深层砂砾岩体岩相及天然裂缝对压裂改造的影响

2016-02-13刘海宁韩宏伟李红梅王惠勇

中国石油大学胜利学院学报 2016年4期

关键词：岩相砂砾泥岩

刘海宁,韩宏伟,李红梅,王惠勇

(中国石化胜利油田分公司物探研究院,山东东营257022)

深层砂砾岩体岩相及天然裂缝对压裂改造的影响

刘海宁,韩宏伟,李红梅,王惠勇

(中国石化胜利油田分公司物探研究院,山东东营257022)

储层压裂改造影响因素研究是进行钻井设计、储层压裂改造设计、储层压裂改造技术研发的基础。深层致密砂砾岩体沉积储层特征明显不同于泥页岩、火成岩等储层,其沉积厚度大、岩性及岩性组合变化快、天然裂缝发育、井间压裂效果差异大。笔者认为,在砂砾岩体储层的岩石力学特性、地应力分布等影响因素研究基础上,应重点开展沉积特征和天然裂缝发育对储层压裂改造的影响。综合利用三维地震、钻录井、压裂施工参数曲线等资料,将Y227-3HF井和Y227-8HF井储层压裂改造微地震监测数据与储层压裂改造影响因素分析相结合,研究岩相和天然裂缝两因素对深层致密砂砾岩体储层压裂改造的影响。

砂砾岩体;水力压裂;东营凹陷;天然裂缝;岩相

随着非常规油气藏的规模开发,储层压裂改造工艺技术得到了迅速发展。前人在储层压裂改造工艺(压裂液及支撑剂开发、射孔参数优化、施工参数优化、缝高控制、裂缝扩展规律、缝网优化等)[1]、储层压裂改造影响因素(岩石力学特性、地应力分布特征、天然裂缝发育特征、地层各向异性特征等)[2]、不同类型储层(泥页岩、火山岩、煤层、砂砾岩等)压裂改造技术等方面开展了大量研究。不同类型储层,其储层特征差异较大,压裂改造效果有明显差异,影响因素亦不同。针对不同类型储层,开展储层压裂改造影响因素研究,是下一步进行钻井设计、储层压裂改造设计、研发储层压裂技术的基础。对于致密砂砾岩体储层,其岩性及岩性组合变化快、天然裂缝发育、井间压裂效果差异大,在岩石力学特性、地应力分布等影响因素研究基础上,应重点开展岩相特征和天然裂缝发育对储层压裂改造的影响。在前人研究基础上,笔者以东营凹陷北部陡坡带Y227井区砂砾岩体为研究对象,综合利用三维地震、钻录井、压裂施工参数曲线等资料,将Y227-3HF井和Y227-8HF井储层压裂改造微地震监测数据与储层压裂改造影响因素分析相结合,研究岩相特征和天然裂缝两因素对深层致密砂砾岩体储层压裂改造的影响。

1 研究区概况

Y227井区位于东营凹陷北部陡坡带东段,为沙四段上亚段近岸水下扇砂砾岩体低孔特低渗油藏,常规直井压裂投产,平均单井产液量1.4 m3/d,产油量1.3 t/d,产能低、无经济效益。砂砾岩体储层与泥页岩、煤层、火成岩等储层具有明显差异。砂砾岩体是发育于断陷湖盆陡坡带、近物源、快速堆积的一套粗碎屑沉积体系,多表现为沉积厚度大、泥质夹层少,岩性粗、以砾岩、砂砾岩为主,分选差、磨圆差、成分成熟度和结构成熟度低等特点。针对深层致密砂砾岩体,前人对其压裂工艺技术开展了大量研究工作,使得深层致密砂砾岩体长水平井、分段压裂、“井工厂”模式开发成为可能。胜利油田以“井工厂”模式对该区块进行了整体压裂开发,共完钻水平井9口。本项目组对其中的Y227-3HF井和Y227-8HF压裂施工进行了微地震监测。Y227-3HF井完钻井深4 726.78 m,垂深3 663.85 m,AB靶间水平距离1 067 m,分13段压裂,经监测、定位处理后获得2～12压裂段,共11段有效数据。Y227 -8HF井完钻井深4 931 m,垂深3 795.43 m,AB靶间水平距离1 101 m,分13段压裂,经监测、定位处理后获得1～3、5～12压裂段,共11段有效数据[3]。

2 岩相对砂砾岩体储层压裂改造的影响

砂砾岩体沉积厚度大、岩性变化快,不同沉积相带,其岩相特征、成岩特征有较大差异,导致其脆性不同、可压性不同。Y227-3HF井与Y227-8HF井两井压裂施工条件相似,但其压裂结果差异很大(图1)。将两口井各压裂段及相应监测到的微地震事件点个数进行对比分析可知:同一口井不同压裂段及两井之间监测到事件点个数具有明显差异。

图1 Y227-3HF井和Y227-8HF井各压裂段及相应监测到的微地震事件点个数

将Y227-3HF井不同压裂段压裂效果对比分析可知,该井2～8压裂段发育厚层含砾砂岩,监测到的微地震事件点数非常多,而9～12压裂段钻遇薄层含砾砂岩,泥岩隔夹层非常发育,其事件点个数明显少于2～8压裂段,泥岩隔夹层的发育程度对储层压裂改造效果有较大影响。Y227-3HF井与Y227-8HF井相比,两井钻遇扇体位置不同、岩性及岩性组合特征亦不同,Y227-3HF井钻遇扇主体位置,发育大套厚层含砾砂岩,泥岩隔夹层相对不发育,而Y227-8HF井钻遇扇体侧缘,泥岩隔夹层较发育,单套砂体厚度相对较薄。从微地震监测结果来看, Y227-3HF井监测到微地震事件点个数563个,明显多于Y227-8HF井的382个,且利用基于Alphashape划分的方法对其储层压裂改造体积进行了计算,Y227-3HF井储层压裂改造体积SRV=42.5× 105m3,远大于Y227-8HF井的18.2×105m3[3]。

分析认为,砂体厚度及泥岩隔夹层的发育程度,即岩相特征的差异是导致Y227-3HF井不同压裂段间以及两井间压裂规模差异的主要原因。Y227-3HF井2～8压裂段为厚层含砾砂岩,其位于扇主体位置,具有一定的分选且泥质含量低,脆性相对更好,可压性更好。同时,前人研究认为,泥岩的成岩演化对砂泥岩界面附近砂岩的孔隙度演化有较大影响,越靠近泥岩,储层胶结物含量越高,胶结作用越强,物性越差[4]。Y227-3HF井9～12压裂段及Y227-8HF井砂体厚度相对薄,泥岩隔夹层发育,储层距泥岩距离均较近,泥岩成岩演化对储层影响作用较大,储层胶结物含量相对高,胶结致密,可压性相对差。

3 天然裂缝对砂砾岩体储层压裂改造的影响

微断层和天然裂缝的分布代表了天然应力场的分布特征,且微断层或天然裂缝的存在对人工裂缝的发育特征具有明显控制作用。首先利用蚂蚁追踪技术描述了Y227井区砂砾岩体顶面天然裂缝分布,然后将Y227-3HF井微地震事件点俯视投影与天然裂缝预测图进行了叠合分析,其中Y227-3HF井第2压裂段处天然裂缝相对较发育区(深色区代表裂缝发育区),而第6压裂段所处位置基本为空白,天然裂缝不发育(图2)。从微地震事件点俯视投影来看,第2压裂段人工裂缝延伸方向基本与天然裂缝发育带延伸方向一致,而第6压裂段人工裂缝方向呈现北东向和北西向两组。

将两段微地震事件点时序分布与相对应压裂施工曲线进行叠合分析(图2)可看出,受天然裂缝发育程度不同,两压裂段的压裂施工曲线、主破裂压力及人工裂缝发育特征均具有明显差异。其中第2压裂段由于存在天然裂缝,受天然裂缝张开影响,从压裂一开始,在主破裂发生前排出排量就较高、相对较稳定,并且监测到事件点个数非常多,共监测到38个点,占总数91个点的42%,同时受到天然裂缝泄压的影响,产生新的人工裂缝需要更大压力,主破裂压力较高为73.8 MPa。天然裂缝相对不发育的第6段,在主破裂发生前排出排量逐渐升高且只监测到13个微地震事件点,占总数101个的13%,且没有天然裂缝泄压影响,其主破裂压力明显较低,为57.4 MPa。