高尚堡油田深层油藏南区现今地应力场预测及应用

徐 珂, 戴俊生, 商 琳, 冯建伟, 房 璐

(1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院, 山东青岛 266580; 2.中国石油冀东油田勘探开发研究院, 河北唐山 063004; 3.中国石油塔里木油田勘探开发研究院,新疆库尔勒 841000)

深层低渗透砂岩油藏是冀东油田近年来勘探的重点和难点[1]。深层低渗透砂岩油藏埋藏深度大,断层特征复杂,岩性、岩相及物性变化快,现今地应力数值差异大且方向多变,人工裂缝走向不明确,井网与缝网匹配优化难度大。为了满足勘探开发一体化的需求,合理调整开发措施,需要针对复杂断块低渗油藏开展地应力三维空间分布预测工作,为压裂开发方案设计提供技术支持,对提高低渗透油藏开发效果意义重大[2-5]。井点现今地应力可以通过测量、测试以及测井计算的方法获得。目前已有一套较为成熟的测量与测试手段,通过微地震监测、波速各向异性法、水力压裂法、声发射法与差应变法等手段确定井点现今地应力的数值与方向[6-8]。受取心与测试成本等客观因素的限制,测试数据有限,结合测井资料,包括通过成像测井观察诱导缝走向与井壁崩落方位以及多极子阵列声波测井可确定现今地应力方向,中外学者也提出了大量基于测井资料的非均质地层地应力计算模型[9-11]来确定地应力的数值。然而井点实测的非连续点数据与测井计算的一维连续数据难以准确、全面地描述油藏应力场分布特征。对于井间地应力的研究,还缺乏一套成熟的解析方法与预测技术。目前应力场的模拟与预测主要基于井点约束的二维有限元模拟与三维有限元模拟[12-18],前者一般用于盆地尺度进行大范围模拟,主要针对地应力方向进行预测以及对地应力数值的定性研究,后者的三维模型是通过对目的层构造图进行人工数字化处理获取的地层三维坐标来建立,虽然能体现断层与构造起伏对应力场的影响,但人工数字化精度较低,且将一定区块的地层视为均一地质体,即全区的岩石力学参数用约束井的岩石力学参数替代[19],并忽略了断层倾角与接触面上的摩擦,降低了模拟与预测结果的精度,难以满足油藏应力场研究的需要,是制约低渗透油藏开发效果进一步提高的关键问题。笔者基于“岩心测试-测井计算-地震属性”, 构建高深南区三维岩石力学场,通过Petrel和Ansys联合建模,利用有限元数值模拟法对其现今地应力三维空间分布进行研究,并提供压裂优势区和优势井段优选的建议。

1 研究区概况

高尚堡深层油藏位于渤海湾盆地黄骅坳陷北部南堡凹陷的高尚堡构造带,是一个受高柳断层及其派生断层作用形成的复杂断块区[20],高尚堡深层油藏被高北断层分为两个区域,北区与南区。北区断层走向多为NE向,断块呈条带状或类椭圆状,南区的断层展布与北区不同,NE向和NW向断层均很发育,呈网状展布,南区被断层切割为若干近矩形或菱形的断块(图1),是一个典型的复杂断块油藏,主要含油层位为Es32+3,以南区(高深南区)Es32+3作为研究的目标区块。

高深南区Es32+3包含5个油组,自上到下分别为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ油组。埋深大于3 200 m,主要为扇三角洲沉积砂体[20],据冀东油田已有测试数据,高深南区平均孔隙度为16.3%,平均渗透率为47.1×10-3μm2,属于中低孔、低渗透油藏。另外高深南区物性差、非均质强、构造裂缝不甚发育。经过多年的注水开发,目前已进入井网层系重组阶段。

2 三维地质建模与岩石力学场

2.1 三维地质模型的构建

地质模型的精度是预测结果可靠性的保证。为了提高建模精度,采用三维可视化建模软件Petrel,基于录井资料、测井资料、地震资料及区域地质资料构建研究区目的层位的高精度地质模型,包含构造模型及其相关地质信息,构造模型主要包括断层模型与层面模型。断层模型根据单井的断点数据及地震解释得到的断层面建立,而地层模型利用构造解释所得的构造面拟合成面。为真实反映地下构造特征,构造模型还需多种资料结合调整与修正。

高深南区构造模型包括5个油组的层面和14条断层。从构造模型可见高深南区是一个被断层复杂化的单斜构造,总体上北低南高。断层规模不等,均为正断层,断距为20～120 m,以50°～75°的中高角度倾角为主。

图1 高深南区构造位置Fig.1 Structural location of Southern area of Gaoshen

2.2 三维非均质岩石力学场

岩石力学参数是地应力研究的前基础。在动-静态校正后的测井计算基础上,结合地震属性,获取研究区目的层岩石力学参数三维展布[21-22]。

对取自高深南区不同断块12口井的36块样品进行单轴/三轴压缩试验,得到的弹性模量、泊松比等弹性参数为静态参数。利用测井资料解释单井剖面上连续的岩石力学参数,计算方法[23]如下:

(1)

(2)

式中,Ed为动态杨氏弹性模量,MPa;μd为动态泊松比,无量纲;ρb为岩石密度,kg/m3;Δtp和Δts分别为纵波时差和横波时差,μs/m。

从高深南区具有阵列声波测井资料的6口井进行纵波时差与横波时差的提取,建立二者之间的关系:

Δts=2.259 6Δtp-29.774.

(3)

通过公式(3)计算高深南区没有阵列声波测井资料井点的岩石力学参数。测井计算得到的弹性参数为动态参数,反映的是地层在瞬时加载时的力学性质。静态、动态弹性模量与泊松比在数值上存在一定差异。由于岩石的静态弹性参数更适合工程,需要建立二者之间的转换关系,进行动态-静态参数校正(图2),而岩石密度基本不受试验或计算方法的影响,无需进行校正。

结合高深南区地震属性,得到高深南区岩石力学参数的三维展布(图3(b)～(d)),其中弹性模量主要分布在10～50 GPa,泊松比主要集中于0.2～0.25,二者在断块内及断块间差异比较明显。岩石密度在三维空间上变化较小,数值主要介于2.1～2.6 g/cm3。

图2 动-静态参数校正Fig.2 Calibration of dynamic and static mechanical parameter

图3 高深南区地质模型及三维岩石力学参数Fig.3 Structural model and its 3D rock mechanics parameters in Southern area of Gaoshen

3 三维非均质应力场精细预测

在构建三维地质模型和非均质岩石力学场之后,开展三维非均质应力场的精细预测工作。研究思路(图4)为:首先导出研究区目的层位的层面数据与断层数据,借助AutoCAD软件进行曲面和曲线的提取及模型的重构,再利用自编插件将模型转化为Ansys可以识别的格式(.iges),实现模型在Ansys软件中的建立。其次采用合适的步长对模型进行网格划分,通过编程将粗化后三维非均质力学参数赋予进每一个网格中,形成有限元模型。以单井现今地应力测试结果为约束,并结合研究区所处的大地构造背景,对模型施加合适的约束与载荷,结果由软件自动计算。最后借助地质模型与有限元模型的无缝焊接技术,将数值模拟所得到的应力场预测结果作为一种地质信息再次输入三维地质模型中,进行层间应力场分析。

图4 三维非均质应力场精细预测的流程Fig.4 Flow chart for precise prediction of 3D heterogeneous stress field

3.1 有限元模型的构建

复杂断块区的模型构建要突出断层的刻画,特别是内部呈网状展布的断层。建模的第一步为断层模型的建立。按照三维构造模型的断层形态、走向及位置,建立不同规模、不同倾角的断层14条(图5(a))。第二步建立层面模型,并根据断距值设置断层厚度,以符合地质规律(图5(b))。由于边界断层产生的影响可以通过调整边界条件实现,所以研究重点刻画了区块内部的网状断层。以往研究往往忽略了断层的摩擦,而断层面的摩擦强度会影响地应力状态[24-25],将摩擦系数设置为临界下限μ=0.6[24]。第三步在地层与断层模型外建立一个立方体作为围岩,以便施加复杂的边界条件。第四步选

择合适的单元类型及网格边长对模型进行网格划分。高深南区样品的岩石力学试验结果表明样品总体表现为脆性变形,按弹性体进行数值模拟计算。Solid186是最符合地下岩体性质的固体结构单元,可以更好地模拟不规则的网格模型[19],且符合储层岩石的力学特性[26],所以采用Solid186作为断层与地层的单元类型。权衡模拟精度与运算效率,力求二者达到平衡,将断层网格步长设置为150,地层和围岩网格步长设置为300,模型共划分节点41 485个,单元232 109个(图5(c))。第五步对高深南区有限元模型的单元赋予非均质岩石力学参数。基于Petrel建立的三维精细模型包含百万级三维网格,即包含百万级组岩石力学参数,Ansys难以处理如此巨大数据量的计算。采用算数平均的粗化方法,通过编程使一组相邻网格只包含一组参数,从而使岩石力学参数与有限元单元的数量一致,进而实现三维非均质岩石力学参数的赋予。需要说明的是图5(d)每个三角形网格代表一种材料,包含一个由弹性模量、泊松比、密度等参数组成的数组,不同颜色代表材料的不同编号,当材料数量多于Ansys颜色种类时,默认用特定的颜色序列循环着色,网格颜色不代表岩石力学参数数值的分布。

图5 高深南区有限元模型构建Fig.5 Construction of finite element model of Southern area of Gaoshen

3.2 边界条件

采用差应变法对高深南区12口井进行现今地应力测试,结果见表1。高深南区现今地应力数值分布区间大,具有较高离散性。最大水平主应力(SHmax)介于37.59～81.32 MPa,最小水平主应力(Shmin)变化区间为32.9～70.17 MPa,垂向主应力(SV)变化区间为47.16～84.98 MPa,水平差应力(SHmax-Shmin)介于2.88～21.15 MPa,地应力总体上呈西低东高的分布趋势。12口井的现今地应力状态均满足SV>SHmax>Shmin,且Shmin为挤压应力,属于Ia类型的地应力状态[24]。

根据井壁崩落方位、井下微地震监测及阵列声波测井等方法确定高深南区15口井的最大水平主应力方向,绘制最大水平主应力方向的玫瑰花图(图6(a)),结合研究区所处的大地构造背景(图6(b)),并以表1的实测数据为约束,经过多次试算确定模型的边界条件(图6(c))。在模型西部边界施加60 MPa的压力,北部边界施加60～65 MPa的梯度压力,模型南部施加55～65 MPa的梯度压力,东部边界施加66～78 MPa梯度压力的同时再施加10 MPa的右旋走滑,模拟郯庐断裂的影响。垂直方向在岩体重力的基础上再施加45 MPa的压力。

图6 高深南区边界条件及设置依据Fig.6 Boundary conditions of model and its evidence in Southern area of Gaoshen

3.3 预测结果检验与分析

通过有限元模拟及计算,得到高深南区现今地应力分布特征,包括最大水平主应力、最小水平主应力、垂向主应力及水平差应力的方向与数值。模拟结果与实测结果进行对比(表1、2)可见最大水平主应力方向的平均误差为7.80%,最大水平主应力数值的平均误差为6.02%,最小水平主应力数值的平均误差为7.81%,垂向主应力数值的平均误差为6.80%,水平应力差的平均误差值为1.04 MPa。

表1 高深南区现今地应力数值模拟结果及误差分析

表2 高深南区现今地应力方向模拟结果及误差分析Table 2 Error analysis of simulation results of orientation of the maximum horizontal principal stressin Southern area of Gaoshen

高深南区三维应力场预测可见最大水平主应力数值分布趋势总体呈西低东高,与实测数据的分布趋势一致。最大水平主应力数值主要介于53～80 MPa,随埋深增大,最大水平主应力值增大。断层周边的应力值较低,约25～46 MPa,与地层相比,最大水平主应力值降低了40%～50%(图7(a))。规模大(断距大、延伸长)的断层引起的低值区范围较大。在断层交汇处内部岩体碎裂更为严重,应力值降低程度增大。断层倾角的差异对地应力的分布也有不同,倾角越大断层引起的低值区范围较小,而倾角越小低值区范围较大。

图7 高深南区三维应力场预测结果Fig.7 Simulation results of 3D stress field in southern area of Gaoshen

最大水平主应力方向总体呈NE-NEE,变化范围一般在NE 60°～85°。不同断块间的最大水平主应力方向有较大差异,而在同一断块内部,方向比较统一,变化也较为规律。如图7(c),断块A和断块H的最大水平主应力方向约为NE 60°～68°,断块B的方向约为NE70°,断块C、D、E的方向主要在NE 76°～85°之间变化,而断块F、G的方向则近于E-W向。

最大水平主应力方向的变化主要受断层影响。在断层附近一定范围的区域,最大水平主应力方向发生偏转,偏转程度与断层的属性参数有关。当断层走向与区域最大水平主应力呈30°～60°的夹角时,最大水平主应力偏转角度最大且顺着断层走向偏转,如图7(c)中在断层F1、F2、F3走向约40°,区域最大水平主应力方向约为70°～80°,二者呈约40°夹角,在断层F1、F2、F3附近,最大水平主应力方向发生偏转,与断层走向平行。当区域最大水平主应力与断层走向的夹角近于平行或者近于垂直时,即二者夹角小于30°或者大于60°时,最大水平主应力偏转很小甚至不发生偏转,比如断层F4走向约NW 40°,与区域最大水平主应力呈60°～70°夹角,最大水平主应力方向在穿过时断层F4基本没有发生偏转。断层的断距也影响地应力方向的偏转程度,断距大,地应力偏转明显且影响范围广,而断距小,影响范围小且偏转角度小,如断层F5和F6的引起的最大水平主应力偏转不及断层F1、F2、F3引起的偏转显著。

水平应力差值总体不超过25 MPa,一般为3～18 MPa,水平应力差数值分布趋势总体也呈西低东高,中西部断块的水平应力差较低,一般小于9 MPa,局部甚至低于3 MPa,而南东部断块为水平应力差的高值区,约大于15 MPa(图7(b))。

由于Ansys有限元模型在纵向的网格步长较大,难以精确展示高深南区应力场在剖面的特征。但得益于Petrel与Ansys的无缝焊接技术,将数值模拟所得到的应力场预测结果作为一种地质信息再次输入三维地质模型中,将应力场剖面特征精细地呈现(图7(d)、图8(a)),可以看出地应力在剖面上变化较大,层间地应力有较显著的差异。由于岩石力学参数与地应力具有定量关系[27],地应力的层间差异与储层岩石岩石力学参数的非均质性有直接关联。

图8 地应力剖面及压裂层位优选Fig.8 Profile of in-situ stress and optimization of fracturing target position

综上表明对于复杂断块油藏,断层是影响地应力分布的最主要因素,能够显著影响地应力的数值与方向,断层的规模、走向、倾角、形态等因素对地应力均有不同程度的影响。储层岩性主要体现在储层岩石的力学参数,是影响地应力数值的重要因素,二者之间具有定量关系,对地应力方向影响较小。高深南区的构造形态对地应力的影响仅仅体现在引起断块内部应力值的改变,影响程度远不及断层因素和岩性因素。因此断层的刻画与建模是复杂断块区应力场研究的关键,岩石力学参数的研究是应力场研究的重要基础。

4 应 用

高深南区属于低渗透储层,需改造形成复杂缝网才有经济产能,体积压裂是该类储层增产改造的主要措施[28-29]。地应力的研究对压裂施工有重要的指导作用[30]。

一方面水平主应力差值是体积压裂的关键控制因素[28,31],当差值较小时,才容易形成复杂缝网,否则易形成与最大水平主应力平行的单一方向裂缝。高深南区三维应力场预测结果(图7(b))表明,G15-20、G104-3、G75、G74等井处于水平应力差较低的部位,基本具备通过体积压裂形成复杂缝网的应力条件,可以作为进行压裂作业的井位。

另一方面压裂裂缝的开启与延伸受地应力状态控制,裂缝高度的延伸状况主要受压裂层段上最小主应力的分布情况控制[32],而长度的延伸主要受最大水平主应力方向控制[33]。正确评估裂缝在高度和长度的延伸情况,才能合理确定施工规模和井网布署,获得改造储层的最好效果。结合地应力剖面做进一步分析优选压裂层位,以高深南区G15-20井为例(图8)。油层主要分布于3 532～3 544 m,其水平应力差基本不超过5 MPa,除3 537.7～3 539.3 m段,水平应力差在层间变化也不大。根据最小水平主应力剖面进行划分选区,初步选定A～I为9个压裂备选层位。在A区进行压裂,水力缝起裂之后向下边的低应力区B延伸,随后被下部隔层遮挡,此时被压裂的井段是A+B,需要考虑液量与施工规模。在B区压裂,裂缝上下受阻仅在B区延伸,压裂施工规模较小。在F区进行压裂,由于该区水平应力差偏大约为15 MPa,不易形成复杂缝网,并且裂缝易向上部地应力区的非油层延伸,不是压裂的优势层位。在G区压裂,裂缝向上延伸至F区之上的非油层,向下穿透一套隔层延伸至I区,压裂液量与施工规模较大。在H区和I区进行压裂作业,裂缝限制在目的区延伸,不易穿层。另外相比之下H区具有较低的最小水平主应力约为34 MPa,而I区的水平应力差极小约为1 MPa,二者各具优势。因此压裂施工期应充分明确层间地应力的分布,预估裂缝在层间的延伸,否则易造成施工的砂堵、中止和失败。

另外地层中的主渗流方向很大程度受压裂缝延伸方向影响,也就是受最大水平主应力方向控制。在开发井网布置上,一般将注采主流线最大限度地与最大水平主应力方向避开[30],一般呈45°夹角时效果较好。对于高深南区,由于构造裂缝比较发育,储层非均质性强,压裂缝的延伸不但受地应力的影响,与天然裂缝也有很大关系。因此在井网布置上要考虑地应力和天然裂缝的双重影响。

5 结 论

(1)高深南区现今最大水平主应力方向为NE-NEE向,不同断块间具一定差异,地应力数值离散性较大,总体呈西低东高,属于Ia类地应力(SV>SHmax>Shmin>0)。

(2)断层是影响高深南区应力场分布的最主要因素,能够明显导致地应力数值降低与方向偏转,断层的规模、走向、倾角、形态等因素对地应力状态均有不同程度的影响。其次是岩石力学参数,主要影响地应力的数值,再次是深度因素,其与地应力数值呈较好的线性关系。

(3)高深南区中部与东部断块水平应力差较低,属于压裂优势区,以G15-20为代表的井,其部分油层段具备形成复杂缝网的条件,是压裂的优势层位。

(4)断层的刻画与建模是高深南区应力场研究的关键,三维非均质岩石力学场的构建是其重要基础,该技术不但还原了目标区块形态,还体现了储层的非均质性,提高了预测精度,为类似复杂断块区地应力研究提供了参考,为低渗油藏高效开发提供了理论依据。