束鹿凹陷致密油储层可压裂性评价方法

袛淑华,洪晶,吕鹏,叶文军,李欢,张娟,黄胜

(1.中国石油集团测井有限公司华北分公司,河北任丘062552;2.中国石油华北油田公司勘探开发研究院,河北任丘062552;3.中国石油集团测井有限公司技术中心,陕西西安710077)

0 引 言

束鹿凹陷泥灰岩、砾岩致密油储层的勘探始于1976年,自1988年晋古11井在泥灰岩地层首次获得工业油流开始,目前有29口探井钻遇油层,17口井见直接油气显示,4口井发生井涌,7口井获工业油流[1]。由于致密油储层处于低孔隙度-超低渗透率储层,一般采用压裂增产作业以实现经济开发[2],近几年采用分段大型压裂的方式提高单井产量。根据国内外对致密油储层可压裂性的评价经验,一般利用岩石脆性指数表征压裂难易程度,认为具有高脆性指数的岩石更易于压裂[3-4]。但对于束鹿凹陷致密油储层,利用单一的脆性指数不能真实反映储层的可压裂性,借鉴国内外学者的研究成果[5-7],以岩石脆性指数评价为基础,引入岩石断裂韧性、裂缝密度参数,重新构建了适用的可压裂性预测模型,并结合工程压裂数据、压裂产量对致密油储层可压裂性进行了效果评价。

1 脆性指数特征

一般计算岩石脆性指数(IB)的方法主要2种。

(1)依据XRD实验或测井计算得到的矿物百分含量(即黏土、石英、长石、方解石、白云石等矿物含量)进行计算,见式(1)

(1)

式中,Vqa为石英矿物百分含量;Vca为碳酸盐岩矿物百分含量;Vcl为黏土矿物百分含量。

束鹿凹陷ST2x、ST3井全岩分析结果表明,束鹿凹陷砾岩、泥灰岩储层,主要脆性矿物为方解石、白云石,有少量的石英、长石和黄铁矿,其中方解石、白云石含量占比达到83%～96%;黏土矿物含量较低,平均为2.1%～15.4%,其中砾岩黏土矿物含量平均为3.87%,纹层状泥灰岩和块状泥灰岩分别为14.4%、13.2%。由此计算的脆性指数均大于50,泥灰岩一般在60～85,砾岩82%以上的样品点能够达到90%脆性指数以上。

表1为ST1井用ECS测井资料得到矿物组分计算的4个压裂层段的脆性指数,可以看出,第Ⅰ、Ⅲ段岩性以泥灰岩类为主,脆性指数分别为54、53;第Ⅱ、Ⅳ段岩性以砾岩类为主,脆性指数为74、66;整体致密油层段脆性较好,砾岩储层好于泥灰岩。

(2)利用岩石力学参数中的弹性模量和泊松比的大小计算岩石脆性指数。通过对ST2x、ST3井计算的弹性模量与泊松比进行统计分析,该区域弹性模量分布范围为2～9 GPa,平均值为6.5 GPa,泊松比范围为0.2～0.4,平均值为0.32。由此,建立束鹿凹陷致密油储层的脆性指数计算方法

(2)

(3)

(4)

根据以上方法重新计算的致密油储层脆性指数一般在40～68之间,小于矿物组分计算的数值。

通过2种计算方法对比发现,由于束鹿凹陷致密油储层属于裂缝-孔隙、孔隙-裂缝型储层,天然裂缝发育情况的差异会造成岩石弹性参数的不同,因此,在相同或相近的岩石组分情况下,仅利用矿物组分计算的脆性指数不能全面、真实反映储层的压裂难易程度。相比来说,在束鹿凹陷弹性模量和泊松比更能反映岩石在应力作用和微裂缝形成时的破坏能力。

2 岩石断裂韧性分析

根据ST1H、ST2x、ST3井实施大型压裂时实际破裂压力和储层脆性指数关系图可以看出,泥灰岩储层破裂压力与脆性关系不明显,仅利用脆性指数不能有效反映储层的可压裂性(见图1、图2)。

图1 弹性模量与泊松比交会图

图2 破裂压力与脆性指数关系图

从ST3井22颗岩样(砾岩、纹层状泥灰岩、块状泥灰岩)三轴应力—应变实验结果分析(见图3),不论泥灰岩还是砾岩均具有脆性韧性过渡的变形特征,且不同岩性表现的抗压强度和应力—应变特征不同,泥灰岩平均抗压强度小,平均185 MPa,破裂后应力释放迅速。砾岩抗压强度最小,平均175 MPa,破裂后应力释放非常缓慢。砂岩抗压强度最高,平均243 MPa,压裂后应力释放较快。

表1 ST1井脆性评价表

图3 不同岩性样品应力—应变特征图

为进一步改善致密油储层可压性裂测井评价效果,在岩石脆性评价的基础上,应用线弹性断裂力学理论,进一步考虑增加断裂韧性指示储层压裂的难易程度。在线弹性断裂力学中,根据位移形态可将裂缝分为3类,张开型(Ⅰ型)、错开型(Ⅱ型)和撕开型(Ⅲ型)。任何一种裂缝状态均由这3种基本形式叠加得到,叠加的裂缝统称为复合型裂缝或混合型裂缝。在致密油大型体积压裂中形成的裂缝最常见的就是Ⅰ型和Ⅱ型[8]。把ST3井不同岩石实验显示在加围压至储层有效应力状态下,岩心的裂缝状态主要为张开型(Ⅰ型)和错开型(Ⅱ型)。

目前,岩石断裂韧性主要有2种获取方法。一是借助岩石力学实验,直接测量;二是利用测试结果建立断裂韧性与其他岩石力学之间的统计关系,预测断裂韧性[9]。为降低断裂韧性计算误差,陈建国等[10]在页岩断裂韧性实验的基础上,直接建立地球物理测井曲线与断裂韧性的联系,完成全井筒断裂韧性连续计算。

(5)

(6)

式中,ρ为密度曲线,g/cm3;Vcl为黏土含量,%;Δt为声波时差,μs/m。

3 可压裂性综合指数

储层的可压性与脆性指数呈正相关,与断裂韧性呈负相关。一般定义可压参数(Frac)表示储层压裂的难易程度

Frac=2IB/KIKII

(7)

由于束鹿凹陷发育的泥灰岩、砾岩致密油储层,天然裂缝的发育对于储层压裂难易程度有一定的控制作用。图4是施工破裂压力与裂缝密度、裂缝宽度、裂缝长度关系图。图4中裂缝密度、裂缝宽度、裂缝长度均由微电阻率扫描成像测井资料计算得到。可以看出,破裂压力与裂缝密度相关性最好,综合各种因素的影响,利用乘积的方法建立可压裂综合指数(FZH)

FZH=Fracρf

(8)

式中,ρf为裂缝密度。

图4 施工破裂压力与裂缝密度、裂缝宽度、裂缝长度关系图

图5 破裂压力与可压裂性参数、压裂综合参数关系图

引入可压参数和压裂综合参数以后,破裂压力与可压参数、综合压裂参数的相关性明显好于其与脆性指数的相关性,利用可压参数、综合压裂参数改善了泥灰岩、砾岩致密油储层的可压裂性评价效果。特别是综合压裂参数增加了裂缝密度参数,与破裂压力的相关系数由61.3%提高至74.7%,反映裂缝的存在改善了储层可压裂性质(见图5)。在没有成像资料的情况下,可以用可压裂性参数进行评价。

4 可压裂性标准建立

基于上述评价思路,对比实际压裂效果和生产动态资料,建立致密油储层可压裂性分类评价标准(见表2)。该研究区致密油储层可压裂性分类评价标准划分为3类:Ⅰ类表示储层可压裂性强,是优先考虑的最佳层段;Ⅱ类表示储层具备一定的压裂性,压裂效果较好;Ⅲ类表示储层难以压裂成功。

表2 储层压裂段有效性评价标准

研究区ST3井共设置5段压裂层段,应用构建的可压裂综合指数对其进行分析。通过计算,ST3井第1压裂段脆性指数为51.17%,裂缝密度为0.10 m-1,可压参数为4.62,压裂综合指数为0.46;第2段压裂段脆性指数为55.49%,裂缝密度为0.30 m-1,可压参数为5.34,压裂综合指数为1.60;第3段压裂段脆性指数为44.52%,裂缝密度为0.33 m-1,可压参数为7.29,压裂综合指数为4.12;第4段压裂段脆性指数为37.27%,裂缝密度为0.42 m-1,可压参数为5.20,压裂综合指数为2.18;第5段压裂段脆性指数为41.42%,裂缝密度为1.12 m-1,可压参数为6.52,压裂综合指数为4.21。通过分析可知,5段压裂层段压裂级别均达到了Ⅱ类以上,表征储层压裂效果较好(见图6)。

5 压裂效果分析

图6 ST3井综合评价成果图*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

图7 破裂压力与压裂缝长度、液体注入总量关系图

(1)现场压裂施工效果。施工破裂压力、注入液体总量、加砂量等表征施工状况的资料,以及微地震裂缝监测、示踪流量等检测资料,是评价压裂效果的有效手段,通常好的压裂层段显示破裂压力低、注入液体总量大、微地震监测裂缝长度大等特征,利用构建的压裂综合指数与ST1H、ST2x、ST3井12段大型压裂后压裂缝长度、压裂液注入总量建立交会图(见图7),显示压裂综合指数越大,压裂缝长度越大、压裂液注入总量越大,结合上述与破裂压力的关系,认为利用压裂综合参数可以相对有效反映压裂施工的效果。

图8 ST2x、ST3井示踪流量检测

(2)压裂产能分析。束鹿凹陷重点探井ST2x井、ST3井分别分7段、5段实施大型体积压裂,利用压裂后示踪流量检测资料得到各压裂段对单井产量的贡献率S(见图8),进而根据该井的总产液量得到每个压裂层段的产量Qi=QSi,其中Qi为每层段的产量,t;Q为单井总产量,t;Si为每层的产量贡献率,%。

从每段产量与压裂综合指数的关系图看出(见图9),随着压裂综合指数的增大,产油量呈现增大的趋势,表明压裂综合指数对致密油压裂具有很好的指导意义,同时利用该参数还可间接预测产量。

图9 ST2x、ST3井各层段产量与压裂综合指数相关图

6 结 论

(1)对于研究区域脆性指数应根据实际情况,选取适用于该区域的弹性模量和泊松比,建立脆性指数预测方法。

(2)综合脆性指数、断裂韧性和储层裂缝密度的压裂综合参数能够反映束鹿致密油储层的可压裂性。压裂综合参数越大,破裂压力越小。

(3)压裂综合指数越大,压裂缝长度越长、注入液总量越高、实际破裂压力越低;它与根据示踪流量检测资料估算的压裂层段的产量呈正相关性,可以有效评价储层的可压裂性。该方法对于束鹿致密油储层压裂井段优选,预测压裂产能具有一定的指导意义。