基于地质力学的裂缝性储层水平井井眼方位优化

杨向同，王倩，刘洪涛，陈朝伟，巴旦，项德贵（.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆 库尔勒 84000；.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京 006）



基于地质力学的裂缝性储层水平井井眼方位优化

杨向同1，王倩2，刘洪涛1，陈朝伟2，巴旦1，项德贵2
（1.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆 库尔勒 841000；2.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京 102206）

由于裂缝性储层裂缝发育，裂缝性储层水平井与常规储层水平井相比，优化水平井井眼方位需要考虑的因素更多，也更为复杂。文中以地质力学为基础，在优选裂缝性储层水平井井眼方位的同时，考虑天然裂缝分布、天然裂缝的激发和井眼稳定性，从地质、钻井和压裂的角度出发，采用理论研究和数值模拟，形成了裂缝性储层水平井井眼方位优化方法。首先，根据井壁成像数据对天然裂缝分布进行统计分析，选择天然裂缝发育的方位；其次，通过建立天然裂缝面的应力模型，计算在一定压裂压力下容易滑动的天然裂缝方位；最后，通过建立裂缝性储层的井眼稳定模型，计算出在确定的方位范围内井眼相对稳定的方位作为优选的水平井方位。优选的裂缝性储层井眼稳定方位既有利于压裂裂缝与天然裂缝沟通，又相对容易激发天然裂缝，且井眼相对稳定，对于提高单井产量、减少工程复杂有重要作用。

天然裂缝；渗透性；水平井；井眼方位

1　研究现状

塔里木盆地山前库车坳陷天然气储层具有目的层段埋深大、岩性致密、基质孔隙不发育、裂缝发育的特征，属于致密裂缝性储层［1］。张文波等［2］从地质和工程角度出发，根据储层裂缝产状、分布和井眼稳定规律设计钻井方位，提高裂缝的钻遇率，优选井眼最稳定的方位钻进。叶成林［3］以现有地质资料为基础，利用有限元数值模拟技术，对苏53区块目的层地应力分布特征进行了模拟计算。根据岩石力学特点，结合水平段方位与最大主应力方向匹配关系的方案模拟结果，认为在苏53区块，水平段方位与最大主应力方向保持垂直较为合理。金衍等［4-5］选用弱面模型，进行了裂缝性地层直井、斜井稳定性分析，讨论了天然裂缝走向、倾角等因素对井壁稳定性的影响，认为地层走向、地层倾角、井斜方位和井斜角不同，其井壁稳定性也不同，可采用合理的井眼轨迹进行大斜度钻井维持井壁稳定。金衍等［6］针对裂缝性储层水平井试油过程中井底压力选择不当会引起井壁坍塌的问题，开展了天然裂缝性储层水平井井壁稳定问题研究，考虑了天然裂缝产状、井斜方位、地应力、地层强度与孔隙压力的联合影响。通过分析天然裂缝分布特征，结合压裂施工过程中的裂缝渗透性和钻井过程中的井眼稳定性，得出合理的水平井井眼方位。

以上研究中，有些是从钻井试油过程中的井眼稳定性入手，对裂缝性储层水平井井眼方位进行优化。这种方法过于片面。井眼稳定性虽然是工程上确定水平井方位的一个重要因素，但是若不结合压裂施工，可能得出不适当甚至相悖的结论。有些研究结合储层裂缝产状分布和井眼稳定规律设计钻井方位，虽然提高了裂缝钻遇率，但是若不考虑利用天然裂缝的渗透性与水力压裂裂缝沟通形成缝网来提高产能，显然也不是最佳方法。所以，在优化裂缝性储层水平井井眼方位的时候，需要综合考虑钻采过程中的井眼稳定性、储层裂缝产状分布、激发天然裂缝等3个方面，达到减少钻完井复杂、提高水平井产能的目的。

2　裂缝性储层水平井方位优化方法

2.1天然裂缝分布特征

天然裂缝作为油气储集空间和渗流通道，优选水平井方位时应该考虑天然裂缝分布状态。选择天然裂缝发育的方位，有利于提高裂缝钻遇率。

首先，根据井壁成像数据对井壁天然裂缝特征进行识别。天然裂缝受多期构造运动形成，又遭受地下水溶蚀和沉淀作用的改造，所以分布不规则，成像显示为正弦曲线。通过刻画天然裂缝，记录天然裂缝的形态与特征，包括天然裂缝深度、倾角、方位等信息。在识别天然裂缝的基础上，对天然裂缝分布进行统计分析，得出天然裂缝的主要分布方位。

2.2水力压裂过程中天然裂缝渗透性分析

优选水平井方位时还应该考虑天然裂缝的渗透性，选择容易发生滑动的天然裂缝方位，在水平井压裂中能够激发天然裂缝，有利于形成缝网。

原场地应力表示成主应力S1，S2，S3（S1＞S2＞S3），用张量表示为［7］

通过原场地应力坐标系统与地理坐标系统的转换，得到地理坐标系下的应力：

式中：α为地理坐标系X轴（北向）旋转到原场地应力坐标系xs轴的角度（°）；β为地理坐标系Y轴（东向）旋转到原场地应力坐标系ys轴的角度（°）；γ为地理坐标系Z轴（向下）旋转到原场地应力坐标系zs轴的角度（°）。

利用张量变换计算裂缝面坐标系中的应力张量［8］：

其中

式中：str表示裂缝走向；dip表示裂缝倾角。

如果Sf（3，2）＞0，且Sf（3，1）＞0，则滑动向量的前角）；如果Sf（3，2）＞0，且Sf（3，1）＜0，则；如果Sf（3，2）＜0，且Sf（3，1）＞0，则）；如果Sf（3，2）＜0，且Sf（3，1）＜0，则

裂缝面滑动方向的正应力σ＝Sf（3，3），剪应力τ＝Sr（3，3）。

在有效正应力-剪应力坐标系中绘制原场地应力的有效应力（3个莫尔圆）。在此地应力状态下的裂缝应力都分布在莫尔圆之间，通过应力零点作摩擦线，使其斜率等于摩擦因数。在平常地应力状态下，天然裂缝都处于摩擦线之下，表明裂缝都没有滑动（见图1a）。压裂过程中，在一定的压裂压力下，有效应力产生变化，有些天然裂缝会出现在摩擦线以上，表明这些裂缝发生滑动，具有了渗透性（见图1b）。图中应力均以钻井液相对密度数值表征。

图1　天然裂缝滑动莫尔圆

2.3裂缝性地层井眼稳定性分析

水平井优选方位时还应该考虑钻井、采油等工程作业中的井眼稳定情况，选择井眼较稳定的方位，能够减少工程复杂。

与上述方法相同，通过坐标转换得到地理坐标系下的原地应力Sg，然后通过坐标转换得到井眼坐标系中的应力张量［9］：

式中：δ为井眼方位，（°）；φ为井斜角，（°）。

从而得出井壁应力状态：

式中：σzz，σθθ，σrr，τθz分别为井壁垂向应力、环向应力、径向应力和剪切应力，MPa；σ11，σ22，σ33，σ12，σ23，σ13分别为矩阵中不同位置的应力张量，MPa；θ为井壁与最大水平地应力方位夹角，（°）；Δp为井眼压力，MPa。进而推导出井壁3个主应力：

式中：σtmax，σtmin分别为井壁最大、 最小切向应力，MPa。

设裂缝面法向与最大主应力的夹角为η，裂缝面的黏聚力为Sw。据Coulomb准则，裂缝面的滑动条件为

式中：τ为裂缝面上的剪应力，MPa；μw为裂缝面的内摩擦因数；σ1为最大主应力，MPa；σ3为最小主应力，MPa。

由裂缝滑动时满足Coulomb准则得［10］

η→π/2，即裂缝趋近于最大主应力方向时，σ1-σ3→∞。当η→tan-1μw=φ时，即η趋近裂缝面的内摩擦角，σ1-σ3→∞。因此，破坏一般在φ＜η＜π/2区间发生。

η取某些值时，岩石并不一定从弱面破坏。设完整岩石的内聚力为S0，内摩擦因数为μ0，当然要求S0＞Sw，μ0＞μw。岩石破坏时满足：

式中：σ1max为完整岩石破坏最大主应力，MPa。

结合完整岩石破坏准则、裂缝面破坏准则和水平井井壁应力分析，可计算出井眼稳定的钻井方位。

通过以上分析，综合考虑天然裂缝发育、天然裂缝激发、井眼稳定3个方面的因素可优选水平井方位。这种确定裂缝性水平井井眼方位的方法，既有利于钻井、采油等工程中井眼的稳定，又有利于压裂施工中形成缝网，提高单井产量。

3　实例分析

3.1裂缝分布及统计分析

对塔里木库车坳陷某井5 720～5 830 m井段的成像测井数据进行分析，识别天然裂缝分布情况（见图2）。图3的蝌蚪图显示了裂缝的倾角和方位。图3a中蓝色线为地层孔隙压力，红色线为最小水平地方应力，绿色线为垂直地应力，橘色线为最大水平地应力。

图2　成像测井识别天然裂缝

图3　天然裂缝分布统计分析

从图2、图3可以看出，裂缝倾角范围为30～80°，裂缝方位分布广泛，在N180°E—N360°E方位，裂缝较为发育，但是由于范围太大，无法确定水平井朝哪个方位钻进比较合理，只能提供一个参考范围。

3.2水力压裂过程中天然裂缝激发分析

利用上述天然裂缝渗透性分析方法，分析以上井深范围、不同水力压裂压力下各个天然裂缝的滑动情况，得到在适当的压裂压力范围内能够滑动的裂缝方位。水力压裂当量密度为2.13，2.73，2.93 g/cm3时的天然裂缝滑动情况如图4所示。

图4　不同压裂压力下的裂缝滑动情况

从图4可以看出，在压裂压力较小时，天然裂缝滑动的数量很少。压裂当量密度达到2.73 g/cm3时，即正常水力压裂时，N200°E—N270°E方位的天然裂缝基本全部滑动。压裂压力达到很大时，没有更多的天然裂缝滑动，说明其他方位的天然裂缝在正常压裂的情况下是无法滑动的。所以，应该选择裂缝容易滑动的N200°E—N270°E方位作为水平井优选方位。

3.3钻井采油过程中井眼稳定性分析

根据上述钻井采油过程中井眼稳定性分析结果，结合地层岩石具体参数确定井眼稳定方位。表1为库车坳陷区块某井5 746 m地层的基础数据。图5为不同井眼流体压力下，井眼方位分别为N200°E，N220°E，N240°E，N270°E的井眼稳定分析结果。

表1　塔里木库车凹陷某井井眼优化基础数据

从图5可以看出，方位N200°E时井眼垮塌最严重，N220°E时坍塌情况有所缓减，N240°E时的情况和N220°E时基本相当，N270°E时坍塌情况明显减小。综合以上裂缝发育、裂缝滑动情况和井眼稳定情况可以得出，应该选择N240°E左右的水平井井眼方位。

图5　不同井眼流体压力下井眼稳定性分析结果

4　结论

1）在优选裂缝性地层水平井井眼方位时需要同时考虑天然裂缝分布、天然裂缝滑动和井眼稳定性。

2）建立了优选裂缝性地层井眼方位的方法。首先，根据井壁成像数据识别井壁天然裂缝深度、倾角、方位等信息，对天然裂缝分布进行统计分析，选择天然裂缝发育的方位；其次，通过建立天然裂缝面的应力模型，计算在一定压裂压力下天然裂缝的滑动情况，选择在合适的压裂压力范围内容易滑动的天然裂缝方位；最后，通过建立裂缝性地层的井眼稳定模型，计算在以上选择的方位范围内井眼相对稳定的方位作为优选的水平井方位。

3）建立的裂缝性地层井眼稳定方位的方法既有利于压裂裂缝与天然裂缝沟通，又相对容易激发天然裂缝，且井眼相对稳定，对于提高单井产量、减少工程复杂有重要作用。

［1］曾联波，周天伟.克拉美丽气田裂缝性气藏水平井钻井方位优化设计［J］.石油天然气学报，2010，32（2）：296-298.

［2］张文波，周鹏高，康毅力，等.塔里木盆地库车坳陷储层裂缝分布规律［J］.天然气工业，2004，24（9）：23-25.

［3］叶成林.地应力在苏里格气田水平井方位设计中的应用：以苏53区块为例［J］.天然气勘探与开发，2013，36（3）：42-45.

［4］金衍，陈勉，陈治喜，等.弱面地层的直井井壁稳定力学模型［J］.钻采工艺，1999，22（3）：13-14.

［5］金衍，陈勉，柳贡慧，等.弱面地层斜井井壁稳定性分析［J］.石油大学学报：自然科学版，1999，23（4）：46-48.

［6］金衍，齐自立，陈勉，等.水平井试油过程裂缝性储层失稳机理［J］.石油学报，2011，32（2）：295-298.

［7］Peska P，Zoback M D.Compressive and tensile failure of inclined wellbores and determination of in situ stress and rock strength［J］. Journal of Geophysical Research，1995，100（B7）：12791-12811.

［8］Pollard D，Fletcher R C.Fundamentals of structural geology［M］. Cambridge：Cambridge University Press，2005：1181-1204.

［9］Peska P，Zoback M D.Stress and failure of inclined boreholes SFIB v2.0［D］.Palo Alto：Stanford University，1996.

［10］Jaeger J C，Cook N G W.Fundamentals of rock mechanics［M］.2nd Edition.New York：Chapman and Hall，1979：221-229.

（编辑孙薇）

Horizontal wellbore azimuth optimization of fractured reservoir based on geomechanics

Yang Xiangtong1，Wang Qian2，Liu Hongtao1，Chen Zhaowei2，Ba Dan1，Xiang Degui2
（1.Oil and Gas Engineering Research Institute，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla 841000，China；2.CNPC Drilling Research Institute，Beijing 102206，China）

Because of the development of fracture in fractured reservoir，the optimization of horizontal wellbore azimuth in fractured reservoir is more complicate than that in conventional reservoir.Based on geomechanics，the three factors such as natural fracture distribution，natural fracture stimulation，and wellbore stability，an optimization method of horizontal wellbore azimuth is proposed. From these perspectives of geology，drilling and hydraulic fracturing，the optimization of horizontal wellbore azimuth is developed by theoretical research and numerical simulation.First，analyzing the natural fracture distribution statistically according to image logging data，the azimuth of fracture growth is selected.Second，the azimuth of easy sliding natural fracture at certain hydraulic fracturing pressure is calculated through building stress model on natural fracture plate.Third，the stable azimuth in the above range is calculated as optimized azimuth through building wellbore stability model of fractured formation.The optimized horizontal wellbore azimuth in fractured formation is not only in favor of the communication between natural fracture and hydraulic fracture，but also in favor of stimulation of natural fracture and wellbore stability，which is important to improve per well production and reduce engineering complexity.

natural fracture；permeability；horizontal well；wellbore azimuth

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”课题“钻井工程设计和工艺软件”（2011ZX05021-006）

TE312

A

10.6056/dkyqt201601022

2015-08-22；改回日期：2015-11-10。

杨向同，男，1972年生，高级工程师，1996年毕业于中国石油大学（华东）矿场地球物理专业，现主要从事完井改造方面的工作。E-mail：Yangxt-tlm@petrochina.com.cn。

引用格式：杨向同，王倩，刘洪涛，等.基于地质力学的裂缝性储层水平井井眼方位优化［J］.断块油气田，2016，23（1）：100-104.

Yang Xiangtong，Wang Qian，Liu Hongtao，et al.Horizontal wellbore azimuth optimization of fractured reservoir based on geomechanics［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（1）：100-104.