塔河油田托甫台地区岩石力学参数和地应力试验研究及其应用

张旭东 （中石化石油工程技术研究院储层改造研究所，北京100101 中国石油大学 （北京）石油工程学院，北京102249）

薛承瑾 （中石化石油工程技术研究院，北京100101）

张 烨 （中石化西北石油分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐830011）

塔河油田托甫台地区岩石力学参数和地应力试验研究及其应用

张旭东 （中石化石油工程技术研究院储层改造研究所，北京100101 中国石油大学 （北京）石油工程学院，北京102249）

薛承瑾 （中石化石油工程技术研究院，北京100101）

张 烨 （中石化西北石油分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐830011）

针对塔河油田托甫台地区碳酸盐岩油藏高温高破裂压力特点，基于储层岩石力学参数试验和地应力室内试验，得出塔河油田托甫台地区6000m以下碳酸盐岩地层的平均弹性模量为39.23GPa，平均泊松比为0.268。最大主应力方向为64～91°；通过差应变法，得到地层的垂向应力梯度为0.025MPa/m，水平最大主应力梯度为0.02062MPa/m，水平最小主应力梯度为0.0155MPa/m。结合压裂井的具体井况，采用试验修正后的岩石力学参数和地应力参数，优化酸压裂缝模拟，实施精细改造，施工后结果表明，酸压取得了良好的预期效果。

碳酸盐岩油藏；岩石力学参数；地应力；裂缝模拟优化

1 托甫台区块概况

塔河油田托甫台地区奥陶系油藏储集体以碳酸盐岩溶蚀孔、洞、缝为主要储集空间，储集体以缝洞带为基本单元分布；油藏属于以弹性驱及弹性水压驱动为主的碳酸盐岩溶蚀缝洞型常规原油未饱和底水油藏［1］。该区是以中轻质原油为主的中等粘度、中等含硫、高含蜡的常规原油，地层水为CaCl2型水，总矿化度138980～184071mg/L （平均162932mg/L左右），地温梯度1.78～2.35℃/100m，压力系数0.89～1.18，储层破压梯度0.0143～0.0186MPa/m。

笔者针对托甫台区块的地质、油层等特点，结合室内岩石力学参数试验和地应力试验，进行酸压裂缝数值模拟，优化工艺设计，取得了较好的增产效果。

2 托甫台岩石力学参数试验研究

岩石三轴试验的目的在于了解岩石在复杂应力状态下的变形特性和岩石的强度特性，它能完整地描述岩石在任何应力状态下的破坏特性。通过测定塔河油田托甫台地区的碳酸盐岩的弹性模量、泊松比参数，能够为裂缝优化模拟提供基础参数。

岩石力学参数试验是在MG－1油气藏应力敏感性测试仪上进行的。由于取自现场的岩心一般形状不规则，不能直接用于试验，所以试验前需要对现场岩心进行加工。室内制备的岩心尺寸为长50mm、直径25mm的圆柱形标准试样。根据如下公式可以计算出弹性模量和泊松比，并给出不同围压下的应力应变曲线：

式中，σ为轴向偏应力，MPa；σ1为轴压，MPa；σ3为围压，MPa；E为弹性模量，MPa；υ为泊松比，无量纲；（σ1－σ3）（50）指 主 应 力 差 的 50%，MPa；εh（50）指 在 （σ1－σ3）（50）时 的 轴 向 应 变，无 量 纲；εd（50）指 在（σ1－σ3）（50）时的径向应变，无量纲。

共完成了托甫台地区3口井奥陶系不同层段的岩石力学参数试验，结果见表1。

表1 托甫台地区3口井三轴压缩试验结果

3 托甫台地应力试验研究

图1 托甫B井岩样波速各向异性测试结果分析

地应力方向是决定裂缝走向的首要因素，地应力大小影响裂缝破裂和延伸压力，准确的地应力参数对酸压设计和施工至关重要。首先用岩石的波速各向异性确定水平最大主应力方向，其次利用岩石可记录其形成时的粘滞剩磁特征，确定岩石中最大主应力方向与粘滞剩磁方向的关系［2］，从而得到水平最大主应力与地理北的夹角方向即水平最大主应力方向。图1是托甫B井的岩样波速各向异性测试分析结果。由图1可见，岩心中波速最大的方向与波速最小的方向相差接近90°，且两者之间有明显的差值，其差异可以用波速各向异性来描述，即：

式中，A为波速各向异性度，%；V水平最大为水平最大波速，m/s；V水平最小为水平最小波速，m/s；V平均为水平平均波速，m/s。

试验研究及大量实测结果表明，当A≥3%时，其反映为地应力作用所致。测试结果A为5.9%～57.0%，均大于3%，表明测试结果可靠。因此，这些岩心的波速各向异性是由地应力释放而产生的，可以用来确定地应力方向。根据波速各向异性的测结果，可以在岩心上确定最大主应力方向，然后应用粘滞剩磁法确定最大主应力方向与地理北极的关系。

采用波速各向异性与粘滞剩磁相结合确定主地应力方向。地应力方向决定裂缝走向，通过地应力方向测定，为酸压确定裂缝在地层中的走向提供指导。表2是托甫B井岩心粘滞剩磁测量结果。

表2 托甫B井岩样粘滞剩磁测量结果

差应变分析测试就是通过对试样进行室内静水加压来确定就地主应变的方向及大小，并由此确定就地主应力的方向及大小［3］。这一试验的基本理论为：岩样从地下应力状态下取出，由于消除了地下应力作用而引起岩石中的微裂缝张开。它们张开的方向和密度取决于就地应力状态。因此取心过程中的应力释放造成的微裂缝的优势分布就是地应力状态的直观反映。图2是托甫B井奥陶系层位差应变测试结果。表3是3口井的差应变法测试最大主应力值结果。

通过室内试验得出：托甫台地区的最大主应力方向为北东64～91°；托甫台地区6000m以下地层的垂向应力梯度为0.025MPa/m，水平最大主应力梯度为0.02062MPa/m，水平最小主应力梯度为0.0155MPa/m。上述基本数据，为压裂设计优化和工艺优化提供了有力的依据。

图2 托甫B井差应变测试结果 （6548.87～6549.03m）

表3 差应变法测试最大主地应力值结果

4 优化设计和现场应用

在得到托甫台区块相关井的岩石力学参数和地应力参数之后，针对托甫台地区储层微裂缝和溶蚀孔洞发育的特点，在酸压设计及工艺技术上进行了优化和完善，结合水力裂缝模拟和拟合，提高了施工成功率和压裂效果。

以托甫B井酸压为例，酸压层段为奥陶系一间房组6608.5～6615.8m，岩性为浅黄灰色砂屑泥晶灰岩、含生物屑泥晶灰岩、泥晶灰岩。槽面显示，6613～6632m见针孔状气泡占25%，原油占20%。参照6548.87～6549.03m段的岩石力学参数和地应力参数，输入到酸压设计和裂缝模拟中，从而有针对性地提高了裂缝模拟精确度。图3为托甫B井酸压裂缝优化模拟剖面。该次酸压施工前，托甫B井采用4mm油嘴，油压0.6MPa，产液0.43m3/h，含水42%；施工后经系统测试3mm油嘴生产，油压30.0MPa，套压17.3MPa，日产液43.0t，日产油35.7t，含水17%，酸压取得了良好的效果。

图3 托甫B井酸压裂缝模拟剖面图 （6608.5～6615.8m）

5 结 论

通过室内研究及现场试验，对塔河油田托甫台地区6000m以下主力层系奥陶系地层的岩石力学参数和地应力参数得出几点认识：

1）碳酸盐岩地层的平均弹性模量为39.23GPa，平均泊松比为0.268。

2）托甫台地区的最大主应力方向为64～91°；通过差应变法，可得托甫台地区6000m以下地层的垂向应力梯度为0.025MPa/m，水平最大主应力梯度为0.02062MPa/m，水平最小主应力梯度为0.0155MPa/m。

3）结合压裂井的具体井况，采用试验修正后的岩石力学参数和地应力参数，优化酸压裂缝模拟，实施精细改造，从而为提高增产效果提供有力支撑。

［1］彭守涛，何治亮，丁勇，等.塔河油田托甫台地区奥陶系一间房组碳酸岩盐储层特征及主控因素 ［J］.石油试验地质，2010，32（2）：108～114.

［2］侯守信，田国荣.粘滞剩磁 （VRM）岩心定向的应用 ［J］.岩石力学与工程学报，2000，19（增）：1128～1131.

［3］程远方，沈海超，赵益忠.一种简化的差应变地应力测量技术 ［J］.石油钻采工艺，2008，30（2）：61～64.

Research and Application of Rock Mechanical Parameters and In－situ Stress in Tuofutai Area of Tahe Oilfield

ZHANG Xu－dong，XUE Cheng－jin，ZHANG Ye（First Author's Address：Reservoir Stimulation Department，Research Institute of Petroleum Engineering，SINOPEC，Beijing100101；Faculty of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing102249，China）

In allusion to the characteristics of carbonate reservoirs with high reservoir temperature and high breaking down pressure in Tuoputai Area of Tahe Oilfield，a series of experiments were performed，including tri－axial rock mechanical tests and differential strain measurement.Young's Modulus was 39.23GPa and average Poisson's ratio was 0.268for the carbonate reservoirs which was below 6000mof them.The maximum principal stress direction was between 64°and 91°.After differential strain analysis method was used，the vertical stress gradient 0.025MPa/m，the maximum horizontal principal stress gradient was 0.02062MPa/m，the minimum horizontal principle stress gradient was 0.0155MPa/m.For a certain well In combination with the situations of fracturing wells，rock mechanic parameters and stress parameters obtained after calibration are used to optimize acid fracturing simulation and fine reconstruction.Good expected fracturing result is obtained.

carbonate reservoirs；rock mechanical paramete；in－situ stress；optimal fracture simulation

TE357.2

A

1000－9752（2011）06－0132－03

2010－0－0

中国石油化工股份有限公司科技项目 （P10065）。

张旭东 （1970－），男，1992年江汉石油学院毕业，博士 （后），教授级高级工程师，现主要从事储层改造技术研究工作。

［编辑］ 萧 雨