致密储层可压裂性测井评价方法研究

刘之的, 李高仁, 张伟杰, 牛林林, 李盼

(1.西安石油大学地球科学与工程学院, 陕西 西安 710065; 2.长庆油田公司勘探开发研究院, 陕西 西安 710018; 3.中国石油集团测井有限公司长庆事业部, 陕西 高陵 710201)

0 引 言

致密油已成为全世界非常规油气资源勘探开发的重点领域,中国石油、中国石化及延长石油公司也将致密油藏作为勘探开发的主战场[1]。致密油开发实践证明,致密储层孔隙度、渗透率、含油饱和度基本相等,且有效厚度相当时,压裂前后致密油产量差异却很大[2],甚至绝大多数致密储层,几乎无自然产能或自然产能达不到工业油流标准,这充分说明致密储层要获得一定规模的产能必须借助于压裂工艺手段[3-4]。致密储层可压裂性评价前,必须先开展储层品质优选研究。物性好、含油饱和度高的厚储层,可能因为储层脆性指数低、可压裂性差而难以获得高产[2,5];又如物性、含油性中等的厚储层,会因脆性指数高、可压裂性强而易于获得一定的产能[6-7]。因此,可压裂性决定了致密储层能否高效地进行压裂而获得高产。可压裂性精准评价将为优选压裂层位和有效制定开发方案提供技术支持。

业界主要依据致密储层的脆性指数指示可压裂性[8-9]。尽管脆性指数反映了岩石破碎的性能,但仅依靠该指标难以表征压裂时能否形成复杂的裂缝系统,也不能揭示压裂时能否压穿多套致密含油层系。本文充分利用能够有效映射岩石力学特性的测井资料,对致密储层脆性指数、水平应力差异系数、储层及围岩间的应力差进行处理解释,并考虑裂缝、层理发育程度对可压裂性的影响,进而开展致密储层可压裂性测井评价研究。

1 致密储层可压裂性单因素评价

以往致密储层可压裂性评价主要开展脆性指数计算,并根据所计算的脆性指数表征致密储层的可压裂性。水力压裂中,为了更快速地形成复杂的裂缝系统,储层的水平应力差异系数、裂缝和层理也是2个不容忽视的关键因素[2]。研究发现,研究区发育多套致密含油层系,多套含油层系合压是获得高产和稳产的关键地质条件。为了评价能否压穿多套含油层系,引入了“储层与围岩间应力差”参数。

1.1 岩石脆性评价

岩石的脆性是指外力作用下产生很小的变形,即断裂破坏的性质,常用脆性指数表征[10]。储层的脆性指数越大,说明储层越易于压裂形成裂缝[2],反之亦然。致密油气储层的体积压裂设计中,岩石的脆性是考虑的重要因素之一。脆性控制岩石力学特性,在埋深相同的条件下,黏土含量低,则储层的弹性模量高、泊松比低、地应力相对较小,闭合应力低、破裂压力小[11]。

岩石脆性的矿场评价方法是随着页岩气等非常规油气资源勘探开发的需要而快速发展起来的一大类预测方法。国内外学者提出了基于岩石矿物组分和弹性参数的2类岩石脆性矿场预测方法[12]。

已有研究表明,矿物组分、孔隙度均对岩石力学的性质具有一定的影响,黏土含量较低的“纯净”碎屑岩脆性较好,而石英含量增加则脆性增加。对一般的碎屑岩,特别是泥质胶结的细粒级的粉细砂岩,孔隙度越大,脆性越差[11-12]。为了充分利用能有效反映矿物成分、孔隙度的测井资料直接求取致密油储层的脆性指数,借鉴弹性模量和泊松比计算脆性指数的方法,并充分考虑到弹性模量和泊松比均可由密度、纵波时差和横波时差计算理论。基于研究区及邻区室内脆性指数、孔隙度、密度及纵横波测定资料,在纵横波动静态标定之后,建立了如式(1)所示的利用测井资料计算脆性指数模型。

IB=-74.8ρb-1.92φ+

(1)

式中,IB为致密储层的脆性指数,%;ρb为岩石密度,g/cm3;φ为孔隙度,%;Δts为横波时差,μs/m;Δtc为纵波时差,μs/m。

充分考虑到研究区绝大多数井未测横波时差,采用式(2)所示经验公式估算研究区横波时差[12]

(2)

式中,Δtmas、Δtmac分别为地层骨架的横波时差与纵波时差,μs/m;Δtfs、Δtfc分别为地层流体的横波时差与纵波时差,μs/m。研究区Δtmas值取为305 μs/m,Δtmac值可取为180 μs/m,Δtfs值可取为1 040 μs/m,Δtfc值可取为615 μs/m。

研究区脆性矿物成分不仅有长石,还发育石英和方解石。该方法避开了矿物成分计算的困难。弹性模量和泊松比法计算脆性指数需要进行岩石力学动静态参数的刻度与转换,该法也避免了此问题。

利用上述方法对研究区多口井的脆性指数进行了测井数字处理。图1是H119井脆性指数测井计算成果图。由图1可知,该井2 267.8～2 272.1 m 储层段脆性指数较高,表明可压裂性强。整体上,研究区储层矿物成分主要为长石,石英含量较小,脆性指数中等。随着石英含量、方解石含量增大,脆性指数增大。该研究计算的储层脆性指数分布在43%～52%之间,砂岩段脆性指数较高,且随着石英和方解石含量增加脆性增大;泥岩段脆性指数为34%左右。

图1 H119井脆性指数测井计算成果图

1.2 水平应力差异系数

已有研究表明[13],致密储层水平主应力差越小,越有利于形成网状裂缝,即可压裂性越好。

如果致密储层的水平应力差小,压裂过程中压裂液易于在多个方向上进入微裂缝,并形成新的裂缝。其原因在于较小的水平主应力差有利于压裂缝的转向和弯曲,并可产生众多的张性裂缝和剪切裂缝,构建成较为发达的渗流网络,达到体积压裂改造的效果。反之,仅产生若干条主裂缝,难以实现体积压裂和复杂的网络裂缝系统。因此,致密储层的最大和最小水平主应力差是体积压裂能否成功实现的决定因素。实际生产中,常用水平应力差异系数描述水平主应力的差异大小[2]。通常,采用式(3)计算水平应力差异系数[14]。

(3)

1.3 致密储层与围岩间的应力差

致密储层与其围岩间的岩石力学性质存在明显差异,致使致密储层中产生以垂向主应力为主的地应力场,层间弹性模量差值越大,则层间最小水平主应力差越大,这种趋势越明显,压裂缝就越容易被控制在致密储层中[15]。在一定的地应力场环境中,只要致密储层与围岩间弹性模量的差异较小,层间扩展压力差较小,压裂缝就易于沟通相邻的含油层。这说明致密储层与围岩间的应力差对压裂缝扩展产生重要影响。

利用测井资料计算致密储层及其围岩地应力的基础上,便可获得致密储层与围岩间的应力差。

Δσ=σs-σc

(4)

式中,Δσ为致密储层及其围岩间的地应力差,MPa;σs为致密储层围岩的最小水平主应力,MPa;σc为致密储层的最小水平主应力,MPa。

利用上述方法,在进行岩石力学参数测井计算的基础上,对研究区内各井进行了地应力计算。图2是H86井地应力差异系数和应力差成果图。该井2 251.7～2 261.1 m储层段最小水平主应力差异系数为0.2,值较小,表明压裂时易于形成复杂裂缝系统;储层与围岩的最小水平主应力差为6.1 MPa,值较大,表明压裂时难于压穿围岩,压裂缝易于控制在储层范围内。

图2 H86井水平地应力差异系数和应力差测井评价成果图

1.4 天然裂缝和层理

裂缝改善了储层的渗流特性,张开的微裂缝可以大大提高致密储层的渗透率,为致密储层提供良好的渗流通道。倘若目的层天然裂缝相对发育,岩性坚硬致密,地应力具有一定的方向性,且对天然裂缝的发育控制较为明显,则天然裂缝对压裂施工的影响较大。由于天然裂缝和层理为压裂液高速注入提供了条件,于是天然裂缝和层理越发育,致密储层的可压性越好。已有研究表明[2,16],当垂直应力远大于注入压力时,压裂液易于沿水平层理形成水平缝的同时,进而为形成垂向剪切缝创造了条件。

从图3看,H90-2井2 200～2 203 m、2 206.6～2 207.3 m井段微电阻率成像静态图像显示明亮,表明地层电阻率高,发育水平薄互层理,岩性主要为致密砂岩;该段发育一组高角度缝,但裂缝宽度较小,局部为充填-半充填。研究区多口井的岩心描述和成像测井均揭示该储层裂缝发育较差,仅发育微裂缝。由于构造运动的影响,尤其在断层附近,裂缝发育相对较好。研究区的微裂缝,即使是闭合缝,也可以较好地改善储层的岩石力学特性,使其压裂改造时的破裂压力降低,压裂液易于沿着天然微裂缝流动,进而形成规模较大的复杂压裂缝。

图3 H90-2井微电阻率成像测井图

2 致密储层可压裂性评价标准

研究表明[14],储层品质好是优选压裂层位的关键因素,为此,在实际生产中,开展储层可压裂性评价时,必须具备良好的储层品质,即孔隙度、含油饱和度及油层有效厚度值均较大。

研究发现,致密储层的微裂缝发育与否不仅关系到油气成藏,也有助于压裂造缝和油气渗流。致密储层自身水平主应力差异系数较小时,易于在致密储层内形成复杂裂缝;致密储层与围岩的最小水平主应力差较小时,压裂易于压穿致密储层,并沟通相邻的各套含油层系。脆性指数越高,致密储层的压裂品质越好,地层更易被压开。据此,将致密储层的脆性指数、水平主应力差异系数、致密储层与围压应力差及是否发育微裂缝作为可压裂性分类评价的4个指标。

基于上述方法模型,对致密储层可压裂性分类评价的4个指标进行了计算。依据其计算结果,在系统对比实际压裂效果监测和生产动态资料的基础上,给出了表1所示的致密储层可压裂性分类评价标准。

由表1可知,该研究将致密储层可压裂性分类评价标准划分为3类:Ⅰ类表示储层可压裂性强,是优先推荐的最佳层位;Ⅱ类表示储层具备一定的压裂性,是后续开发的接替层;Ⅲ类表示难以成功压裂,是要避开的难动用层位。

3 应用实例分析

图4是H42-8井致密储层可压裂性分类评价成果图。由图4可知,该井2 331.4～2 334.8 m、2 337.4～2 338.8 m和2 353.0～2 355.2 m段解释为差油层, 2 341.2～2 343.4 m段解释为油层,2 346.8～2 349.2 m段解释为油水同层。其中,2 331.4～2 334.8 m、2 341.2～2 343.4 m和2 346.8～2 349.2 m段为主要含油层段。该3套含油层段,测井解释的储层孔隙度为10.1%,含油饱和度为55.6%,累加有效厚度为8 m,表明储层品质较好。

表1 致密储层可压裂性分类评价标准

图4 H42-8井致密储层段可压裂性分类评价成果图

该3套致密油储层垂直微裂缝和层理较为发育(见图4),为压裂液进入裂缝进而形成复杂裂缝提供了天然条件。从测井解释的地应力及脆性指数来看,这3套含油层段的最小水平主应力差异系数较小,脆性指数较高,因此,压裂时更易于形成复杂裂缝系统。尽管这3套含油层段的泥岩隔层较薄,但由于储层与围岩的应力差较大,压裂其中1套含油层难以沟通另外2套含油层。因此,多套相邻的致密含油层系合压是获得高产的关键。

图5 H42-8井致密储层段微电阻率成像测井图

综合储层品质和储层可压裂性评价,依据表1所示的致密储层可压裂性分类评价标准,将这3套含油层段划分为Ⅰ类。该层段于2015年12月5日进行合压,试油出油12.4 t/d、出水4.72 m3/d,为油水同层。该研究的可压裂性评价分类结果与实际生产较为吻合,表明可压裂性的精准评价对提高油气产能起到了关键作用。

该井高产的原因在于这3套致密含油层物性相对较好,含油饱和度较高,油层累加厚度较大;层内应力差异系数较小,储层的脆性指数较大,且该套储层发育微裂缝和层理,因此,容易在储层内形成复杂网状缝;尽管层间应力差较大,但在压裂施工时采用的是这3套致密油储层合压。

4 结 论

(1) 致密储层层内应力差异系数大小、脆性指数及裂缝和层理发育程度对可压裂性影响较大。层内应力差异系数越小、脆性指数越高、裂缝和层理越发育,则越容易形成复杂网状缝。多套致密储层与其泥岩隔夹层层间应力差小,则压裂时易于沟通多套含油层;否则,层间应力差大,难以沟通主力含油层外的其他含油层,需要采用多套含油层合压的方式来获得更高的油气产能。

(2) 建议在致密储层可压裂性评价时,必须优选经过地质论证具有较好油气富集的致密储层,并加强油气源储配置关系研究,以期压裂后获得更高的工业油流。

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