袛淑華,洪晶,呂鵬,葉文軍,李歡,張娟,黃勝

(1.中國石油集團(tuán)測井有限公司華北分公司,河北任丘062552;2.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院,河北任丘062552;3.中國石油集團(tuán)測井有限公司技術(shù)中心,陜西西安710077)

0 引 言

束鹿凹陷泥灰?guī)r、礫巖致密油儲層的勘探始于1976年,自1988年晉古11井在泥灰?guī)r地層首次獲得工業(yè)油流開始,目前有29口探井鉆遇油層,17口井見直接油氣顯示,4口井發(fā)生井涌,7口井獲工業(yè)油流[1]。由于致密油儲層處于低孔隙度-超低滲透率儲層,一般采用壓裂增產(chǎn)作業(yè)以實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)[2],近幾年采用分段大型壓裂的方式提高單井產(chǎn)量。根據(jù)國內(nèi)外對致密油儲層可壓裂性的評價經(jīng)驗,一般利用巖石脆性指數(shù)表征壓裂難易程度,認(rèn)為具有高脆性指數(shù)的巖石更易于壓裂[3-4]。但對于束鹿凹陷致密油儲層,利用單一的脆性指數(shù)不能真實反映儲層的可壓裂性,借鑒國內(nèi)外學(xué)者的研究成果[5-7],以巖石脆性指數(shù)評價為基礎(chǔ),引入巖石斷裂韌性、裂縫密度參數(shù),重新構(gòu)建了適用的可壓裂性預(yù)測模型,并結(jié)合工程壓裂數(shù)據(jù)、壓裂產(chǎn)量對致密油儲層可壓裂性進(jìn)行了效果評價。

1 脆性指數(shù)特征

一般計算巖石脆性指數(shù)(IB)的方法主要2種。

(1)依據(jù)XRD實驗或測井計算得到的礦物百分含量(即黏土、石英、長石、方解石、白云石等礦物含量)進(jìn)行計算,見式(1)

(1)

式中,Vqa為石英礦物百分含量;Vca為碳酸鹽巖礦物百分含量;Vcl為黏土礦物百分含量。

束鹿凹陷ST2x、ST3井全巖分析結(jié)果表明,束鹿凹陷礫巖、泥灰?guī)r儲層,主要脆性礦物為方解石、白云石,有少量的石英、長石和黃鐵礦,其中方解石、白云石含量占比達(dá)到83%～96%;黏土礦物含量較低,平均為2.1%～15.4%,其中礫巖黏土礦物含量平均為3.87%,紋層狀泥灰?guī)r和塊狀泥灰?guī)r分別為14.4%、13.2%。由此計算的脆性指數(shù)均大于50,泥灰?guī)r一般在60～85,礫巖82%以上的樣品點能夠達(dá)到90%脆性指數(shù)以上。

表1為ST1井用ECS測井資料得到礦物組分計算的4個壓裂層段的脆性指數(shù),可以看出,第Ⅰ、Ⅲ段巖性以泥灰?guī)r類為主,脆性指數(shù)分別為54、53;第Ⅱ、Ⅳ段巖性以礫巖類為主,脆性指數(shù)為74、66;整體致密油層段脆性較好,礫巖儲層好于泥灰?guī)r。

(2)利用巖石力學(xué)參數(shù)中的彈性模量和泊松比的大小計算巖石脆性指數(shù)。通過對ST2x、ST3井計算的彈性模量與泊松比進(jìn)行統(tǒng)計分析,該區(qū)域彈性模量分布范圍為2～9 GPa,平均值為6.5 GPa,泊松比范圍為0.2～0.4,平均值為0.32。由此,建立束鹿凹陷致密油儲層的脆性指數(shù)計算方法

(2)

(3)

(4)

根據(jù)以上方法重新計算的致密油儲層脆性指數(shù)一般在40～68之間,小于礦物組分計算的數(shù)值。

通過2種計算方法對比發(fā)現(xiàn),由于束鹿凹陷致密油儲層屬于裂縫-孔隙、孔隙-裂縫型儲層,天然裂縫發(fā)育情況的差異會造成巖石彈性參數(shù)的不同,因此,在相同或相近的巖石組分情況下,僅利用礦物組分計算的脆性指數(shù)不能全面、真實反映儲層的壓裂難易程度。相比來說,在束鹿凹陷彈性模量和泊松比更能反映巖石在應(yīng)力作用和微裂縫形成時的破壞能力。

2 巖石斷裂韌性分析

根據(jù)ST1H、ST2x、ST3井實施大型壓裂時實際破裂壓力和儲層脆性指數(shù)關(guān)系圖可以看出,泥灰?guī)r儲層破裂壓力與脆性關(guān)系不明顯,僅利用脆性指數(shù)不能有效反映儲層的可壓裂性(見圖1、圖2)。

圖1 彈性模量與泊松比交會圖

圖2 破裂壓力與脆性指數(shù)關(guān)系圖

從ST3井22顆巖樣(礫巖、紋層狀泥灰?guī)r、塊狀泥灰?guī)r)三軸應(yīng)力—應(yīng)變實驗結(jié)果分析(見圖3),不論泥灰?guī)r還是礫巖均具有脆性韌性過渡的變形特征,且不同巖性表現(xiàn)的抗壓強(qiáng)度和應(yīng)力—應(yīng)變特征不同,泥灰?guī)r平均抗壓強(qiáng)度小,平均185 MPa,破裂后應(yīng)力釋放迅速。礫巖抗壓強(qiáng)度最小,平均175 MPa,破裂后應(yīng)力釋放非常緩慢。砂巖抗壓強(qiáng)度最高,平均243 MPa,壓裂后應(yīng)力釋放較快。

表1 ST1井脆性評價表

圖3 不同巖性樣品應(yīng)力—應(yīng)變特征圖

為進(jìn)一步改善致密油儲層可壓性裂測井評價效果,在巖石脆性評價的基礎(chǔ)上,應(yīng)用線彈性斷裂力學(xué)理論,進(jìn)一步考慮增加斷裂韌性指示儲層壓裂的難易程度。在線彈性斷裂力學(xué)中,根據(jù)位移形態(tài)可將裂縫分為3類,張開型(Ⅰ型)、錯開型(Ⅱ型)和撕開型(Ⅲ型)。任何一種裂縫狀態(tài)均由這3種基本形式疊加得到,疊加的裂縫統(tǒng)稱為復(fù)合型裂縫或混合型裂縫。在致密油大型體積壓裂中形成的裂縫最常見的就是Ⅰ型和Ⅱ型[8]。把ST3井不同巖石實驗顯示在加圍壓至儲層有效應(yīng)力狀態(tài)下,巖心的裂縫狀態(tài)主要為張開型(Ⅰ型)和錯開型(Ⅱ型)。

目前,巖石斷裂韌性主要有2種獲取方法。一是借助巖石力學(xué)實驗,直接測量;二是利用測試結(jié)果建立斷裂韌性與其他巖石力學(xué)之間的統(tǒng)計關(guān)系,預(yù)測斷裂韌性[9]。為降低斷裂韌性計算誤差,陳建國等[10]在頁巖斷裂韌性實驗的基礎(chǔ)上,直接建立地球物理測井曲線與斷裂韌性的聯(lián)系,完成全井筒斷裂韌性連續(xù)計算。

(5)

(6)

式中,ρ為密度曲線,g/cm3;Vcl為黏土含量,%;Δt為聲波時差,μs/m。

3 可壓裂性綜合指數(shù)

儲層的可壓性與脆性指數(shù)呈正相關(guān),與斷裂韌性呈負(fù)相關(guān)。一般定義可壓參數(shù)(Frac)表示儲層壓裂的難易程度

Frac=2IB/KIKII

(7)

由于束鹿凹陷發(fā)育的泥灰?guī)r、礫巖致密油儲層,天然裂縫的發(fā)育對于儲層壓裂難易程度有一定的控制作用。圖4是施工破裂壓力與裂縫密度、裂縫寬度、裂縫長度關(guān)系圖。圖4中裂縫密度、裂縫寬度、裂縫長度均由微電阻率掃描成像測井資料計算得到。可以看出,破裂壓力與裂縫密度相關(guān)性最好,綜合各種因素的影響,利用乘積的方法建立可壓裂綜合指數(shù)(FZH)

FZH=Fracρf

(8)

式中,ρf為裂縫密度。

圖4 施工破裂壓力與裂縫密度、裂縫寬度、裂縫長度關(guān)系圖

圖5 破裂壓力與可壓裂性參數(shù)、壓裂綜合參數(shù)關(guān)系圖

引入可壓參數(shù)和壓裂綜合參數(shù)以后,破裂壓力與可壓參數(shù)、綜合壓裂參數(shù)的相關(guān)性明顯好于其與脆性指數(shù)的相關(guān)性,利用可壓參數(shù)、綜合壓裂參數(shù)改善了泥灰?guī)r、礫巖致密油儲層的可壓裂性評價效果。特別是綜合壓裂參數(shù)增加了裂縫密度參數(shù),與破裂壓力的相關(guān)系數(shù)由61.3%提高至74.7%,反映裂縫的存在改善了儲層可壓裂性質(zhì)(見圖5)。在沒有成像資料的情況下,可以用可壓裂性參數(shù)進(jìn)行評價。

4 可壓裂性標(biāo)準(zhǔn)建立

基于上述評價思路,對比實際壓裂效果和生產(chǎn)動態(tài)資料,建立致密油儲層可壓裂性分類評價標(biāo)準(zhǔn)(見表2)。該研究區(qū)致密油儲層可壓裂性分類評價標(biāo)準(zhǔn)劃分為3類:Ⅰ類表示儲層可壓裂性強(qiáng),是優(yōu)先考慮的最佳層段;Ⅱ類表示儲層具備一定的壓裂性,壓裂效果較好;Ⅲ類表示儲層難以壓裂成功。

表2 儲層壓裂段有效性評價標(biāo)準(zhǔn)

研究區(qū)ST3井共設(shè)置5段壓裂層段,應(yīng)用構(gòu)建的可壓裂綜合指數(shù)對其進(jìn)行分析。通過計算,ST3井第1壓裂段脆性指數(shù)為51.17%,裂縫密度為0.10 m-1,可壓參數(shù)為4.62,壓裂綜合指數(shù)為0.46;第2段壓裂段脆性指數(shù)為55.49%,裂縫密度為0.30 m-1,可壓參數(shù)為5.34,壓裂綜合指數(shù)為1.60;第3段壓裂段脆性指數(shù)為44.52%,裂縫密度為0.33 m-1,可壓參數(shù)為7.29,壓裂綜合指數(shù)為4.12;第4段壓裂段脆性指數(shù)為37.27%,裂縫密度為0.42 m-1,可壓參數(shù)為5.20,壓裂綜合指數(shù)為2.18;第5段壓裂段脆性指數(shù)為41.42%,裂縫密度為1.12 m-1,可壓參數(shù)為6.52,壓裂綜合指數(shù)為4.21。通過分析可知,5段壓裂層段壓裂級別均達(dá)到了Ⅱ類以上,表征儲層壓裂效果較好(見圖6)。

5 壓裂效果分析

圖6 ST3井綜合評價成果圖*非法定計量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

圖7 破裂壓力與壓裂縫長度、液體注入總量關(guān)系圖

(1)現(xiàn)場壓裂施工效果。施工破裂壓力、注入液體總量、加砂量等表征施工狀況的資料,以及微地震裂縫監(jiān)測、示蹤流量等檢測資料,是評價壓裂效果的有效手段,通常好的壓裂層段顯示破裂壓力低、注入液體總量大、微地震監(jiān)測裂縫長度大等特征,利用構(gòu)建的壓裂綜合指數(shù)與ST1H、ST2x、ST3井12段大型壓裂后壓裂縫長度、壓裂液注入總量建立交會圖(見圖7),顯示壓裂綜合指數(shù)越大,壓裂縫長度越大、壓裂液注入總量越大,結(jié)合上述與破裂壓力的關(guān)系,認(rèn)為利用壓裂綜合參數(shù)可以相對有效反映壓裂施工的效果。

圖8 ST2x、ST3井示蹤流量檢測

(2)壓裂產(chǎn)能分析。束鹿凹陷重點探井ST2x井、ST3井分別分7段、5段實施大型體積壓裂,利用壓裂后示蹤流量檢測資料得到各壓裂段對單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率S(見圖8),進(jìn)而根據(jù)該井的總產(chǎn)液量得到每個壓裂層段的產(chǎn)量Qi=QSi,其中Qi為每層段的產(chǎn)量,t;Q為單井總產(chǎn)量,t;Si為每層的產(chǎn)量貢獻(xiàn)率,%。

從每段產(chǎn)量與壓裂綜合指數(shù)的關(guān)系圖看出(見圖9),隨著壓裂綜合指數(shù)的增大,產(chǎn)油量呈現(xiàn)增大的趨勢,表明壓裂綜合指數(shù)對致密油壓裂具有很好的指導(dǎo)意義,同時利用該參數(shù)還可間接預(yù)測產(chǎn)量。

圖9 ST2x、ST3井各層段產(chǎn)量與壓裂綜合指數(shù)相關(guān)圖

6 結(jié) 論

(1)對于研究區(qū)域脆性指數(shù)應(yīng)根據(jù)實際情況,選取適用于該區(qū)域的彈性模量和泊松比,建立脆性指數(shù)預(yù)測方法。

(2)綜合脆性指數(shù)、斷裂韌性和儲層裂縫密度的壓裂綜合參數(shù)能夠反映束鹿致密油儲層的可壓裂性。壓裂綜合參數(shù)越大,破裂壓力越小。

(3)壓裂綜合指數(shù)越大,壓裂縫長度越長、注入液總量越高、實際破裂壓力越低;它與根據(jù)示蹤流量檢測資料估算的壓裂層段的產(chǎn)量呈正相關(guān)性,可以有效評價儲層的可壓裂性。該方法對于束鹿致密油儲層壓裂井段優(yōu)選,預(yù)測壓裂產(chǎn)能具有一定的指導(dǎo)意義。