李晓梅，张记刚，陈 超，李 洲，刘振平

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

致密储层的开发主要依靠裂缝，裂缝是改善储层流动能力和提高产能的重要因素，为提高致密储层钻井成功率和单井产量，有必要对裂缝的空间分布和尺寸进行定量预测[1-3]。国内外学者对裂缝的空间分布和尺寸研究遇到许多难题，主要是缺乏有效的描述裂缝以及识别裂缝的手段[4-7]。因此，以准噶尔盆地西北缘玛2井区致密储层为研究对象[8]，综合分析岩心、成像测井及其他地质资料，在岩石力学以及裂缝特征分析的基础上，利用Petrel的Kinetix裂缝模拟模块，参考实际施工数据，模拟裂缝形态及导流能力等参数，对裂缝的空间分布和尺寸进行了定量预测，最后根据研究成果综合判断区块整体裂缝发育程度以及改造程度，从而为玛2井区开发方案优化提供技术支撑。

1 地质概况

玛2井区位于准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷玛北斜坡，为单斜背景下的宽缓平台，乌尔禾组为低幅度背斜，高点位于玛006井附近。玛2井区主体属于夏子街物源体系，发育在扇体的西侧，主要目的层百口泉组属于扇三角洲前缘沉积，主要发育水下分流河道、碎屑流、支流间湾等沉积微相。其中，水下分流河道Rt呈箱形，岩性为砂砾岩、砾岩，发育交错层理，底部为冲刷-充填构造，单砂体厚度大；碎屑流岩性为中-细砂岩、砂砾岩，发育小型交错层理、波状交错层理，单砂体厚度小；支流间湾岩性为粉砂岩，灰色泥岩，发育平行层理、块状层理。玛2井区主力油层三叠系百口泉组砂体纵横向变化较快，油井投产后能够见油，但平面上井与井之间产量差异较大，说明玛2井区百口泉组储层具有较强的非均质性。

总体上，玛2井区为致密砾岩油藏，地层平均厚度为135 m，油藏埋深为3 610.0 m，储层连续性较好，平均孔隙度为6.69%，平均渗透率为1.00 mD，为深层低孔低渗油藏。

2 裂缝基本特征

岩心、薄片和成像测井是单井裂缝基本特征识别的主要方法，其中，岩心、薄片是基础方法，而成像测井可进行各种信息的综合分析，3种方法可以相互印证。玛006井岩心观察结果显示(图1)，裂缝主要为剪切裂缝，大多数为倾角大于45 °的高角度缝，裂缝填充物除少量石膏外，主要为方解石和白云石，裂缝开度为0.00～0.20 mm。从薄片的观察结果来看，微观裂缝也是以剪切性质为主，开度为0.01～0.06 mm，少数可达到0.10 mm。在相同应力条件下，裂缝延伸方向和发育规模也不同，裂缝基本上趋向于沿着主裂隙延展，纯砂岩的裂缝密度较高，可达5～6条/m；成像测井解释结果表明，裂缝多为直立或高角度的剪切裂缝，且裂缝集中发育段和裂缝不发育段往往相间出现，具有明显的分层特征。

图1 玛006井岩性综合分析

根据玛2井区百口泉组Ma20004、Ma20012、Ma21008井的成像测井和偶极声波测井的解释结果可知，玛2井区百口泉组最大水平主应力方向为东偏南15 °(图2)。

图2 玛2井区百口泉组最大主应力方向解释成果

3 裂缝模型建立

为定量表征裂缝在平面上的展布，同时为压裂施工提供评估依据，需建立准确且客观的裂缝模型。裂缝发育程度对致密储层的开发影响较大，研究表明，裂缝性储层微裂缝主要是由应力场作用形成[9-10]。应力场的方向决定裂缝的主要延伸方向，最大与最小应力场的差值决定了裂缝的非均质性，基于应力场定量模拟裂缝尺寸和空间分布时，应结合岩石力学参数以及单井施工参数进行准确预测，该思路是定量评价裂缝分布的有效方法[11-13]。

3.1 裂缝参数计算模型

从本质上讲，以地应力数值模拟为前提进行的裂缝定量预测，是在岩石应力应变分析的基础上，通过建立裂缝参数计算模型，从而实现对裂缝的定量评价。定量预测裂缝尺寸和空间分布的技术关键是找到应力场与裂缝参数之间的定量数学关系。季宗镇等[14]、王珂等[15]通过建立单元体裂缝模型，并运用岩石力学中的表面能理论进行了公式推导，通过求解以下方程，可以定量描述裂缝的尺寸和空间分布状况。

(1)

式中：σ1为最大有效主应力，MPa；σ2为次要有效主应力，MPa；σ3为最小有效主应力，MPa；μ为岩石泊松比；E为杨氏弹性模量，GPa；Dvf为裂缝体积密度，m3/m3；Dlf为裂缝线密度，条/m；b为裂缝有效开度，m；ε1为最大主应变；ε2为次要主应变；ε3为最小主应变；σd为单轴应力值，MPa；J0为零围压下裂缝表面能，J/m2；L1为沿σ1为表征单元体的长度，m；θ为断裂角度，°；C为矿物堆积系数；σi′为有效正应力，MPa；σiref为使裂缝开度减小90 %的有效正应力，MPa；n为裂缝组数；bi为第i组裂缝的有效开度，m；φi为第i组裂缝的孔隙度，%。

3.2 裂缝地质模型的建立

利用Petrel的Kinetix裂缝模拟模块，根据实际施工数据模拟人工裂缝形态及导流能力等参数，作为评价压裂改造效果的基础，最后综合判断区块整体压裂改造效果。在压裂模拟过程中，人工裂缝的扩展与井筒、地层紧密结合，从井筒流入裂缝及储层的流体体积与裂缝的滤失、裂缝体积的变化、裂缝内部流动相平衡，并在裂缝缝内压力与闭合压力平衡。地层岩石的力学性质是储层改造研究的重要基础之一，岩石强度、泊松比、摩擦系数、多孔介质系数等岩石力学参数和测井资料是Petrel地质模拟的重要组成部分。将岩石力学参数(表1)输入到相应的地质模型中，并进行网格划分，以形成裂缝网格地质模型，共划分出17 677个节点。为了精细描述储层纵向变化特征及地层间的整合接触关系，模型纵向网格采用等比例剖分，网格尺寸为0.5 m。

表1 玛2井区地质模型岩石力学参数

致密储层的开发主要依靠裂缝发育程度，裂缝性储层的裂缝主要是由应力场作用形成，应力场的方向决定裂缝的主要延伸方向，最大与最小应力场的差值决定了裂缝的非均质性程度。因此，应结合岩石力学参数以及单井施工参数进行准确预测，该方法是定量评价裂缝分布的有效方法，此外，还需考虑如施工参数因素的影响等。玛2井区压裂缝延伸方向与最大主应力方位一致，为东偏南15 °； MaHW2001井改造段长度为1 192 m，采用套管桥塞+分簇射孔分段压裂方式(23级45簇)，MaHW2002井改造段长度为1 601 m，采用套管桥塞+分簇射孔分段压裂方式(29级57簇)。2口井压裂改造裂缝分布差异较大的原因：①储层物性、地应力参数在平面及纵向的非均质性；②分簇射孔分段压裂方式，这种段内多簇压裂方式，单簇缝压裂规模、排量难以控制，储层改造与动用程度不均衡，影响压裂改造效果。非均质性越强，越易造成各簇裂缝开启不均，易开启的缝因压裂液易于注入而延伸过长，而另一簇缝却因压裂液注入不够而难以开启。

图3 MaHW2001、MaHW2002井裂缝平面分布

裂缝的定量预测对提高玛2井区的钻井成功率和单井产量具有重要的现实意义，采用非结构化网格技术描述压裂缝，压裂缝所处网格为非结构多边形网格，向远离裂缝区逐渐过渡为矩形网格或六边形网格。非结构化网格解决了人工裂缝差分网格收敛性的同时保证了计算精度和效率，同时还可表征比较复杂的裂缝形态，网格方向不必与压裂缝走向一致。

3.3 地应力边界条件

地应力边界条件是裂缝模型最重要的约束条件，现今应力场的主应力方向可以由成像测井或偶极声波测井的结果来确定，而主应力受边界条件约束，边界条件由反复的数值计算与模拟结果来确定[16-25]。按照式(1)反演拟合计算出单井地应力值，北部边界计算地应力为145 MPa，Petrel的Kinetix模块模拟结果为144 MPa；南部边界计算地应力为125 MPa，Petrel的Kinetix模块模拟结果为143 MPa；计算结果与模拟结果基本一致，因此，模拟结果真实可靠。

4 裂缝定量预测及验证

MaHW2001井于2018年5月投产，由于生产时间短，返排部分压裂液，导致含水过高。该井目前已生产2.0 a左右，按照目前30.0 m3/d的日产能力还可继续生产8.0 a，预计共生产10.0 a，10.0 a后日产油为18.6 m3/d，累计产油量为6.37×104m3，含水为30.5%，9.5 a后井底流压下降至20 MPa，历史拟合程度较高，证明文中所建模型准确性较高(图4)。

图4 MaHW2001井历史拟合及预测曲线

在裂缝及应力特征的基础上开展裂缝模型的研究，主要采用理论计算模型并结合Petrel中成熟的压裂模拟成熟模块进行描述和计算。前文原始裂缝尺寸和展布方向研究是为后期压裂施工参数选取和人工裂缝模拟提供客观评估依据，以MaHW2001井组地应力边界参数和施工参数为约束，该井组施工参数为：平均簇间距为33 m，每簇液量为596 m3，每簇砂量为27 m3，前置段塞为40/70目石英砂，携砂段为20/40目石英砂。根据裂缝参数计算数学模型并导入Petrel软件进行运算，从而完成了压裂裂缝的定量预测。预测结果：压裂缝半缝长为70～50 m，缝高为22～35 m，缝宽为0.3～0.6 cm。从图5可以看出，玛2井区百口泉组大部分区域裂缝线密度较低，一般为5～6条/m，并逐渐向两翼延伸。由以上分析可知，断裂带往往是裂缝发育的有利区域，裂缝开度和孔隙度较大，但线性裂缝密度较低，在致密储层油气田开发中，仅以裂缝密度来评价裂缝的有利发育范围并不合理。

图5 MaHW2001井组不同小层裂缝分布

different layers of Well Cluster MaHW2001

在进行裂缝模拟分析之前，首先去除输入、输出数据异常值，对于地应力、裂缝属性参数，需对其进行核对，使其符合地质特征和压裂施工程序，裂缝模拟后与微地震资料进行反复核对，使各参数符合微地震资料属性特征。裂缝模型反映区域化裂缝空间变化随距离而变化的特征，能定量描述地质规律所造成的裂缝参数在空间上的分布特征。为精确描述裂缝模型的非均质性变化，在裂缝模拟之前，首先要对整个玛2井区地质信息有全面的了解，如地应力方向、裂缝参数分布等，然后采用Petrel的Kinetix裂缝模拟水平井压裂过程中人工裂缝动态扩展变化，开展人工裂缝评价。压裂缝走向与最大主应力方向一致，其扩展与形态受储层非均质性和压裂方式的双重影响。

利用水平井微地震监测资料证实裂缝分布的长度、宽度等空间展布特征更合理，最终形成从地质特征到理论模型、微地震监测的裂缝定量预测技术，从而为玛湖油田玛2井区开发方案的井网井距实施与优化提供重要依据。利用玛湖油田玛2井区水平井微地震监测资料证实了裂缝分布的长度、宽度等空间展布特征与裂缝模拟预测模型结果基本一致(表2)。为了使预测结果尽可能接近实际测量结果，需对照实际测量结果，迭代修改模拟结果，直至在允许误差范围之内。从应用的角度来看，经过反复修改的模型储层参数与实际油气藏条件比较接近，利用这些储层参数预测裂缝尺寸时，预测结果相对可靠。

表2 裂缝长宽高定量信息统计

5 结 论

(1) 在低孔低渗储层研究中，裂缝的有效识别是改善储层渗流特征和提高油井产能的重要环节，也是编制产能建设方案的主要依据，裂缝的定量预测结果可以作为判断低孔低渗油藏整体裂缝发育程度和后期改造效果的重要参考。

(2) 玛2井区的裂缝以直立和高角度的剪切裂缝为主，宏观裂缝开度为0.00～0.20 mm，裂缝集中段和裂缝未发育段经常交替出现。

(3) 在致密储层油气开发中，仅依靠裂缝密度判断裂缝的发育程度并不合适，利用水平井微地震监测资料与裂缝模型模拟结果相互证实裂缝分布的长度、宽度等空间展布特征更合理。