松辽盆地扶余油层南部人工裂缝高度主控因素分析

2010-09-15魏子超孙兆旭魏兆言

特种油气藏 2010年3期

关键词：松辽盆地主应力油层

魏子超,孙兆旭,魏兆言

(1.西南石油大学,四川成都 610500;2.中油吉林油田公司,吉林松原 138000)

松辽盆地扶余油层南部人工裂缝高度主控因素分析

魏子超1,孙兆旭2,魏兆言2

(1.西南石油大学,四川成都 610500;2.中油吉林油田公司,吉林松原 138000)

在工程方面控制缝高对提高压裂效果至关重要,在勘探开发中对判断储层、认识储层和改造储层具有重要意义。为此,根据松辽盆地的沉积特征及影响人工压裂缝高因素多的特点,在勘探开发中运用井温缝高测试方法对松辽盆地中央凹陷区测试研究并分析。研究表明,该区域的沉积特征、地应力和施工参数对压裂缝高的影响是主要因素。通过理论分析和实践认识,对松辽盆地扶余油层南部人工裂缝高度有了明确认识,提出了控制缝高技术的研究方向。

沉积特征;缝高;应力差值;流变参数;井温测井;控制缝高技术;松辽盆地

前言

松辽盆地的主要沉积特征是储层沉积环境基本为河流相砂体和三角洲砂体,其中泉三、泉四段沉积时期,盆地内分布广泛的三角洲砂体[1]。三角洲砂体主要发育在三角洲平原和三角洲前缘相带中,它们主要有分支河道砂体、河口坝砂体和席状砂体。储层纵向非均质性强,储隔层沉积关系复杂。扶余油层属低孔低渗储层,自然产能低,需要压裂改造,裂缝在该沉积条件下纵向扩展关系复杂。影响人工压裂缝高的因素很多,归纳起来有 2方面:一是不可控因素,主要包括地应力、岩石物性、储层上下隔层应力差值等;二是可控因素,即施工参数,包括排量、压裂液流变参数、滤失系数等。为勘探开发中正确判断储层、认识储层和改造储层,研究并分析了沉积特征、地应力和施工参数对压裂缝高的影响,同时提出了控制缝高技术的研究方向。

1 压裂裂缝影响因素

1.1 岩石物性及沉积特征对裂缝高度的影响

通常地应力随深度的增加而增加,地应力与岩性有关(拉张型盆地中通常泥岩高于砂岩),层间应力差决定了裂缝的高度。松辽盆地各储层沉积存在差异很大,隔层与储层之间岩性变化幅度很大,非均质特征突出,如果隔层沉积相类型是泥滩,而储层沉积相类型是分支河道砂体,那么该类储层裂缝纵向扩展较为理想,反之裂缝在纵向扩展较严重。对松辽盆地南部扶余油层裂缝扩展进行分析对比认为,该区域的沉积特征不利于裂缝纵向遮挡[2]。

1.2 裂缝扩展的微观特征

渗流 -应力 -损伤耦合模型是基于 Biot固结理论和 Terzaghi的有效应力概念。岩石中晶粒和缺陷随机分布的影响逐渐起主导作用,它引起在岩石内部应力场的不均匀分布,产生局部应力集中,导致交界最弱部位产生微裂纹[3]。对于非均质储层,由于在远离裂缝端部高压力集中区的地方,可能存在低强度单元,因此,在破裂区域的邻近部位可能出现微裂隙,这些微裂隙与主裂纹隔离裂纹的增生将影响裂缝延伸的路径。通过裂缝产生延伸的微观机理可以分析裂缝扩展的复杂关系。

1.3 地应力与净压力对裂缝的影响

隔层的最小主应力与目的层最小主应力之差是决定裂缝纵向延伸的主要因素。基于岩性考虑,针对地应力,特别是最小主应力是控制裂缝几何形状的主要因素[4]。储层上下隔层之间的地应力差值、地层岩石弹性模量、泊松比等均会影响裂缝高度的扩展。进一步来说裂缝高度是由净压力与应力差的比率所控制。即:

式中:H为裂缝高度,m;pnet为净压力,MPa;Δ δ为应力差,MPa。

Simonson等[5]认为,在有些情况下净压力小于应力差的 50%时,水力裂缝是完全可以限定的。一般情况下,施工所产生的净压力要大于应力差,这时裂缝的形态则是简单的径向或圆形。这在设计模拟过程中多数得到了验证。

1.4 裂缝的动态应力强度因子的影响

在裂缝拟合时有些参数对裂缝扩展至关重要,应力强度因子是对裂缝尖端周围应力和应变的一个量度,裂缝延伸和断裂都依赖于应力强度因子。原则上知道了地层水力压裂裂缝的应力强度因子,就可预言其发展趋势。通常试验中得到的岩层断裂韧度值反映了分形效应的影响,特别是裂缝性较发育的储层,通过模型计算得出的应力强度因子值可反映多裂缝对裂缝扩展的间接影响。

选择弯折裂缝作为分形裂缝延伸的生成元,根据分形裂缝模型和分形理论,可直接计算出分形裂缝延伸的分维值。

1.5 施工参数对缝高延伸的影响

裂缝除主要受地应力控制外,还受到其他压裂施工因素的影响,如压裂液配方、支撑剂、泵入程序等[6]。另外裂缝的扩展与施工参数中的流体力学变量有直接关系,这些变量在多方面是相互作用和联系的,排量、液体黏度和缝内的净压力关系为排量越大缝内净压力就越大,裂缝纵向扩展就越大[5,7]。即:

式中:E为弹性模量,MPa;k为常数 ;u为流体黏度,mP·s;qi为流速,m3/min;L为裂缝半长;m。

高黏度的压裂液增加缝内的净压力,从而影响了储层上下隔层应力差的相互作用,导致裂缝纵向失控。如何控制好几个变量之间的关系是压裂成功的关键。针对松辽盆地中央凹陷区扶余油层的特点,在该地区压裂方案采取针对性的措施,如变排量施工、低浓度胍胶体系等方法,使扶余油层纵向裂缝扩展得到有效控制。

2 现场裂缝控制技术应用分析

2.1 分层地应力的计算与实测对比

计算水平主应力的方法还在不断探索和发展过程中,利用声波测井资料和水力压裂数据来确定水平主应力的方法,在松辽盆地中央凹陷区扶余油层得到了现场应用。地层深处应力分布有很多影响因素,考虑垂向应力与岩石特性对压裂时破裂压力的影响[8],利用弹性力学理论推导的计算公式[9]:

式中:σH、σh分别为水平最大、最小主应力,MPa; A、B均为地质构造应力系数;μ为岩石泊松比;pp为地层孔隙压力,MPa;φ为地层孔隙压力贡献系数;σv为垂向应力,MPa。

求得σH、σh,就可用下式求地层破裂压力 pf:

式中:St为岩石抗拉强度,MPa。

表 1 松辽盆地南部部分井地应力计算值

对 4口井资料进行了计算和处理(表 1),同时对过去该地区所作三轴向应力测试结果进行对比(表 2)。表 2中的 X229井埋深较浅,M106井与该区较远,其余计算结果与实测结果吻合得较好,三轴向主应力的趋势和规律一致。对表 1、2的数据进行解释分析后认为,人工裂缝是垂直裂缝,其中泥岩与砂岩应力差值小,裂缝纵向扩展难以控制,在生产施工过程中要采用相应工艺措施加以控制。

表 2 松辽盆地南部部分井地应力实测值

2.2 井温测缝高技术应用分析

松辽盆地中央凹陷区用井温法测缝高,现场应用该方法可靠、简便。利用井温曲线可定量验证地层的开启程度。对该地区曾经测过缝高的有 40余层,选出 6口有代表性的缝高测试结果 (表 3)。可以看出施工参数和技术工艺对裂缝高度影响的重要性。

QB41-25井和 QB45-19井为同一区块的井。QB41-25井埋深约为 2 350 m,储层厚度为4.5 m,地应力差值为 8～10 MPa;QB45-19井埋深约为 1 734 m,储层厚度为 9.2 m,地应力差值为5～6MPa。现场施工排量分别为 4.0m3/min和2.2 m3/min,压后井温缝高解释结果为 43 m和 15 m,缝高比为 1.63,厚度比为 9.56,差别非常大。QB45 -19井由于隔层遮挡较弱,在设计时已经考虑控高的要求,施工排量由该地区的平均值 3.5 m3/min降至 2.2 m3/min,现场施工达到设计要求。

表 3 井温测量缝高数据

2.3 裂缝动态拟合分析实例

D61井是松辽盆地中央凹陷区的 1口探井。从三维地震构造图看,D61井 T1、T2反射层位于斜坡带上,断层不发育[10]。扶余油层储层发育,其中39号层井段为 2 716.6～2 721.4 m,层厚为 3.8 m,电阻率为 48.11Ω·m,声波为 225.38μs/m,测井解释为油层,同时录井为深灰色油浸粉砂岩,气测曲线基值为 0.827 7%,峰值为 2.338 7%,峰基比为 2.83。

依据弹性断裂力学和流体力学原理,利用stimplan软件对 D61井在裂缝中延伸进行三维模拟分析。D61井裂缝模拟主要参数:储层的弹性模量为 2.4×104MPa,隔层的弹性模量为 2.88× 104MPa,岩石的泊松比为 0.24,储层的最小主应力为31.5MPa,隔层的最小主应力为46.7MPa,排量为 4.5 m3/min,压裂液密度为 1.05 g/m3,压裂液黏度为 120 mPa·s,压裂液滤失系数为 0.497× 104m/min0.5,射孔厚度为 5 m,岩石的断裂韧性为1.098 MPa0.5,破裂压力为 42 MPa,储层厚度为 3.8 m。通过采用分层地应力计算确定与模拟分析,该层设计加砂 35 m3,缝长为 168 m,平均缝高为 38 m,裂缝纵向扩展范围为 2 690～2 758 m,最大缝高为 68 m,最高净压力为 12 MPa,平均净压力为 4.5 MPa,裂缝扩展纵向偏高,设计缝长为 210 m,因为该井施工压力偏高,未达到理想缝长。