深层砂岩储层可压裂性分析模型建立及应用

周 彪,郭布民,杜建波,王 辉,宋作磊,黄洪伟

(中海油田服务股份有限公司,天津300459)

0 引言

南海东部J油田位于西江主洼南部缓坡带之上,在基底隆起背景上发育复杂断块构造。主力层埋深约4 500～5 000 m,储层温度约为160 ℃,平均孔隙度为10.1%,平均渗透率为3.5 mD,属于低孔-特低渗砂岩储层。油藏埋深较深,构造落实程度低,且测试产能低,达不到向国家申报储量的门槛值,给压裂方案的研究带来了极大的挑战。近年来,储层可压裂性评价为压裂优良层段优选提供了定量评价依据[1-2],但针对深层砂岩储层可压裂性研究相对较少[3]。孙建孟等引入砂岩的脆性和断裂韧性进行可压裂性评价,袁俊亮等[4]考虑脆性指数、断裂韧性、岩石力学特性3个影响因素对页岩的可压裂性进行了评价,王建波等引入水平应力差异系数、成岩作用等因素进行页岩可压裂性评价[5]。

为提高南海东部J油田深层古近系低孔-特低渗产能和采收率[6],该文总结分析了前人的可压裂性评价方法,基于南海东部J油田测井数据对深层砂岩储层可压裂性进行定量评价,为南海低渗储层压裂选井选层提供了可靠的依据。

1 可压裂性影响因素分析

1.1 脆性指数分析

岩石的脆性指数常通过室内实验和测井计算获取,但测井资料评价相对更简单、方便[7-8]。为进一步获取更准确的弹性参数,一般通过室内三轴岩心压缩实验获取杨氏模量和泊松比的静态参数,结合测井数据计算的动态杨氏模量和泊松比,由线性回归公式得到静态、动态参数的相关性。

选取J油田储层7块岩心进行巴西劈裂和三轴抗压缩实验,根据储层有效应力计算实验加载的围压,根据储层埋深加载30和40 MPa围压,岩石力学实验参数如表1所示。目标层储层杨氏模量为(1.5～3.5)×104MPa;泊松比为0.274～0.440,主要集中在0.270;岩石硬度总体适中,有利于裂缝起裂。

表1 J油田岩石力学实验结果Table 1 Experi mental results of rock mechanics in J oilfield

根据岩石力学实验结果对测井计算的动态弹性参数进行校正,如图1和图2所示。动静态弹性参数均呈明显线性关系,其中动静态杨氏模量相关系数为0.895 2,动静态泊松比相关系数为0.901 5,表明其拟合程度较好,可为后续计算提供相对可靠的数据支持[8]。

图1 动静态杨氏模量关系曲线Fig.1 Dynamic and static young modulus relation curve

图2 动静态泊松比关系曲线Fig.2 Dynamic and static poisson ratio relation curve

该文脆性指数计算借鉴目前页岩常用的RICK MAN 方法[9-12],并将其应用于砂岩地层,建立基于杨氏模量和泊松比归一化(无量纲化)的脆性指数计算方法,完成了J油田测井数据的脆性指数计算。计算结果如图3所示,脆性指数与杨氏模量正相关、与泊松比负相关,研究区力学脆性指数为25%～45%,脆性指数越高(代表岩石越深)形成复杂缝的几率越大,依据脆性指数初步判断储层有利于进行压裂改造[13-14]。

图3 杨氏模量 泊松比表征脆性指数Fig.3 Young modulus&poisson ratio characterizes the brittleness index

1.2 应力差异系数分析

已有研究表明,水平应力差异系数对储层可压性影响较大[15-17]。当储层应力差异系数较小时,更易促使压裂裂缝连通天然裂缝后产生转向和弯曲,产生更多的张性、剪切裂缝,进而大幅提高裂缝改造体积;而当应力差异系数较大时,压裂裂缝主要受原始地应力影响而穿过天然裂缝,无法实现天然裂缝开启,形成较少条数的主裂缝或单一缝,难以形成复杂缝网。

基于南海东部测井数据,利用黄氏模型计算了不同深度的最大、最小水平主应力,根据公式计算了研究区水平应力差异系数。基于前人物模实验认识[18],水平应力差异系数小于0.25时,模拟的水力裂缝形成多条相互贯穿的分支缝;差异系数大于0.25时,模拟的水力裂缝以主缝为主,形态单一。如图4所示,计算目标层储层水平两相应力差约为17.8～18.1 MPa,应力差异系数约为0.19～0.22,储层整体埋深较大,但应力差异系数较小,更容易形成复杂缝网。

图4 研究区水平应力差异系数Fig.4 Difference coefficient of level stress on the area

其中:Kh为水平应力差异系数;σH,σh为储层最大、最小水平主应力,MPa。

1.3 断裂韧性分析

断裂韧性是压裂裂缝延伸难易程度的重要参数,一般认为断裂韧性越大,阻止裂缝扩展能力越强,可压性越差。通常借助岩石力学实验可直接测试岩样的断裂韧性,但数据点为离散型,难以直观反映储层的非均质性,且实验费用较高。另一种是基于已有实验数据与岩石力学参数进行相关拟合,预测可靠的断裂韧性[19-20]。利用陈治喜公式计算储层的断裂韧性[21],根据砂岩储层破裂机理,裂缝破裂以张开为主,因此断裂韧性按Ⅰ型零围压下公式进行计算,其中岩石抗拉强度基于测井数据计算的杨氏模量和泥质系数,地层属于老地层,希尔奇指数取值2。基于测井数据计算了连续的断裂韧性,如图5所示,其中储层段4 540～4 580 m 断裂韧性计算结果为1.5～4.0 MPa/m1/2,平均约为2.5 MPa/m1/2。

图5 研究区砂岩储层断裂韧性Fig.5 Fracture toughness of tight sandstone reservoirs on the area

1.4 裂缝发育程度分析

通过提取相干属性、曲率、倾角、相似性、蚂蚁体等多种地震属性进行裂缝研究,识别出断裂带,定性预测裂缝发育带。叠后结果显示,蚂蚁体和相干属性对裂缝响应最好,其余4种属性破碎小裂缝较多,且本身难以确定其发育规律和主要延伸方向,但考虑到地震属性本身的精度,可能存在误导作用。为了确保裂缝预测准确性,笔者收集到叠前道集数据对本区裂缝进行了进一步的预测分析。依据叠前裂缝P波的振幅、频率、速度等属性与裂缝方向和强度相关的原理,针对本区叠前道集数据,分4个区间开展方位角道集叠加工作,分别为0°～45°,45°～90°,90°～135°,135°～180°。借助软件分别提取频率、振幅、衰减等属性,筛选最优属性,再通过方位椭圆拟合,求取椭圆扁率及方向,最终得到裂缝密度与方向综合平面图,如图6和图7所示。通过叠前各向异性分析后的裂缝预测平面对比之后,认为叠前裂缝预测结果与叠后整体趋势近似,但细节更丰富。

图6 叠后蚂蚁体平面图Fig.6 The planar graph of poststackant track

利用蚂蚁体属性对区块不同层系进行了平面图提取和分析,认为该区主要发育2个裂缝发育带,一个位于工区西部,近南北向,在北部末端向北东向延伸;一个位于工区东南部,为一裂缝发育交汇条带,方向杂乱无章。目标储层附近裂缝带明显不发育。

2 可压裂性分析模型

储层可压裂性的影响因素较多,包括岩石的脆性特征、断裂韧性以及储层岩石天然裂缝发育情况等。这些因素共同影响储层经水力压裂后形成的裂缝网络的复杂程度,脆性指数越高,水平应力差异系数越小,岩石断裂韧性越小,有效沟通天然裂缝的几率越大,裂缝网络复杂程度就越高,获得高产工业油流的可能性越大。

基于前文对砂岩可压性研究结果,目标区天然裂缝基本不发育,且天然裂缝发育造成压裂液滤失大,可能会导致压裂施工砂堵失败,天然裂缝发育程度更主要影响裂缝的复杂程度,对储层可压裂性贡献较小;应力差异系数主要影响裂缝的延伸和复杂程度,相比天然裂缝控制因素低,因此天然裂缝、应力差异系数相对脆性指数、断裂韧性等对储层可压裂性影响较小。针对深层储层可压裂性并重点考虑脆性指数和断裂韧性的相关性,依据下列公式将脆性指数进行了正向归一化处理,将断裂韧性进行负向归一化处理,建立了砂岩储层可压裂指数模型,绘制了砂岩储层可压裂性指数图版,如图8所示。

图8 深层砂岩储层可压裂指数图版Fig.8 The chart of fracability index in deep sandstone reservoirs

式中:B1n为正向归一化的脆性指数;KIC为负向归一化的断裂韧性;F1为可压裂性指数;B1max为研究段最大脆性指数;B1min为研究段最小脆性指数;KICmax为研究段最大断裂韧性;KICmin为研究段最小断裂韧性。

从图8可以看出,研究区脆性指数主要集中在15%～40%,断裂韧性为1.5～6.0 MPa/m1/2,可压裂指数沿着箭头所示方向逐渐增大(色标由蓝色到红色),椭圆区域指示研究区可压裂指数主要为0.2～0.4。可压裂指数与脆性指数正相关,与断裂韧性负相关,随着脆性指数增大、断裂韧性降低,可压裂性指数呈增大趋势。当脆性指数大于40%、而断裂韧性大于6 MPa/m1/2时,裂缝延伸受限,使可压裂性指数明显减小;当断裂韧性小于2 MPa/m1/2、而脆性指数小于20%时,储层塑性较强,虽然储层垂向上裂缝容易扩展,但造成可压裂性指数小。

3 应用实例

根据砂岩可压裂指数模型,并结合产层物性、含油性及水平应力差异系数等影响因素,进行了砂岩储层可压性划分,建立了J油田砂岩压裂层段划分标准,如表2所示。储层可压裂性共划分3类,Ⅰ类可压裂性最好,可作为优良压裂段;Ⅲ类可压裂性最差,可作为遮挡层。分类标准可为射孔段、压裂段优选提供参考依据。

表2 J油田可压裂性分类标准Table 2 Classification standard of fracability in J oilfield

基于测井数据绘制了J-1井可压性评价成果图,如图9 所示,目的层可压裂指数为0.1～0.5。根据可压裂性分类标准,目的层可压裂指数大于0.35,测井解释为含油-油层;应力差异系数为0.2,断裂韧性小于3.0 MPa/m1/2,评价为Ⅰ类可压裂层。共优选4个优良压裂段(图9中红色图例),其中Frac1压裂段解释为干层,但脆性指数高,应力差异系数较小,裂缝易于扩展,可作为优良压裂段;Frac2为多套含油层系,断裂韧性较小,裂缝容易纵向沟通各压裂段;Frac3和Frac4含油性及可压裂性好,可压裂指数小于0.25,测井解释为差气层或泥岩层。物性条件一般,应力差异系数大于0.3,断裂韧性大于4.0的储层划分为遮挡层,图中共优选5个遮挡层段。

结合J-1井储层可压裂评价模型优选的4个优良压裂段(如图9 所示),该井射孔后试油15.6 t/d,采用机械封隔分层压裂方法,压裂后日产油56.3 t/d,增产效果远好于邻井其他压裂段。高产是因为基于可压裂指数进行了射孔段的优选,并结合遮挡层厚度及应力差进行了变排量控缝高技术,压裂储层得到充分改造,表明了可压裂性评价结果与实际产能相吻合。

图9 J-1井储层可压性评价解释剖面图Fig.9 The profile map of fracability evaluation in J-1 well

4 结语

该文分析了砂岩可压裂性影响因素,结合力学脆性指数和断裂韧性建立了可压裂指数模型,并在海上深层砂岩储层进行了多次效果验证。新模型为压裂选井选层、射孔位置确定及工艺参数优化提供了定量参考依据,对于海上深层砂岩储层压裂工程甜点预测具有借鉴意义。但可压裂性评价涉及因素较多,仅脆性指数国内外就有多种评价方法,需要结合储层特点开展多种方法适应性评价分析。后续可结合地震属性体开展脆性指数、裂缝发育程度等评价,井震相结合进一步控制优化平面可压裂性。