蘇里格致密砂巖水平井地質(zhì)工程一體化壓裂效果解釋與評價

吳 兵，高 偉，侯 山，白 鵬，張家志

(1.中國石油長慶油田分公司 第四采氣廠，內(nèi)蒙古 鄂爾多斯017300 ； 2.中國石油長慶油田分公司 油氣工藝研究院，陜西 西安 710016)

引 言

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地中偏北部，發(fā)育辮狀河三角洲沉積體系，主力氣層為盒8段及山1，孔隙度主要在4%～12%之間，滲透率在(0.1～0.8)×10-3μm2之間，整體資源品位低，儲集層致密，巖性較復(fù)雜，多為薄互層，且非均質(zhì)性和各向異性強(qiáng)，連通性差，單井控制儲量小。這些地質(zhì)特點和成藏特征與常規(guī)儲層有較大的區(qū)別，必須創(chuàng)新發(fā)展形成適用于致密氣藏的壓裂方法[1-7]。

常用的壓裂裂縫間接解釋評價方法：由壓裂時井底凈壓力與時間雙對數(shù)曲線斜率進(jìn)行裂縫分析診斷，壓裂壓降G函數(shù)曲線分析，近井效應(yīng)診斷分析，試井分析識別水力壓裂裂縫參數(shù)。裂縫直接監(jiān)測技術(shù)：井下電視，井溫測試，放射性示蹤劑，井下微地震測量，地面測斜儀，地面電位，地面微地震測量[8]。

本文綜合應(yīng)用儲層地質(zhì)模型、地質(zhì)力學(xué)模型、壓裂泵注程序、連續(xù)油管光纖產(chǎn)氣剖面測試數(shù)據(jù)，對水平井進(jìn)行壓裂裂縫的模擬及擬合，開展水平井地質(zhì)工程一體化壓裂效果分析，尋求水平井壓裂儲層及壓裂的關(guān)鍵參數(shù)，為水平井壓裂設(shè)計及現(xiàn)場壓裂參數(shù)優(yōu)化提供技術(shù)支撐[9-23]。

1 典型井基本情況概述

1.1 儲層地質(zhì)特征

G72-63H1井位于蘇里格氣田東南部，開發(fā)層位為盒8下，優(yōu)質(zhì)儲層為淺灰色含氣細(xì)砂巖和灰白色含氣中砂巖，儲層厚度3～6 m，孔隙度5.5%～9.0%，基質(zhì)滲透率(0.38～0.50)×10-3μm2，含氣飽和度33.7%～53%，水平段長度907 m，有效儲層533 m，為典型的薄儲層，如圖1所示。從增產(chǎn)的角度需要控制水力壓裂裂縫的高度，增加裂縫長度及復(fù)雜度。

圖1 G72-63H1測井解釋相模型水平段剖面

1.2 儲層改造工藝

該井改造采用Φ114.3 mm套管固井完井可溶球座分段壓裂工藝，共分8段，其中第1、2、4、6、8段為單簇，第3、5、7段為2簇，第5、7段采用寬帶暫堵壓裂，其余為常規(guī)壓裂。泵注程序見表1。

表1 泵注程序

2 地質(zhì)及地質(zhì)力學(xué)模型的建立

為了建立非均質(zhì)模型，選取典型水平井周圍的4口直井建立地質(zhì)模型和地質(zhì)力學(xué)模型。

2.1 一維地質(zhì)力學(xué)模型的建立

2.1.1 橫波時差的計算

所研究區(qū)塊只有1口井測量了縱波時差tDT4P和橫波時差tDT4S，其余只開展了常規(guī)測井，在此采用線性擬合tDT4P和tDT4S的關(guān)系計算其余井的縱橫波時差。區(qū)塊內(nèi)已測井的縱橫波時差關(guān)系如圖2所示。

圖2 縱橫波時差關(guān)系散點擬合

2.1.2 地質(zhì)力學(xué)參數(shù)的計算

假設(shè)各向均質(zhì)同性彈性儲層，則動態(tài)剪切模量和動態(tài)體積模量計算式分別為:

Gd=13 474.45ρb·tDT4S-2；

(1)

(2)

式中：Gd為動態(tài)剪切模量，GPa；Kd為動態(tài)體積模量，GPa；tDT4P為縱波時差，μs/m；tDT4S為橫波時差，μs/m；ρb為體積密度，g/cm3。

用剪切和體積模量計算動態(tài)楊氏模量Yd和動態(tài)泊松比μd：

(3)

(4)

通過自然伽馬和摩擦角的線性關(guān)系計算摩擦角：

(5)

式中：GR為自然伽馬，API；φ為摩擦角，(°)。

壓縮強(qiáng)度計算式為

SUCS=0.086 6KdYd(0.008VSH+0.004 5(1-VSH)。

(6)

式中：SUCS為抗壓強(qiáng)度，MPa；VSH為泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)，無因次。

基于巖心實驗建立不同圍壓下峰后斷裂能密度與楊氏模量的擬合公式：

GZ=32.4+0.023YS2-1.59YS。

(7)

式中：GZ為斷裂能密度，J/m2；YS為靜態(tài)楊氏模量，GPa。

利用峰后斷裂能密度可定量表征研究區(qū)致密砂巖斷裂韌性，韌性指數(shù)

F12=0.146 7GZ+0.263。

(8)

式中：F12為韌性指數(shù)，無因次。

2.1.3 地層孔隙壓力的計算

利用該區(qū)塊部分已開展靜壓測試的數(shù)據(jù)，擬合不同套壓下井筒內(nèi)的壓力梯度，用于預(yù)測未測靜壓的氣井的井底壓力，壓力梯度和套壓的關(guān)系如圖3所示，溫度梯度平均值：2.831(℃/100 m)。

圖3 壓力梯度和套壓關(guān)系曲線

2.1.4 最大最小水平主應(yīng)力的計算

對一個充滿流體的孔隙性巖塊，假設(shè)線彈性和各向同性，考慮各向異性的構(gòu)造應(yīng)變，最大和最小水平應(yīng)力計算式分別為：

(9)

(10)

式中：σH、σh分別為最大和最小水平應(yīng)力，MPa；εH、εh分別為最大和最小水平應(yīng)變，無因次；μ為泊松比，無因次；α為比奧系數(shù)，無因次；Pp為地層的孔隙壓力，MPa。

2.2 地質(zhì)工程一體化精細(xì)儲層評價

蘇里格上古致密砂巖氣藏，儲集層致密，巖性較復(fù)雜，多為薄互層，高的韌性能保證裂縫在儲層內(nèi)部延伸，選取韌性指數(shù)為儲層品質(zhì)的主要參數(shù)。由于最小水平應(yīng)力綜合了儲層的泊松比、楊氏模量、孔隙壓力、最大及最小水平應(yīng)變、儲層垂深等多個參數(shù)，是決定壓裂過程施工壓力的主要影響因素，選取最小水平應(yīng)力為完井品質(zhì)的主要參數(shù)，典型水平井儲層品質(zhì)、完井品質(zhì)及綜合品質(zhì)評價如圖4所示。

圖4 水平井射孔段氣藏精細(xì)評價

2.3 三維地質(zhì)及地質(zhì)力學(xué)模型的建立

研究區(qū)儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，建立三維儲層地質(zhì)模型對壓裂效果的正確解釋和評價具有重要意義。本文結(jié)合研究區(qū)實際情況，優(yōu)選適用于離散性隨機(jī)變量且能夠較好地模擬非均質(zhì)性的序貫指示模擬方法模擬巖相模型，如圖5所示。使用相控序貫高斯模擬方法建立孔隙度模型(圖6)、滲透率模型、伽馬體模型、含氣飽和度模型。

圖5 研究區(qū)測井解釋相模型

圖6 研究區(qū)儲層孔隙度模型

3 壓裂效果解釋與評價

3.1 連續(xù)油管光纖產(chǎn)氣剖面結(jié)果

連續(xù)油管光纖產(chǎn)氣剖面測試見表2所示，第3段1簇產(chǎn)量最高，第1、8段，第5段1簇幾乎無產(chǎn)能。

表2 連續(xù)油管光纖產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果

3.2 單簇段壓裂效果解釋與評價

第1、2、4、6、8段為單簇壓裂，其中第1、8段產(chǎn)氣剖面顯示產(chǎn)量低。

3.2.1 正常段壓裂效果解釋與評價

第2、4、6段，支撐劑及液體用量、排量相當(dāng)，改造壓力均值45 MPa(圖7),產(chǎn)氣剖面顯示日產(chǎn)分別為2 806 m3/d，2 667 m3/d、1 504 m3/d，分析產(chǎn)量差異主要由儲層韌性及強(qiáng)度決定。從圖8和圖9可以看出，韌性指數(shù)高的儲層改造效果好，韌性指數(shù)相同則鉆時低的儲層改造效果好；根據(jù)壓裂曲線前置液階段的形態(tài)可以看出，第2、4段的斜率明顯大于第6段，說明第2、4段裂縫延伸長度大于第6段。

圖7 第2、4、6段壓裂曲線

圖8 第2、4、6段儲層產(chǎn)量柱狀圖

圖9 第2、4、6段儲層韌性指數(shù)和鉆時散點圖

3.2.2 低產(chǎn)段壓裂情況及解釋與評價

第1段及第8段采氣剖面顯示產(chǎn)量分別為147 m3/d和57 m3/d，改造失敗。壓裂曲線前置液階段壓力曲線居高不下，加砂階段壓力陡降，如圖10所示。

圖10 第1、8段壓裂曲線

第1段及第8段由于射孔段井筒上翹和下沉，射孔方位不趨向于裂縫延伸方位，如圖11所示，使近井筒段裂縫迂曲，前置液階段迂曲摩阻較大、壓力較高，造成裂縫高度失控，射孔井眼附近裂縫無支撐。

圖11 水平井伽馬體剖面和射孔方位

第1段壓裂裂縫模擬顯示，縫高44 m,水平方向延伸55 m(圖12(a))，該段施工壓力高，平均57 MPa。第8段裂縫高度41 m，水平方向延伸75 m(圖12(b))，該段施工壓力平均58 MPa。支撐劑位于射孔段以下，造成近井段裂縫導(dǎo)流能力較低，從而產(chǎn)能較低。

圖12 第1、8段水力裂縫模擬

3.3 雙簇段壓裂效果解釋與評價

3.3.1 常規(guī)雙簇壓裂

第3段為常規(guī)壓裂，第1簇儲層品質(zhì)為好，完井品質(zhì)為好，第2簇儲層品質(zhì)為好，完井品質(zhì)為壞，第1簇產(chǎn)氣剖面顯示3 187 m3/d，第2簇產(chǎn)氣剖面顯示130 m3/d，平均施工壓力47 MPa，第1簇最小水平主應(yīng)力平均44.6 MPa，第2簇最小水平主應(yīng)力平均46.4 MPa，由于第1簇的最小水平主應(yīng)力顯著低于第2簇(圖13(a))，第3段壓裂施工曲線較單調(diào)(圖14(a))，判斷第2簇未壓開。

3.3.2 暫堵雙簇壓裂

第5段第1簇的最小水平主應(yīng)力46.3 MPa，第2簇的最小水平主應(yīng)力44.7 MPa，如圖13(b)所示。由于第1簇最小水平主應(yīng)力較高并且射孔方位偏離裂縫延伸方向角度較大，造成添加暫堵劑后施工壓力較高(圖14(b))，改造效果較差，產(chǎn)氣剖面顯示47 m3/d(表2)。第2簇正常壓裂，產(chǎn)氣剖面顯示1 924 m3/d(表2)。

第7段采用寬帶暫堵壓裂，第1、2簇儲層的鉆時和最小水平應(yīng)力無明顯差別趨勢(圖13(c))，第1簇產(chǎn)氣剖面顯示799 m3/d，第2簇產(chǎn)氣剖面顯示710 m3/d(表2)，壓裂模擬顯示，第1簇及第2簇裂縫形態(tài)良好(圖15)，從壓裂曲線(圖14(c))觀察，添加暫堵劑后有明顯破裂顯示，認(rèn)為暫堵有一定的作用。對比第7段1簇和第5段2簇，分析認(rèn)為第7段單簇產(chǎn)量較低是由于該段韌性指數(shù)較低，如圖16所示。

圖13 第3、5、7段的第1、2簇最小水平應(yīng)力和鉆時散點圖

圖14 第3、5、7段壓裂曲線

圖15 第7段水力裂縫模擬圖

圖16 第7段1簇、第5段2簇韌性指數(shù)和鉆時散點圖

4 結(jié) 論

(1)蘇里格上古致密砂巖氣藏，儲集層致密，巖性較復(fù)雜，多為薄互層，韌性指數(shù)是儲層的關(guān)鍵參數(shù)，高的韌性能保證裂縫在儲層內(nèi)部延伸，高產(chǎn)段均為韌性指數(shù)高的儲層。

(2)多簇壓裂時，簇間水平主應(yīng)力差別較大時，即使采用暫堵，也不能保證多簇都起裂，分段分簇方案尤為重要，要確保簇間的最小水平主應(yīng)力差較小。

(3)如果射孔方位偏離裂縫延伸方向角度過大，近井地帶裂縫彎曲摩阻較大，會導(dǎo)致近井地帶壓力過高，近井地帶裂縫高度失控，造成近井地帶無支撐劑而導(dǎo)流能力較低，改造效果較差。