高泉区块地应力分析及水平井出砂预测

2021-12-29李思远沈新普陈新宇沈国晓

钻采工艺 2021年5期

关键词：主压压力降水平井

李思远，沈新普，秦军，陈新宇，沈国晓,白霜

1中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院 2中国石油大学(华东) 3中国石油玉门油田公司老君庙采油厂

0 引言

准噶尔盆地南缘区域高泉区块是新疆油田南部区域近年来最新成功开发的主要油气田区域之一[1-2]。储层所在的清水河组地层裂缝十分发育，地层黏结强度弱[3]，在近期的试油过程中，发现有出砂现象。

由于区域内构造复杂，且经历过多期构造运动，局部地应力随位置的变化有明显变化。近年来有若干研究文献对该区域的构造和地应力进行过研究[4-6]。

出砂现象作为石油生产中的主要风险因素之一，其预测预防技术在近30年来得到了若干国内研究者的关注[7-11]。在已有文献中，防砂研究和理论分析主要是采用经验公式和解析解的形式进行比较简单的计算分析。

本文首先是采用“井—震结合地震波约束地质建模技术”，对目标区块进行地应力建模及分析。在此基础上，给出目标区块内新井的水平井段的出砂风险分析及安全压力降计算。本文将首先给出GT1井的单井地应力分析结果，然后给出目标区块地应力场的三维有限元数值计算结果。在此基础上，使用基于塑性的出砂分析模型，对GT1井的出砂现象进行分析，通过现象匹配，得到了清水河组地层材料的临界出砂塑性变形值。最后给出目标区块内清水河组地层中新设计的水平井段的出砂风险预测分析和安全压力降取值。

1 区块内GT1井的地质力学分析

单井地质力学分析得到的结果将作为三维地应力模型的输入参数，并用于对比检验三维地应力场数值结果的准确度。

GT1井是区块内距离目标井约1 500 m的一口邻井。其产层为垂深约5 760 m的清水河组[1-2]。根据测井数据进行了单井地质力学分析，计算得到的弹性力学参数值、摩擦角和黏结强度及地应力分量,如图1所示。

图1 GT1井的地质力学分析结果

根据图1的地质力学分析结果认为：在0～5 400 m井段中，垂向应力最大，此深度段的应力格式为“正断层应力格式”。在5 400～ 5 650 m井段中，垂向应力的幅值大小居于最大水平主应力和最小水平主应力之间，此井段应力格式为“走滑断层应力格式”。在5 650～5 790 m井段，垂向应力最小，此井段的应力格式为“逆断层应力格式”。

根据图1的GT1井地质力学分析结果，清水河组储层中，在井深5 760 m地层中垂向应力为140.16 MPa,最小水平主应力为141.06 MPa,最大水平主应力为145.18 MPa，三个主应力分量中的垂向应力最小，为“逆断层应力格式”。

在距离地表1 000 m以内的范围内，由于遇到巨厚砾石层等种种原因，声波时长等测井数据缺少或精度较差，故图1中在1 000 m以上深度段地层中的单井分析结果不能使用。

根据井壁崩落现象确定的GT1井清水河组储层中井筒局部最小主压应力方向为：北西西—南东东115°，相应地，最大主压应力方向为北东25°。在后面的三维地应力场分析数值结果中可以看到，清水河组储层中最大主压应力方向在GT1井的位置上，与这里的数值相同。在清水河组储层中其它位置上，最大主压应力方向随位置而发生变化。

天然裂缝：根据影像测井分析得到的地层中天然裂缝倾角为约50°左右,方位角约为333.45°。结合前述最大主压应力的方向，可知天然裂缝主方向和最大主压应力方向不一致。

2 高泉区块地应力场有限元分析

2.1 区块的三维有限元模型

本文根据地震波数据并结合单井层位信息建立了高泉区块的三维地质力学模型，区块中部为GT1井，见图2所示。模型中包括了中生界8个地层，其中储层为K1q组的清水河组地层[1-2]。

图2(a)中的区块几何模型长宽高尺寸分别为：长15.75 km,宽14 km，深度/高度10 km。地表海拔为680 m，平坦。在5 760 m深度以下的模型最下层是为了引入底部位移约束而加的一个层位，下底面设为平面。图2(b)为储层位置的放大视图。

模型采用了146 969个单元、275 672个节点对区块几何体进行离散。储层及其上下的地层采用20节点二阶单元离散，其余地层采用8节点线性单元离散。模型中GT1井的位置在模型中央位置。目标井水平井段在GT1井南部约1.5 km的区域。将GT1井的单井地质力学分析结果作为输入参数的主要参考值，应用于这个三维地应力场的有限元模型中。

将上节的单井分析结果等参数作为输入数据，结合图2，建立了目标区块地应力场的有限元模型。这个有限元模型的边界条件为四个侧面和底面的法向0位移约束。载荷为重力载荷。初始地应力参数包括两个水平方向的侧压力系数的设置都是根据单井地应力分析结果确定的。

图2 高泉区块的三维地质模型(a)及储层附近局部放大视图(b)

为了体现弹性模量随深度变化的特性，把弹性模量的大小设为深度的函数，设计了用户子程序来实现这一模型功能特点。

2.2 区块地应力场三维有限元分析结果

经过三维有限元数值计算得到的储层中的地应力分析结果中的最大水平主压应力方向分布及其幅值大小如图3所示。符号规定遵循固体力学中的约定，即拉应力为正，压应力为负。这和单井地应力分析中的规定不同。因为有限元软件工具是内嵌设置采用了固体力学符号规定，所以后面的数值解云图和主应力方向图是遵循固体力学符号规定。在进行GT1井数值法和解析法两种地质力学分析方法得到的应力结果比较时(如图4)，采用石油工程的应力符号规定。

图3 目的层地层中最大水平主压应力的方向

图4 GT1井数值解和解析解比较

图3中部一个红色圆点代表GT1井所在的平面位置。图3中GT1井下方红色线段和多个暗红色小网格代表目标水平井段所在的区域。

图4给出了地应力场三维数值解的三个主应力分量在GT1井位置上随深度变化的分布曲线(虚线)及其与根据测井数据分析得到的GT1井的单井地应力分析结果(实线)的比较。本文主要关心在下部深度段5 000～ 6 000 m的地应力主分量解析解(实线)与数值解(虚线)情况。由图4可以看出，三维精细地应力场数值解在GT1井位置上与单井地应力分析数值比较接近，最大差别不到10 MPa,相对误差小于8%。

从图4可以看到：区块内目的层储层地层在GT1井位置的最大水平主压应力方向角基本沿25°。这个方向角度值和单井实测得到的最大主压应力方向角度值一样。目的层储层地层内不同的深度点上，各点的最大主压应力方向也有变化。由于高陡断层的影响及层面起伏的原因，区块内各处的最大水平主压应力方向角随着水平位置的变化而变化。最大的方向角变化值接近45°。目的层储层地层各处最大主压应力的方向角的分布范围在-45°～70°之间。

比较图4中显示的地应力数值解各分量的值得出：这个区块的应力模式在GT1井邻域属于“正断层应力”模式，即垂向应力为最大的主压应力分量。这个结论和根据单井分析得到的结果不同。

三维地应力模型的输入参数中，清水河组地层中的两个侧压力系数分别取值为1.05和1.15，即按照逆断层应力格式准备的输入数据。但是由于结构的影响，在三维地应力分析的结果中，在这个深度段上呈现了垂向应力最大的现象。这个结果是由于地质构造对局部应力分布的影响而产生的。

2.3 水平井段的地应力场三维有限元分析结果

图5为区块内目标井水平井段所在的局部区域主应力分量的三维分布云图。图中几何体平面网格单元边长为300 m，包括两个单元的网格。目标井水平井段长度约为500 m。图中网格的总体厚度为此处清水河组目标层位的厚度，约为10 m，随位置不同各处的厚度略有变化。

图5 目标井水平井段地应力场三维数值解和单井解析解比较

从图5看出，目标井水平井段范围内，最小水平主压应力的值为128.6～132.5 MPa，厚度方向各点的应力值变化很小，东西/左右方向的应力变化值最大为3.9 MPa。最大水平主压应力的值为135.1～143.2 MPa，从西北到东南各点应力变化值最大为8.1 MPa。垂向应力值为139.6～148.9 MPa，从西北到东南各点应力变化值最大为9.3 MPa。三个主应力分量的幅值由大到小的次序是：垂向应力>最大水平主压应力>最小水平主压应力，此即所谓的“正断层应力格式”。

由于所处的局部区域的应力分布呈“正断层应力格式”，沿最小水平主压应力方向的水平井段钻井将具有最佳的井壁稳定性，从而最小水平主压应力方向为最佳的水平井轨迹方向，如图5(d)中红色斜直线所示。

3 GT1井的出砂分析

在前述各节成果的基础上，采用基于塑性的出砂预测有限元数值计算方法预测出砂风险及安全压力降取值的工作流程主要包括以下步骤：

(1)建立井眼尺度的近井壁三维有限元模型。模型将包括实际过程的细节，模拟钻井过程造成的地层应力扰动变化。对于套管完井，将在钻井模拟的基础上，进一步模拟射孔过程产生的地层应力扰动变化。

(2)施加压力降，模拟生产过程中压力降产引起的地层孔隙压力和地层有效应力变化引起的孔隙弹塑性变形行为。

(3)根据压力降引起的塑性变形的特征(数值大小、分布范围)，确定出砂风险大小、以及确定最佳压力降的取值。

近井壁三维有限元模型如图6所示。模型厚度0.127 m，直径6 m，井孔直径215.9 mm。模型离散采用的网格有63 855个节点、58 388个三维八节点线性渗流变形耦合单元。

图6 GT1井出砂预测的近井壁三维有限元模型

模型载荷及位移边界条件：初始地应力取深度5 770 m的参数值:垂向应力140.16 MPa，最小水平主应力141.06 MPa，最大水平主应力145.18 MPa。初始孔隙压力133 MPa。对称面上零位移约束；射孔表面压力边界为井底压力；井壁内表面为套管边界，法向零位移约束。

参考图1GT1井的地质力学分析结果，给定模型材料参数取值为：杨氏模量15 GPa,泊松比0.27，内摩擦角30°，黏结强度15 MPa，孔隙率10%，渗透系数1 D。

在GT1井清水河组储层实际试油过程中，井底压力是通过观测产油体积数据来反推计算得到的，不是直接测量得到的数值。图7给出了通过试油测量得到的井底流压—日产量关系。

图7 GT1井试油井底流压与日产量关系图

实际试油过程中观测到：在日产量为1 100 t的时候，产出的油中出现了肉眼可见的轻微出砂现象。经过试算，取模型参数“出砂临界等效塑性应变值”为1%，得到表1所列的数值计算结果。

根据表1所列的数值结果，当压力降取为53 MPa、日产量1 070.4 t的时候，塑性应变值为0.764%，接近1%，进入“出砂风险黄色预警”。当压力降取值63.2 MPa、日产量为1 203 t时，塑性应变达到1.11%，超过1%，进入了“红色出砂风险”区，将出现明显的出砂现象。

表1 GT1井压力降引起的塑性应变及出砂风险数值计算结果

4 目标井水平井段的出砂分析

采用上节给出的图6、图7模型来计算出砂风险和给定压力降相应的塑性变形。根据第2.3小节的地应力数值结果，目标井水平段各点的典型应力状态取值为：垂向应力-143 MPa；最小水平主应力-130 MPa；最大水平主应力-138 MPa；当前孔隙压力122 MPa。图8给出模型网格的几何形状：井孔倾角从竖直的0°变为水平的90°，网格其它因素同图6所示的模型。

图8 目标井水平井段出砂预测的近井壁三维有限元模型

模型载荷及位移边界条件：下部对称面上零位移约束；射孔表面压力边界为井底压力；井壁内表面为套管边界，法向零位移约束。

使用前述数据作为输入参数，通过三维有限元数值计算得到表2所示的压力降引起的等效塑性应变。数值计算结果显示：当井底流压80 MPa、压力降42 MPa时，压力降引起的等效塑性应变达到0.99%，很接近临界出砂塑性应变值，可能轻微出砂。继续加大压力降，将会加重出砂现象。

与表1给出的邻井GT1井的出砂风险相比，水平井段的出砂风险更大。原因主要是井孔横截面的应力差增大，材料点更易进入莫尔—库伦准则定义的塑性屈服状态，导致出砂。表2中在原始地层压力状态下有0.13%的塑性应变，是考虑钻井和射孔造成地应力变化而引起的塑性变形。这个塑性应变不是压力降引起的，应该使用压力降引起的等效塑性应变来判断出砂风险。