新疆七中区块克下组油藏地应力场分布特征研究

张其星， 林伯韬, 李欢龙, 于会永， 何小东， 宋夏琳

1中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室 2中国石油长庆油田分公司第九采油厂3中国石油新疆油田工程技术研究院 4中国石油渤海钻探管具与井控技术服务分公司

1 研究区域概况

克拉玛依油田七中区块克下组油藏处于准噶尔盆地。油藏北西被A断裂切割、南东被B断裂所围、北东有C小逆断裂，西南以D小逆断裂为界。储层的倾角2°～30°，且下倾方向逐渐变陡，油藏埋深1 000～1 500 m。中部油藏以砾岩、砂岩为主，泥岩夹层较为发育，以中等疏松的孔隙式胶结类型为主。储层划分为S6和S7两个砂层组，并可细分为12个单层，主力油层为S72、S73、S74。R6泥岩段全区分布较稳定，可作为标志层。

七东1区块克下组砾岩油藏建设规模30×104t，全区总井数277口，新井209口(油井147口)，预计动用S72+3+4地质储量820×104t，新钻油井全部采用压裂投产，压裂效果直接决定了聚合物前缘水驱效果。然而，克下组油藏目标层位小层多且隔夹层发育，油层纵向跨度较大，导致地应力分布复杂。地应力分布复杂造成了压裂裂缝形态不清楚，分层压裂实施难度大。因此，为了预测裂缝形态和指导现场压裂施工设计，亟需针对区域地层开展三维地应力场的精细描述，获得油藏地应力场分布。

2 单井地应力剖面计算

为计算区域三维地应力场，首先通过测井和岩心实验等数据计算151口单井的孔隙压力和地应力剖面。对于有密度测井数据的井段，上覆岩层压力Sv运用岩石密度积分，地层孔隙压力pp采用Eaton法[1]，水平最大地应力SHmax和最小地应力Shmin选用黄荣樽法(六五模型)[2]：

(1)

(2)

式中:ξH和ξh—地层构造应力系数；α—比奥系数,E—杨氏模量，GPa;μ—泊松比。

SHmax和Shmin单井剖面计算较为复杂。首先由现场取心进行力学性能参数及地应力测试，结合测井资料制作区域岩性图版。根据三轴剪切岩心实验，拟合每种岩性对应的动静态岩石力学参数转换模型，并提供岩石力学参数；结合小型压裂测试数据和岩心Kaiser实验结果，拟合油藏区域构造应力系数，结合测井数据获取单井的pp和地应力剖面。

2.1 动静态岩石力学参数转换

研究过程中通过声波测井数据以及密度资料，经过声波数据纵横波转换，求取岩石的弹性模量和泊松比[3]。在三轴下进行静态同步测试，结果表明动静态岩石力学参数呈线性关系[4]。

μs=A1+K1μd

(3)

Es=A2+K2Ed

(4)

式中:μs—静态泊松比;μd—动态泊松比;Es—静态杨氏模量;Ed—动态杨氏模量。

根据现场提供岩心进行三轴剪切实验计算静态岩石力学参数，并进行动静态岩石力学参数拟合，如图1所示。动静态岩石力学参数之间呈线性关系，但每种岩性之间的拟合线段斜率和截距都存在一定差异。针对这一结果，本文认为该模型在计算过程中忽略了岩石的孔隙度和比奥系数的影响。

图1 各岩性动静态岩石力学参数转换关系

为了弥补此不足，首先划分岩性，对不同的岩性采用不同的动静态岩石力学参数转换模型。寻找克下组远离断层控制区域，且地层相对较为平缓、没有风化和构造运动造成的地层缺失情况的标志井。根据标志井的测井和岩性划分数据，结合现场岩心等信息制作克下组岩性划分图版如图2，主要划分为砂岩、泥岩和砾岩三种。

图2 七中区块克下组岩性图版

依托三轴剪切实验和测井解释结果，针对三种岩性开展动静态岩石力学参数转换计算，可获得转换模型系数。

2.2 构造应力系数计算

工程经验表明，地层连续的区域构造应力系数通常是一个常数，七中区块克下组油藏中部连续，四周被断层切割，因此在油藏中部构造应力系数是一个常数。由“六五模型”可以看出，结合pp、Sv、ζH、ζh和岩石力学参数能计算出主应力剖面。现场小型压裂试验、岩心Kaiser室内实验等能直接计算出区域构造应力系数。小型压裂试验能较准确的获得该深度段的最小水平主应力，但最大水平主应力的测量精度受到地层影响较大。本次研究采用应力约束模型(图3)，约束获得这一深度最大水平主应力的数值为29.61 MPa。但是小型压裂测试成本高，代价昂贵。因此，需要补充一定数量的岩心进行Kaiser实验计算该参数。

图3 小型压裂测试应力约束模型

根据小型压裂测试和Kaiser实验结果，结合“黄荣樽六五模型”，对该区域进行构造应力系数计算和校正，最终获得构造应力系数为ξH=0.69×10-3，ξh=0.49×10-3。

2.3 地应力及岩石力学参数剖面

以W1井为例，计算获得的W1井地应力及岩石力学参数剖面，如图4所示。在该单井地应力剖面中，在A深度段，SHmax>Sv>Shmin，倾向于出现垂直缝；在B深度段，Sv>SHmax>Shmin，倾向于造垂直缝，并需要结合隔夹层厚度分析压裂增产措施实施时是否能产生穿层；在C深度段，SHmax>Shmin>Sv，以水平缝为主。预测结果与微地震监测结果一致，在对应深度段均只产生水平缝。

图4 W1井岩性划分与地应力剖面图

3 区域三维地应力场计算

3.1 地质体建模及插值计算

根据油藏三维地质体建模并导入计算地应力剖面后，应力呈现离散状态。需要采用克里金插值方法计算整个区域内的应力状态。假设研究区域a上应力变量Z(х)，在点xi∈A(i=1，2…，n)处应力值为Z(xi)，则待插点xi∈A处的应力值Z(x0)的插值结果Z*(x0)是已知采样点应力值的加权和[5]，即：

(5)

以无偏为前提，克里金方差最小可得到求解待定权系数λi的方程组：

(6)

式中:λi—待定权重系数；C(xi，xj)—Z(xi)和Z(xj)的协方差函数。

将计算的151口单井地应力剖面在三维地质体模型中经过复杂插值计算，最终分别获得pp、Sv、SHmax、Shmin三维地应力场云图，如图5。

图5 克下组油藏三维地应力场云图

3.2 区域地应力规律

七中克下组油藏东部和西部地应力数值较大，中部数值较小，且最终数值大小主要集中在15～32 MPa之间。其中最大水平主应力梯度范围为2.0～2.6 MPa/100 m，最小水平主应力梯度范围为1.9～2.4 MPa/100 m，上覆岩层压力梯度范围为1.8～2.3 MPa/100 m。应力大小关系由大小到主要是SHmax>Shmin>Sv，根据Anderson断层模式可看出储层主要受逆断层控制，当采用压裂增产措施时，主要产生水平缝。

七中克下组由于油藏埋藏深度较浅，平均埋深1 150 m，压力系数一般在1.0左右，变化不大，很少出现异常地层压力。

参照大型真三轴[6]实验结果，裂缝在不同水平应力差下隔夹层扩展规律研究，水平应力差(Sv-Shmin)的数值越大，裂缝越容易穿过泥岩与砂岩界面形成穿层；且层间最小水平最小应力差大于4～6 MPa时，可有效阻止裂缝穿层。

3.3 区域地应力方向

在区域内选取四口井开展微地震监测，获得相应的区域SHmax方位如图6所示。

图6 克下组微地震监测最大水平主应力方位汇总和世界地应力地图

七中区块克下组油藏最大水平主应力方位范围为NE 73°～NE 85°，平均方位为NE 79.25°，与世界应力地图[7]中所提供该区域的应力方位(NE 75°)基本保持一致。

4 结论

(1)七中区块克下组应力主要呈现SHmax>Shmin>Sv的大小关系，储层主要受逆断层控制，当采用压裂增产措施时倾向于产生水平缝。油藏水平应力差范围在0.7～5 MPa，出现复杂缝网难度较大；层间应力差范围在0.4～5 MPa，油藏垂直缝区域裂缝都较难穿透隔夹层。此时，合理选择射孔段位置有利于沟通砂岩和泥岩储层，提升压裂效果。

(2)七中区块克下组油藏埋深800～1 200 m，综合岩石力学参数和地应力条件，压裂时建议前置液比例在30.0%左右，平均砂比控制在20.0%左右，施工排量2.0～2.5 m3/min。层间应力差较小时建议采用排量上限(2.5 m3/min)，反之，采用排量下限(2.0 m3/min)，且降低前置液量的同时增加砂比。