公山庙油田沙溪庙组油藏压裂裂缝形态研究

2015-07-02刘俊辰

石油地质与工程 2015年6期

关键词：沙溪庙公山储层

宋毅,曾波，缪云，刘俊辰

(中国石油西南油气田分公司工程技术研究院，四川广汉 618300)

公山庙油田沙溪庙组油藏压裂裂缝形态研究

宋毅,曾波，缪云，刘俊辰

(中国石油西南油气田分公司工程技术研究院，四川广汉 618300)

公山庙油田沙溪庙组储层天然裂缝较为发育，通过对储层天然裂缝特征、地应力状态、施工资料和微地震资料的综合分析，研究了该区压裂形成的人工裂缝形态。研究表明该区压裂形成的人工裂缝形态主要受地应力状态控制，压裂过程中形成的裂缝以水平裂缝为主;天然裂缝对压裂裂缝形态有重要影响;压裂形成的人工裂缝沟通天然裂缝，形成了复杂的裂缝形态，有效地提高了储层改造体积，实现了对Ⅲ类致密油储层的有效改造。

公山庙油田，沙溪庙油藏；压裂；裂缝形态

一般而言，压裂形成的人工裂缝形态主要受现今地应力状态控制。埋藏于地层深部的岩石处于三向应力作用下，压裂时人工裂缝总是产生于强度最弱、阻力最小的方向，也即岩石破裂面垂直于最小主应力方向[1]。当三向应力中垂向应力最小时，压裂时易形成水平裂缝；当垂向应力小于水平应力时，压裂时易形成垂直裂缝。

早期，有学者认为储层埋藏深度在500～600 m时，压裂形成的裂缝为水平缝，否则为垂直缝。国外公司对埋深200 m的地层进行水力压裂后挖掘发现裂缝为垂直缝[2-3]；大庆油田对埋深1000多米深的地层压裂后，发现裂缝为水平缝[4-5]。在现场实践过程中，压裂形成的裂缝常常比较复杂，特别是对于天然裂缝较为发育的地层，压裂时形成的裂缝常不是单一的垂直裂缝或水平裂缝。在水力压裂造缝时，由于天然裂缝的抗张强度小于岩石的抗张强度，因此若条件合适，天然裂缝会优先张开并相互连通形成压裂裂缝, 使压裂裂缝不再严格地沿着最大主应力方向延伸, 并控制压裂裂缝的空间特征[6]。李玮等还采用分形方法研究了天然裂缝对压裂时人工裂缝的影响[7]。

川中公山庙油田侏罗系沙溪庙组储层天然裂缝较为发育，通过对储层天然裂缝特征、地应力状态、施工资料和微地震资料的综合分析，研究了该区压裂形成的人工裂缝特征。

1 沙溪庙组油藏特征

公山庙油田侏罗系沙溪庙组沙一段储层为一套以紫红色、灰色泥岩为主夹灰色、浅黄色砂岩的陆相砂泥岩组合[8]。储集岩以岩屑长石石英砂岩、岩屑长石砂岩、岩屑石英砂岩为主。沙一段储层厚为350～400 m，油层位于其底界以上40～70 m的层段内。储层断裂发育，区域上主要发育了东西大断裂带及其伴生断层，储层孔隙度3.0%～6.0%，平均4.04%。储层渗透率主要集中在(0.1～1.0)×10-3μm2，平均为0.27×10-3μm2，地层压力系数在1.2～1.7，属于异常高压油藏。气油比为48～105 m3/t，地层温度63.0～69.5℃[9]。

1.1 天然裂缝特征

表1为取心样品的观察结果统计，从表中可以看出，取心井目的层段岩样平均缝密1.48条/米；裂缝宽度小于1 mm的有59条，1～3 mm的有6条，大于3 mm的有3条。从裂缝产状来看，小于5°的裂缝有39条，5°～30°裂缝有19条，大于75°的裂缝有14条；从裂缝的充填情况来看，有9条裂缝为全充填缝，76条裂缝为半充填缝。岩心观察结果表明研究区的天然裂缝较为发育，且发育大量低角度的天然裂缝。

1.2 地应力特征

目的层的三向应力状态是影响压裂裂缝形态的关键参数，对目的层取心运用差应变方法进行了地应力大小的测定，测定的平均水平最大主应力为71.4 MPa，水平最小主应力为66.6 MPa，垂向应力为56.8 MPa。测试结果表明目的层三向应力中垂向应力最小，为逆断层应力状态，该区的最大水平主应力方位为NE93.1°～ NE98.8°。

表1 沙一段储层裂缝产状、宽度及充填情况(据川中油气矿)

2 压裂改造情况

该区储层孔渗情况极差，按照贾承造等[10]提出的关于致密油储层评价标准，沙溪庙组沙一段储层属于Ⅲ类致密油储层。根据国内外致密油开发经验，为了有效地提高单井产量，采用了水平井钻井以及水平井多级压裂完井方式开发。

以该区A井为例，该井垂深2 150 m，水平段长1 003.0 m，水平段方位298.59°。根据储层特征，选用了混合压裂工艺改造，立足大液量、大排量，扩大波及体积和复杂裂缝。压裂前期采用低黏度的滑溜水作为工作液，段塞式注入支撑剂，起到沟通裂缝、扩大波及体积作用；后期注入高黏度的交联液，连续加砂，携带较高浓度支撑剂，以提高近井地带裂缝导流能力；力求达到对提高波及体积和较高裂缝导流能力的改造目标。

本井采用速钻桥塞分段压裂工艺，共分10级进行了压裂改造，级间距80～120 m，每级分3簇进行射孔，每簇射孔长度1.0 m，孔密16孔/m，总孔数48孔，施工排量10.0～12.0 m3/min；施工泵压55～73.0 MPa，10级压裂累计注入压裂液8077.1 m3，注入支撑剂468.3 m3。

3 压裂裂缝形态分析

3.1 基于施工压力的裂缝形态分析

通过对各施工段的裂缝延伸压力统计，该井各段平均裂缝延伸压力为58.2 MPa。施工过程的裂缝延伸压力与区域地层的垂向应力56.8 MPa接近，且均小于水平应力，说明压裂形成的裂缝主要为水平裂缝。同时选择了一口邻井进行井下微地震监测，压裂裂缝形态如图1、图2所示。该井压后排液测试日产油22 t，且投产后稳产时间较长，取得了较好的改造效果。

图1 A井各级裂缝监测俯视图(X-Y)

图2 A井各级裂缝监测侧视图(X-Z)

3.2 微地震监测的裂缝形态分析

该井施工过程中前期注入滑溜水，滑溜水的黏度在2～3 mPa·s；后期注入交联液，交联液的黏度为500 mPa·s。该井目的层纵向上无明显遮挡层，如果形成垂直裂缝，在施工排量保持稳定的情况下，不同黏度的压裂液注入后所形成的人工裂缝高度会有明显变化。图3、图4为该井第二级和第十级的裂缝监测侧视图，图中绿色事件点为前期滑溜水注入时产生的事件点，红色事件点为后期交联液注入产生的事件点。从中可以看出，注入交联液后的事件点纵向上无明显变化，仍未突破前期滑溜水阶段在纵向上的分布范围。结合该区地应力大小的关系，进一步证实该区压裂形成的裂缝主要为水平缝。

图3 A井第二级裂缝监测侧视图(X-Z)

图4 A井第十级裂缝监测侧视图(X-Z)

3.3 压裂裂缝形态综合分析

微地震综合解释结果表明，事件点沿平行于井筒方向扩展的距离为1 550 m，沿垂直于井筒方向扩展的距离约为500 m，垂向上事件点分布高度为80 m。该井水平段方位为平行于最大主应力方向，如果形成垂直缝，则事件点主要应沿平行于井筒方向扩展，而实际监测结果表明沿垂直于井筒方向扩展距离达到500 m，因此说明裂缝扩展主要为平行于层理面方向。但是裂缝事件点垂向上波及范围较大，说明如压裂时仅形成单一的水平缝，则压裂在垂向上波及范围有限。考虑到该区发育有大量不同角度的天然裂缝，压裂过程中前期注入滑溜水，为沟通天然裂缝创造了有利条件。因此综合地应力状态、微地震监测结果可推断该区压裂形成的裂缝主要为水平缝，压裂形成的水平裂缝沟通了地层中不同角度的天然裂缝，从而形成了天然裂缝和人工裂缝一体的复杂裂缝体系。人工裂缝和天然裂缝相互影响，有效地提高了储层改造体积。该井微地震监测处理的储层改造体积为2 325×104m3，较大的储层改造体积为该井压裂后初期高产和较长时间稳产提供了保证，从而实现了对Ⅲ类致密油储层的有效改造。