準噶爾盆地西北緣瑪2井區(qū)致密儲層裂縫發(fā)育特征及定量預測

李曉梅，張記剛，陳 超，李 洲，劉振平

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

致密儲層的開發(fā)主要依靠裂縫，裂縫是改善儲層流動能力和提高產(chǎn)能的重要因素，為提高致密儲層鉆井成功率和單井產(chǎn)量，有必要對裂縫的空間分布和尺寸進行定量預測[1-3]。國內(nèi)外學者對裂縫的空間分布和尺寸研究遇到許多難題，主要是缺乏有效的描述裂縫以及識別裂縫的手段[4-7]。因此，以準噶爾盆地西北緣瑪2井區(qū)致密儲層為研究對象[8]，綜合分析巖心、成像測井及其他地質資料，在巖石力學以及裂縫特征分析的基礎上，利用Petrel的Kinetix裂縫模擬模塊，參考實際施工數(shù)據(jù)，模擬裂縫形態(tài)及導流能力等參數(shù)，對裂縫的空間分布和尺寸進行了定量預測，最后根據(jù)研究成果綜合判斷區(qū)塊整體裂縫發(fā)育程度以及改造程度，從而為瑪2井區(qū)開發(fā)方案優(yōu)化提供技術支撐。

1 地質概況

瑪2井區(qū)位于準噶爾盆地西北緣瑪湖凹陷瑪北斜坡，為單斜背景下的寬緩平臺，烏爾禾組為低幅度背斜，高點位于瑪006井附近?，?井區(qū)主體屬于夏子街物源體系，發(fā)育在扇體的西側，主要目的層百口泉組屬于扇三角洲前緣沉積，主要發(fā)育水下分流河道、碎屑流、支流間灣等沉積微相。其中，水下分流河道Rt呈箱形，巖性為砂礫巖、礫巖，發(fā)育交錯層理，底部為沖刷-充填構造，單砂體厚度大；碎屑流巖性為中-細砂巖、砂礫巖，發(fā)育小型交錯層理、波狀交錯層理，單砂體厚度?。恢Я鏖g灣巖性為粉砂巖，灰色泥巖，發(fā)育平行層理、塊狀層理?，?井區(qū)主力油層三疊系百口泉組砂體縱橫向變化較快，油井投產(chǎn)后能夠見油，但平面上井與井之間產(chǎn)量差異較大，說明瑪2井區(qū)百口泉組儲層具有較強的非均質性。

總體上，瑪2井區(qū)為致密礫巖油藏，地層平均厚度為135 m，油藏埋深為3 610.0 m，儲層連續(xù)性較好，平均孔隙度為6.69%，平均滲透率為1.00 mD，為深層低孔低滲油藏。

2 裂縫基本特征

巖心、薄片和成像測井是單井裂縫基本特征識別的主要方法，其中，巖心、薄片是基礎方法，而成像測井可進行各種信息的綜合分析，3種方法可以相互印證?，?06井巖心觀察結果顯示(圖1)，裂縫主要為剪切裂縫，大多數(shù)為傾角大于45 °的高角度縫，裂縫填充物除少量石膏外，主要為方解石和白云石，裂縫開度為0.00～0.20 mm。從薄片的觀察結果來看，微觀裂縫也是以剪切性質為主，開度為0.01～0.06 mm，少數(shù)可達到0.10 mm。在相同應力條件下，裂縫延伸方向和發(fā)育規(guī)模也不同，裂縫基本上趨向于沿著主裂隙延展，純砂巖的裂縫密度較高，可達5～6條/m；成像測井解釋結果表明，裂縫多為直立或高角度的剪切裂縫，且裂縫集中發(fā)育段和裂縫不發(fā)育段往往相間出現(xiàn)，具有明顯的分層特征。

圖1 瑪006井巖性綜合分析

根據(jù)瑪2井區(qū)百口泉組Ma20004、Ma20012、Ma21008井的成像測井和偶極聲波測井的解釋結果可知，瑪2井區(qū)百口泉組最大水平主應力方向為東偏南15 °(圖2)。

圖2 瑪2井區(qū)百口泉組最大主應力方向解釋成果

3 裂縫模型建立

為定量表征裂縫在平面上的展布，同時為壓裂施工提供評估依據(jù)，需建立準確且客觀的裂縫模型。裂縫發(fā)育程度對致密儲層的開發(fā)影響較大，研究表明，裂縫性儲層微裂縫主要是由應力場作用形成[9-10]。應力場的方向決定裂縫的主要延伸方向，最大與最小應力場的差值決定了裂縫的非均質性，基于應力場定量模擬裂縫尺寸和空間分布時，應結合巖石力學參數(shù)以及單井施工參數(shù)進行準確預測，該思路是定量評價裂縫分布的有效方法[11-13]。

3.1 裂縫參數(shù)計算模型

從本質上講，以地應力數(shù)值模擬為前提進行的裂縫定量預測，是在巖石應力應變分析的基礎上，通過建立裂縫參數(shù)計算模型，從而實現(xiàn)對裂縫的定量評價。定量預測裂縫尺寸和空間分布的技術關鍵是找到應力場與裂縫參數(shù)之間的定量數(shù)學關系。季宗鎮(zhèn)等[14]、王珂等[15]通過建立單元體裂縫模型，并運用巖石力學中的表面能理論進行了公式推導，通過求解以下方程，可以定量描述裂縫的尺寸和空間分布狀況。

(1)

式中：σ1為最大有效主應力，MPa；σ2為次要有效主應力，MPa；σ3為最小有效主應力，MPa；μ為巖石泊松比；E為楊氏彈性模量，GPa；Dvf為裂縫體積密度，m3/m3；Dlf為裂縫線密度，條/m；b為裂縫有效開度，m；ε1為最大主應變；ε2為次要主應變；ε3為最小主應變；σd為單軸應力值，MPa；J0為零圍壓下裂縫表面能，J/m2；L1為沿σ1為表征單元體的長度，m；θ為斷裂角度，°；C為礦物堆積系數(shù)；σi′為有效正應力，MPa；σiref為使裂縫開度減小90 %的有效正應力，MPa；n為裂縫組數(shù)；bi為第i組裂縫的有效開度，m；φi為第i組裂縫的孔隙度，%。

3.2 裂縫地質模型的建立

利用Petrel的Kinetix裂縫模擬模塊，根據(jù)實際施工數(shù)據(jù)模擬人工裂縫形態(tài)及導流能力等參數(shù)，作為評價壓裂改造效果的基礎，最后綜合判斷區(qū)塊整體壓裂改造效果。在壓裂模擬過程中，人工裂縫的擴展與井筒、地層緊密結合，從井筒流入裂縫及儲層的流體體積與裂縫的濾失、裂縫體積的變化、裂縫內(nèi)部流動相平衡，并在裂縫縫內(nèi)壓力與閉合壓力平衡。地層巖石的力學性質是儲層改造研究的重要基礎之一，巖石強度、泊松比、摩擦系數(shù)、多孔介質系數(shù)等巖石力學參數(shù)和測井資料是Petrel地質模擬的重要組成部分。將巖石力學參數(shù)(表1)輸入到相應的地質模型中，并進行網(wǎng)格劃分，以形成裂縫網(wǎng)格地質模型，共劃分出17 677個節(jié)點。為了精細描述儲層縱向變化特征及地層間的整合接觸關系，模型縱向網(wǎng)格采用等比例剖分，網(wǎng)格尺寸為0.5 m。

表1 瑪2井區(qū)地質模型巖石力學參數(shù)

致密儲層的開發(fā)主要依靠裂縫發(fā)育程度，裂縫性儲層的裂縫主要是由應力場作用形成，應力場的方向決定裂縫的主要延伸方向，最大與最小應力場的差值決定了裂縫的非均質性程度。因此，應結合巖石力學參數(shù)以及單井施工參數(shù)進行準確預測，該方法是定量評價裂縫分布的有效方法，此外，還需考慮如施工參數(shù)因素的影響等?，?井區(qū)壓裂縫延伸方向與最大主應力方位一致，為東偏南15 °； MaHW2001井改造段長度為1 192 m，采用套管橋塞+分簇射孔分段壓裂方式(23級45簇)，MaHW2002井改造段長度為1 601 m，采用套管橋塞+分簇射孔分段壓裂方式(29級57簇)。2口井壓裂改造裂縫分布差異較大的原因：①儲層物性、地應力參數(shù)在平面及縱向的非均質性；②分簇射孔分段壓裂方式，這種段內(nèi)多簇壓裂方式，單簇縫壓裂規(guī)模、排量難以控制，儲層改造與動用程度不均衡，影響壓裂改造效果。非均質性越強，越易造成各簇裂縫開啟不均，易開啟的縫因壓裂液易于注入而延伸過長，而另一簇縫卻因壓裂液注入不夠而難以開啟。

圖3 MaHW2001、MaHW2002井裂縫平面分布

裂縫的定量預測對提高瑪2井區(qū)的鉆井成功率和單井產(chǎn)量具有重要的現(xiàn)實意義，采用非結構化網(wǎng)格技術描述壓裂縫，壓裂縫所處網(wǎng)格為非結構多邊形網(wǎng)格，向遠離裂縫區(qū)逐漸過渡為矩形網(wǎng)格或六邊形網(wǎng)格。非結構化網(wǎng)格解決了人工裂縫差分網(wǎng)格收斂性的同時保證了計算精度和效率，同時還可表征比較復雜的裂縫形態(tài)，網(wǎng)格方向不必與壓裂縫走向一致。

3.3 地應力邊界條件

地應力邊界條件是裂縫模型最重要的約束條件，現(xiàn)今應力場的主應力方向可以由成像測井或偶極聲波測井的結果來確定，而主應力受邊界條件約束，邊界條件由反復的數(shù)值計算與模擬結果來確定[16-25]。按照式(1)反演擬合計算出單井地應力值，北部邊界計算地應力為145 MPa，Petrel的Kinetix模塊模擬結果為144 MPa；南部邊界計算地應力為125 MPa，Petrel的Kinetix模塊模擬結果為143 MPa；計算結果與模擬結果基本一致，因此，模擬結果真實可靠。

4 裂縫定量預測及驗證

MaHW2001井于2018年5月投產(chǎn)，由于生產(chǎn)時間短，返排部分壓裂液，導致含水過高。該井目前已生產(chǎn)2.0 a左右，按照目前30.0 m3/d的日產(chǎn)能力還可繼續(xù)生產(chǎn)8.0 a，預計共生產(chǎn)10.0 a，10.0 a后日產(chǎn)油為18.6 m3/d，累計產(chǎn)油量為6.37×104m3，含水為30.5%，9.5 a后井底流壓下降至20 MPa，歷史擬合程度較高，證明文中所建模型準確性較高(圖4)。

圖4 MaHW2001井歷史擬合及預測曲線

在裂縫及應力特征的基礎上開展裂縫模型的研究，主要采用理論計算模型并結合Petrel中成熟的壓裂模擬成熟模塊進行描述和計算。前文原始裂縫尺寸和展布方向研究是為后期壓裂施工參數(shù)選取和人工裂縫模擬提供客觀評估依據(jù)，以MaHW2001井組地應力邊界參數(shù)和施工參數(shù)為約束，該井組施工參數(shù)為：平均簇間距為33 m，每簇液量為596 m3，每簇砂量為27 m3，前置段塞為40/70目石英砂，攜砂段為20/40目石英砂。根據(jù)裂縫參數(shù)計算數(shù)學模型并導入Petrel軟件進行運算，從而完成了壓裂裂縫的定量預測。預測結果：壓裂縫半縫長為70～50 m，縫高為22～35 m，縫寬為0.3～0.6 cm。從圖5可以看出，瑪2井區(qū)百口泉組大部分區(qū)域裂縫線密度較低，一般為5～6條/m，并逐漸向兩翼延伸。由以上分析可知，斷裂帶往往是裂縫發(fā)育的有利區(qū)域，裂縫開度和孔隙度較大，但線性裂縫密度較低，在致密儲層油氣田開發(fā)中，僅以裂縫密度來評價裂縫的有利發(fā)育范圍并不合理。

圖5 MaHW2001井組不同小層裂縫分布

different layers of Well Cluster MaHW2001

在進行裂縫模擬分析之前，首先去除輸入、輸出數(shù)據(jù)異常值，對于地應力、裂縫屬性參數(shù)，需對其進行核對，使其符合地質特征和壓裂施工程序，裂縫模擬后與微地震資料進行反復核對，使各參數(shù)符合微地震資料屬性特征。裂縫模型反映區(qū)域化裂縫空間變化隨距離而變化的特征，能定量描述地質規(guī)律所造成的裂縫參數(shù)在空間上的分布特征。為精確描述裂縫模型的非均質性變化，在裂縫模擬之前，首先要對整個瑪2井區(qū)地質信息有全面的了解，如地應力方向、裂縫參數(shù)分布等，然后采用Petrel的Kinetix裂縫模擬水平井壓裂過程中人工裂縫動態(tài)擴展變化，開展人工裂縫評價。壓裂縫走向與最大主應力方向一致，其擴展與形態(tài)受儲層非均質性和壓裂方式的雙重影響。

利用水平井微地震監(jiān)測資料證實裂縫分布的長度、寬度等空間展布特征更合理，最終形成從地質特征到理論模型、微地震監(jiān)測的裂縫定量預測技術，從而為瑪湖油田瑪2井區(qū)開發(fā)方案的井網(wǎng)井距實施與優(yōu)化提供重要依據(jù)。利用瑪湖油田瑪2井區(qū)水平井微地震監(jiān)測資料證實了裂縫分布的長度、寬度等空間展布特征與裂縫模擬預測模型結果基本一致(表2)。為了使預測結果盡可能接近實際測量結果，需對照實際測量結果，迭代修改模擬結果，直至在允許誤差范圍之內(nèi)。從應用的角度來看，經(jīng)過反復修改的模型儲層參數(shù)與實際油氣藏條件比較接近，利用這些儲層參數(shù)預測裂縫尺寸時，預測結果相對可靠。

表2 裂縫長寬高定量信息統(tǒng)計

5 結 論

(1) 在低孔低滲儲層研究中，裂縫的有效識別是改善儲層滲流特征和提高油井產(chǎn)能的重要環(huán)節(jié)，也是編制產(chǎn)能建設方案的主要依據(jù)，裂縫的定量預測結果可以作為判斷低孔低滲油藏整體裂縫發(fā)育程度和后期改造效果的重要參考。

(2) 瑪2井區(qū)的裂縫以直立和高角度的剪切裂縫為主，宏觀裂縫開度為0.00～0.20 mm，裂縫集中段和裂縫未發(fā)育段經(jīng)常交替出現(xiàn)。

(3) 在致密儲層油氣開發(fā)中，僅依靠裂縫密度判斷裂縫的發(fā)育程度并不合適，利用水平井微地震監(jiān)測資料與裂縫模型模擬結果相互證實裂縫分布的長度、寬度等空間展布特征更合理。