三维地应力建模新技术在长宁深层页岩气区块的应用

2020-01-09李卓沛王子洪

钻采工艺 2019年6期

李卓沛，聂舟，井翠，方健，王子洪, 单巍

(1中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院 2四川长宁天然气开发有限责任公司 3中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院 4安东石油技术(集团)有限公司 5中国石油渤海钻探工程公司定向井分公司)

页岩气勘探开发主要采用地质工程一体化研究思路，而地应力是地质工程一体化研究思路中的重要考虑因素[1-3]。油气井资料较为丰富，通过井资料建立地应力模型较为容易实现，然而，由于井间仅有地震数据可供参考，给三维地应力研究带来很大挑战。尽管前人在建立三维地应力模型方面做了大量尝试[4-7]，但很多研究认识还不能真正意义上转化为可供页岩气借鉴的成果，主要存在以下两个方面的问题：

(1)页岩气井通常采用“水平井+分段压裂”工艺实现经济开采，对井间横向应力规律描述要求高，这要求充分利用地震资料，但传统的有限元方法由于方法本身的限制，在利用地震数据对井间地应力预测时存在一定困难。

(2)传统三维地应力建模技术利用资料类型不够丰富，难以将有限元理论与地质、地球物理、钻井、压裂、室内岩心测试等数据进行融合分析。

本文提出了一种新的三维地应力建模技术，采用该技术可以有效解决上述两方面问题，同时，通过长宁气田深层页岩气实际数据证实，该技术能够很好的应用于页岩气三维地应力研究工作，对页岩气产量的提高具有重要的研究意义。

一、三维地应力建模新方法

三维地应力建模新方法，以单井地应力模型为基础，综合考虑密度积分、欠压实作用、有效应力比及岩性建模等相关理论和方法，获取描述三维地应力及岩石力学模型的各个要素。描述三维地应力模型的参数与传统描述单井地应力模型的参数[8]相同。获取描述三维地应力的模型参数，首先需要做的准备工作是建立研究区单井地应力模型和三维地质模型(构造模型、岩相模型)，由于前人对单井地应力模型[9-10]和地质模型[11-12]的获取方法讨论较多，在此不再赘述。然后以构造及岩相模型为三维地应力建模提供模型边界及属性约束，以单井地应力模型为三维地应力建模提供数据分析基础及检验依据，借助地震反演、地质统计学、有限元等相关理论，建立三维空间的地应力模型。

各模型参数的获取方法具体如下：

(1)上覆地层压力模型。首先，根据测井资料拟合出Gardner系数，应用地震层速度数据并借助Gardner公式求取密度;然后，再用测井密度校正地震密度;最后，进行地震密度反演得到密度数据体，根据三维体密度垂向积分原理，获取上覆岩层压力。

(2)地层孔隙压力模型。首先，通过叠前或叠后高精度反演，得到精确的层速度体；然后，在单井孔隙压力预测的基础上，以层速度为核心，结合地震反演得到的上覆岩层压力，使用Eaton法实现三维孔隙压力的预测。三维孔隙压力预测的精度取决于速度的精确度。

(3)最大水平主应力和最小水平主应力模型。由于三维水平主应力模型获取难度较高，可以采用简易实用的有效应力比值原理计算水平主应力。

(4)岩石力学参数模型。岩石力学参数一般可通过室内测试方法获取且具有较高的精度保障，但是，室内测试方法也存在诸如测试点少、数据离散、成本高等缺点，对于直接应用于指导现场设计或施工具有较大的局限性。由于井间资料类型少，岩石力学参数横向变化不确定性较大，考虑到岩石力学参数主要受控于岩相因素，可以通过借助测井和地震资料，进行室内测试结果约束下的力学建模工作。主要包括三个步骤：

(1)依据测井资料和室内岩心测试资料实现不同岩石力学参数计算模型的优选。

(2)利用地震资料进行高分辨率地质统计学反演约束下的精细岩相建模。

(3)通过区分岩相计算岩石力学参数并进行模型参数表征，如单轴抗压强度、杨氏模量、泊松比、脆性指数等。

二、应用实例

1. 工区概况

长宁区块宁209井区构造如图1。宁209井区主要产气层为深层龙马溪组的优质页岩段，包括龙一1亚段a、b、c、d小层及五峰组，小层厚度较薄，最薄层段为1.8 m，层间厚度变化较快。从前期钻井、生产情况可以初步认识到，研究区井间具有明显的应力差异，但由于研究区缺少精细化的地应力模型，导致对地应力的空间展布情况认识不清楚，对井间应力差异的判断缺乏依据，影响储层改造效果。有利条件是研究区拥有丰富的地质、地震、测井、钻井、压裂、测试等资料可供分析。将三维地应力建模新方法应用于宁209井区精细化地应力模型建立工作，重点对宁209井区优质页岩地应力展布进行了描述，同时也对宁209井和宁201井的地应力差异进行分析。

图1 宁209井区龙马溪组底面构造图

2. 模拟结果分析

考虑页岩气压裂生产需求，重点提取了宁209井区优质页岩地层孔隙压力、最小水平主应力，水平应力差异、脆性指数，同时进行了区域特征分析。总体认为，研究区地应力参数具有以下特征：

(1)地层孔隙压力方面，全区压力系数一般不低于1.40，最高可以达到2.00以上，这与该区页岩气自生自储，优质页岩总体处于异常高压地层环境下相一致。同时，断层切割地层对地层压力有一定影响，比较而言，向斜中部和西部压力系数相对较高，西部宁201井最高可以达到2.03。

(2)最小水平主应力方面，有自向斜中部向南北两翼逐渐减弱的趋势，中部最高可达80 MPa以上，而两翼最小水平主应力一般在50～70 MPa，宁209井应力明显要高于北翼的宁203井和宁213井，此外，西部的宁201井也具有较高的最小水平主应力。

(3)水平应力差方面，大部分区域低于20 MPa，一般在15 MPa附近，有利于压裂时多缝的形成。以宁203井附近的北部地区，水平应力差较大，最大可达27 MPa，可能会影响压裂时的储层改造效果。

(4)脆性指数方面，全区分布基本在0.40～0.60之间，总体中等偏高，比较而言，向斜中部及东北部脆性条件更好，脆性指数大多在0.50以上，更为有利于压裂时形成复杂缝网。

提取过宁203井和宁209井连井剖面，清晰直观展示宁203井区与宁209井区龙马溪组地应力的差异。分析可知，宁203和宁209两口井龙马溪组地层孔隙压力纵向规律较为相近，由浅层向深层逐渐变大，优质页岩存在异常高压且压力系数基本在1.60～2.00之间(图2)。然而，与宁203井区相比，宁209井区最小水平主应力和水平应力差均偏高(图3、图4)，分析与区域构造横向变化大、宁209井区构造埋深较大有关。

3．三维模型质控

为了验证三维地应力模型的可靠性，前期采用宁201、宁203和宁209井并结合区域地质地球物理资料建立了三维模型，然后采用未参与三维地应力建模的宁213井对三维模型进行了可靠性验证，具体方法是:在三维模型中沿宁213井轨迹抽取地层孔隙压力和最小水平主应力，与宁213井测井分析地应力结果进行比较，由图5和图6可知，三维模型与单井分析结果具有较高的符合度，总体而言，地层孔隙压力和最小水平主应力的平均误差均不会超过5%。

图2 过宁203和宁209井地层孔隙压力剖面图

图3 过宁203和宁209井最小水平主应力剖面图

图4 过宁203和宁209井水平应力差剖面图

4．应用效果分析

研究区内长宁H26平台有4口井，长宁H26-3井为其南半支中的一口，目的层为龙马溪组优质页岩段。采用三维地应力建模新技术指导该井支撑剂性能等级选择及压裂分段设计，从三维最小水平主应力模型中沿长宁H26-3井钻井轨迹提取优质页岩段最小水平主应力并分析特征，总体认为，最小水平主应力变化不大，为50～55 MPa，按照SY/T 5108-2014《水力压裂和砾石充填作业用支撑剂性能测试方法》中对支撑剂性能的要求，选择支撑剂性能等级应不低于应力52 MPa的支撑剂。另外，考虑优质页岩段最小水平主应力变化不大，按照等间距设计压裂分段，结合水平段巷道位置、储层参数、裂缝特征、工程因素等综合考虑，最终设计压裂段长1 551 m，压裂段数23段，平均每段段长67.45 m。