張旭東 （中石化石油工程技術(shù)研究院儲(chǔ)層改造研究所，北京100101 中國(guó)石油大學(xué) （北京）石油工程學(xué)院，北京102249）

薛承瑾 （中石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101）

張 燁 （中石化西北石油分公司工程技術(shù)研究院，新疆 烏魯木齊830011）

塔河油田托甫臺(tái)地區(qū)巖石力學(xué)參數(shù)和地應(yīng)力試驗(yàn)研究及其應(yīng)用

張旭東 （中石化石油工程技術(shù)研究院儲(chǔ)層改造研究所，北京100101 中國(guó)石油大學(xué) （北京）石油工程學(xué)院，北京102249）

薛承瑾 （中石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101）

張 燁 （中石化西北石油分公司工程技術(shù)研究院，新疆 烏魯木齊830011）

針對(duì)塔河油田托甫臺(tái)地區(qū)碳酸鹽巖油藏高溫高破裂壓力特點(diǎn)，基于儲(chǔ)層巖石力學(xué)參數(shù)試驗(yàn)和地應(yīng)力室內(nèi)試驗(yàn)，得出塔河油田托甫臺(tái)地區(qū)6000m以下碳酸鹽巖地層的平均彈性模量為39.23GPa，平均泊松比為0.268。最大主應(yīng)力方向?yàn)?4～91°；通過(guò)差應(yīng)變法，得到地層的垂向應(yīng)力梯度為0.025MPa/m，水平最大主應(yīng)力梯度為0.02062MPa/m，水平最小主應(yīng)力梯度為0.0155MPa/m。結(jié)合壓裂井的具體井況，采用試驗(yàn)修正后的巖石力學(xué)參數(shù)和地應(yīng)力參數(shù)，優(yōu)化酸壓裂縫模擬，實(shí)施精細(xì)改造，施工后結(jié)果表明，酸壓取得了良好的預(yù)期效果。

碳酸鹽巖油藏；巖石力學(xué)參數(shù)；地應(yīng)力；裂縫模擬優(yōu)化

1 托甫臺(tái)區(qū)塊概況

塔河油田托甫臺(tái)地區(qū)奧陶系油藏儲(chǔ)集體以碳酸鹽巖溶蝕孔、洞、縫為主要儲(chǔ)集空間，儲(chǔ)集體以縫洞帶為基本單元分布；油藏屬于以彈性驅(qū)及彈性水壓驅(qū)動(dòng)為主的碳酸鹽巖溶蝕縫洞型常規(guī)原油未飽和底水油藏［1］。該區(qū)是以中輕質(zhì)原油為主的中等粘度、中等含硫、高含蠟的常規(guī)原油，地層水為CaCl2型水，總礦化度138980～184071mg/L （平均162932mg/L左右），地溫梯度1.78～2.35℃/100m，壓力系數(shù)0.89～1.18，儲(chǔ)層破壓梯度0.0143～0.0186MPa/m。

筆者針對(duì)托甫臺(tái)區(qū)塊的地質(zhì)、油層等特點(diǎn)，結(jié)合室內(nèi)巖石力學(xué)參數(shù)試驗(yàn)和地應(yīng)力試驗(yàn)，進(jìn)行酸壓裂縫數(shù)值模擬，優(yōu)化工藝設(shè)計(jì)，取得了較好的增產(chǎn)效果。

2 托甫臺(tái)巖石力學(xué)參數(shù)試驗(yàn)研究

巖石三軸試驗(yàn)的目的在于了解巖石在復(fù)雜應(yīng)力狀態(tài)下的變形特性和巖石的強(qiáng)度特性，它能完整地描述巖石在任何應(yīng)力狀態(tài)下的破壞特性。通過(guò)測(cè)定塔河油田托甫臺(tái)地區(qū)的碳酸鹽巖的彈性模量、泊松比參數(shù)，能夠?yàn)榱芽p優(yōu)化模擬提供基礎(chǔ)參數(shù)。

巖石力學(xué)參數(shù)試驗(yàn)是在MG－1油氣藏應(yīng)力敏感性測(cè)試儀上進(jìn)行的。由于取自現(xiàn)場(chǎng)的巖心一般形狀不規(guī)則，不能直接用于試驗(yàn)，所以試驗(yàn)前需要對(duì)現(xiàn)場(chǎng)巖心進(jìn)行加工。室內(nèi)制備的巖心尺寸為長(zhǎng)50mm、直徑25mm的圓柱形標(biāo)準(zhǔn)試樣。根據(jù)如下公式可以計(jì)算出彈性模量和泊松比，并給出不同圍壓下的應(yīng)力應(yīng)變曲線：

式中，σ為軸向偏應(yīng)力，MPa；σ1為軸壓，MPa；σ3為圍壓，MPa；E為彈性模量，MPa；υ為泊松比，無(wú)量綱；（σ1－σ3）（50）指 主 應(yīng) 力 差 的 50%，MPa；εh（50）指 在 （σ1－σ3）（50）時(shí) 的 軸 向 應(yīng) 變，無(wú) 量 綱；εd（50）指 在（σ1－σ3）（50）時(shí)的徑向應(yīng)變，無(wú)量綱。

共完成了托甫臺(tái)地區(qū)3口井奧陶系不同層段的巖石力學(xué)參數(shù)試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 托甫臺(tái)地區(qū)3口井三軸壓縮試驗(yàn)結(jié)果

3 托甫臺(tái)地應(yīng)力試驗(yàn)研究

圖1 托甫B井巖樣波速各向異性測(cè)試結(jié)果分析

地應(yīng)力方向是決定裂縫走向的首要因素，地應(yīng)力大小影響裂縫破裂和延伸壓力，準(zhǔn)確的地應(yīng)力參數(shù)對(duì)酸壓設(shè)計(jì)和施工至關(guān)重要。首先用巖石的波速各向異性確定水平最大主應(yīng)力方向，其次利用巖石可記錄其形成時(shí)的粘滯剩磁特征，確定巖石中最大主應(yīng)力方向與粘滯剩磁方向的關(guān)系［2］，從而得到水平最大主應(yīng)力與地理北的夾角方向即水平最大主應(yīng)力方向。圖1是托甫B井的巖樣波速各向異性測(cè)試分析結(jié)果。由圖1可見(jiàn)，巖心中波速最大的方向與波速最小的方向相差接近90°，且兩者之間有明顯的差值，其差異可以用波速各向異性來(lái)描述，即：

式中，A為波速各向異性度，%；V水平最大為水平最大波速，m/s；V水平最小為水平最小波速，m/s；V平均為水平平均波速，m/s。

試驗(yàn)研究及大量實(shí)測(cè)結(jié)果表明，當(dāng)A≥3%時(shí)，其反映為地應(yīng)力作用所致。測(cè)試結(jié)果A為5.9%～57.0%，均大于3%，表明測(cè)試結(jié)果可靠。因此，這些巖心的波速各向異性是由地應(yīng)力釋放而產(chǎn)生的，可以用來(lái)確定地應(yīng)力方向。根據(jù)波速各向異性的測(cè)結(jié)果，可以在巖心上確定最大主應(yīng)力方向，然后應(yīng)用粘滯剩磁法確定最大主應(yīng)力方向與地理北極的關(guān)系。

采用波速各向異性與粘滯剩磁相結(jié)合確定主地應(yīng)力方向。地應(yīng)力方向決定裂縫走向，通過(guò)地應(yīng)力方向測(cè)定，為酸壓確定裂縫在地層中的走向提供指導(dǎo)。表2是托甫B井巖心粘滯剩磁測(cè)量結(jié)果。

表2 托甫B井巖樣粘滯剩磁測(cè)量結(jié)果

差應(yīng)變分析測(cè)試就是通過(guò)對(duì)試樣進(jìn)行室內(nèi)靜水加壓來(lái)確定就地主應(yīng)變的方向及大小，并由此確定就地主應(yīng)力的方向及大?。?］。這一試驗(yàn)的基本理論為：巖樣從地下應(yīng)力狀態(tài)下取出，由于消除了地下應(yīng)力作用而引起巖石中的微裂縫張開。它們張開的方向和密度取決于就地應(yīng)力狀態(tài)。因此取心過(guò)程中的應(yīng)力釋放造成的微裂縫的優(yōu)勢(shì)分布就是地應(yīng)力狀態(tài)的直觀反映。圖2是托甫B井奧陶系層位差應(yīng)變測(cè)試結(jié)果。表3是3口井的差應(yīng)變法測(cè)試最大主應(yīng)力值結(jié)果。

通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)得出：托甫臺(tái)地區(qū)的最大主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|64～91°；托甫臺(tái)地區(qū)6000m以下地層的垂向應(yīng)力梯度為0.025MPa/m，水平最大主應(yīng)力梯度為0.02062MPa/m，水平最小主應(yīng)力梯度為0.0155MPa/m。上述基本數(shù)據(jù)，為壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化和工藝優(yōu)化提供了有力的依據(jù)。

圖2 托甫B井差應(yīng)變測(cè)試結(jié)果 （6548.87～6549.03m）

表3 差應(yīng)變法測(cè)試最大主地應(yīng)力值結(jié)果

4 優(yōu)化設(shè)計(jì)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

在得到托甫臺(tái)區(qū)塊相關(guān)井的巖石力學(xué)參數(shù)和地應(yīng)力參數(shù)之后，針對(duì)托甫臺(tái)地區(qū)儲(chǔ)層微裂縫和溶蝕孔洞發(fā)育的特點(diǎn)，在酸壓設(shè)計(jì)及工藝技術(shù)上進(jìn)行了優(yōu)化和完善，結(jié)合水力裂縫模擬和擬合，提高了施工成功率和壓裂效果。

以托甫B井酸壓為例，酸壓層段為奧陶系一間房組6608.5～6615.8m，巖性為淺黃灰色砂屑泥晶灰?guī)r、含生物屑泥晶灰?guī)r、泥晶灰?guī)r。槽面顯示，6613～6632m見(jiàn)針孔狀氣泡占25%，原油占20%。參照6548.87～6549.03m段的巖石力學(xué)參數(shù)和地應(yīng)力參數(shù)，輸入到酸壓設(shè)計(jì)和裂縫模擬中，從而有針對(duì)性地提高了裂縫模擬精確度。圖3為托甫B井酸壓裂縫優(yōu)化模擬剖面。該次酸壓施工前，托甫B井采用4mm油嘴，油壓0.6MPa，產(chǎn)液0.43m3/h，含水42%；施工后經(jīng)系統(tǒng)測(cè)試3mm油嘴生產(chǎn)，油壓30.0MPa，套壓17.3MPa，日產(chǎn)液43.0t，日產(chǎn)油35.7t，含水17%，酸壓取得了良好的效果。

圖3 托甫B井酸壓裂縫模擬剖面圖 （6608.5～6615.8m）

5 結(jié) 論

通過(guò)室內(nèi)研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，對(duì)塔河油田托甫臺(tái)地區(qū)6000m以下主力層系奧陶系地層的巖石力學(xué)參數(shù)和地應(yīng)力參數(shù)得出幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)：

1）碳酸鹽巖地層的平均彈性模量為39.23GPa，平均泊松比為0.268。

2）托甫臺(tái)地區(qū)的最大主應(yīng)力方向?yàn)?4～91°；通過(guò)差應(yīng)變法，可得托甫臺(tái)地區(qū)6000m以下地層的垂向應(yīng)力梯度為0.025MPa/m，水平最大主應(yīng)力梯度為0.02062MPa/m，水平最小主應(yīng)力梯度為0.0155MPa/m。

3）結(jié)合壓裂井的具體井況，采用試驗(yàn)修正后的巖石力學(xué)參數(shù)和地應(yīng)力參數(shù)，優(yōu)化酸壓裂縫模擬，實(shí)施精細(xì)改造，從而為提高增產(chǎn)效果提供有力支撐。

［1］彭守濤，何治亮，丁勇，等.塔河油田托甫臺(tái)地區(qū)奧陶系一間房組碳酸巖鹽儲(chǔ)層特征及主控因素 ［J］.石油試驗(yàn)地質(zhì)，2010，32（2）：108～114.

［2］侯守信，田國(guó)榮.粘滯剩磁 （VRM）巖心定向的應(yīng)用 ［J］.巖石力學(xué)與工程學(xué)報(bào)，2000，19（增）：1128～1131.

［3］程遠(yuǎn)方，沈海超，趙益忠.一種簡(jiǎn)化的差應(yīng)變地應(yīng)力測(cè)量技術(shù) ［J］.石油鉆采工藝，2008，30（2）：61～64.

Research and Application of Rock Mechanical Parameters and In－situ Stress in Tuofutai Area of Tahe Oilfield

ZHANG Xu－dong，XUE Cheng－jin，ZHANG Ye（First Author's Address：Reservoir Stimulation Department，Research Institute of Petroleum Engineering，SINOPEC，Beijing100101；Faculty of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing102249，China）

In allusion to the characteristics of carbonate reservoirs with high reservoir temperature and high breaking down pressure in Tuoputai Area of Tahe Oilfield，a series of experiments were performed，including tri－axial rock mechanical tests and differential strain measurement.Young's Modulus was 39.23GPa and average Poisson's ratio was 0.268for the carbonate reservoirs which was below 6000mof them.The maximum principal stress direction was between 64°and 91°.After differential strain analysis method was used，the vertical stress gradient 0.025MPa/m，the maximum horizontal principal stress gradient was 0.02062MPa/m，the minimum horizontal principle stress gradient was 0.0155MPa/m.For a certain well In combination with the situations of fracturing wells，rock mechanic parameters and stress parameters obtained after calibration are used to optimize acid fracturing simulation and fine reconstruction.Good expected fracturing result is obtained.

carbonate reservoirs；rock mechanical paramete；in－situ stress；optimal fracture simulation

TE357.2

A

1000－9752（2011）06－0132－03

2010－0－0

中國(guó)石油化工股份有限公司科技項(xiàng)目 （P10065）。

張旭東 （1970－），男，1992年江漢石油學(xué)院畢業(yè)，博士 （后），教授級(jí)高級(jí)工程師，現(xiàn)主要從事儲(chǔ)層改造技術(shù)研究工作。

［編輯］ 蕭 雨