中东×区块地层应力研究及其在探井测试中的应用

李行船，武好杰，尚会昌，苏勤，薛世峰

（1.中国石化集团国际石油勘探开发西亚－北非大区公司，阿联酋迪拜118621；2.中国石化集团国际石油勘探开发有限公司工程技术部，北京100080；3.中国石油大学储运与建筑工程学院，山东青岛266555）

中东×区块地层应力研究及其在探井测试中的应用

李行船1，武好杰1，尚会昌1，苏勤2，薛世峰3

（1.中国石化集团国际石油勘探开发西亚－北非大区公司，阿联酋迪拜118621；2.中国石化集团国际石油勘探开发有限公司工程技术部，北京100080；3.中国石油大学储运与建筑工程学院，山东青岛266555）

在中东×区块的探井测试及储层改造实践中开展了系统的地层应力研究。结合地形变资料实施了地层应力数值模拟，确定了区块的主压应力方向；结合压前测试资料，确定了三向主应力值大小，并以此建立该区块拟作业井的分层地层应力剖面。根据地层应力方向，确定了2口侧钻探井的侧钻方位；根据主应力值的大小，结合流固耦合渗流模拟技术，确定了探井的临界测试压差；根据分层地层应力特征及水力裂缝扩展模拟结果，确定了水力压裂工艺技术方案。最终在2口探井成功实施了水力压裂测试作业，并取得显著改造效果。

测井应用；探井测试；地层应力；测试压差；水力压裂

0 引 言

中东×区块是中国石化集团在海外的重点勘探区块，面积3.8×104km2，其中A圈闭S组与U圈闭U组是其中主要的勘探目的层。2个主要勘探目的层具有相似的储层特征，包括埋藏深（＞4 500 m）、压力高（压力系数1.8MPa／100m）、温度高（约150℃～180℃）、渗透率低（＜0.01×10－3μm2）、地层应力状态尚不明确、井筒条件复杂、储层流体特征复杂、具凝析气藏特征等。所有这些对探井的测试及压裂改造都带来极大的难度。

A圈闭S组在测试时获得近7×103m3／d产气量；U圈闭U组测试折算日产液量20bbl（非法定计量单位，1bbl＝42gal＝0.159m3，下同），产少量气。项目部决定对该井实施压裂作业提高单井产能，佐证勘探成果，但在初期的探井测试中，2个构造圈闭的2口直井都发生了卡管柱不能起出情况。由于卡管柱部位离储层较近，从成本上考虑，实施侧钻改造经济可行。由于侧钻完井后要重新进行测试，还要实施压裂改造，保持良好的井筒工作环境。分析认为2口直井发生卡管柱情况是由于测试时压差控制不当造成的，因而控制一个合理的试采压差是侧钻井测试时必须考虑的问题。同时考虑到要在侧钻井上实施水力压裂，优化压裂工艺方案，控制裂缝的扩展使其不通过原直井筒并保证作业成功实施。

解决这些问题的核心是明确该区各圈闭的地层应力状态，而后根据主压应力方位确定储层改造的侧钻方位；结合流固耦合数值模拟技术确定合理的试采压差以保证井筒不变形，为水力压裂创造良好的井筒条件；根据纵向上分层地层应力分布特征确定合适的水力压裂工艺。由于该区块是海外勘探区块，可供借鉴的资料并不多，仅有的区块外围地层应力测点数据［1－6］难以满足需要。

鉴于上述情况，项目组从GPS地形变资料入手，开展了地层应力方向模拟，结合压前注入资料确定了三向应力状态并以此建立分层地层应力解释模型。在此基础上着手侧钻方位、测试临界压差及储层改造方案的确定。

1 地层应力方向模拟

以文献［2］中所给出的阿拉伯板块边界GPS观测数据作为边界约束，采用有限元弹性静力分析方法，计算阿拉伯板块内的位移，进一步计算区域地层应力方向变化。以阿拉伯板块内部已有地层应力方向资料、×区块测井解释资料等作为检验标准，通过调整模型中地层、断层的物理参数方式，寻求与已有资料的最佳吻合的水平地层应力方向有限元解。

以阿拉伯板块边界GPS观测数据为位移约束，模拟计算得到阿拉伯板块区域水平位移方向、最大水平主应力方向计算结果（见图1）。阿拉伯板块最大水平主应力方向与板块水平位移方向基本对应，模拟区域内最大水平主应力方向相对板块水平位移方向发生了一致的逆时针旋转，反映出构造应力与板块运动的关系密切。

图1 中东阿拉伯板块最大水平主应力方向

图2 中东×区块古生界U组顶面最大主应力方向

依据GPS地形变资料，对涵盖×区块的整个阿拉伯地块水平主应力方位进行了模拟分析，模拟成果中的主应力迹线显示区内水平最大主应力方向以N－W／S－E向为主（见图2、图3）。该结论与采用FMI测井资料解释得到区块内A－0002S井、M－0002S井及邻近区块内F－1井和T－2井古生界致密砂岩地层现今最大水平主应方向为N－W／S－E方向结论相吻合。

图3 中东×区块古生界S组顶面最大主应力方向

2 地层应力值及分层地层应力特征

目的层段单井点地层应力值是根据压前注入资料获取的闭合压力进行相应处理得出［7］。处理结果显示区内2个圈闭的三向主压应力关系为σH＞σv＞σh，表明应力场呈走滑挤压特征（见表1）；应力状态发生了较大变化：已由扎格罗斯冲断带的Ⅱ型（逆断型应力场）过渡到Ⅲ型走滑挤压应力状态，与区块所处前陆斜坡或外缘构造形迹相符合。尤其是对M－0002S井，垂向应力与最大水平主压应力值接近，更体现了这种过渡的存在。

表1 注入测试获取的地层应力值

考虑到水力压裂作业的需要，为认识、了解水力压裂裂缝扩展规律，采取针对性的改造工艺，进行了该区分层地层应力分布规律研究。研究认为，组合弹簧模型［8］能有效地解释砂岩地层比相邻的页岩层有更高地层应力的现象，对×区块古生代致密砂岩地层，组合弹簧模型是合理的地层应力计算模型。

组合弹簧模型假设岩石为均质、各向同性的线弹性体，并假定在沉积和后期地质构造运动过程中地层和地层之间不发生相对位移，所有地层2个水平方向的应变均为常数。由广义虎克定律可得

式中，ξh、ξH分别为最小、最大水平主应力方向的应变，在同一断块内假定为常数。

应用表1中获取的单个测点地层应力值，对区域构造应变系数进行了刻度（见表2），由此建立起区内分层地层应力剖面解释模型，对作业层段的地层应力及相关力学参数进行了解释处理（见图4）。

表2 中东×区块古生界致密砂岩U组与S组应变系数

图4 M－0002S井3 962.4～4 684.78m井段分层应力模型剖面

3 地层应力研究成果的应用

3.1 在钻井及井壁稳定性研究中的应用

根据前述最大水平主压应力方向（NW－SE），结合储层展布特征研究成果，确定了2口井的侧钻方位（A－0002S井NE81°；M－0002S井265°），最大程度避免了压裂过程中水力压裂缝穿过原井筒的风险。

自钻井打开储层开始，井壁周围地层就产生了应力集中，后续任何不合适的压力激荡都有可能加剧井筒变形，导致失稳现象从而影响生产作业。U组埋深相对浅，胶结弱，井壁稳定性需控制合适的试采（返排）压差［9－10］以规避井筒失稳出砂；而S组埋深大，胶结强度高，则需要控制合适的试采压差以规避井筒变形缩径等危害。

基于流固耦合理论，以岩心实验获取的应力敏感结果为基础（见图5），综合考虑生产压差、地层应力、储集层结构（孔道、炮眼等）、储层力学性能、流体渗流等影响因素，建立了一个储层变形与流体运移耦合形式的井壁稳定性评价模型；应用有限元数值模拟方法定量评价开发过程中流固耦合效应导致的近井壁区域储集层骨架结构变形及井壁稳定变化。

以M－0002S井为例，以其射孔设计参数建立模型，相位角72°，孔密16孔／m，孔径1.09cm，穿深150.3cm，采用2D－RZ坐标进行有限元模拟分析（见图6），计算模型及网格划分见图7。计算中采用网格局部加密及高精度单元处理，套管壁按封闭边界处理，射孔壁处按渗透性边界处理。对研究区块内的M－0002S井进行了井壁稳定模拟分析。当生产压差大于20MPa时，储层井壁破坏程度加剧（见图8）。由此，将探井测试临界压差定为20MPa；同样，将A－0002S井临界测试压差定为40MPa。

3.2 在压裂设计中的应用及效果

结合测试压裂及分层地层应力剖面研究成果，对主加砂压裂程序进行了优化。特别是对M－0002S井的水力压裂裂缝的扩展模拟成果发现，预先制定的压裂方案难以满足纵向上缝高控制的需要，裂缝易迅速扩展至目的层下10m处的水层。为此调整了压裂施工作业方案：①从降低绿泥石对酸敏感而产生地层伤害的角度，酸处理射孔孔眼降低摩擦阻力作业后采取快速彻底返排措施；②从控制缝高、保证瓜胶压裂液有效破胶并减少残留的角度，实施转向及“三变［13］”压裂液体系作业（见表3）；③从保证支撑裂缝有效宽度抑制节流裂缝产生的角度，采用支撑剂欠顶工艺（一般欠顶4bbl＊）。

表3 M－0002S井压裂液及助剂泵注剖面

4 现场工艺技术效果

根据调整的压裂工艺技术方案，M－0002S井安全顺利地完成了施工作业，从设计与实际施工规模参数来看（见表4）该作业全面完成了设计任务。压后返排测试获得了10倍的产液量。对A－0002S井，应用地层应力研究成果亦成功保障了压裂优化设计及安全、顺利施工，作业后获得4.6×104m3／d的产气量，取得了显著增产效果（增产6倍）。

表4 设计及施工裂缝参数对比表

5 结束语

在地层应力研究的基础上就确定的应力状态进行合理地测试压差控制、根据分层地层应力特征下水力压裂裂缝扩展特征，采取针对性的水力压裂工艺技术是测试改造成功实施的重要保障。

对于海外的勘探区块，在进行探井测试及改造时，地层应力的研究应是一项重要的研究内容，可采取各种方法对三向主应力方向及大小进行确定。对主应力方向，除应用GPS地形变反演技术外，还可对目的层段的岩心应用古地磁、差应变、声波各向异性对其方向进行确定；同样亦可结合室内岩心实验确定其大小；以此为基础，深入开展井壁稳定性研究，为探井压裂改造及测试工作创造良好的井筒条件；根据确定的地层应力状态，特别是沿井筒剖面的分层地层应力特征指导压裂设计及工艺技术优化是保障海外探井成功测试的重要技术手段。

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Formation Stress Research on Exploration Well Testing and Its Application in Block×，Middle East

LI Xingchuan1，WU Haojie1，SHANG Huichang1，SU Qin2，XUE Shifeng3
（1.SINOPEC International Petroleum Exploration and Production ME，Dubai 118621，U.A.E.；2.Engineering Technology Departmrnt，International Petroleum Explorational ＆Development LTD.，SINOPEC，Beijing 100080，China；3.College of Pipeline and Civil Engineering，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong 266555，China）

Systemically studied are formation stress in exploration well test and reservoir reconstruction in Block×，Middle East.Combining with ground movement data，simulated are formation stress datum and determined is main stress direction of the block.Determined are three main stress vaules with pre－frac test data，then stratum stress profile is built in intended job well.Acorrding to stratum stress direction，sidetrack drilling direction is determined in 2wells.According to the main stress value，the critical pressure difference of the exploration well is also determined combined with fluid solid coupling technique；and according to layer stress characteristics and the hydraulic fracturing simulation results，set up is hydraulic fracturing technology scheme for the exploration well.The hydraulic fracture job is successfully completed in 2exploration wells with better effect.

log application，exploration well testing，fomation stress，test pressure differential，hydraulic fracturing

P631.81

A

2011－12－26 本文编辑 余迎）

1004－1338（2012）04－0410－06

国家重大专项“中东鲁十哈里盆地古生界致密砂岩储层压裂改造技术及气藏商业评价”（2008ZX0531－002－003）

李行船，男，1971年生，博士，高级工程师，从事油气井工程技术研究及应用等工作。