量為25.2 MPa/d，SY1-8HF井返排率為13%，投產(chǎn)初期單位壓降產(chǎn)量為57 MPa/d。通過(guò)兩口井的生產(chǎn)效果對(duì)比，SY1-8HF井返排率低同時(shí)單位壓降產(chǎn)量較SY1HF井大幅提高，驗(yàn)證了調(diào)整水平段方位能提高單井產(chǎn)能。

表1 SY1HF井與SY1-8HF井參數(shù)對(duì)比表

2 水平井水平段參數(shù)優(yōu)化

在東勝區(qū)塊前期開(kāi)發(fā)實(shí)踐及SY1井區(qū)試氣試采的基礎(chǔ)上認(rèn)識(shí)到SY1井區(qū)具有埋深大、應(yīng)力高、兩向差異系數(shù)大的地質(zhì)特點(diǎn)及中高壓、中產(chǎn)、快遞減、中高返排等試采特征。按照地質(zhì)工程一體化的理念，對(duì)水平井水平段長(zhǎng)、方位等參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化研究，制定合理井距、配產(chǎn)等開(kāi)發(fā)技術(shù)政策，達(dá)到了提升方案經(jīng)濟(jì)效益的目的[11-18]。

2.1 合理水平段方位

張金才[5]認(rèn)為準(zhǔn)確確定水平主應(yīng)力的大小與方向并將水平井布設(shè)在有利方位與有利層位，可以降低地應(yīng)力對(duì)壓裂的不利影響。他提出了垂向射孔時(shí)破裂壓力計(jì)算公式及水平射孔時(shí)破裂壓力計(jì)算公式。其中，垂向射孔時(shí)破裂壓力計(jì)算公式如下：

pb≈(4cos2β-1)σh-(4cos2β-3)σH-pp+kT0

(1)

式中：pb為破裂壓力；σh為最小水平主應(yīng)力；σH為最大水平主應(yīng)力；σv為上覆巖層壓力；pp為地層空隙壓力；T0為地層抗拉強(qiáng)度；k為巖層抗拉強(qiáng)度系數(shù)，通過(guò)壓裂試驗(yàn)得出k=2.85；β是水平井的方向與最小水平主應(yīng)力方向的角度，(°)，0°≤β≤45°。

水平射孔時(shí)破裂壓力計(jì)算公式如下:

pb=3(σhcos2β+σhsin2β)-σv-pp+kT0

(2)

為了理清東勝區(qū)塊應(yīng)力夾角與破裂壓力的關(guān)系，采用式(1)計(jì)算垂直井筒走向的垂直射孔對(duì)應(yīng)破裂壓力，建立了東勝區(qū)塊不同應(yīng)力差異系數(shù)下破裂壓力與應(yīng)力夾角變化的理論模型，如圖6所示。當(dāng)水平井方位與最小主應(yīng)力夾角<10°破裂壓力增幅為1%；當(dāng)夾角為20°時(shí)，增幅為4%；當(dāng)夾角≥30°時(shí)施工壓力線性快速增加，改造難度增大。統(tǒng)計(jì)水平段方位與最小主應(yīng)力夾角與破裂壓力對(duì)應(yīng)關(guān)系，圖6中表明水平段方位與最小主應(yīng)力夾角越大，施工壓力越高。所以基于破裂壓力與應(yīng)力夾角變化的理論模型(如圖7所示)，當(dāng)水平井方位與最小主應(yīng)力夾角為0°時(shí)，破裂壓力最小。但是SY1井區(qū)位于東勝背斜東翼，為高陡單斜，如果設(shè)計(jì)方位夾角為0°，那么水平段長(zhǎng)相對(duì)較短，由于水平段長(zhǎng)也是影響氣井產(chǎn)能的一個(gè)重要因素，所以需要合理優(yōu)化水平井段長(zhǎng)，提高單井產(chǎn)能。

圖7 破裂壓力與應(yīng)力夾角變化關(guān)系Fig.7 Relationship between fracture pressure and shut-in pressure

2.2 合理水平段長(zhǎng)度

理論上水平井水平段越長(zhǎng)，產(chǎn)氣量就越高，創(chuàng)造的經(jīng)濟(jì)效益就越大，但是在鉆井過(guò)程中存在優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖穿行率等問(wèn)題，頁(yè)巖氣井產(chǎn)氣量的增加與水平段長(zhǎng)度的延伸并不是一直呈線性關(guān)系，而是隨著水平段的延長(zhǎng)，產(chǎn)氣量增加幅度緩慢減小，而且水平段長(zhǎng)度的延伸，鉆井成本及存在風(fēng)險(xiǎn)也將大幅增加[10-17]。

統(tǒng)計(jì)東勝區(qū)塊已實(shí)施氣井無(wú)阻流量及單井EUR與水平段長(zhǎng)的關(guān)系，水平段長(zhǎng)在一定范圍內(nèi)無(wú)阻流量及單井EUR與水平段長(zhǎng)呈正相關(guān)性(如圖8a和圖8b所示)。

圖8 無(wú)阻流量、單井EUR與水平段長(zhǎng)關(guān)系圖Fig.8 Relationship between open flow, single well EUR and horizontal section length

2.3 水平段參數(shù)數(shù)值模擬研究

基于地質(zhì)工程一體化的工作思路開(kāi)展頁(yè)巖儲(chǔ)層水力壓裂縫網(wǎng)數(shù)模研究，優(yōu)化開(kāi)發(fā)技術(shù)政策，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益最大化[19]。根據(jù)東勝區(qū)塊不同應(yīng)力差異系數(shù)下破裂壓力與應(yīng)力夾角關(guān)系曲線，認(rèn)為部署井水平段方位與最小主應(yīng)力夾角應(yīng)控制在30°以內(nèi)，水平段長(zhǎng)約為1 500～2 300 m。因此基于SY1井區(qū)實(shí)際地質(zhì)模型開(kāi)展水力壓裂縫網(wǎng)模擬，進(jìn)行水平段方位與段長(zhǎng)正交實(shí)驗(yàn)，在SY1HF井北部設(shè)計(jì)了4口井(well-1，well-3，well-5和well-7)，采用不同夾角及水平段長(zhǎng)，采用相同工藝進(jìn)行壓裂，在壓裂縫網(wǎng)模擬基礎(chǔ)上，同時(shí)開(kāi)展數(shù)值模擬研究，并預(yù)測(cè)單井EUR，正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)及結(jié)果見(jiàn)表2。結(jié)果發(fā)現(xiàn)well-3井15年累產(chǎn)氣最大，為0.86×108m3，表明well-3井壓裂形成縫網(wǎng)較其他井復(fù)雜，改造體積最大。

表2 正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)及結(jié)果表

綜合合理水平段方位、水平段長(zhǎng)度及SY1井區(qū)水平段方位與段長(zhǎng)正交實(shí)驗(yàn)結(jié)果，認(rèn)為SY1井區(qū)水平井水平段方位與最小主應(yīng)力夾角為20°，段長(zhǎng)為1 800 m時(shí)壓裂改造效果最好，改造體積最大，單井EUR相對(duì)最高。

3 結(jié)論

1)水平段方位與最小主應(yīng)力夾角越大，施工壓力越高，儲(chǔ)層的改造難度越大，壓裂后形成復(fù)雜縫網(wǎng)的程度越低。

2)通過(guò)SY1井區(qū)合理水平段方位、水平段長(zhǎng)及水平段參數(shù)數(shù)值模擬研究，結(jié)果表明東勝區(qū)塊SY1井區(qū)水平井部署方位為與最小主應(yīng)力夾角20°，部署段長(zhǎng)為1 800 m時(shí)裂縫改造體積最大，單井EUR相對(duì)最高。