吳 兵，高 偉，侯 山，白 鵬，張家志

(1.中國石油長慶油田分公司 第四采氣廠，內(nèi)蒙古 鄂爾多斯017300 ； 2.中國石油長慶油田分公司 油氣工藝研究院，陜西 西安 710016)

引 言

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地中偏北部，發(fā)育辮狀河三角洲沉積體系，主力氣層為盒8段及山1，孔隙度主要在4%～12%之間，滲透率在(0.1～0.8)×10-3μm2之間，整體資源品位低，儲集層致密，巖性較復(fù)雜，多為薄互層，且非均質(zhì)性和各向異性強(qiáng)，連通性差，單井控制儲量小。這些地質(zhì)特點(diǎn)和成藏特征與常規(guī)儲層有較大的區(qū)別，必須創(chuàng)新發(fā)展形成適用于致密氣藏的壓裂方法[1-7]。

常用的壓裂裂縫間接解釋評價(jià)方法：由壓裂時(shí)井底凈壓力與時(shí)間雙對數(shù)曲線斜率進(jìn)行裂縫分析診斷，壓裂壓降G函數(shù)曲線分析，近井效應(yīng)診斷分析，試井分析識別水力壓裂裂縫參數(shù)。裂縫直接監(jiān)測技術(shù)：井下電視，井溫測試，放射性示蹤劑，井下微地震測量，地面測斜儀，地面電位，地面微地震測量[8]。

本文綜合應(yīng)用儲層地質(zhì)模型、地質(zhì)力學(xué)模型、壓裂泵注程序、連續(xù)油管光纖產(chǎn)氣剖面測試數(shù)據(jù)，對水平井進(jìn)行壓裂裂縫的模擬及擬合，開展水平井地質(zhì)工程一體化壓裂效果分析，尋求水平井壓裂儲層及壓裂的關(guān)鍵參數(shù)，為水平井壓裂設(shè)計(jì)及現(xiàn)場壓裂參數(shù)優(yōu)化提供技術(shù)支撐[9-23]。

1 典型井基本情況概述

1.1 儲層地質(zhì)特征

G72-63H1井位于蘇里格氣田東南部，開發(fā)層位為盒8下，優(yōu)質(zhì)儲層為淺灰色含氣細(xì)砂巖和灰白色含氣中砂巖，儲層厚度3～6 m，孔隙度5.5%～9.0%，基質(zhì)滲透率(0.38～0.50)×10-3μm2，含氣飽和度33.7%～53%，水平段長度907 m，有效儲層533 m，為典型的薄儲層，如圖1所示。從增產(chǎn)的角度需要控制水力壓裂裂縫的高度，增加裂縫長度及復(fù)雜度。

圖1 G72-63H1測井解釋相模型水平段剖面

1.2 儲層改造工藝

該井改造采用Φ114.3 mm套管固井完井可溶球座分段壓裂工藝，共分8段，其中第1、2、4、6、8段為單簇，第3、5、7段為2簇，第5、7段采用寬帶暫堵壓裂，其余為常規(guī)壓裂。泵注程序見表1。

表1 泵注程序

2 地質(zhì)及地質(zhì)力學(xué)模型的建立

為了建立非均質(zhì)模型，選取典型水平井周圍的4口直井建立地質(zhì)模型和地質(zhì)力學(xué)模型。

2.1 一維地質(zhì)力學(xué)模型的建立

2.1.1 橫波時(shí)差的計(jì)算

所研究區(qū)塊只有1口井測量了縱波時(shí)差tDT4P和橫波時(shí)差tDT4S，其余只開展了常規(guī)測井，在此采用線性擬合tDT4P和tDT4S的關(guān)系計(jì)算其余井的縱橫波時(shí)差。區(qū)塊內(nèi)已測井的縱橫波時(shí)差關(guān)系如圖2所示。

圖2 縱橫波時(shí)差關(guān)系散點(diǎn)擬合

2.1.2 地質(zhì)力學(xué)參數(shù)的計(jì)算

假設(shè)各向均質(zhì)同性彈性儲層，則動態(tài)剪切模量和動態(tài)體積模量計(jì)算式分別為:

Gd=13 474.45ρb·tDT4S-2；

(1)

(2)

式中：Gd為動態(tài)剪切模量，GPa；Kd為動態(tài)體積模量，GPa；tDT4P為縱波時(shí)差，μs/m；tDT4S為橫波時(shí)差，μs/m；ρb為體積密度，g/cm3。

用剪切和體積模量計(jì)算動態(tài)楊氏模量Yd和動態(tài)泊松比μd：

(3)

(4)

通過自然伽馬和摩擦角的線性關(guān)系計(jì)算摩擦角：

(5)

式中：GR為自然伽馬，API；φ為摩擦角，(°)。

壓縮強(qiáng)度計(jì)算式為

SUCS=0.086 6KdYd(0.008VSH+0.004 5(1-VSH)。

(6)

式中：SUCS為抗壓強(qiáng)度，MPa；VSH為泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)，無因次。

基于巖心實(shí)驗(yàn)建立不同圍壓下峰后斷裂能密度與楊氏模量的擬合公式：

GZ=32.4+0.023YS2-1.59YS。

(7)

式中：GZ為斷裂能密度，J/m2；YS為靜態(tài)楊氏模量，GPa。

利用峰后斷裂能密度可定量表征研究區(qū)致密砂巖斷裂韌性，韌性指數(shù)

F12=0.146 7GZ+0.263。

(8)

式中：F12為韌性指數(shù)，無因次。

2.1.3 地層孔隙壓力的計(jì)算

利用該區(qū)塊部分已開展靜壓測試的數(shù)據(jù)，擬合不同套壓下井筒內(nèi)的壓力梯度，用于預(yù)測未測靜壓的氣井的井底壓力，壓力梯度和套壓的關(guān)系如圖3所示，溫度梯度平均值：2.831(℃/100 m)。

圖3 壓力梯度和套壓關(guān)系曲線

2.1.4 最大最小水平主應(yīng)力的計(jì)算

對一個充滿流體的孔隙性巖塊，假設(shè)線彈性和各向同性，考慮各向異性的構(gòu)造應(yīng)變，最大和最小水平應(yīng)力計(jì)算式分別為：

(9)

(10)

式中：σH、σh分別為最大和最小水平應(yīng)力，MPa；εH、εh分別為最大和最小水平應(yīng)變，無因次；μ為泊松比，無因次；α為比奧系數(shù)，無因次；Pp為地層的孔隙壓力，MPa。

2.2 地質(zhì)工程一體化精細(xì)儲層評價(jià)

蘇里格上古致密砂巖氣藏，儲集層致密，巖性較復(fù)雜，多為薄互層，高的韌性能保證裂縫在儲層內(nèi)部延伸，選取韌性指數(shù)為儲層品質(zhì)的主要參數(shù)。由于最小水平應(yīng)力綜合了儲層的泊松比、楊氏模量、孔隙壓力、最大及最小水平應(yīng)變、儲層垂深等多個參數(shù)，是決定壓裂過程施工壓力的主要影響因素，選取最小水平應(yīng)力為完井品質(zhì)的主要參數(shù)，典型水平井儲層品質(zhì)、完井品質(zhì)及綜合品質(zhì)評價(jià)如圖4所示。

圖4 水平井射孔段氣藏精細(xì)評價(jià)

2.3 三維地質(zhì)及地質(zhì)力學(xué)模型的建立

研究區(qū)儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，建立三維儲層地質(zhì)模型對壓裂效果的正確解釋和評價(jià)具有重要意義。本文結(jié)合研究區(qū)實(shí)際情況，優(yōu)選適用于離散性隨機(jī)變量且能夠較好地模擬非均質(zhì)性的序貫指示模擬方法模擬巖相模型，如圖5所示。使用相控序貫高斯模擬方法建立孔隙度模型(圖6)、滲透率模型、伽馬體模型、含氣飽和度模型。

圖5 研究區(qū)測井解釋相模型

圖6 研究區(qū)儲層孔隙度模型

3 壓裂效果解釋與評價(jià)

3.1 連續(xù)油管光纖產(chǎn)氣剖面結(jié)果

連續(xù)油管光纖產(chǎn)氣剖面測試見表2所示，第3段1簇產(chǎn)量最高，第1、8段，第5段1簇幾乎無產(chǎn)能。

表2 連續(xù)油管光纖產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果

3.2 單簇段壓裂效果解釋與評價(jià)

第1、2、4、6、8段為單簇壓裂，其中第1、8段產(chǎn)氣剖面顯示產(chǎn)量低。

3.2.1 正常段壓裂效果解釋與評價(jià)

第2、4、6段，支撐劑及液體用量、排量相當(dāng)，改造壓力均值45 MPa(圖7),產(chǎn)氣剖面顯示日產(chǎn)分別為2 806 m3/d，2 667 m3/d、1 504 m3/d，分析產(chǎn)量差異主要由儲層韌性及強(qiáng)度決定。從圖8和圖9可以看出，韌性指數(shù)高的儲層改造效果好，韌性指數(shù)相同則鉆時(shí)低的儲層改造效果好；根據(jù)壓裂曲線前置液階段的形態(tài)可以看出，第2、4段的斜率明顯大于第6段，說明第2、4段裂縫延伸長度大于第6段。

圖7 第2、4、6段壓裂曲線

圖8 第2、4、6段儲層產(chǎn)量柱狀圖

圖9 第2、4、6段儲層韌性指數(shù)和鉆時(shí)散點(diǎn)圖

3.2.2 低產(chǎn)段壓裂情況及解釋與評價(jià)

第1段及第8段采氣剖面顯示產(chǎn)量分別為147 m3/d和57 m3/d，改造失敗。壓裂曲線前置液階段壓力曲線居高不下，加砂階段壓力陡降，如圖10所示。

圖10 第1、8段壓裂曲線

第1段及第8段由于射孔段井筒上翹和下沉，射孔方位不趨向于裂縫延伸方位，如圖11所示，使近井筒段裂縫迂曲，前置液階段迂曲摩阻較大、壓力較高，造成裂縫高度失控，射孔井眼附近裂縫無支撐。

圖11 水平井伽馬體剖面和射孔方位

第1段壓裂裂縫模擬顯示，縫高44 m,水平方向延伸55 m(圖12(a))，該段施工壓力高，平均57 MPa。第8段裂縫高度41 m，水平方向延伸75 m(圖12(b))，該段施工壓力平均58 MPa。支撐劑位于射孔段以下，造成近井段裂縫導(dǎo)流能力較低，從而產(chǎn)能較低。

圖12 第1、8段水力裂縫模擬

3.3 雙簇段壓裂效果解釋與評價(jià)

3.3.1 常規(guī)雙簇壓裂

第3段為常規(guī)壓裂，第1簇儲層品質(zhì)為好，完井品質(zhì)為好，第2簇儲層品質(zhì)為好，完井品質(zhì)為壞，第1簇產(chǎn)氣剖面顯示3 187 m3/d，第2簇產(chǎn)氣剖面顯示130 m3/d，平均施工壓力47 MPa，第1簇最小水平主應(yīng)力平均44.6 MPa，第2簇最小水平主應(yīng)力平均46.4 MPa，由于第1簇的最小水平主應(yīng)力顯著低于第2簇(圖13(a))，第3段壓裂施工曲線較單調(diào)(圖14(a))，判斷第2簇未壓開。

3.3.2 暫堵雙簇壓裂

第5段第1簇的最小水平主應(yīng)力46.3 MPa，第2簇的最小水平主應(yīng)力44.7 MPa，如圖13(b)所示。由于第1簇最小水平主應(yīng)力較高并且射孔方位偏離裂縫延伸方向角度較大，造成添加暫堵劑后施工壓力較高(圖14(b))，改造效果較差，產(chǎn)氣剖面顯示47 m3/d(表2)。第2簇正常壓裂，產(chǎn)氣剖面顯示1 924 m3/d(表2)。

第7段采用寬帶暫堵壓裂，第1、2簇儲層的鉆時(shí)和最小水平應(yīng)力無明顯差別趨勢(圖13(c))，第1簇產(chǎn)氣剖面顯示799 m3/d，第2簇產(chǎn)氣剖面顯示710 m3/d(表2)，壓裂模擬顯示，第1簇及第2簇裂縫形態(tài)良好(圖15)，從壓裂曲線(圖14(c))觀察，添加暫堵劑后有明顯破裂顯示，認(rèn)為暫堵有一定的作用。對比第7段1簇和第5段2簇，分析認(rèn)為第7段單簇產(chǎn)量較低是由于該段韌性指數(shù)較低，如圖16所示。

圖13 第3、5、7段的第1、2簇最小水平應(yīng)力和鉆時(shí)散點(diǎn)圖

圖14 第3、5、7段壓裂曲線

圖15 第7段水力裂縫模擬圖

圖16 第7段1簇、第5段2簇韌性指數(shù)和鉆時(shí)散點(diǎn)圖

4 結(jié) 論

(1)蘇里格上古致密砂巖氣藏，儲集層致密，巖性較復(fù)雜，多為薄互層，韌性指數(shù)是儲層的關(guān)鍵參數(shù)，高的韌性能保證裂縫在儲層內(nèi)部延伸，高產(chǎn)段均為韌性指數(shù)高的儲層。

(2)多簇壓裂時(shí)，簇間水平主應(yīng)力差別較大時(shí)，即使采用暫堵，也不能保證多簇都起裂，分段分簇方案尤為重要，要確保簇間的最小水平主應(yīng)力差較小。

(3)如果射孔方位偏離裂縫延伸方向角度過大，近井地帶裂縫彎曲摩阻較大，會導(dǎo)致近井地帶壓力過高，近井地帶裂縫高度失控，造成近井地帶無支撐劑而導(dǎo)流能力較低，改造效果較差。