致密砂岩储层可压性评价与极限参数压裂技术

2022-07-10陈诚雷征东房茂军齐宇

科学技术与工程 2022年16期

陈诚, 雷征东，房茂军，齐宇

(1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028； 2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

近年来，致密砂岩油藏以其巨大的产油潜力正在成为油田开发的重点和热点，大中型致密砂岩油田在鄂尔多斯盆地、松辽盆地和渤海湾盆地相继被发现。陇东地区元284区块是鄂尔多斯盆地开发较早的致密砂岩油藏，自2008年进行大规模开发以来，目前长6油组已提交探明储量1.59亿t。与正常油层相比，该地区储层物性差，非均质性较强，属于典型的致密砂岩油藏，需要采用压裂措施对储层进行改造，以达到增产的目的。研究表明，致密砂岩的可压裂性与采油强度之间存在相关关系，而可压裂性又受到包括地应力、岩石脆性、岩石断裂韧性、裂缝密度[1-5]等因素的影响。熊健等[6]基于有限元方法构建数值模拟模型，认为水平主应力、抗压强度和弹性模量对裂缝延伸长度的影响，进而影响对采油强度。张晨晨[7]利用三轴岩石力学实验分析了影响页岩脆性的主控因素，不同深度和不同岩相的脆性临界范围存在差异。目前，多数学者通过基于Rickman脆性指数法进行可压裂性评价。He等[8]采用层次分析法提出了新的可压裂方法，Ji等[9]基于分形理论和断裂韧性形成了新的页岩储层可压裂方法。然而，Rickman脆性指数只能表征岩石抵抗弹性变形的能力，却不能反应岩石的破裂能力。研究表明，岩石的弹性参数大小和容易压碎的程度并未呈现明显的正相关关系。Rickman脆性指数构建的可压裂性评价模型准确性因此也受到较大争议。同时，目前进行可压裂性评价时，主要通过室内实验数据和计算机进行数值模拟[10-11]，然而室内评价方法不能真是的反映出岩石在地层因素下的强度参数，且无连续性。对于非均质性较强的储层，室内评价方法难以获得可靠的可压裂性认识。研究区长6油组主要发育浅水三角洲储层，砂体叠置关系复杂，非均质性强，裂缝分布差异大，可压性评价复杂。经过压裂处理的井虽初期油气产量有所提升，但是后期产量递减较快，给后期措施实施造成较大阻碍，亟待提出一种能够有效评价复杂致密砂岩储层可压性的方法。

为此，以测井资料为基础，综合分析致密砂岩储层的脆性指数、非均质性、压力保持程度、天然裂缝等动静态参数对储层的影响，形成了基于可压性的储层分类方法，并通过引入地层压力恢复方法，建立了不同类型可压储层的注入液量参考标准，为致密砂岩储层提高压裂有效性和延长储层稳产时间，进而提高致密砂岩储层开发效益提供了科学依据。

1 区域概况

元284区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，行政区划位于甘肃省华池县境内，主力层段为长6油组。岩石类型主要为岩屑质长石砂岩，其次为长石砂岩。粒度以细粒为主，分选中-好，磨圆度以次棱角为主。储层岩石成分复杂，长石和岩屑含量较高。砂岩总体石英含量为23%～43%，平均36.6%，长石相对含量介于16%～31%，平均为24.4%，岩屑相对含量主要分布在11%～46%，平均25.5%，成分成熟度较低(图1)。杂基含量较高，一般为5%～15%，结构成熟度低。胶结物含量整体在5%～12%，平均7.9%；主要胶结物为(铁)方解石、(铁)白云石、黏土矿物和硅质。元284油田长6储层孔隙度主要分布范围为6.8%～16.4%，平均为12.1%；渗透率主要分布范围为0.03～1.0 mD，平均为0.361 mD，具有典型的低孔低渗-致密的储层特征[12]。

1为石英砂岩；2为长石质石英砂岩；3为岩屑质石英砂岩；4为长石砂岩；5为岩屑质长石砂岸；6为长石质岩屑砂岩；7为岩屑砂岩；三角左侧边10%、25%和50%为石英含量；三角底边分别25%、50%和75%为岩屑含量

2 可压性主要影响因素

可压性表征储层能被有效改造的难易程度，是储层地质特征的综合反映。在进行压裂改造前对储层可压性进行评价是压裂设计的基础[13]。目前，最广泛应用于储层可压性评价的方法是脆性系数法，通过岩石力学参数或矿物百分含量参数，评价储层的脆性。

文献[14-17]认为储层的地应力、沉积环境、沉积构造、矿物组成和分布、天然裂缝及成岩作用等因素同样影响着岩石的脆性。现有的致密砂岩可压性的评价方法，多采用常规碎屑岩储层评价参数和页岩可压性评价方法[18-21]，而致密砂岩的储层评价和可压性评价与两者不同[22-23]。一方面，孔隙度、渗透率、泥质含量和储层厚度等评价常规砂岩的参数与致密砂岩储层可压性相关性较差；另一方面，页岩储层的非均质性较弱，压力稳定，非均质性和压力保持程度不作为页岩储层评价重要指标，而元284地区浅水三角洲河道砂体叠置关系复杂，非均质性差异大，不同储集体的原始地层压力不同。已钻井的数据表明，非均质性和压力保持参数在研究区与压裂效果有明显的相关关系，这两项参数同样是导致致密砂岩储层质量差异的重要因素，因此主要利用岩石的脆性指数、渗透率非均质性和初始压力保持程度进行储层可压性评价。

2.1 脆性指数

目前，利用常规测井资料，通过计算岩石的脆性指数，评价储层可压性已经取得了良好的预测效果[12, 24-27]，计算岩石脆性指数的方法目前主要有矿物百分含量法和岩石力学参数法。后者主要利用声波测井的纵、横波时差，计算岩石的杨氏模量和泊松比。与矿物百分含量法相比，岩石力学参数法计算的脆性指数更能反映岩石在应力作用下的破坏能力[28]。

岩石力学参数法首先是利用求得目的层段各点的横波和纵波波速，其计算公式分别为

(1)

(2)

式中：Vp为纵波波速，ft/s；Δtp为纵波声波时差，μs/ft；Vs为横波波速，ft/s；Δts为横波时差，μs/ft。

由于常规测井一般没有横波波速，利用该地区的综合波转换的经验公式代替，可表示为

Δts=2.025 6Δtc-15.481

(3)

式(3)中：Δts为横波时差，μs/ft；Δtc为综合波时差，μs/ft。

利用纵横波速计算动态弹性模量和动态泊松比，计算公式为

(4)

(5)

式中：Ed为动态弹性模量；ρ为岩石密度；μd为动态泊松比。

对动态模量基于室内实验结果进行动静校对，根据实验得出的动静关系公式为

E=0.725 0Ed-0.424 0

(6)

式(6)中：E为弹性模量。

μ≈μd

(7)

式(7)中：μ为泊松比。

即可得到目的层段各点的杨氏模量，考虑杨氏模量和泊松比的单位不同，首先分别计算出归一化后的杨氏模量脆性EBrittle和泊松比脆性νBrittle，然后取二者平均即为岩石的脆性指数。

(8)

式(8)中：Emax为目的层段各点杨氏模量的最大值；Emin为目的层段各点杨氏模量的最小值。

(9)

式(9)中：νmax为目的层段各点泊松比的最大值；νmin为目的层段各点泊松比的最小值。

(10)

式(10)中：Bri，Index为岩石脆性指数。

计算得到的脆性指数、杨氏模量越高，泊松比越低，则脆性指数越大，储层越容易被压开。

2.2 非均质性

储层非均质性表征的是储层在空间分布及内部各种属性的不均匀变化，具有多层次性和结构性。与压裂效果相关性较强的主要是层内非均质性，即单一油层内部的差异性，定量描述层内非均质性的参数主要是渗透率的变异系数和级差。其中渗透率变异系数表达式为

(11)

渗透率级差的表达式为

(12)

式(12)中：Jk为层渗透率级差；Kmax为层内最大渗透率值，mD；Kmin为层内最小渗透率值，mD。

在常规砂岩储层中，非均质性较弱，孔隙度和渗透率较高，非均质性参数对储层的储集和流体运动影响较弱。而在复杂致密砂岩储层中，由于砂体孔隙度和渗透率低，流体对储层非均质性更敏感。一方面，强非均质性会抑制油气的充注，导致储层储集能力减弱，通过压后初始平均日产油可以看出压裂效果，其与Vk和Jk都具有较好的负相关关系(图2、表1)；另一方面，强非均质性会制约裂缝起裂和空间扩张能力。裂缝会优先向砂体内部非均质性较弱的区域延伸，遇到砂泥界面或隔夹层则会中止或转向，导致压裂不及预期。

图2 初始平均日产油与渗透率变异系数、渗透率级差交会图

表1 初始平均产能及储层物性参数

2.3 原始地层压力保持度

原始地层压力保持度常用作进行岩性油气藏的评价，因不能直接反映裂缝压裂后的产状和规模，因此常常被忽略。但可压性评价不仅要考虑储层能否形成缝网，还要考虑压裂后的储层的产能。致密砂岩油藏的原始地层压力保持度与压裂后的产气能力具有直接相关性。在压裂前原始地层压力保持度较高的储层，压后往往产能较高(图3)。

图3 原始压力保持程度与单井一年后产油量关系交会图

因此，将原始地层压力保持度引入可压性评价体系，具有较强的实践意义。

(13)

式(13)中：F为原始压力保持程度，%；Pbf为压前地层压力，MPa；Po为原始地层压力，MPa。

2.4 天然裂缝的影响

天然裂缝发育区域的岩石破裂压力和抗张强度远低于不含天然裂缝的岩石，因此更易被压裂，形成天然缝网，对储层的可压裂性有积极的影响，提高改造后的渗透率。然而，天然裂缝的发育位置和规模难以控制。在更易于制造渗流通道的同时，超出砂体规模的裂缝会导致：①油气和地层压力的散溢，②压裂液的流失。造成原本的优质储层的破坏和剩余油开发的难度增加。在开发中后期，孔隙度渗透率最高的储层，粒度粗，均质性强，脆性好，但往往天然裂缝较为发育或被水淹，剩余油丰度较低。而物性较好的储层随储集性能略差，但天然裂缝也不容易发育，充注的油气更容易保存，原始地层压力更大，形成剩余油聚集区。研究区压裂数据表明，在天然裂缝发育的区域，压裂增产效果与酸压的效果差距不明显，压裂液经常发生反排量少或不返排的情况，表明压裂液随裂缝流入其他层位，而在天然裂缝发育一般或不发育的储层，在现场应用16口井，80%的井压裂后的产油量比压裂前提高2倍以上。

2.5 其他因素

除上述因素外，复杂叠置致密砂岩储层还可能受到地应力、沉积纹层，断层褶皱等因素的影响，这些因素目前受限于理论和技术，难以进行定量化描述，为使可压性评价方法具有普遍适用性和可操作性，本次研究不考虑这些因素的影响。

3 基于储层可压性的储层分类

针对元284地区，综合考虑测井曲线和生产数据，动静结合评价其储层可压性。利用储层脆性指数、渗透率非均质性和压力保持程度对储层可压指数进行评价，将储层划分为3类，如表2所示。

表2 可压储层划分标准

在进行复杂叠置关系致密砂岩储层可压性评价时，首先选取裂缝不发育地区对油藏进行分析，评价储层的渗透率非均质性和压力保持水平。储层物性中等-好，储层渗透率非均质性较弱：变异系数小于0.3，渗透率级差小于50，且压力保持程度大于90%，则认为该储层为I类可压裂储层，建议采取压裂措施。若渗透率非均质性或者压力保持水平其中一项或多项参数不满足上述条件，则认为是II类可压储层。III类为不建议压裂层物性差，非均质性强，预计压裂效果不好，在实际生产中不建议压裂该类储层。而在裂缝发育的地区，由于压裂效果受裂缝发育情况影响明显，I～III类储层皆可出现，难以进行定量表征。

4 极限参数压裂

目前致密砂岩储层可压性评价虽然大多考虑到了储层地质条件的复杂性，并在识别过程中引入体现岩石脆性参数，但往往因为压裂施工情况的差异导致压裂效果不理想。前人在表征储层的可压性时主要考虑是否可压，而未考虑压裂工艺对储层的改造效果。加大注入液量是致密砂岩压裂成功的有效手段之一。对于可压储层，通过恢复其原始地层压力，个性化设计单井的合理压裂注入液量，以保证压裂后地层能量能获得有效补充。

极限参数压裂是指在进行压裂改造时，将注入液量提高到能使地层压力恢复到原始地层压力甚至高的压裂方式。现有的压裂方法往往因为担心储层裂缝沟通，注入压裂液液量过小，难以达到储层压裂的效果。通过大排量、大液量增加地层压力，提高液体反排量，可提高储层的横向改造程度，进而提高油井产量(图4)。研究区目前已进行压裂改造的井大部分注入液量在500～800 m3，压力恢复至初始射孔液量的60%～80%，增产效果不明显，产量增幅在62%～408%，平均213%，压后产量递减快，压后半年产量下降62%～83%而进行极限参数压裂实验的Y52井，单井入地液量达到2 017 m3；裂缝的长度和波及范围都大大增加，产量增幅达到628%，产量递减慢，压后半年产量仅下降22.4%。

图4 常规压裂与极限压裂作业前后差异

极限参数压裂的注入液量计算通过动液面拟合地层初始压力，再用物质平衡法算出恢复到地层初始压力所需要的液量。以研究区L2井为例，该地区原始地层压力为15.8 MPa，弹性采收率Rrb=1.5%，体积系数Bo=1.34，地层原油密度为0.72 t/m3。

首先，拟合动液面与地层压力相关性，对研究区地层压力与动液面进行相关性拟合(图5)，得到拟合方程为

图5 压力保持程度与动液面高度拟合图

y=275.24x2-956.4x+875.61

(14)

式(14)中：x为动液面高度，km；y为地层能量保持水平，%。

其次，计算单井控制面积及单井控制储量。研究区井网为480 m×130 m菱形反九点井网，每个井网核算4口井(中间井算1口，边井算0.5口，角井算0.25口)，根据井网规划，计算单井控制面积A及单位面积内的井数Nwell，结果如下。

A=0.124 8 km2

(15)

(16)

单井控制储量为

OOIP=AF=6.24×104t

(17)

单井控制储量所占孔隙体积(即原油所占孔隙体积)可表示为

(18)

式(18)中：ρosc为原油原始密度；Bo为体积系数。

再次，使用物质平衡法计算液量。假设水不可压(水的压缩性与原油和岩石相比差1个数量级以上，可忽略)且全为束缚水，则对单井分析。

弹性能量采出原油质量为

mot=RrbOOIP=936.0 t

(19)

式(19)中：mot为弹性能量采出的原油质量；Rrb为采出率。

弹性能量采出原油体积(即液体体积，为地下体积)为

(20)

式(20)中：Vot为弹性能量采出的原油体积；mo为原油质量。

若地饱压差ΔPb=6.12 MPa，单位地层压降采出程度为

(21)

单位地层压降采出原油质量为

(22)

单位地层压降采出原油体积(地下)为

(23)

地层压力从75%恢复到100%共提高3.95 MPa，需要的液量为

Vinj=VoΔP=1 124.0 m3

(24)

地层压力从75%恢复到120%共提高7.11 MPa，需要的液量为

Vinj=VoΔP=2 023.6 m3

(25)

通过区域原始地层压力、动液面情况和井间距离确定的可压储层及相关参数直接预测压裂液的注入量，能充分补充地层能量，解决了致密砂岩储层现有技术方案中重视压裂方式，却忽视压裂液注入量而导致的压裂后产量递减快的缺点，延长了储层压裂的稳产期，提高了储层压裂的可靠性。在压裂改造时，优先考虑的应是物性中等-较好，非均质性较弱，天然裂缝不发育，有剩余油富集的区域作为优先压裂的区域。而物性中等-较差，非均质性强的储层，一般压裂效果较差，甚至注入大量压裂液，剩余油挖潜效果也不好。

通过该算法，可预测不同类型可压储层的注入液量及产出结果，对于需要压裂改造的井进行个性化注入液量设计：Ⅰ类储层可压性好，需要注入液量少，投入产出比高；Ⅱ类储层可压性一般，需要注入液量大，但是储层提产潜力很大；Ⅲ类储层可压性较低，需要注入大量压裂液，提产和稳产潜力较低。该方法提高了可压储层识别的精度，更能够满足生产需要。