玛湖油田致密砂砾岩储层岩心差应变实验*

何小东 马俊修 石善志 刘 刚 谭 强

(1. 中国石油新疆油田分公司工程技术研究院 新疆克拉玛依 834000; 2. 北京阳光杰科科技股份有限公司 北京 100192;3. 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249)

玛湖油田位于新疆准噶尔盆地，其致密砂砾岩油藏已成为新疆油田油气开发的主要接替领域。油田主要含油层系为埋深2 812～3 920 m的三叠系百口泉组地层，属于超深特低渗致密砂砾岩储层[1];主要储集层段百二段以灰绿色砂砾岩为主，夹有棕灰色泥岩层[2]。由于百口泉组致密砂砾岩储层属于低孔低渗、特低渗储层，埋藏深度较深，物性较差，需要进行大规模体积压裂才能取得良好的开发效果[3-4]。在压裂设计和施工中，地应力的大小和方向对裂缝起裂压力和延伸形态有显著影响，应力差异系数的大小也是决定能否形成缝网的重要因素[5-6]。因此，在致密砂砾岩储层进行压裂改造之前，必须对地应力大小进行评价，用以指导压裂施工。目前地应力的评价方法主要有室内实验、现场原位测量、钻完井工程数据分析和测井数据计算等多种[7]，其中室内实验主要根据力学、声学等原理，对钻井中获取的地层岩心进行测试，并对测试数据进行深入分析以获得地应力大小数值。本文利用玛湖油田百口泉组砂砾岩储层和泥岩隔层岩心，进行了差应变实验，对三向主应力大小进行了评价。

1 实验原理与岩心准备

1.1 差应变法实验原理

差应变法是通过对立方体岩心样品进行三向等应力加载，测量加载过程中3个正交方向上的应变变化，进而确定地层主应力大小的一种实验方法。岩心在地下受地应力作用处于三向压缩状态，取到地面后，应力释放引起岩石卸载，导致岩心中原有的微裂隙张开，并产生新的微裂隙。微裂隙的数量和张开程度使岩心在应力释放后产生微应变，微应变的大小与岩心在地下所处的应力环境有关，能够反映地下应力场的状态。假设微裂隙的数量与张开程度与原地应力大小成正比，在给岩心重新加载的过程中，微裂隙逐渐闭合，微应变也同时逐渐恢复。理论上，当岩心表面重复加载压力达到原地应力大小时，微裂隙将完全闭合，应变将完全恢复。由于一般地下应力状态具有各向异性，因此在对岩心进行三向相等的静水压力加载时，岩心各个方向上的应变恢复是有差异的，此时的应变之差就能够反映岩心受的原地应力状态[8-10]。

差应变实验中需要在岩样上粘贴9个不同方向的应变片，通过实验直接测量的是加载过程中9个应变片的应变值，通过计算得出的岩心原位地层三向主应力的比值。地层的上覆岩层压力可以通过地层密度积分获得，假设垂向主应力与上覆岩层压力相等，则根据三向主应力比值，以上覆岩层压力为基准，可以计算水平最大主应力和水平最小主应力大小，即得到三向主应力大小数据。

1.2 实验方法与岩心准备

差应变实验前需要将岩心加工成边长为50～60 mm的近似立方体，在立方体的3个相互垂直的面上贴三组应变片，并依次对每个应变片编号。岩样制备完成后，在岩心面上沿轴向绘制标志线，作为差应变分析和岩心定向的参考标准线。差应变实验岩心准备示意图如图1所示。

图1 差应变实验岩心及应变片粘贴示意图Fig .1 Diagram of differential strain analysis core and strain gauge sticking mode

岩样制备完成后，先通过采集线将应变片与应变采集卡连接好，然后将岩样放置在尺寸略大于边长的容器内，将调制好的硅胶灌注入容器和岩样之间，硅胶固结后即可进行差应变实验。实验过程中，将固结好的岩样放在岩石力学实验机的高压釜内，以小于0.01 MPa/s的速度连续加载静水压力，直至超过岩样所在地层的应力水平。在加载的同时同步记录各应变片测量的应变值，并重复加载和卸载3次。

利用玛湖油田M井百口泉组致密砂砾岩储层及泥岩隔层岩心，加工用于差应变实验的岩心6块，岩样照片见图2，岩样相关数据见表1。

图2 玛湖油田百口泉组差应变实验岩心Fig .2 Differential strain analysis cores of the Baikouquan Formation in Mahu oilfield

表1 差应变实验岩心统计表
Table 1 Statistics table of differential strain test cores

序号岩心编号井深/m岩性长/mm宽/mm高/mm11-4/153062.04～3064.04泥岩62555721-6/153062.04～3064.04泥岩65566331-7/153062.04～3064.04泥岩65565842-1/453064.69～3065.65砂砾岩63575952-7/453065.65～3067.17砂砾岩68536362-10/453065.65～3067.17砂砾岩565558

2 实验结果与数据分析

2.1 差应变数据分析方法

差应变实验过程中直接采集到的是在岩样上相邻的、相互正交的3个面上9个方向的应变。根据弹性力学基本原理，通过这9个应变可以计算出试样在加载过程中的正应变和剪应变[11]：

(1)

式(1)中：ε1至ε9为实验中测得的9个应变值；εxx、εyy、εzz为三向正应变；εxy、εyz、εzx为三向剪应变。

根据计算得到的正应变和剪应变确定应变矩阵，并进一步利用以下一元三次方程求取3个方向的主应变。

(2)

式(2)中：εii为主应变的张量表达形式。

方程(2)的3个根即为岩样受到的三向主应变。其中：

(3)

根据弹性力学应力与应变的关系，由三向主应变可求取三向有效主应力的比值：

[μ(ε11+ε22)+(1-μ)ε33]∶

[μ(ε11+ε33)+(1-μ)ε22]

(4)

根据多孔介质的有效应力原理[12]，有效应力与总应力的关系为

σ=σ′+αpp

(5)

式(5)中：σ为总应力，MPa；σ′为有效应力，MPa；pp为孔隙压力，MPa；α为有效应力系数。

因此，在通过室内实验和现场工程、测井数据确定孔隙压力、有效应力系数的前提下，即可计算出水平主地应力总应力的大小。

2.2 实验数据分析

对加工的6块岩心试样分别进行差应变实验，并根据差应变数据处理分析方法对实验数据进行分析，得出三向主应力有效应力比值随静水压力的变化曲线(图3)。从实验数据处理结果可以看出，三向主应力中，第一主应力和第二主应力数值接近。根据实验试样的垂向标志线和玛湖凹陷靠近山前推覆体、发育走滑断裂带的地质构造特点[13-14]，判断上覆岩层压力为第二主应力。

图3 岩心差应变实验解释三向主应力比值数据图Fig .3 Data diagram of three directional principal stress ratios from core differential strain tests

以上覆岩层压力为基准，确定泥岩隔层段三向有效主应力比值约为1.06∶1∶0.75，砂砾岩储层段三向有效主应力比值约为1.03∶1 ∶0.62。

通过密度测井数据分析，玛湖油田3 062～3 068 m地层上覆岩层总应力约为70 MPa。同时有研究表明，玛湖凹陷中深部地层存在欠压实作用导致的异常高压[15]，根据M井测试数据，百口泉组3 065 m储层压力系数为1.26，孔隙压力绝对值约为38 MPa。由于通过差应变实验得到的数据为有效应力比，因此在地应力分析中需要确定岩心的有效应力系数。利用实际岩心进行了有效应力系数室内实验，得出泥岩岩心有效应力系数约为0.40，砂砾岩岩心有效应力系数约为0.53。由此可以根据有效应力原理得出，泥岩段垂向有效主应力约为55 MPa，砂砾岩段垂向有效主应力约为50 MPa。

以垂向有效主应力为基准，根据通过差应变实验数据得出的三向主应力比值，分别计算出水平最大、最小主应力的有效应力大小，再根据有效应力原理，计算得出水平最大、最小主应力的总应力大小，即达到差应变实验目的，获得玛湖油田取心井段原地应力数值。分析结果见表2。

表2 利用差应变实验计算的地层水平主应力大小Table 2 The horizontal principal stresses calculated by differential strain tests

分析结果表明，3 062～3 064 m泥岩水平最大主应力为71.8～73.5 MPa，水平最小主应力为54.2～58.1 MPa；3 064～3 067 m砂砾岩水平最大主应力为71.6～72.1 MPa，水平最小主应力为48.1～54.1 MPa。结合上覆岩层压力大小分析，玛湖油田百口泉组砂砾岩储层段水平最大主应力略高于上覆岩层压力，且泥岩层中水平最大、最小主应力均略高于砾岩储层。

3 工程验证

地应力大小会在钻完井工程数据中有所反映，例如钻井过程中的地漏实验测试，压裂施工与小型压裂测试以及通过成像测井识别的井壁坍塌区或拉伸诱导缝等数据，均能反映水平地应力的大小[16-19]。在水力压裂施工中，注入前置液阶段开始不久瞬时停泵，可认为瞬时停泵压力与井筒静液柱压力之和等于裂缝闭合压力，与水平最小主应力近似相等[20-21]。

玛湖油田M井附近的水平井MH井在射孔完井后进行了分段压裂增产措施，该井水平段位于三叠系百口泉组砂砾岩油藏，垂深约3 292 m，平均渗透率1.9 mD，孔隙度约12%，孔隙压力40.7 MPa。MH井分段压裂施工中前置液注入后至瞬时停泵压力与排量曲线见图4。根据瞬时停泵压力分析，停泵时地面泵压约为21～24 MPa，折算井下裂缝闭合压力为54～57 MPa，与差应变实验分析得出的水平最小主应力数值接近。

图4 MH井水平段压裂前置液阶段泵压与排量曲线Fig .4 Pump pressure and displacement curves of horizontal fracturing in pad-fluid stage of the Well MH

利用压裂数据可以分析得出水平最小主应力大小，但受流体特性、套管射孔完井井筒应力分布等因素影响，无法较准确的计算水平最大主应力值。在钻井过程中，从力学角度分析，井壁坍塌是井眼周围应力集中超过地层抗压强度造成的，坍塌角度大小与地应力有直接关系。另外，井壁上产生的拉伸裂缝也与水平主应力大小密切相关[22-24]。因此，在充分掌握地层岩石力学特性和钻井液流动规律、温度变化规律等环境变量的基础上，通过成像测井识别井壁发生坍塌的井段以及形成拉伸诱导缝的井段，根据已确定的水平最小主应力数值，可以估算水平最大主应力大小[25-26]。

根据Zoback提出的应力多边形理论[27]，对玛湖油田百口泉组砂砾岩地层水平最大主应力进行了分析。从成像测井和双井径测井数据可见，M井约3 028 m百口泉组地层存在井壁坍塌现象(图5)。该地层上覆岩层压力为69 MPa，孔隙压力为37.5 MPa，取断层摩擦系数为0.6，根据室内岩石力学实验结果取地层单轴抗压强度为60～80 MPa，并取水平最小主应力与差应变实验分析和压裂数据分析得出的结果相当，约为55 MPa。据此计算得出水平最大主应力在66～73 MPa(图6)。计算结果与差应变实验分析结果基本一致，并且分析得出的地应力特点为正断层机制向走滑断层机制过渡，也符合玛湖油田所在区域的地质构造特征。

因此，根据压裂施工数据和成像测井中井壁坍塌数据分析得出的水平最大、最小主应力大小，能够与差应变室内实验得出的水平主应力数值相互印证，表明差应变实验获得的数据可信，能够反映玛湖油田百口泉组砂砾岩储层现今地应力状态。

图5 M井百口泉组井壁坍塌段成像测井图Fig .5 Imaging log of wellbore collapse section of the Baikouquan Formation of Well M

图6 根据应力多边形和井壁坍塌数据分析M井百口泉组地层水平最大主应力Fig .6 Analysis of maximum horizontal principal stress of the Baikouqun Formaiton of Well M based on stress polygon and wellbore collapse data

根据差应变实验结果和玛湖油田现场工程数据分析，百口泉组垂深约3065 m砂砾岩储层与泥岩隔层水平最大主应力差值平均约1.1 MPa，水平最小主应力差值平均约5.0 MPa。在砂砾岩储层内，水平最大、最小主应力差值约为20.7 MPa。储层中较大的水平应力差值使压裂过程中容易形成单一裂缝，但储层与隔层之间应力差较小，造成裂缝缝高不易控制，如果施工排量和规模较大，可能造成裂缝纵向扩展。因此，应当参考地应力分析结果有针对性的进行压裂设计，降低裂缝窜层风险，提高压裂效率。

4 结论

1) 利用玛湖油田百口泉组垂深约3 065 m砂砾岩储层和泥岩隔层岩心进行了室内差应变实验。实验结果表明地层中上覆岩层压力为中间主应力，水平最大主应力与上覆岩层压力数值接近。

2) 垂深约3 065 m储层上覆岩层压力约70 MPa。通过差应变实验数据分析，致密砂砾岩储层段水平最大主应力平均为71.8 MPa，水平最小主应力平均为51.1 MPa；泥岩隔层段水平最大主应力平均为72.9 MPa，水平最小主应力平均为56.1 MPa。

3) 根据邻近水平井百口泉组垂深3 292 m储层压裂数据分析，水平最小主应力为54～57 MPa。根据垂深3 028 m成像测井中识别的井壁坍塌数据分析，水平最大主应力为66～73 MPa。工程数据分析与差应变实验分析的地应力结果有较好的一致性。