超深裂缝性砂岩气层体积压裂的可行性分析

摘 要

摘 要:对于超深裂缝性气层由于研究及认识程度不够而难以确定合理的压裂改造工艺。为此,以塔里木盆地大北、克深气田的储层天然裂缝分布规律为基础,采用理论和室内分析以及现场

摘 要:对于超深裂缝性气层由于研究及认识程度不够而难以确定合理的压裂改造工艺。为此,以塔里木盆地大北、克深气田的储层天然裂缝分布规律为基础,采用理论和室内分析以及现场实验相结合的方法进行相关研究:通过实验及地应力建模等来确定区块符合走滑应力机制;应用莫尔库伦准则分析研究天然裂缝剪切破裂机理,建立施工压力与天然裂缝孔隙压力增量之间函数关系;结合现场实例进行数值模拟,对发育不同程度的多条天然裂缝开启及扩展规律进行定量研究。结果表明:作用在天然裂缝孔隙上的压力与地面施工压力呈正相关关系,该压力增量达到临界应力值后,天然裂缝易发生剪切破坏,但无法实现全部开启;目前工况的条件下,压裂不能实现岩石本体破裂,人工裂缝只能沿着部分能够开启的天然裂缝扩展,而部分处于有利方位的天然裂缝也无法开启,天然裂缝不发育储层难以进行加砂压裂。最后,以最新研究成果优化分层压裂工艺,确定合理压裂参数,取得了较好的现场应用效果。

关键词:超深气层  裂缝(岩石)  天然裂缝  剪切破坏  裂缝开启  加砂压裂  应用  塔里木盆地

A feasibility Mudy oil volume fracicturing in ultra-deep fraclured sandstone gas eservoirs

AbstractAs far as an ultra deep fractured gas reservoir is concernedit is difficult to determine an appropriate fracturing technology for lack of a good understanding and sufficient research at presentBased on the natural fracture distribution rules of Dabei and Keshen gas fields in the Tarim Basinrelevant studies were made by using the method combining theoreticallaboratorv and field experimentsand it was determined that the block is in line with the strike slip stress mechanism through laboratory experiments and in-situ stress modelingThe mechanism of naturally fractured shear ruptures in an ultra-deep gas reservoir was studied with Morh-Coulomb Standards and the functional relationship was established between the increased value of the naturally fractured pore pressure and fracturing pressureCombined with field examplesnumerical simulation was performed to quantitatively study thepening and extending laws of multiple natural fractures developed with different degreesIt is shown that the naturally fractured pore pressure is positive correlated with fracturing pressure on the ground and the natural fractures will present shear failures when the pore pressure reaches a critical valueHoweverit is difficult to make all the natural fractures open during the fracturing processUnder current working conditionsit is impossible to fracture the rock bodyInsteadartificial fractures will open and extend along with some of the natural fracturesHoweversome natural fractures at a favorable orientation will not be opened eitherSand fracturing can not be completed in a gas reservoir with undeveloped natural fracturesTo sum upthe fracturing technology of separate layers is optimized and optimal fracturing parameters are determined based on the latest research achievementsFurthermorethe research resuhs provide guidance for field applications to achieve improved oil recovery

Key wordsultra deep gas reservoirfracture(rock)natural fractureshear failurefracture openingsand fracturingapplication,Tarim Basin

国内外在超深储层增产改造方面取得一定进展[1-2],但对埋深7000m左右的超高压裂缝性砂岩气藏目前没有加砂压裂增产改造报道。近几年引进国外体积压裂工艺技术[3-4],考虑天然裂缝的开启和扩展,但对单一的压裂裂缝的开启和扩展研究较多[5-8],对裂缝性储层多条天然裂缝开启规律认识的局限,体积压裂设计针对性不强,尤其是在超深低渗透砂岩储层方面。笔者对该类气层进行合理改造进行了研究。

1 天然裂缝特征

11 基本地质特征

大北、克深气田位于塔里木盆地北部,储层埋深60008032m、地层压力系数1.531.82MPam、储层厚度l00300m。目的层下白垩统巴什基奇克组以细粒长石岩屑砂岩为主,岩屑砂岩、岩屑长石砂岩次之。储层主要为原生粒间孔、粒间溶孔、溶蚀缝、构造缝和微孔隙等。储集空间为裂缝一孔隙型和孔隙型。岩心分析孔隙度为6.0%~9.0%,基质渗透率为0.011mD,属于低孔低渗裂缝性储层。根据试井得到渗透率大于测井渗透率,表明裂缝对地层渗透率贡献较大[9],因此要对储层中的天然裂缝进行深入研究。

12 天然裂缝平面分布规律

位于断背斜核部的井区,裂缝密度和宽度较大,然后向翼部裂缝发育程度逐渐减弱。例如核部的DB-a井、DB-b井裂缝密度分别为2.7条/m1.38条/mDB-c井裂缝密度为0.5条/m。同一段块内位于高部位的DB-b裂缝平均宽度分别为1.42mm,较位于翼部的DB-c井的l.19mm大。

13 天然裂缝纵向分布规律

不同层内天然裂缝纵向分布受岩性控制明显,统计表明大北各井的K1Bs2K1Bs3裂缝参数好,同一层内的井间裂缝发育程度差异主要受构造因素控制。

相近的裂缝参数和物质基础,裂缝纵向均匀分布发育的产气量较高。如DB-b井和DB-c井含气饱和度和裂缝参数都较好且相近,两者产量的差异主要在于DB-b井测试段裂缝分布呈整段均匀分布,DB-c井呈多段集中分布。

l4 天然裂缝充填物

根据4口井l2层段岩心资料分析,天然裂缝充填率较高,最低62.4%,最高l00%,平均88%;裂缝中的充填物主要是沥青、方解石、硅质、泥质,其中含有方解石的有6层,含有沥青的有4层,含有硅质的有7层,含有泥质的有3层,多数层含有两种以上充填物;同一井的不同层,天然裂缝充填物也不相同。

2 区块地应力分布规律

GMI(GeoMechanics International)技术通过准确划分地层岩性,并根据岩性的不同选用合适的数学模型对每一种地层的岩石力学参数分别进行计算,从而确定岩石力学参数剖面,获得上覆岩层压力、孔隙压力、最小水平主应力,最后确定最大水平主应力[10]

对大北区块3口井的目的层实际取心进行观察,并利用FMI成像测井资料对取心井的目的层天然裂缝发育情况进行了统计分析,结合钻井地漏试验,对区块地应力进行研究及分析结果见表1。并求得压裂层段的杨氏模量为3200035000MPa,泊松比为0.220.24,水平应力差为2030MPa

 

根据上述分析结果可知,该区块为走滑应力机制,有利于压裂剪切缝的形成,有利于体积压裂;但水平应力差较大,裂缝走向受应力场影响较大,不利于激发天然裂缝开启形成复杂的网状裂缝。

3 天然裂缝开启理论分析

31 天然裂缝发生剪切破坏强度准则

地下某一深度储层在压裂前受力状态相对稳定,天然裂缝所受的最大、最小主应力以及上覆岩层应力保持不变,由于深度相差不大,为了研究方便,所有天然裂缝受到的三向应力可视为相同,缝内孔隙压力与储层基质孔隙压力保持一致。只是天然裂缝走向及倾角不同以及与受力方向夹角的差异,因此作用在每一条天然裂缝上的剪切应力和有效正应力各不相同。

根据作用在天然裂缝面上的最大主应力和最小主应力可以绘制莫尔圆,以图形表示出破坏面上的剪应力和有效正应力,依据线性Mohr破坏包络线,剪应力与有效正应力关系为:

|t|S0+sntgf                              (1)

设定最大主应力平面与剪切面的夹角为q,则有:

 

由莫尔圆可得:

0.5(s1-s3)[0.5(s1+s3)+S0ctgf]sinf    (3)

(3)即为s-t坐标系中由主应力给出的莫尔—库伦准则。将式(3)转换为:

 

则有

 

s0,则s1sc,即有:

s1sc(2S0cosf)/(1-sinf)               (6)

利用三角恒等式

 

和式(2)可得:

(1+sinf)(1-sinf)tg2q                (7)

将式(6)(7)代入式(5)可得:

s1s3tg2q+sc                           (8)

(7)是由主应力、岩石破断角和岩石单轴抗压强度给出的在s3-s1坐标系中莫尔—库伦准则。

32 天然裂缝发生剪切破坏临界孔隙压力

根据Amonton定理,平面剪应力与正应力比值达到岩石裂缝的摩擦系数时,裂缝发生滑动摩擦,则有:

snm/t                                (9)

由于snSn-Pp,则式(9)可转换为:

tm(Sn-Pp)               (10)

将裂缝开始发生剪切滑动的孔隙压力确认为临界孔隙压力,则

PSn-t/m                (11)

当临界孔隙压力与裂缝原始孔隙压力差值达到一定值后,天然裂缝会发生剪切滑动破坏。

33 压裂施工压力对天然裂缝临界孔隙压力影响

最大施工泵压表达式为:

Pmaxpump3s3-s1-Pp+S-Pm+PF             (12)

SS0+DP,则有孔隙压力增量为:

DPPmaxpump-3s3+s1+Pp-S0+Pm-PF      (13)

最大施工压力即可表达为:

Pmaxpump3s3-s1-Pp-Pm+DP+PF+S0      (14)

67056969m井段,地层最大水平主应力、最小水平主应力、原始孔隙压力、井筒液柱压力大小均相差不大,内聚力可根据岩心实验得出,并设为定值,上述几项可简化为定值G。则有:

G3s3-s1-Pp-Pm+PF+S0=常数              (15)

由式(14)可得:

PmaxpumpG+DPmax+PF                      (16)

由式(16)可知,最大施工压力与天然裂缝所受最大孔隙压力增量和摩阻之和等成正比。

KS202井储层中部取值,则G=42.12MPa,有

Pmaxpump42.12+DPmax+PF                  (17)

4 天然裂缝开启规律及现场应用

41 KS202井基本情况

储层三向应力关系SHmax>Sv>Shmin,含气层段天然裂缝主要为单一缝,少量X型裂缝,倾向主要为近南北方向、北西一南东向走向,与最大主应力方向近似平行的约32条,裂缝线密度为0.58条/m,面缝率0.72%。裂缝主要在储层中上部,且呈多个集中发育段。测试段以细一粉砂岩为主,有效储层厚度大,净毛比达65.15%,以孔隙型和裂缝孔隙型为主。

42 天然裂缝定量识别

库伦破裂函数(CFF)[10]被定义为:

CFFt-m(Sn-Pp)               (18)

压裂段天然裂缝分布如图l所示。立体图内默认每一点的颜色代表有一致的倾角、倾角方向的裂缝的库伦破裂函数的大小。冷色(蓝色)指示相对稳定的裂缝方向(CFF负的多),暖色(橘红)指示不稳定的裂缝方向(CFF正的多)。临界应力(CFF>O)的极在下半球投影内显示为白色;非临界应力裂缝的极(CFF<0)显示为黑色。与最小主应力垂直的裂缝填充为绿色,包络是白色还是黑色取决于是否也是临界应力的。立体图外的箭头指示最大水平主应力的方向。

从图l中看出,压裂改造井段6695.56983m。总跨度287.5m,共有天然裂缝46条,裂缝倾角基本分布范围为l5°85°,其中6830m以深以低角度缝为主,6800m以浅以高角度缝相对较多,由于跨度较大,难以实现一次性压裂,因此,根据储层物性及天然裂缝发育情况采用分层压裂方式。

 

43 天然裂缝开启前状态

根据已知条件建立地应力模型。初始状态的基本参数:上覆岩层压力172.5MPa,最大水平主应力l84.2MPa,最小水平主应力l38.0MPa,最大水平主应力方向为NE31°,原始孔隙压力ll8.68MPaBiot系数为1.O0,摩擦系数为0.6,内聚力2.0MPa,消耗(或注入)4.7MPa,应力路径参数为0.1,裂缝差值为l0°,岩石破裂压力l64.81MPa。注入液体之前,未受到干扰的天然裂缝与储层岩石保持统一的孔隙压力,随着液体注入的增加,临界开启应力状态不稳定的天然裂缝容易受到干扰,该类天然裂缝的孔隙压力增量与注入压力增量基本一致,当孔隙压力增量增加到一定程度时,临界开启应力最不稳定的天然裂缝首先开启。

44 天然裂缝开启程度与孔隙压力增量关系

结合天然裂缝发育状况,根据压裂软件模拟,将储层纵向上分为4段进行压裂,分层井段如表2所示。

 

6842.06885.0m段为例,如图2所示该段天然裂缝发育l5条,孔隙压力从118.68MPa增加到138.0MPa,达到最小水平主应力值,孔隙压力增量为19.42MPa,天然裂缝仅仅开启5条,还有l0条天然裂缝无法开启。

 

同理,孔隙压力达到最小水平主应力值时,6937.06969.0m段天然裂缝发育的4条均未开启。6760.06805.0m段发育的l4条天然裂缝、6705.06735.0m段发育的l2条天然裂缝均只开启9条,剩余天然裂缝无法开启。

45 实际工况条件下的天然裂缝开启规律

在现有条件下,由于岩石致密、井深、井身结构复杂、套管尺寸受限等条件限制,采用直径88.9mm加厚压裂管柱,根据区块邻井资料及压裂段力学参数计算,延伸压力梯度取0.020MPam,加重压裂液相对密度l.32,最大排量4m3min,预测施工最大泵压及施工总摩阻分别为l20.50MPa61.8MPa,采用式(17)计算天然裂缝所受孔隙压力增苗为16.58MPa,即为实际施工最大孔隙压力增量,此时孔隙压力135.26MPa,小于最小主应力l38.0MPa,根据岩石破裂和延伸规律,水力压裂无法压开储层岩石,而部分天然裂缝也无法开启,实际开启数量如表2所示。

46 工艺优化及应用效果分析

根据现场条件及模拟结果,白下而上的第一和第二层采用酸压改造工艺,第三层和第四层采用加砂压裂的改造工艺。使用20000psi(1psi6.89476kPa)高压施工设备和140 MPa高压井口,酸预处理解除地层污染,并降低施工破裂压力;加砂压裂采用硝酸钠加重压裂液(密度l.32gcm3)降低施工延伸压力,3050目高强度覆膜支撑剂降低施工难度并提高裂缝导流能力,水力加砂压裂的前置液比例保持58%,采用多段塞、低砂比泵注程序提高施工成功率。

现场施工排量l.04.0m3min,地面油管压力最高116.1MPa,实现了4层增产改造,通过施工曲线深入分析,对于天然裂缝不发育储层,施工压力高,施工排量小,达不到设计排量,酸压进液少,改造难度大,如第一和第二层。对于天然裂缝较发育的第三、第四层,压裂施工排量达到设计要求,施工压力正常,天然裂缝对降低施工压力有重要作用,同样为裂缝性发育储层,67056735m(第四段)67606805m(第三段)增产改造后停泵压力差别较大,前者停泵压力低,压降大;后者停泵压力高,压降慢,反映了储层天然裂缝的连通性方面存在一定差异。

该井压裂前用Æ8mm油嘴求产,油压37.3MPa,产气22×104m3d,压裂后同等油嘴求产,油压61.12MPa,产气66×104m3d,产油22m3d,分层改造后取得较好的改造效果。

5 结论与建议

1)区块符合走滑应力机制,天然裂缝易发生剪切破坏,有利于提高压裂改造体积;但水平应力差较大,难以形成复杂的网状裂缝。

2)孔隙压力增加到临界值后,天然裂缝发生剪切破坏,受走向及倾角等因素影响,储层天然裂缝在压裂过程无法全部开启。

3)受工况条件限制,天然裂缝不发育层压裂工艺受限,无法实现加砂压裂;天然裂缝发育储层,尽管无法开启全部裂缝,但依赖多条天然裂缝的相互连通实现加砂压裂。

4)提高施工排量可以有效增加天然裂缝孔隙压力,从而能够达到更多的天然裂缝开启,通过优化现有条件下压裂施工参数,有利于提高改造体积。

5)超深裂缝性储层钻完井工艺要结合压裂进行优化设计,有利于大排量施工提高裂缝改造体积。

 

符号说明

S0为内聚力,MPam为内摩擦系数;t为剪切应力,MPasn为有效正应力,MPaP为储层临界孔隙压力,MPaSn为法向正应力,MPaf为内摩擦角,(°)q为裂缝剪切面与最大主应力平面夹角,(°)s1为天然裂缝壁面上最大主应力,MPas3为天然裂缝壁面匕最小主应力,MPasc为单轴抗压强度,MPaSHmax为地层最大水平主应力,MPaShmin为地层最小水平主应力,MPaS为裂缝内压力,MPaPmaxpump为最大施工压力,MPaDP为天然裂缝所受孔隙压力增量,MPaPm为井筒液柱压力,MPaPF为管线和孔眼摩阻,MPaPp为储层原始孔隙压力,MPa

 

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本文作者:韩秀玲  周福建  熊春明  张福祥  刘雄飞

作者单位:中国石油天然气集团公司采油采气重点实验室

  中国石油勘探开发研究院廊坊分院

  中国石油塔里木油田公司