沧东凹陷孔二段页岩压裂套变原因分析及预防对策

2022-07-06刘学伟田福春李东平杨立永阴启武余嵚鑫闫伟

石油钻采工艺 2022年1期

刘学伟田福春, 李东平杨立永阴启武余嵚鑫闫伟

1. 中国石油大港油田分公司；2. 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室

中国的非常规油气资源储量丰富，致密气探明地质储量2.3万亿m3，致密油资源储量规模为10.65亿t［1-2］。非常规致密油气资源具有孔隙度低、渗透率低、储量丰度低、局部超低含水饱和度、高毛管压力、非均质性强、薄层多等特点，必须通过储层改造技术实现经济开发的目标［3-4］。开发致密油气资源的压裂作业过程中，常见套管变形现象，影响后续压裂段数，降低了非常规油气的产能从而影响了油田整体的经济效益［5-6］。

国内外油田的套变统计结果显示，大部分的压裂套管变形呈现出明显的剪切特征，与断层或天然裂缝关系密切。加拿大Simonette油田套管的剪切变形占套管变形总数的52.2%，压裂微地震监测分析报告认为Bowland油田发生的套变主要是由断层滑移造成的［7］。我国长宁−威远区块的现场统计数据分析认为，套管变形与断层、裂缝和层理的相关性较高［8］。分析现场压裂施工数据发现，多数套管变形位置与压裂作业位置相隔一定距离，压裂作业流体影响远处的断层和天然裂缝，必须存在流体运移通道。储层的层理面、固井水泥环缺陷和压裂裂缝的扩展被认为是3种压裂作业沟通天然裂缝或断层的通道［9］。目前断层激活理论分析认为，压裂液流体侵入断层内，导致断层面的有效正应力降低，断层面上的摩擦力不足以抵消远场地应力在断层面的切应力时，断层被重新激活发生滑移［10-11］。理论上的最大断层滑移量，可以通过断层半长、断层与最大主应力的夹角，以及断层内的流体压力进行估算。

水平井套管变形是目前影响官东地区页岩油开发的重要工程问题之一。大港油田官东页岩油水平井共实施体积压裂7口井，其中4口井发生套变，套变占比57.1%。GY2井区3口水平井穿过同一断层，采用相同压裂设计参数的条件下，有2口井发生套变。结合现场地质情况和理论公式计算，重点分析了这2口井的套变原因，并提出了相应的防套变对策，并在现场后续作业中取得了良好的效果。

1 区域地质特征与压裂套变情况

1.1 压裂体内考虑吸附解吸的渗流方程

沧东凹陷是黄骅坳陷重要的富油凹陷之一，孔二段沉积期为沧东凹陷孔店组湖泛期，闭塞湖盆中部页岩层系发育，最大厚度为400 m，有利面积为260 km2，是页岩油勘探开发的主力区［12］。矿物成分主要包括长英质、碳酸盐岩和黏土，脆性矿物高达75%以上，以长英质为主(34%)，其次为白云石(26%)和方沸石(14%)，黏土含量较低［13］。孔二段沉积时期，沧东凹陷为碟状坳陷型湖盆，后期受基底断裂差异活动影响，形成现今南北迥异的构造格局。岩石力学测试表明，沧东凹陷孔二段静态弹性模量10～38.7 GPa，泊松比0.18～0.39。Rickman公式计算岩样力学脆性指数15%～70%，平均40%。地应力测试结果表明，沧东凹陷孔二段最大水平主应力在72.7～81.0 MPa，最小水平主应力变化范围在48.5～58.5 MPa，水平主应力差值21.0～25.4 MPa，平均应力差值22.9 MPa，差异系数在0.38～0.52，最小主应力梯度为0.0157～0.0181 MPa/m，最大水平主应力方位为北偏东63°［14］。

1.2 页岩油压裂套变情况统计

截至2019年10月，大港油田官东页岩油水平井共实施体积压裂7口井，其中4口井发生套变，套变占比57.1%。套变丢段33段，折算段长达到1087.9 m，占设计段长的33.4%。初次套变后，将TP125V级套管壁厚由10.54 mm升级到12.7 mm，结果表明增加套管壁厚措施收效不明显。如表1所示，对比分析了套变井段的固井质量，套管变形问题与固井质量关联性较弱。

表1 大港页岩油压裂套变井统计Table 1 Statistics of casing deformation when fracturing shale in Dagang

表2统计对比了4口井的压裂作业位置与套变位置的距离，并整理了对应井的井斜角和狗腿度等参数。可以看出，4口井的套变位置距离最后的压裂作业段井距约150～250 m，套变位置在着陆点A点两侧均有分布，4口井的套变与狗腿度大小无明显对应关系。

表2 大港页岩油压裂套变井套变位置统计Table 2 Statistics of the location in the wells with casing deformation when fracturing shale in Dagang

1.3 GY2井区钻遇断点与套管特征

GY2-1-1H井钻遇断点位置为3808 m，其套管变形位置检测为3805～3817 m；GY2-1-3H井钻遇断点位置为3818 m，其套管变形位置检测为3820～3832 m。GY2-1-1H和GY2-1-3H井钻遇断层位置与套变位置几乎一致，判断断层滑移是引起这2口井套变的主要原因。

如图1(a)和(b)所示，对现场测量的MIT数据进行了3D反演，GY2-1-1H井和GY2-1-3H井套管变形表现为受外挤导致的S型剪切变形。2口井套管的平均缩径量处于8～14 mm区间内，部分套管局部变形严重，局部最大缩径量约20 mm。

图1 套管变形反演图Fig. 1 Inversion diagram of casing deformation

2 压裂后套变原因分析

2.1 断层激活理论

如图2所示，假设地层中存在一条长度为2a、与最大地应力夹角为θ的断层或天然裂缝，其裂缝面xy坐标的应力表达式如式(1)～(3)所示。

图2 含断层地层模型Fig. 2 Fault-bearing stratigraphic model

由式(2)和式(3)推导出断层面临界激活压力条件，如式(4)所示，其意义为断层面的内聚力c和摩擦力µ (σy−p)正好等于断层面切应力τxy时，为断层临界状态。随缝内液体孔隙压力p的上升，断层面摩擦力下降，达到临界条件后，断层激活发生滑移。

式中，σx为平行断层面正应力，MPa；σ1为地层最大主应力，MPa；θ为断层与最大主应力夹角，°；σ3为地层最小主应力，MPa；σy为垂直断层面正应力，MPa；τxy为断层面切应力，MPa；μ为摩擦系数；p为断层面内孔隙压力，MPa；c为断层面的内聚力，MPa。

由式(4)与断裂力学理论结合，可推导得到断层滑移量为

式中，Δu为断层滑移量，m；τe为断层面有效切应力，MPa；G为剪切模量，MPa；k为弹性力学常数；x为任意断层位置坐标(断层中心x=0)；a为断层半长，m。

根据式(5)可知，断层或天然裂缝的滑移量与断层长度、断层与最大地应力的夹角和井眼轨迹穿过断层的位置有关。

2.2 断层滑移量计算

GY2井区地应力数据：最大水平主应力σH为91.5 MPa，垂向应力σv为79 MPa，最小水平主应力σh为68.4 MPa，孔隙压力约为37.2 MPa。与最大主应力方向不同夹角的断层激活压力计算结果如图3所示，与最大主应力夹角30°左右的断层最容易被激活。

图3 不同断层与最大主应力夹角的断层激活压力Fig. 3 Activation pressure under different angles between different faults and maximums principal stress

现场试验的地面泵压约66 MPa，炮眼摩阻13.27 MPa，压裂段管道摩阻20.8 MPa，液柱压力37.2 MPa，得到井底压力约69.13 MPa。该区域应力条件下，不同长度断层滑移量计算结果如图4所示。

图4 不同长度断层的最大滑移量计算结果Fig. 4 Calculation results of maximum slip of faults with different lengths

GY2-1-1H井和GY2-1-3H井钻遇断点连线与最大水平主应力夹角34.8°，GY2-1-2H井和GY2-1-3H井钻遇断点连线与最大水平主应力夹角2.65°。由图4可知相同应力条件下，过GY2-1-1/3H井的断层比过GY2-1-2/3H井的断层产生的滑移量更大。

GY2井区GY2-1-1H井和GY2-1-3H井钻遇断点距离为104 m，GY2-1-3H井和GY2-1-2H井钻遇断点距离为147 m，由于钻遇断点连线与地应力夹角不同，因此该区域断层有2种可能的分布情况：(1)过3口水平井的是同一条断层，总长超过200 m，但断层中间有转向；(2)过3口水平井的是2条平行的断层，断层长度最小不少于100 m。分析GY2-1-2H未发现套变原因有2种可能：(1)穿过GY2-1-2H井的断层与其相交于断层边缘，其钻遇断点处断层滑移量较小；(2)穿过GY2-1-2H井的独立断层长度较短，不超过150 m，因此该处断层滑移量较小。

由GY2-1-1/2/3H这3口井的钻遇断点的井眼轨迹数据，叠加该区域断层/天然裂缝分布图，如图5所示。GY2-1-2H井过断层边缘和穿过该井的局部断层走向与最大主应力夹角较小是该井钻遇断点处未发现套变的主要原因，即类似情况(1)的猜测。根据式(5)和式(6)可知，GY2-1-2H的压裂作业压力比邻井低约5 MPa，是该井作业处断层滑移量较小的另一原因。

图5 GY2-1-1/2/3H井眼轨迹与实测断层位置关系Fig. 5 Relationship between borehole trajectory and measured fault location for Well GY2-1-1/2/3H

2.3 压裂套变的预防措施及成果

由研究结果可知，套管变形与地质特征和压裂作业参数关系较大，与固井质量和狗腿度关联相对较弱。因此套变防控措施可以考虑从井眼轨迹优化、地质特征识别和压裂方案优化等方面入手。通过以下防套变措施，截至2021年8月，套变率由初期的57.1%降为0。

(1)优化钻井轨迹。严格控制井眼轨迹，尽量避免穿过断层，尤其造斜段和水平段，应最大限度地规避断层对套管的影响；提高水平段钻井导向精度的水平，避免轨迹穿层应力突变。优化井距与缝长的关系，设计裂缝长度建议不超过井距，可以降低井间干扰并降低压裂成本；井距较近的井建议平衡压裂作业进度，减少某口井作业过于超前导致另一口井损失压裂段的数量。

(2)优化地震精细解释。加强断层、裂缝等弱面精细描述，通过地质力学建模，模拟分析压裂前后地应力场的变化、裂缝或断层的滑移。利用物探、测井、地质和钻完井资料对井眼附近的套变风险点进行综合识别。将50 m以下的小尺度弱面、过井裂缝、局部应力发生突变或应力差较大的区域等因素判定为套变风险点。

(3)优化压裂方案。优化压裂位置，在层理面、断层附近等高风险井段尽量避免压裂作业；根据现场施工经验，该区域压裂作业位置靠近断层150 m范围内，需控制单次注入的压裂液不超过1400 m3，排量不超过12 m3/min。对于已经套变但不严重的井，可应用长段多簇压裂技术，修改压裂方案，将套变段和目前施工作业段一起压裂，增长压裂段长，减少施工次数，降低反复压裂对套管的损伤。