李曉梅，張記剛，陳 超，李 洲，劉振平

(中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

致密儲(chǔ)層的開(kāi)發(fā)主要依靠裂縫，裂縫是改善儲(chǔ)層流動(dòng)能力和提高產(chǎn)能的重要因素，為提高致密儲(chǔ)層鉆井成功率和單井產(chǎn)量，有必要對(duì)裂縫的空間分布和尺寸進(jìn)行定量預(yù)測(cè)[1-3]。國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)裂縫的空間分布和尺寸研究遇到許多難題，主要是缺乏有效的描述裂縫以及識(shí)別裂縫的手段[4-7]。因此，以準(zhǔn)噶爾盆地西北緣瑪2井區(qū)致密儲(chǔ)層為研究對(duì)象[8]，綜合分析巖心、成像測(cè)井及其他地質(zhì)資料，在巖石力學(xué)以及裂縫特征分析的基礎(chǔ)上，利用Petrel的Kinetix裂縫模擬模塊，參考實(shí)際施工數(shù)據(jù)，模擬裂縫形態(tài)及導(dǎo)流能力等參數(shù)，對(duì)裂縫的空間分布和尺寸進(jìn)行了定量預(yù)測(cè)，最后根據(jù)研究成果綜合判斷區(qū)塊整體裂縫發(fā)育程度以及改造程度，從而為瑪2井區(qū)開(kāi)發(fā)方案優(yōu)化提供技術(shù)支撐。

1 地質(zhì)概況

瑪2井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣瑪湖凹陷瑪北斜坡，為單斜背景下的寬緩平臺(tái)，烏爾禾組為低幅度背斜，高點(diǎn)位于瑪006井附近?，?井區(qū)主體屬于夏子街物源體系，發(fā)育在扇體的西側(cè)，主要目的層百口泉組屬于扇三角洲前緣沉積，主要發(fā)育水下分流河道、碎屑流、支流間灣等沉積微相。其中，水下分流河道Rt呈箱形，巖性為砂礫巖、礫巖，發(fā)育交錯(cuò)層理，底部為沖刷-充填構(gòu)造，單砂體厚度大；碎屑流巖性為中-細(xì)砂巖、砂礫巖，發(fā)育小型交錯(cuò)層理、波狀交錯(cuò)層理，單砂體厚度??；支流間灣巖性為粉砂巖，灰色泥巖，發(fā)育平行層理、塊狀層理?，?井區(qū)主力油層三疊系百口泉組砂體縱橫向變化較快，油井投產(chǎn)后能夠見(jiàn)油，但平面上井與井之間產(chǎn)量差異較大，說(shuō)明瑪2井區(qū)百口泉組儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性。

總體上，瑪2井區(qū)為致密礫巖油藏，地層平均厚度為135 m，油藏埋深為3 610.0 m，儲(chǔ)層連續(xù)性較好，平均孔隙度為6.69%，平均滲透率為1.00 mD，為深層低孔低滲油藏。

2 裂縫基本特征

巖心、薄片和成像測(cè)井是單井裂縫基本特征識(shí)別的主要方法，其中，巖心、薄片是基礎(chǔ)方法，而成像測(cè)井可進(jìn)行各種信息的綜合分析，3種方法可以相互印證?，?06井巖心觀察結(jié)果顯示(圖1)，裂縫主要為剪切裂縫，大多數(shù)為傾角大于45 °的高角度縫，裂縫填充物除少量石膏外，主要為方解石和白云石，裂縫開(kāi)度為0.00～0.20 mm。從薄片的觀察結(jié)果來(lái)看，微觀裂縫也是以剪切性質(zhì)為主，開(kāi)度為0.01～0.06 mm，少數(shù)可達(dá)到0.10 mm。在相同應(yīng)力條件下，裂縫延伸方向和發(fā)育規(guī)模也不同，裂縫基本上趨向于沿著主裂隙延展，純砂巖的裂縫密度較高，可達(dá)5～6條/m；成像測(cè)井解釋結(jié)果表明，裂縫多為直立或高角度的剪切裂縫，且裂縫集中發(fā)育段和裂縫不發(fā)育段往往相間出現(xiàn)，具有明顯的分層特征。

圖1 瑪006井巖性綜合分析

根據(jù)瑪2井區(qū)百口泉組Ma20004、Ma20012、Ma21008井的成像測(cè)井和偶極聲波測(cè)井的解釋結(jié)果可知，瑪2井區(qū)百口泉組最大水平主應(yīng)力方向?yàn)闁|偏南15 °(圖2)。

圖2 瑪2井區(qū)百口泉組最大主應(yīng)力方向解釋成果

3 裂縫模型建立

為定量表征裂縫在平面上的展布，同時(shí)為壓裂施工提供評(píng)估依據(jù)，需建立準(zhǔn)確且客觀的裂縫模型。裂縫發(fā)育程度對(duì)致密儲(chǔ)層的開(kāi)發(fā)影響較大，研究表明，裂縫性儲(chǔ)層微裂縫主要是由應(yīng)力場(chǎng)作用形成[9-10]。應(yīng)力場(chǎng)的方向決定裂縫的主要延伸方向，最大與最小應(yīng)力場(chǎng)的差值決定了裂縫的非均質(zhì)性，基于應(yīng)力場(chǎng)定量模擬裂縫尺寸和空間分布時(shí)，應(yīng)結(jié)合巖石力學(xué)參數(shù)以及單井施工參數(shù)進(jìn)行準(zhǔn)確預(yù)測(cè)，該思路是定量評(píng)價(jià)裂縫分布的有效方法[11-13]。

3.1 裂縫參數(shù)計(jì)算模型

從本質(zhì)上講，以地應(yīng)力數(shù)值模擬為前提進(jìn)行的裂縫定量預(yù)測(cè)，是在巖石應(yīng)力應(yīng)變分析的基礎(chǔ)上，通過(guò)建立裂縫參數(shù)計(jì)算模型，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)裂縫的定量評(píng)價(jià)。定量預(yù)測(cè)裂縫尺寸和空間分布的技術(shù)關(guān)鍵是找到應(yīng)力場(chǎng)與裂縫參數(shù)之間的定量數(shù)學(xué)關(guān)系。季宗鎮(zhèn)等[14]、王珂等[15]通過(guò)建立單元體裂縫模型，并運(yùn)用巖石力學(xué)中的表面能理論進(jìn)行了公式推導(dǎo)，通過(guò)求解以下方程，可以定量描述裂縫的尺寸和空間分布狀況。

(1)

式中：σ1為最大有效主應(yīng)力，MPa；σ2為次要有效主應(yīng)力，MPa；σ3為最小有效主應(yīng)力，MPa；μ為巖石泊松比；E為楊氏彈性模量，GPa；Dvf為裂縫體積密度，m3/m3；Dlf為裂縫線密度，條/m；b為裂縫有效開(kāi)度，m；ε1為最大主應(yīng)變；ε2為次要主應(yīng)變；ε3為最小主應(yīng)變；σd為單軸應(yīng)力值，MPa；J0為零圍壓下裂縫表面能，J/m2；L1為沿σ1為表征單元體的長(zhǎng)度，m；θ為斷裂角度，°；C為礦物堆積系數(shù)；σi′為有效正應(yīng)力，MPa；σiref為使裂縫開(kāi)度減小90 %的有效正應(yīng)力，MPa；n為裂縫組數(shù)；bi為第i組裂縫的有效開(kāi)度，m；φi為第i組裂縫的孔隙度，%。

3.2 裂縫地質(zhì)模型的建立

利用Petrel的Kinetix裂縫模擬模塊，根據(jù)實(shí)際施工數(shù)據(jù)模擬人工裂縫形態(tài)及導(dǎo)流能力等參數(shù)，作為評(píng)價(jià)壓裂改造效果的基礎(chǔ)，最后綜合判斷區(qū)塊整體壓裂改造效果。在壓裂模擬過(guò)程中，人工裂縫的擴(kuò)展與井筒、地層緊密結(jié)合，從井筒流入裂縫及儲(chǔ)層的流體體積與裂縫的濾失、裂縫體積的變化、裂縫內(nèi)部流動(dòng)相平衡，并在裂縫縫內(nèi)壓力與閉合壓力平衡。地層巖石的力學(xué)性質(zhì)是儲(chǔ)層改造研究的重要基礎(chǔ)之一，巖石強(qiáng)度、泊松比、摩擦系數(shù)、多孔介質(zhì)系數(shù)等巖石力學(xué)參數(shù)和測(cè)井資料是Petrel地質(zhì)模擬的重要組成部分。將巖石力學(xué)參數(shù)(表1)輸入到相應(yīng)的地質(zhì)模型中，并進(jìn)行網(wǎng)格劃分，以形成裂縫網(wǎng)格地質(zhì)模型，共劃分出17 677個(gè)節(jié)點(diǎn)。為了精細(xì)描述儲(chǔ)層縱向變化特征及地層間的整合接觸關(guān)系，模型縱向網(wǎng)格采用等比例剖分，網(wǎng)格尺寸為0.5 m。

表1 瑪2井區(qū)地質(zhì)模型巖石力學(xué)參數(shù)

致密儲(chǔ)層的開(kāi)發(fā)主要依靠裂縫發(fā)育程度，裂縫性儲(chǔ)層的裂縫主要是由應(yīng)力場(chǎng)作用形成，應(yīng)力場(chǎng)的方向決定裂縫的主要延伸方向，最大與最小應(yīng)力場(chǎng)的差值決定了裂縫的非均質(zhì)性程度。因此，應(yīng)結(jié)合巖石力學(xué)參數(shù)以及單井施工參數(shù)進(jìn)行準(zhǔn)確預(yù)測(cè)，該方法是定量評(píng)價(jià)裂縫分布的有效方法，此外，還需考慮如施工參數(shù)因素的影響等。瑪2井區(qū)壓裂縫延伸方向與最大主應(yīng)力方位一致，為東偏南15 °； MaHW2001井改造段長(zhǎng)度為1 192 m，采用套管橋塞+分簇射孔分段壓裂方式(23級(jí)45簇)，MaHW2002井改造段長(zhǎng)度為1 601 m，采用套管橋塞+分簇射孔分段壓裂方式(29級(jí)57簇)。2口井壓裂改造裂縫分布差異較大的原因：①儲(chǔ)層物性、地應(yīng)力參數(shù)在平面及縱向的非均質(zhì)性；②分簇射孔分段壓裂方式，這種段內(nèi)多簇壓裂方式，單簇縫壓裂規(guī)模、排量難以控制，儲(chǔ)層改造與動(dòng)用程度不均衡，影響壓裂改造效果。非均質(zhì)性越強(qiáng)，越易造成各簇裂縫開(kāi)啟不均，易開(kāi)啟的縫因壓裂液易于注入而延伸過(guò)長(zhǎng)，而另一簇縫卻因壓裂液注入不夠而難以開(kāi)啟。

圖3 MaHW2001、MaHW2002井裂縫平面分布

裂縫的定量預(yù)測(cè)對(duì)提高瑪2井區(qū)的鉆井成功率和單井產(chǎn)量具有重要的現(xiàn)實(shí)意義，采用非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格技術(shù)描述壓裂縫，壓裂縫所處網(wǎng)格為非結(jié)構(gòu)多邊形網(wǎng)格，向遠(yuǎn)離裂縫區(qū)逐漸過(guò)渡為矩形網(wǎng)格或六邊形網(wǎng)格。非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格解決了人工裂縫差分網(wǎng)格收斂性的同時(shí)保證了計(jì)算精度和效率，同時(shí)還可表征比較復(fù)雜的裂縫形態(tài)，網(wǎng)格方向不必與壓裂縫走向一致。

3.3 地應(yīng)力邊界條件

地應(yīng)力邊界條件是裂縫模型最重要的約束條件，現(xiàn)今應(yīng)力場(chǎng)的主應(yīng)力方向可以由成像測(cè)井或偶極聲波測(cè)井的結(jié)果來(lái)確定，而主應(yīng)力受邊界條件約束，邊界條件由反復(fù)的數(shù)值計(jì)算與模擬結(jié)果來(lái)確定[16-25]。按照式(1)反演擬合計(jì)算出單井地應(yīng)力值，北部邊界計(jì)算地應(yīng)力為145 MPa，Petrel的Kinetix模塊模擬結(jié)果為144 MPa；南部邊界計(jì)算地應(yīng)力為125 MPa，Petrel的Kinetix模塊模擬結(jié)果為143 MPa；計(jì)算結(jié)果與模擬結(jié)果基本一致，因此，模擬結(jié)果真實(shí)可靠。

4 裂縫定量預(yù)測(cè)及驗(yàn)證

MaHW2001井于2018年5月投產(chǎn)，由于生產(chǎn)時(shí)間短，返排部分壓裂液，導(dǎo)致含水過(guò)高。該井目前已生產(chǎn)2.0 a左右，按照目前30.0 m3/d的日產(chǎn)能力還可繼續(xù)生產(chǎn)8.0 a，預(yù)計(jì)共生產(chǎn)10.0 a，10.0 a后日產(chǎn)油為18.6 m3/d，累計(jì)產(chǎn)油量為6.37×104m3，含水為30.5%，9.5 a后井底流壓下降至20 MPa，歷史擬合程度較高，證明文中所建模型準(zhǔn)確性較高(圖4)。

圖4 MaHW2001井歷史擬合及預(yù)測(cè)曲線

在裂縫及應(yīng)力特征的基礎(chǔ)上開(kāi)展裂縫模型的研究，主要采用理論計(jì)算模型并結(jié)合Petrel中成熟的壓裂模擬成熟模塊進(jìn)行描述和計(jì)算。前文原始裂縫尺寸和展布方向研究是為后期壓裂施工參數(shù)選取和人工裂縫模擬提供客觀評(píng)估依據(jù)，以MaHW2001井組地應(yīng)力邊界參數(shù)和施工參數(shù)為約束，該井組施工參數(shù)為：平均簇間距為33 m，每簇液量為596 m3，每簇砂量為27 m3，前置段塞為40/70目石英砂，攜砂段為20/40目石英砂。根據(jù)裂縫參數(shù)計(jì)算數(shù)學(xué)模型并導(dǎo)入Petrel軟件進(jìn)行運(yùn)算，從而完成了壓裂裂縫的定量預(yù)測(cè)。預(yù)測(cè)結(jié)果：壓裂縫半縫長(zhǎng)為70～50 m，縫高為22～35 m，縫寬為0.3～0.6 cm。從圖5可以看出，瑪2井區(qū)百口泉組大部分區(qū)域裂縫線密度較低，一般為5～6條/m，并逐漸向兩翼延伸。由以上分析可知，斷裂帶往往是裂縫發(fā)育的有利區(qū)域，裂縫開(kāi)度和孔隙度較大，但線性裂縫密度較低，在致密儲(chǔ)層油氣田開(kāi)發(fā)中，僅以裂縫密度來(lái)評(píng)價(jià)裂縫的有利發(fā)育范圍并不合理。

圖5 MaHW2001井組不同小層裂縫分布

different layers of Well Cluster MaHW2001

在進(jìn)行裂縫模擬分析之前，首先去除輸入、輸出數(shù)據(jù)異常值，對(duì)于地應(yīng)力、裂縫屬性參數(shù)，需對(duì)其進(jìn)行核對(duì)，使其符合地質(zhì)特征和壓裂施工程序，裂縫模擬后與微地震資料進(jìn)行反復(fù)核對(duì)，使各參數(shù)符合微地震資料屬性特征。裂縫模型反映區(qū)域化裂縫空間變化隨距離而變化的特征，能定量描述地質(zhì)規(guī)律所造成的裂縫參數(shù)在空間上的分布特征。為精確描述裂縫模型的非均質(zhì)性變化，在裂縫模擬之前，首先要對(duì)整個(gè)瑪2井區(qū)地質(zhì)信息有全面的了解，如地應(yīng)力方向、裂縫參數(shù)分布等，然后采用Petrel的Kinetix裂縫模擬水平井壓裂過(guò)程中人工裂縫動(dòng)態(tài)擴(kuò)展變化，開(kāi)展人工裂縫評(píng)價(jià)。壓裂縫走向與最大主應(yīng)力方向一致，其擴(kuò)展與形態(tài)受儲(chǔ)層非均質(zhì)性和壓裂方式的雙重影響。

利用水平井微地震監(jiān)測(cè)資料證實(shí)裂縫分布的長(zhǎng)度、寬度等空間展布特征更合理，最終形成從地質(zhì)特征到理論模型、微地震監(jiān)測(cè)的裂縫定量預(yù)測(cè)技術(shù)，從而為瑪湖油田瑪2井區(qū)開(kāi)發(fā)方案的井網(wǎng)井距實(shí)施與優(yōu)化提供重要依據(jù)。利用瑪湖油田瑪2井區(qū)水平井微地震監(jiān)測(cè)資料證實(shí)了裂縫分布的長(zhǎng)度、寬度等空間展布特征與裂縫模擬預(yù)測(cè)模型結(jié)果基本一致(表2)。為了使預(yù)測(cè)結(jié)果盡可能接近實(shí)際測(cè)量結(jié)果，需對(duì)照實(shí)際測(cè)量結(jié)果，迭代修改模擬結(jié)果，直至在允許誤差范圍之內(nèi)。從應(yīng)用的角度來(lái)看，經(jīng)過(guò)反復(fù)修改的模型儲(chǔ)層參數(shù)與實(shí)際油氣藏條件比較接近，利用這些儲(chǔ)層參數(shù)預(yù)測(cè)裂縫尺寸時(shí)，預(yù)測(cè)結(jié)果相對(duì)可靠。

表2 裂縫長(zhǎng)寬高定量信息統(tǒng)計(jì)

5 結(jié) 論

(1) 在低孔低滲儲(chǔ)層研究中，裂縫的有效識(shí)別是改善儲(chǔ)層滲流特征和提高油井產(chǎn)能的重要環(huán)節(jié)，也是編制產(chǎn)能建設(shè)方案的主要依據(jù)，裂縫的定量預(yù)測(cè)結(jié)果可以作為判斷低孔低滲油藏整體裂縫發(fā)育程度和后期改造效果的重要參考。

(2) 瑪2井區(qū)的裂縫以直立和高角度的剪切裂縫為主，宏觀裂縫開(kāi)度為0.00～0.20 mm，裂縫集中段和裂縫未發(fā)育段經(jīng)常交替出現(xiàn)。

(3) 在致密儲(chǔ)層油氣開(kāi)發(fā)中，僅依靠裂縫密度判斷裂縫的發(fā)育程度并不合適，利用水平井微地震監(jiān)測(cè)資料與裂縫模型模擬結(jié)果相互證實(shí)裂縫分布的長(zhǎng)度、寬度等空間展布特征更合理。