加拿大M区块浅层油砂SAGD开采盖层稳定性研究

2018-10-13刘剑波黄继新郭二鹏

石油钻探技术 2018年5期

刘剑波，黄继新，郭二鹏

(1.密苏里科技大学，密苏里罗拉 65409；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术是开发超稠油与油砂经济有效的方式[1_3]，在国内外已得到大规模工业化应用[4_6]。在SAGD开采过程中存在的一个重要问题是，在高温高压条件下上覆盖层对注入的蒸汽能否起到有效封堵作用。

在热采过程中，需要注入大量高温高压蒸汽，导致蒸汽腔内温度升高、岩石体积膨胀，从而引起蒸汽腔及周围地层的应力状态发生变化[7]。由于油砂储层埋藏浅(埋深一般小于200 m)，地层应变与变形可能使盖层发生剪切或拉伸破坏[8]，造成注入的高温蒸汽及热流体泄漏到上覆地层，甚至地面。蒸汽泄露一方面会造成能量损失，降低开发效果;另一方面可能引起严重的环保问题。为确保SAGD生产的有效性与安全性，盖层必须对注入的蒸汽具有良好的封堵能力，且在整个生命周期保持完整，不会发生塑性变形与破坏，避免注入的蒸汽及热流体发生泄漏。因此，在实施注蒸汽热采项目之前，必须对盖层的稳定性进行地质力学试验与评价[9_11]。国外特别是加拿大研究人员在这方面进行了较多的试验与模拟研究，讨论了高温高压蒸汽的注入对油砂储层应力的影响，以及引起的物性参数(如孔隙度和渗透率)的改变、地层形变及破坏机理与破坏形式[7]；研究了SAGD不同泄流区域的地质力学行为以及蒸汽腔形成与扩展对地层形变的影响[9]；在油砂生产现场进行了一系列小型压裂试验，确定了地层破裂压力与闭合压力[10]。但是这些研究都只集中在某一方面，没有形成从基础测试、模拟研究到现场试验的完整的评价方法。

M油砂区块位于加拿大阿尔伯塔省阿萨巴斯卡油砂区北部，油砂储层埋藏浅。为了在该区块应用SAGD技术时对开发方案设计与安全生产提供技术支撑，在储、盖层地质特征研究的基础上，通过矿物成分分析、CT扫描、试验分析与现场测试，明确了盖层岩石的微观结构、黏土矿物成分及其含量，获得了盖层的热力学与地质力学参数；利用油藏流体力学与地质力学耦合的数值模拟方法与岩石破坏准则，研究了SAGD生产过程中地层的应力分布与盖层的完整性，最终形成了油砂SAGD开采盖层稳定性评价方法。

1 矿物成分分析

岩石矿物成分及其含量反映岩石的力学参数与强度大小。从M区块2口井的岩心中选取了2块盖层岩心，利用X射线衍射仪定量分析了这2块岩心的矿物成分及含量(见表1和表2)。

表1 矿物成分及含量X射线衍射分析结果Table 1 XDR analysis results of mineral types and contents

表2岩心中黏土矿物成分及含量

Table2Claymineralcomponentsandcontentsofthecore

岩心伊利石,%伊/蒙混层,%高岭石,%绿泥石,%114.035.037.014.0238.017.025.020.0

从表1和表2可以看出，2块岩心的石英含量都接近50%，其中岩心1不含白云石，岩心2含有少量白云石。黏土矿物中伊/蒙混层含量较高，说明岩心遇水有发生膨胀、岩石强度降低的风险。

2 非均质性分析

CT成像仪的工作原理是，利用X射线在不同介质中衰减程度的不同，在成像的感光平面上形成具有灰度差异的透射图像。通过样品台的旋转，可以形成一系列透射图像。利用仪器内置的层析成像算法，可以得到样品内部结构的灰度三维图像。灰度表征了该样品内部相应点的介质对X光的衰减程度，其与物质密度正相关，通常以高亮度表示高密度物质。

CT扫描的主要目的是观察岩心内部结构，判断其非均质性和各向异性。2块岩心的CT扫描结果见图1和图2。在图1(a)与图2(a)的三维切片灰度图中，颜色深浅反映密度的差异，颜色越深，物质密度越小；黑色条带状部分为弱面或裂缝存在区域。

通过计算机软件处理后，可进一步识别岩心中的低密度区分布情况，见图1(b)与图2(b)，从而可以分析岩石中的孔隙、裂缝的分布情况。图中的黄色部分是岩心中的低密度区，即裂缝或弱面。

2块岩心内部呈现出不同的非均质性及各向异性。由图1可知，岩心1内部的低密度区分布较多，结合岩心观察，没有发现裂缝，所以低密度区主要为弱面，该岩心表现出较强的非均质性及各向异性。

图1 岩心1 CT扫描图像Fig.1 CT scaning images of No.1 core

图2 岩心2 CT扫描图像Fig.2 CT scaning images of No.2 core

从图2可以看出，岩心2的低密度区主要分布在岩心一端，整体较完好，岩心的非均质性及各向异性相对较弱。

2块岩心的CT扫描分析结果表明，M区块油砂的盖层岩石没有裂缝或微裂缝，但可能存在弱面区，岩石物性表现出非均质性，需要进行详细的地质力学研究，确保热采过程中盖层的有效封闭性。

3 岩心物性参数测试

3.1 热力学参数测试

岩石热力学参数包括热膨胀系数和导热系数等，可以用稳态平板法测试岩心热力学参数及其随温度的变化。其测试原理为在一维稳态情况下通过平板的热流量与平板两面的温差及导热系数成正比、与平板的厚度成反比。测试结果见表3。

表3 岩心热力学参数测试结果Table 3 Thermal parameter testing results of the core

3.2 岩石力学参数测试

利用岩石三轴压缩试验可以得到盖层岩石的弹性模量、泊松比、抗压强度等岩石力学参数及温度对这些参数的影响。

岩石力学参数测试的主要流程为：1)按照岩石力学试验规范准备待测试岩心试件；2)向围压筒内注入液压油(耐高温硅油)，直至充满为止；3)通过缠绕在不锈钢围压筒表面的导电线圈，对围压筒及筒内硅油进行加热，并通过围压筒内温度传感器实时监测硅油温度；4)当围压筒内硅油加热至50 ℃时，调节加热线圈至恒温模式；5)施加围压及轴压，在50 ℃温度条件下进行压缩试验，并实时监测和记录岩心应力应变数值；6)重复上述过程，分别在100和150 ℃条件下进行试验；7)分析试验结果。

另外，为了测试岩心在未饱和流体和饱和流体条件下的岩石力学参数，每一个岩心试件都按照大、小2种加载速率进行试验。由于压缩试验所用岩心渗透率小，在快速加载时，岩心孔隙所含流体无法排出，即形成饱和流体条件；而当加载速率较小时，岩心孔隙流体可以缓慢排出，即形成未饱和流体条件。

表4和表5分别为岩心孔隙未饱和流体与饱和流体时弹性模量、泊松比及抗压强度等岩石力学参数随温度的变化。

表4岩心孔隙未饱和流体条件下岩石力学参数试验结果

Table4Geomechanicalparameterstestingresultsforcoresampleswithnon-saturatedporesfluid

温度/℃弹性模量/MPa泊松比抗压强度/MPa503230.324.11004000.304.51504200.315.3

表5岩心孔隙饱和流体条件下岩石力学参数试验结果

Table5Geomechanicalparameterstestingresultsforcoresampleswithsaturatedporesfluid

温度/℃弹性模量/MPa泊松比抗压强度/MPa503900.263.81002840.292.91502150.342.3

从表4和表5可以看出，在岩心孔隙未饱和流体条件下，除个别温度点外，岩石的弹性模量、泊松比及抗压强度均大于饱和流体条件下的测试结果。同时可以看出，在孔隙未饱和流体条件下，岩石的弹性模量和抗压强度随温度的升高而增大，而泊松比随温度的变化不明显；在孔隙饱和流体条件下，岩石的弹性模量和抗压强度随温度的升高而减小，而泊松比则有所增大。这些岩石力学参数为了解盖层岩石性质提供了依据，也为盖层稳定性数值模拟与评价、确定SAGD最大施工压力提供了基础。

4 最小地应力的确定

小型水力压裂试验已被广泛用于测量地应力分布，是目前确定最小地应力最可靠的方法。为了确定油砂储层及其盖层岩石最小地应力与地层破裂压力梯度，在油田现场进行了小型水力压裂试验。选取2口试验井，其中1口井在油砂储层(垂深183.00 m)中进行测试，另外1口井在盖层段(垂深171.00 m)进行测试。

通过周期性地向地层泵注高压水，在地层中产生裂缝并扩展一定距离。在现场用地面和井下压力传感器监测井底压力，并记录注入过程中的压力和注入速率数据。地面压力传感器记录数据加上井筒静水柱压力可得到井底压力，根据密度测井曲线可计算上覆岩层压力。最小地应力或裂缝闭合压力可由2种压力数据解释方法得到：一种是压力与时间的平方根关系曲线，另一种是关井后回流测试数据分析[12]。

图3与图4分别为这2口井测试期间压力、注入速率变化曲线与压力分析解释结果。通过压力分析，油砂储层在井深183.00 m的上覆岩层压力为3.88 MPa，闭合压力上限为3.02 MPa，闭合压力下限为2.42 MPa，判断最小主应力为3.02 MPa，油层破裂压力梯度为16.5 kPa/m。

图3 油砂储层小型压裂试验曲线及压力解释结果Fig.3 Mini-fracturing test results and stress analysis results of oil sand reservoir

图4 油砂盖层小型压裂试验曲线及压力解释结果Fig.4 Mini-fracturing test results and stress analysis results of cap rock

由图4可知，盖层在井深171.00 m处的上覆岩层压力为3.65 MPa，闭合压力上限为3.92 MPa，闭合压力下限为3.52 MPa，因此最小主应力等于上覆岩层压力(3.65 MPa)，即最小主应力沿垂直方向。相应地，地层破裂压力梯度为21.3 kPa/m，说明即使形成裂缝，也是水平裂缝，这对盖层封堵性是有利的。因此，该油田油砂上覆地层可以作为SAGD开采的有效盖层。

5 地质力学模拟

5.1 地质模型的建立

地质力学模拟采用加拿大CMG公司的STARS软件Geomechanics地质力学模块，该模块能够模拟SAGD热采过程中上覆盖层在设计的操作压力和温度下发生塑性形变、甚至破坏的可能性。另外，该模块能够与STARS软件油藏数值模拟功能结合实现流体模拟与应力模拟的耦合，在模拟地层温度、压力及流体饱和度变化的同时，还能模拟温度与压力造成的应力应变场、油藏形变、地面隆起及储层孔隙度和渗透率的变化。

M区块研究区由5套地层组成，由下至上分别为石炭系灰岩基底、白垩系Mcmurray油砂储层、Wabiskaw砂泥岩互层、Clearwater泥岩层与第四系上覆地层(见图5)。为了准确地模拟SAGD生产过程中地应力分布及其变化情况和岩石塑性变形的可能性，根据地层层序分布，建立了包含4套地层在内的地质模型，模型大小为一对SAGD水平井的泄油面积，长900.00 m(水平井段长850.00 m)、宽125.00 m(水平井排距125.00 m)。图6所示为从地质模型中截取的一个剖面单元，用于表示二维地质力学模型的网格划分情况，水平方向网格大小为1.00 m，垂直方向根据地层而不同：油砂储层网格大小为1.00 m，其余地层为2.00 m。

该油砂储层厚度为21.00 m，平均中深为192.50 m，原始地层压力与温度分别为1.0 MPa与10 ℃，油藏温度下原油黏度高达5×106mPa·s，油层平均渗透率为4 000 mD，平均孔隙度为32%。模型的热力学与岩石力学参数由试验测得(见表3—表5)。SAGD注采参数设计为蒸汽注入压力2.0 MPa，注入温度212 ℃，地面井口蒸汽干度大于95%，单井平均生产时间9.5年。

图5 M区块地层层序Fig.5 Stratigraphic sequence of M Block

图6 地质模型及网格划分Fig.6 Gelogical model and its griding

在应力应变计算过程中，油砂储层与Wabiskaw层的本构模型采用孔隙弹性模型，上覆盖层采用弹塑性D-P(Drucker-Prager)本构模型，用于模拟应力变化对网格形状的影响。

5.2 地层应力分布及塑性应变

在SAGD生产过程中，储层温度的变化将通过传导和对流传递到上覆盖层。当盖层完整且储层流体不能流动时，传导占主导地位；如果盖层遭到破坏，储层流体得以进入上覆盖层，则对流就变得更重要。根据SAGD生产不同时间油藏压力与温度分布，模拟计算出了地层Mises应力变化及其对塑性应变的影响。图7、图8所示分别为SAGD生产5 a与生产结束(9.5 a)时的Mises应力分布与塑性应变。

图7 SAGD生产不同时间Mises应力分布Fig.7 Mises stress distribution at different periods of SAGD production

由图7可知，随着SAGD开采过程中蒸汽的连续不断注入，地层温度逐渐升高，蒸汽腔逐渐扩大，导致油藏发生溶胀，最大Mises应力分布范围逐渐扩大(见图中暗红色区域)，而且主要集中在蒸汽腔上部的盖层内，但最大值并没有明显变化。整个SAGD开采期盖层的Mises应力最大值始终低于最小主应力，即在安全范围之内。

图8表明，在SAGD开采期间地层塑性应变主要发生在油砂储层，盖层没有出现塑性应变。

5.3 盖层应力变化曲线

根据前面模拟计算的地层Mises应力分布，得到了在SAGD生产过程中盖层应力集中区一点处的Mises应力与平均有效应力(上覆岩层压力与孔隙流体压力之差)的变化曲线(见图9)。因为盖层主要为页岩，表现为弹塑性特征，因此，根据DP(Drucker-Prager)破坏准则[13]，在SAGD生产期内应力变化始终没有达到DP剪切破坏线(DP内摩擦角为51°、粘聚力为1.6 MPa)，说明在设计温度和压力下盖层不会发生形变，保持了较好的稳定性。