鄂尔多斯盆地靖安地区延长组储层有效开发的应力判据

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北京大学学报(自然科学版) 第 54 卷 第3 期 2018 年 5 月Acta Scientiarum Naturalium Universitatis Pekinensis, Vol. 54, No. 3 (May 2018) doi: 10.13209/j.0479-8023.2017.178 路向伟1 杜书恒2,3,† 郑奎1 张换果1 汪贺2,3 孙彤2,3 1. 中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第六采油厂, 西安 710299; 2. 北京大学地球与空间科学学院,北京 100871; 3. 北京大学石油与天然气研究中心, 北京 100871; † 通信作者, E-mail: dushuheng@pku.edu.cn

摘要 通过铸体薄片观察、三维地质建模、特殊测井系列和微地震监测分析, 研究靖安地区延长组储层的应力特征。结果显示: 1) 研究区储层微观孔喉的方向性展布在一定程度上导致应力各向异性; 2) 长 4+52砂岩组各小层砂岩分布存在较大差异, 多期河道侧向叠加特点显著, 对应力分布产生较重要的影响; 3) 研究区应力差总体上不大, 在 3~6 MPA 之间, 随着注水开发的进行, 两水平主应力的变化幅度在油藏中存在分布不均的现象, 造成重复压裂过程中裂缝的多向性发展。研究结果可为低渗储层开发中后期提高油田采收率提供科学依据。关键词 鄂尔多斯盆地; 应力; 水力压裂缝; 原油采收率中图分类号 TE348

Stress Criterion of Effective Development on Yanchang Formation Reservoir in Jing’an Area, Ordos Basin LU Xiangwei1, DU Shuheng2,3,†, ZHENG Kui1, ZHANG Huanguo1,wang He2,3, SUN Tong2,3

1. The 6th Oil Production Plant, Changqing Oilfield Company, Petrochina, Xi’an, 710299; 2. School of Earth and Space Sciences, Peking University, Beijing 100871; 3. Oil and Gas Institute, Peking University, Beijing 100871; † Corresponding author, E-mail: dushuheng@pku.edu.cn

Abstract Through the analysis of casting thin sections, 3D geological modeling, special logging series and micro seismic monitoring, reservoir stress characteristics of Jing’an area were studied. The results show that: 1) the distribution of the direction of micro pore and throat would cause the stress anisotropy; 2) differences in each layer

3‒6 of Chang 4+52 sandstone are big, the lateral superposition characteristics of multi-periods channels have the major influence on stress distribution; 3) the stress difference in the study area is generally not large with the value of MPA, with the development of water flooding development, the variation of the two main stress varies in the reservoir, resulting in the multi-directional development of fractures in the process of repeated fracturing. The results can provide a scientific basis for improving oil recovery in the middle and late development of low permeability reservoirs. Key words Ordos Basin; stress; hydraulic fracture; oil recovery

根据弹性理论, 地下应力的作用主要由较硬的岩石承受, 由于沉积岩的刚性一般不如火成岩大,因此沉积盆地内的差应力强度一般不及花岗岩中大。例如, 井眼崩落往往出现于硬质地层中, 说明

硬质地层中水平两个方向的主应力差值较大[14]。地应力形成的过程也是地质体能量积累和集聚的过程, 地质体积聚的弹性能越大, 说明地应力越大。同时, 地应力会对地质体的变形特性产生影响,

国家科技重大专‒项(‒2017ZX05013005-009‒)资‒助收稿日期: 2017 03 15; 修回日期: 2017 12 05; 网络出版日期: 2017 12 14

地质体的弹性模量随应力增大而增大。因此, 在构造载荷比较大的地区, 弹性模量高的坚硬地层会累积较大的地应力[57]。

预测应力发育特征及压裂缝, 对开发选层以及提高采收率有重要意义[812]。目前, 国内外对地应力的研究集中于理论推算(有限元模拟[1315]和数理方程推导[1618])以及矿场及室内试验[1921](声发射法、井筒崩落法和水压致裂法)两方面, 结合地质建模技术的地应力研究相对缺乏。本文融合三维地质建模技术与特殊测井分析手段, 研究靖安地区延长组储层应力特征, 剖析其发育机制, 以期对低渗储层开发提供科学指导。

1 地质概况

研究区位置如图 1 所示。鄂尔多斯盆地靖安地区位于陕北地区三角洲前缘亚相带内, 主要沉积微相为水下分流河道与分流间湾相沉积。砂层主体呈条带状展布, 河道宽度约为5~8 km, 砂层厚度为10~35 m, 呈条带状展布。该区延长组储层宏观裂缝和微细裂缝均发育, 物性差异较大, 应力场变化复杂, 天然裂缝、压裂缝及注水过程中产生的动态缝分布非常复杂, 方向性不明确, 裂缝发育是油井见水快且高含水井较多的主要原因, 导致含水量普遍较高, 水淹、水窜方向及裂缝产生的机理不明确。

2 沉积微相精细解剖

据薄片观察、统计及测井识别结果, 将该区储

总体上为一套中‒层岩性划分为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、粉细砂岩和细砂岩 6 种,细粒岩屑长石砂岩, 属于低孔隙度、低渗透型。砂岩碎屑物以细砂级为主(平均含量为 79.65%), 中砂级次之(平均含量为15.68%), 再次为粉砂级(平均含量为 4.67%)。碎屑物中值粒径为 0.17 mm, 分选程度为中等至好。

岩石薄片观察显示, 该区储层微观孔喉展布具有一定的方向性, 颗粒脆性明显增加, 粒内孔隙发育(图 2), 降低了岩石的强度, 且发育潜在缝, 据此可以推测该区长 4+5油层应力各向异性部分受控于微观孔喉的方向性展布。

利用自然电位(SP)和自然伽马(GR)曲线, 可以计算沉积物中的泥质含量, 从而识别其岩性。采用SP 和 GR 曲线组合法, 将靖安地区长 4+5 油层组划分为长 4+51 和长 4+52 两个砂岩组, 同时将长 4+52 砂岩组划分为3个小层: 长 4+521, 长 4+522 和长 4+523。

根据单井砂岩识别结果, 绘制 4 个小层的砂岩分布图(图 3)。图 3 显示, 长 4+52 砂岩组各小层砂岩分布存在较大差异, 多期河道侧向叠加特点显著,对应力分布产生较重要的影响。

根据砂岩分布图, 将该区沉积微相划分为水下分流主河道、水下分流浅河道、水下分流浅滩及水下分流间湾 4 种类型(图 4)。

3 水平地应力建模

杨氏模量、泊松比和抗压强度是反映岩层弹性和破裂性能的重要指标, 测定砂岩和泥岩的岩石力学参数, 对预测砂岩与泥岩的应力差异、研究裂缝形态以及优化压裂裂缝设计有重要意义[2224]。

根据弹性力学原理, 应用三轴应力试验装置,对白于山长 4+5储层岩芯进行岩石力学参数测定(表 1)。结果显示, 该区砂岩的平均杨氏模量为17.7 GPA, 泊松比为 0.21; 泥岩的平均杨氏模量为27.7 GPA, 泊松比为 0.20。泥岩的杨氏模量比砂岩高, 说明当受力状态相同时, 砂岩的弹性变形量

小。泥岩的泊松比与砂岩相近, 因此要控制裂缝在垂向上的延伸, 泥岩隔层应达到一定的厚度。

将岩芯测试数据与相应深度的测井值(包括AC (声波时差)、GR (自然伽马)和 Rt (地层真电阻率))相匹配, 进行相关性和多元线性回归分析, 得出杨氏模量E和泊松比 σ 的常规测井计算式: E = 0.131158× AC+0.113233×RT − 0.008163×GR, (1) σ = 0.000951 × AC+0.000191×RT + 0.000444×GR。 (2)

根据应力叠加原理, 将地下油藏任一网格节点的岩石自重力、构造应力和流体压力累加, 通过三维地质建模, 得到最大/最小水平主应力三维模型(图 5)。v= Dtv γob, (3)

h,h =  (v Dtv γp)/(1−)+ Dtv γp+εx E+t, (4)式(3)和(4)中, v表示上覆应力(MPA), h,h表示水平最小/最大主应力(MPA),  表示泊松比, Dtv 表示垂直深度(m), γob表示上覆岩层的应力梯度(Mpa/m), γp表示孔隙压力梯度(Mpa/m),  表示比奥特系数, Dtvγp表示孔隙压力, εx表示水平最大/最小地应力方向的应变, E 表示杨氏模量(104MPA), t表示水平最大/最小地应力方向的构造应力附加量。

图 5 显示, 研究区应力差总体上不大, 在 3~6 MPA之间, 注水井附近两水平主应力差值较大, 采油井附近差值较小。随着注水开发的进行, 油藏孔隙压力分布情况发生变化, 导致油藏储层地应力发 生变化, 水平最大/最小主应力的变化幅度不一致。当初始水平最大主应力值降低的幅度大于初始水平最小主应力值降低的幅度时, 即最大/最小水平主应力方向发生偏转时, 重复压裂的裂缝将沿新的水平最大主应力方向延伸并扩展。两水平主应力的变化幅度在油藏中存在分布不均的现象, 由此造成重复压裂过程中裂缝的多向性发展, 这是研究区内人工裂缝分布规律性不强的主要原因, 也是研究区内注水后发生不规则水淹、水窜的根本原因。4 模型验证在压裂施工过程中, 通过地面微地震技术, 对裂缝延伸进行实时监测, 获得人工裂缝走向。监测

结果表明, 人工裂缝走向不一致, 东北-西南、西北-东南走向裂缝都存在(图 6)。理论上, 天然裂缝与人工裂缝的走向应与最大主应力方向一致。根据微地震监测结果推断, 靖安地区长 4+5 储层人工裂缝多向性的可能性较大。

微地震监测结果(图 6)显示压裂缝呈现以下特征: 1) 缝长接近; 2) 缝高接近; 3) 左右相近; 4) 微地震事件检测结果为方位各异; 5) 总是以某一个方位为主, 但这个方位不一定是北东向。微地震监测结果与应力差模型(图 5)匹配性较好。

5 结论

本文从地应力的角度出发, 对鄂尔多斯盆地靖安地区长 4+5 储层在实际开发中显示的产能效果不一、开发规律不明显等特征进行剖析, 得出以下结论。

1) 铸体薄片观察显示, 鄂尔多斯盆地靖安地区延长组储层微观岩石结构和孔喉展布具有一定的方向性, 颗粒脆性较大, 粒内孔隙发育, 降低了岩石的强度, 且发育潜在缝, 可以据此推测该区长 4+5油层的应力各向异性部分受控于微观孔喉的方向性展布。

2) 研究区水平应力差总体上不大, 在 3~6 MPA之间, 注水井附近两水平主应力差值较大, 采油井附近差值较小。随着注水开发的进行, 油藏孔隙压

力分布情况发生变化, 当最大/最小水平主应力方向发生偏转时, 重复压裂的裂缝将沿新的水平最大主应力方向延伸并扩展。两水平主应力的变化幅度在油藏中存在分布不均的现象, 造成重复压裂过程中裂缝的多向性发展, 这是研究区内人工裂缝分布规律性不强的主要原因, 也是注水后发生不规则水淹、水窜的根本原因。

3) 微地震监测结果显示压裂缝缝长接近, 缝高接近, 左右相近, 方位各异, 且总是以某个方位为主, 但不一定是北东向。

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图 1研究区位置示意图Fig. 1 Location of the study area

图 5靖安地区长 4+5油层组三维地应力及应力差模型Fig. 5 Model of three-dimensional stress and stress difference of Chang 4+5 reservoir in Jing’an area

黑点表示单次微地震事件图 6 靖安地区长 4+5 储层压裂微地震检测结果Fig. 6 Results of micro seismic detection of Chang 4+5 reservoir fracturing in Jing’an area

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