地质力学学报  2019, Vol. 25 Issue (2): 223-232
引用本文
曾治平, 刘震, 马骥, 张春磊, 李静, 刘振, 孙鲁宁. 深层致密砂岩储层可压裂性评价新方法[J]. 地质力学学报, 2019, 25(2): 223-232.
ZENG Zhiping, LIU Zhen, MA Ji, ZHANG Chunlei, LI Jing, LIU Zhen, SUN Luning. A NEW METHOD FOR FRACRABILITY EVALUATION IN DEEP AND TIGHT SANDSTONE RESERVOIRS[J]. Journal of Geomechanics, 2019, 25(2): 223-232.
深层致密砂岩储层可压裂性评价新方法
曾治平1 , 刘震2 , 马骥1 , 张春磊2 , 李静3 , 刘振3 , 孙鲁宁3     
1. 中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院, 山东 东营 257015;
2. 中国石油工程建设有限公司北京设计分公司, 北京 100085;
3. 中国石油大学(华东)地质力学与工程研究所, 山东 青岛 266580
摘要:岩石可压性评价是储层压裂改造层位优选、压后产能评估的重要基础工作。准中4区块致密砂岩储层埋藏深、物性差,亟需通过压裂改造提高工业产能。因此,以董2井北三维区侏罗系致密砂岩为例,基于岩石三轴实验建立了致密砂岩断裂能密度—弹性模量的拟合公式,采用矿物成分法和弹模-泊松比法确定了研究区不同深度岩石脆性指数,采用岩石破裂准则确定了研究区不同深度的裂缝发育指数。以断裂能密度表征致密砂岩断裂韧性,以裂缝发育指数表征储层天然裂缝发育程度,综合考虑岩石脆性、断裂韧性、地应力环境和天然裂缝发育程度的影响,采用层次分析法计算了各因素权重,建立了适合深层致密砂岩的可压性评价方法。研究结果表明,可压裂性指数大于0.55时,可压性好;可压裂性指数介于0.50~0.55之间时,可压性一般;可压裂性指数小于0.50时,可压性差;研究区D7井的最佳压裂层位为4145~4160 m、4470~4480 m、5290~5330 m,D8井的最佳压裂层位为5120~5330 m、5350~5365 m,D701井的最佳压裂层位为3900~3910 m、4430~4440 m、4455~4465 m、5125~5135 m。
关键词致密砂岩    可压裂性    可压裂性指数    岩石脆性    断裂韧性    天然裂缝    
DOI10.12090/j.issn.1006-6616.2019.25.02.021     文章编号:1006-6616(2019)02-0223-10
A NEW METHOD FOR FRACRABILITY EVALUATION IN DEEP AND TIGHT SANDSTONE RESERVOIRS
ZENG Zhiping1 , LIU Zhen2 , MA Ji1 , ZHANG Chunlei2 , LI Jing3 , LIU Zhen3 , SUN Luning3     
1. Research Institute of Exploration and Development of Shengli Oilfield, Sinopec, Dongying 257015, Shandong, China;
2. China Petroleum Engineering & Construction Corp. Beijing Company, Beijing 100085, China;
3. Institute of Geological Mechanics and Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, Shandong, China
Abstract: Fracrability evaluation is the basis for the optimization of fracturing level and the evaluation of productivity after fracturing. The tight sandstone reservoirs in block 4 in central Junggar Basin are buried deep and poor in physical property, and it is urgent to improve the industrial productivity by fracturing. Therefore, the fracture property of the Jurassic tight sandstone of Dong 2 well north area is studied as an example. Based on the experimental data of the rock triaxial test, the fitting formula of fracture energy density and elastic modulus of tight sandstone is established. Brittleness index of rocks at different depths in the study area is determined by mineral composition method and elastic modulus-Poisson ratio method.The fracture development index of different depths in the study area is determined by the criterion of rock fracture. Fracture energy density is used to characterize the fracture toughness of tight sandstone, and the fracture development index is used to characterize the development degree of natural fractures. Considering the influence of rock brittleness, fracture toughness, in-situ stress and development degree of natural fractures, the weight of each parameter is calculated by analytic hierarchy process, and a new quantitative fracrability evaluation of deep and tight sandstone reservoirs is established. The results show that when the fracrability index is greater than 0.55, the reservoir can be fractured well, when the fracrability index is between 0.50~0.55, the fractured reservoir is moderate, and when the fracrability index is less than 0.50, the fractured reservoir is poor. In the study area, the optimal fracturing horizons of Well D7 are 4145~4160 m, 4470~4480 m, 5290~5330 m, Well D8 are 5120~5330 m, 5350~5365 m, and Well D701 are 3900~3910 m, 4430~4440 m, 4455~4465 m, 5125~5135 m.
Key words: tight sandstone    fracrability    fracrability index    rock brittleness    fracture toughness    natural fractures    
0 引言

随着油气勘探开发的不断深入,深层、超深层储层逐渐成为油气资源增储上产的重要领域[1]。准噶尔盆地中部致密砂岩储层埋藏深、物性差[2],传统油气开采手段不能满足生产需求,亟需通过压裂改造提高工业产能[3]。储层可压裂性评价作为压裂层段优选、压后产能评估定量评价的基础,是压裂方案设计成功与否的关键所在[4~5]

储层可压裂性常采用岩石脆性指数来表征,后来为了克服单一因素的片面性,部分专家引入断裂韧性、成岩作用等作为可压裂性评价的参数[6~7]。研究发现,可压裂性受岩石本身特征和储层地质特征的影响,但与施工工艺、泵注排量等工程因素无关[8]

目前,国内外众多学者已针对页岩油气储层的可压裂性评价开展了系统研究[8~9]。但是针对致密砂岩储层,尤其是深层致密砂岩储层可压裂性研究较少。同时,岩石断裂韧性的计算主要基于陈治喜等[10]建立的拟合公式,对于深层致密砂岩的适用性有待研究;储层天然裂缝发育程度还停留在通过铸体薄片、成像测井定性描述上[7],获得的仅是部分点数据,只能作为可压性评价的验证指标,未能作为量化参数赋予权重加入可压裂性评价之中。

因此,文章以准中4区块侏罗系致密砂岩储层为研究目标,综合考虑岩石脆性、断裂能密度、水平应力差异系数和裂缝发育指数,建立了一套针对深层致密砂岩的可压裂性评价新方法,定量评价了研究区储层可压裂性,明确了压裂改造的有利层位,为研究区下一步勘探开发提供技术支持。

1 可压裂性影响因素 1.1 脆性指数

脆性是岩石受力破坏时所表现出的一种固有性质,影响压裂裂缝的数量和形态,一般用脆性指数表征[4, 11]。李庆辉等[11]、周辉等[12]总结了国内外脆性指数计算的多种方法,并分析了部分指标在评价岩石脆性时的局限性。在以往研究的基础上,文中采用矿物成分法和弹模—泊松比法确定了研究区脆性指数。

一般认为,石英、长石、碳酸盐岩等矿物为脆性矿物,占比越高,岩石脆性越强。通过矿物成分确定岩石脆性指数的计算公式[13]如下。

$ {B_{{\rm{rit}}1}} = \frac{{{W_{{\rm{qtz}}}} + {W_{{\rm{carb}}}}}}{{{W_{{\rm{total}}}}}} $ (1)

公式中,Brit1为通过矿物成分法确定的岩石脆性指数;Wqtz为石英和长石含量;Wcarb为碳酸盐岩含量;Wtotal为岩石总矿物成分含量。

准中4区块董2井北三维区位于新疆昌吉回族自治州阜康市北部,构造上处于中央坳陷昌吉凹陷东段。研究实验样品取自该区D7井4133~4135 m、D8井4542~4545 m、D701井3901~3904 m侏罗系致密砂岩储层,共计12块。根据岩心观察及X射线衍射实验分析,矿物成分含量如图 1所示,研究区域岩石矿物成分以岩屑(22%~78%)、石英(14%~55%)为主,长石(4%~20%)、云母(0%~4%)次之,岩屑成份主要为火成岩及少量变质岩,风化蚀变程度中等。

图 1 研究区矿物成分含量图 Fig. 1 The composition of rock samples in the study area

对研究区侏罗系储层矿物测试数据进行分类,如图 2所示。由图可知,研究区侏罗系储层岩石成分中岩屑比重较大,多为岩屑砂岩。

①-石英砂岩;②-次长石砂岩;③-次岩屑砂岩;④-长石砂岩;⑤-岩屑长石砂岩;⑥-长石岩屑砂岩;⑦-岩屑砂岩 图 2 研究区侏罗系成分含量图 Fig. 2 The composition of rock samples in the Jurassic reservoir in the study area

弹性模量反映了岩石被压裂后保持裂缝的能力,泊松比反映了岩石受力后抵抗破裂的能力,弹性模量越高,泊松比越低,脆性越强。利用声波测井资料计算得到了储层岩石力学参数[14],采用弹模-泊松比法确定了研究区储层岩石脆性指数,如公式(2)[15]所示。绘制了研究区侏罗系储层致密砂岩弹性模量、泊松比与脆性指数的关系如图 3所示。

$ \left\{ \begin{array}{l} {E_{{\rm{Brit}}}} = (E - {E_{{\rm{min}}}})/({E_{{\rm{max}}}} - {E_{{\rm{min}}}}){\rm{ }}\\ {\mu _{{\rm{Brit}}}} = ({\mu _{{\rm{max}}}} - \mu )/({\mu _{{\rm{max}}}} - {\mu _{{\rm{min}}}}){\rm{ }}\\ {B_{{\rm{rit2}}}} = ({E_{{\rm{Brit}}}} + {\mu _{{\rm{Brit}}}})/2 \end{array} \right. $ (2)
图 3 弹模—泊松比法表征研究区脆性指数 Fig. 3 Using elastic modulus Poisson's ratio method to characterize the brittleness index of the study area

公式中,EBritμBrit为归一化弹性模量和泊松比;EmaxEmin为研究区储层岩石弹性模量最大值和最小值,GPa;μmaxμmin为研究区储层岩石泊松比最大值和最小值;Brit2为通过弹模-泊松比法确定的岩石脆性指数。

弹模-泊松比法进行脆性评价时,弹性模量和泊松比的权重不确定;所采用的横波资料因为井眼的不规则性需进行修正,且横波资料测试费用较高数据较少,一般通过纵波资料转换得到,精度较低;矿物成分法进行脆性评价不需要横波资料,费用较低、操作简单,但仅靠三种矿物组分含量表征岩石脆性准确度不够。为此,研究综合考虑两种方法的优缺点,研究脆性与弹性模量、泊松比和矿物成分含量之间的相关关系,构建了研究区脆性指数的计算方法,如公式(3)所示。

$ {B_{{\rm{rit}}}} = {B_{{\rm{rit1}}}} \times {B_{{\rm{rit2}}}} $ (3)

公式中,Brit1为通过矿物成分法确定的岩石脆性指数;Brit2为通过弹模-泊松比法确定的岩石脆性指数。

1.2 断裂韧性

断裂韧性是一项表征储层压裂难易程度的重要因素,反映压裂过程中裂缝形成后维持裂缝向前延伸的能力[6]。断裂韧性实验繁琐、随机性大,目前断裂韧性的计算主要基于陈治喜等[10]建立的断裂韧性与抗拉强度拟合公式,但是对于深层致密砂岩的适用性有待研究。储层岩石的破坏行为本质上是能量耗散和释放的宏观体现,断裂能尤其是峰后断裂能作为反映裂纹扩展所消耗的能量,是决定岩石是否发生断裂的本质因素[16]。岩石断裂能越小,压裂裂缝宽度越小,裂缝长度越大;岩石弹性模量越大,压裂裂缝宽度越小,裂缝长度越大,裂缝越扁长[17]。弹性模量是岩石主要的物理力学性质,对岩石断裂能的大小和裂缝的形成有直接的影响。鉴于此,从能量角度出发,基于岩石三轴实验建立了不同围压下峰后断裂能密度与弹性模量的拟合公式,利用峰后断裂能密度定量表征研究区致密砂岩断裂韧性。

研究区12块致密砂岩破坏全过程应力—应变曲线,如图 4所示。确定了12组试块断裂能密度和静态弹性模量,如表 1所示。拟合建立了研究区深层致密砂岩断裂能密度与静态弹性模量的方程式,如公式(4)所示。深层致密砂岩断裂能密度与静态弹性模量相关关系曲线如图 5所示。

$ {G_\varepsilon } = 0.301{E^2} + 1.703E + 1.550;{R^2} = 0.957 $ (4)
图 4 不同围压下致密砂岩应力—应变全曲线 Fig. 4 Stress-strain curves of tight sandstone under different confining pressures

表 1 研究区致密砂岩弹性模量及断裂能密度表 Table 1 Elastic modulus and fracture energy density table for tight sandstone in the study area

图 5 静态弹性模量与断裂能密度拟合曲线 Fig. 5 Fitting curves of static modulus of elasticity and fracture energy density

公式中,Gε为岩石断裂能密度,N·mm/mm3E为静态弹性模量,GPa。

基于测井资料确定研究区不同深度连续地层的弹性模量[14],进而结合公式(4)可以确定研究区不同地层致密砂岩的断裂能密度。

1.3 储层地应力

地应力是存在于地层中的天然应力,决定了人工裂缝的方位与形态[18]。当水平主应力差值较小时,压裂裂缝容易沿多个方向扩展,有利于形成充分的裂缝网络;随着水平主应力差值的增大,地应力对压裂裂缝的控制作用逐渐增强,此时压裂裂缝主要沿最大水平主应力方向扩展,裂缝形态相对单一[7, 19]

采用水平应力差异系数描述水平主应力差值的大小,计算公式如公式(5)[20]所示。

$ {K_{\rm{h}}} = \frac{{{\sigma _{\rm{H}}} - {\sigma _{\rm{h}}}}}{{{\sigma _{\rm{h}}}}} $ (5)

公式中,Kh为水平应力差异系数;σHσh为储层水平最大、最小主应力,MPa。

基于常规测井资料,采用黄氏模型获得了研究区不同深度的单井地应力值[21]。将计算的单井地应力值带入公式(5),确定了研究区关键井点不同深度的水平应力差异系数。研究表明,当水平应力差异系数小于0.3时,容易产生网状裂缝,可压裂性好;当水平应力差异系数大于0.5时,水力裂缝形态单一,可压裂性差[22]

1.4 裂缝发育程度

在压裂过程中,天然裂缝和诱导裂缝相互影响,诱导裂缝可以使天然裂缝重新张开并相互沟通,天然裂缝也可以改变诱导裂缝的延伸方向,产生下一级诱导裂缝,最终形成缝网[8]。目前,储层天然裂缝发育程度主要通过薄片分析、成像测井等方法定性描述,获得的仅仅是点数据,一般作为可压性评价的验证指标,未能作为参数赋予权重加入可压裂性评价之中。

采用岩石破裂准则确定了研究区不同深度地层的张破裂率、剪破裂率,根据研究区张拉裂缝和剪切裂缝比重进行加权求和,得到研究区裂缝发育指数,定量表征天然裂缝发育程度,如公式(6)—(8)所示。

$ {I_{\rm{n}}} = \frac{{({\sigma _1} - {\sigma _3}){\rm{sin}}\theta }}{{2[{\tau _{\rm{n}}}]}} $ (6)
$ {I_{\rm{t}}} = \frac{{{{({\sigma _1} - {\sigma _3})}^2}}}{{8({\sigma _1} + {\sigma _3})[{\sigma _{\rm{t}}}]}} $ (7)
$ I = \alpha {I_{\rm{n}}} + \beta {I_{\rm{t}}} $ (8)

公式中,InIt分别为剪破裂率和张破裂率;σ1σ3分别为储层最大、最小主应力,MPa;[τn]、[σt]分别为岩石的抗剪、抗拉强度,MPa;θ为岩石内摩擦角,(°);αβ分别为研究区张拉裂缝和剪切裂缝比重。理论上I值越大,天然裂缝越发育。

2 应用实例 2.1 可压裂性综合评价

综合考虑研究区储层岩石矿物成分、岩石力学参数、断裂韧性、地应力和天然裂缝发育程度,采用脆性指数、断裂能密度、水平应力差异系数和裂缝发育指数4个参数定量评价研究区储层可压裂性。

脆性指数、断裂能密度、水平应力差异系数和裂缝发育指数4个参数的单位和量纲都不相同,而且各参数值的大小和有效范围也不相同,因此需先对各参数进行归一化处理,然后采用层次分析法确定不同因素对可压裂性影响的权重,最后将归一化值与权重系数加权即为研究区致密砂岩的可压裂指数。

(1) 参数归一化处理

岩石脆性和裂缝发育指数为正向指标,即数值越大对储层压裂改造越有利,正向指标计算公式:

$ S = \frac{{X - {X_{{\rm{min}}}}}}{{{X_{{\rm{max}}}} - {X_{{\rm{min}}}}}} $ (9)

断裂韧性和水平应力差异系数为负向指标,其数值越大对储层压裂改造越不利,负向指标计算公式:

$ S = \frac{{{X_{{\rm{max}}}} - X}}{{{X_{{\rm{max}}}} - {X_{{\rm{min}}}}}} $ (10)

公式(9)、(10)中,S为归一化后的参数值;XmaxXmin分别为研究区参数的极大值和极小值;X为目的层段的参数值。

(2) 确定各参数权重

结合工程经验分析认为,脆性对储层可压裂性影响最大,其次为断裂能密度和水平应力差异系数,最后为裂缝发育指数,层次结构模型如图 6所示。

图 6 深层致密砂岩储层可压性层次结构模型 Fig. 6 The hierarchical structure model of the deep tight sandstone reservoir fracability

通过各参数间两两比较判断确定每一层次中各元素的相对重要性,并给出定量表示(即标度)。各种情况下的定量值(标度)如表 2所示,以各参数对比后的标度值构造判断矩阵,如表 3所示。采用和积法确定判断矩阵的特征向量A=(0.42,0.23,0.23,0.12),即脆性指数、断裂能密度、水平应力差异系数和裂缝发育指数4个参数权重分别为0.42、0.23、0.23和0.12,采用可压裂性指数FI定量表征深层致密砂岩压裂改造的难易程度,如公式(11)所示。

$ FI = 0.42{B_{rit}} + 0.23{G_\varepsilon } + 0.23{K_h} + 0.12I $ (11)
表 2 判断矩阵标度 Table 2 Judgement matrix scale

表 3 可压裂性指标判断矩阵 Table 3 Judgment matrix for fracrability index

公式中,FI为可压裂性指数;Brit为归一化脆性指数;Gε为归一化断裂能密度;Kh为归一化水平应力差异系数;I为归一化裂缝发育指数。

2.2 压裂层位优选

以研究区D7井、D8井、D701井为例,计算得到D7井、D8井、D701井储层可压裂性指数(图 7)。由图 7可看出,D7井可压性指数范围在0.46~0.65(平均值为0.53);D8井可压性指数范围在0.43~0.56(平均值为0.51);D701井可压性指数范围在0.46~0.62(平均值为0.53)。其中,D7井三工河组底部、D8井三工河组中部、D701头屯河组顶部及底部、D701井三工河组可压性指数较大。

图 7 研究区可压裂性指数 Fig. 7 Fracrability index of the study area

当相邻层段可压裂性指数相差较大且为有效储层时,可压裂性指数较大的层段容易进行压裂,而且可压裂性指数FI越大,压裂缝网越复杂,压裂效果越好。研究区D7井、D8井、D701井研究层段可压裂性指数平均值均大于0.5。鉴于此,综合分析D7井、D8井、D701井侏罗系可压裂性指数随深度变化和有效储层分布情况,将研究区致密砂岩可压裂性分为3个级别:可压性指数大于0.55的储层为一类储层,可压性好;可压性指数介于0.50~0.55之间的为二类储层,可压性一般,需要通过增大压力或者其他方法提高压裂改造效果;可压性指数小于0.50的储层为三类储层,可压性差。最终确定研究区D7井、D8井和D701井侏罗系的压裂层位优选结果(图 8910)。

图 8 研究区D7井储层可压性综合评价 Fig. 8 Comprehensive evaluation of reservoir fracrability in Well D7 in the study area

图 9 研究区D8井储层可压性综合评价 Fig. 9 Comprehensive evaluation of reservoir fracrability in Well D8 in the study area

图 10 研究区D701井储层可压性综合评价 Fig. 10 Comprehensive evaluation of reservoir fracrability in Well D701 in the study area

其中D7井4144~4160 m、4470~4480 m和5290~5330 m可压性好且为有效储层,可作为D7井压裂改造的优选层位;D8井5120~5330 m和5350~5365 m可压性好且为有效储层,可作为D8井压裂改造的优选层位;D701井3900~3910 m、4430~4440 m、4454~4465 m和5124~5135 m可压性好且为有效储层,可作为D701井压裂改造的优选层位。

2.3 压后效果评估

采用文中建立的深层致密砂岩可压性评价方法,选取D8井侏罗系三工河组5350~5365 m开展了酸化压裂改造,并对其进行了实时微地震监测,如图 11所示。

图 11 研究区D8井原始微震点图 Fig. 11 The original microseismic points of the Well D8 in the study area

观察发现,该层段5353.7~5364.4 m井段产生了一条北东向压裂裂缝,裂缝总长度约191.4 m,且多向东翼延伸;压裂改造效果较好,达到了压裂造缝的目的,证明了利用该方法进行优选压裂层段的可行性。

3 结论

(1) 针对储层可压裂性的影响因素,分别采用矿物成分法和弹模-泊松比法构建研究区脆性指数的计算方法,确定了研究区脆性指数范围在0.50~0.83,岩石脆性较好;从能量角度出发,基于岩石三轴实验建立了不同围压下峰后断裂能密度与静态弹性模量二次函数关系,进而利用峰后断裂能密度定量表征了研究区致密砂岩断裂韧性;基于黄氏模型确定了研究区关键井点的地应力值,水平应力差异系数范围在0.17~0.23,容易形成裂缝网络;基于岩石破裂准则计算得到了研究区裂缝发育指数,裂缝发育指数范围主要在0.4~0.8之间,多为裂缝轻微发育区。

(2) 综合考虑研究区储层岩石脆性、断裂韧性、地应力和天然裂缝发育程度,采用层次分析法,确定了脆性指数、断裂能密度、水平应力差异系数和裂缝发育指数4个参数的权重分别为0.42、0.23、0.23和0.12,采用可压性指数FI定量表征深层致密砂岩压裂改造的难易程度,建立了一套适合深层致密砂岩的可压性评价方法。

(3) 根据储层各参数特征、可压裂性指数大小和有效储层分布情况将储层分为三类:可压性指数大于0.55的储层为一类储层,可压性好;可压性指数介于0.50~0.55之间的为二类储层,可压性一般,需要通过增大压力或者其他方法提高压裂改造效果;可压性指数小于0.50的储层为三类储层,可压性差。

(4) 基于建立的深层致密砂岩可压裂性评价方法,确定了D7井的最佳压裂层位为4145~4160 m、4470~4480 m和5290~5330 m,D8井的最佳压裂层位为5120~5330 m和5350~5365 m,D701井的最佳压裂层位为3900~3910 m、4430~4440 m、4455~4465 m和5125~5135 m。经D8井5350~5365 m压裂改造实时微地震观察结果,证明了建立的可压性评价方法切实可行。

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