青海油田弱胶结生物泥岩气压裂裂缝起裂

刘永, 王景鹤, 赵文凯, 张少斌, 冯昕媛, 雷丰宇, 刘伟*

(1.青海油田钻采工艺研究院, 敦煌 736200; 2.中国石油大学(北京)石油工程学院, 北京 102249)

青海油田涩北疏松砂岩气藏,具有埋藏浅、岩性疏松、气层层数多、储层薄等特点[1],是青海气田的主力生产区,已连续11年稳产50亿m3,但近几年产量递减加快,稳产压力提升,急需增产稳产的新方法,与勘探开发新的接力储层。近年来,青海油田针对生物泥岩气储层段在涩北一号气田内部署钻探了一口水平探井,压裂后初期日产气1.1万m3,目前日产气0.8万m3,310 d累计产气255万m3[2],反映涩北气田构造圈闭内第四系泥岩生物气具备开发前景,第四系泥岩有望成为涩北气田新的勘探开发储层。

涩北气田的常规储层为中高渗疏松砂岩储层,且第四系泥岩也是成岩差,物性差,易出砂岩石,同样需要压裂充填增产防砂[2-3],针对疏松砂岩储层压裂充填问题,早年间,中外研究学者就进行了实验和数模的探索。Khodaverdian等[4]通过制作未胶结岩心开展室内试验发现岩石较强的塑形和较高的孔隙压力,易使岩石进入剪切破坏,生成大量离散的短小裂缝;邓金根等[5]利用损伤力学的有限元方法,通过数值模拟发现定向射孔利于疏松砂岩储层裂缝的起裂和延伸;De Pater研究团队通过研究注入不同流变性压裂液的裂缝起裂实验发现弱固结的疏松砂岩压裂过程中高井眼内压可能引起井壁过量塑性变形,导致井眼扩大,裂缝无法向储层起裂延伸[6-10];Germanovich等[11]利用高黏度硅酮胶和高黏度胍胶作为压裂液进行实验发现,高黏度胍胶压裂液,在高排量下疏松砂岩储层可以起裂延伸出较为平整的裂缝;Omori等[12]通过实验发现,低渗疏松砂岩储层在压裂过程中易起裂延伸形成较为平整的拉伸型裂缝。近年来,中国针对弱胶结疏松储层压裂充填研究主要针对现场施工参数研究和优化。黄鑫述等[13]研究发现低强度的疏松砂岩裸眼完井只会增加近井附近的出砂概率;刘兆年等[14]发现注水开发过程中,近井附近易发生剪切破坏导致颗粒运移堵塞孔喉;郭小哲等[15]通过数值模拟方法研究了裂缝半长和裂缝导流能力对储层存在污染的油井生产的影响规律;张丽平[16]采用深穿透射孔的方法,通过实验的方法优化了压裂液浓度和排量促使裂缝起裂形成规则的深穿透射孔;吴广瑗等[17]通过建立疏松砂岩的起裂排量模型研究了水平地应力、储层渗透率、压裂液黏度和储层厚度对起裂排量的影响规律;朱艳华等[18]通过实验的方法确认了疏松砂岩储层压裂液的滤失规律。泥岩在储层中多以隔层的形式存在,低强度泥岩的存在会使得岩石纵向非均质性增强裂缝起裂困难[19],第四系泥岩储层为砂泥薄互层,纵向非均质性强,成岩性差[2,20],中外对于这种成岩差的泥岩储层裂缝起裂的问题研究较少。因此,针对上述问题,现采用室内实验和数值模拟的方法进行研究,基于第四系泥岩的力学特性揭示储层岩石裂缝起裂规律,以期为现场第四系泥岩储层的压裂施工参数优化提供理论依据。

1 弱胶结生物泥岩矿物组分与力学实验

1.1 实验材料与岩样制备

实验所使用的岩样为涩北气田第四系泥岩储层某探井储层段岩心(深度1 200 m)。如图1(a)所示,岩心整体呈深灰色,岩心疏松易碎且岩心内部呈纹层状分布,为便于开展矿物组分实验和单、三轴岩石力学实验,取部分岩心烘干,研磨制作成图1(b)所示的矿物组分分析试样。并将剩余岩心切割成如图1(c)所示的直径25 mm,长度50 mm的标准岩柱,利用图2(a)所示的仪器开展矿物组分分析实验,利用图2(b)装置开展岩石力学测试实验。

图1 涩北气田第四系泥岩岩心和岩石力学实验岩样Fig.1 Biological mudstone core and rock mechanics experimental rock samples from Sebei gas field

图2 实验装置Fig.2 Experimental facility

1.2 实验结果与分析

1.2.1 矿物组分分析结果

矿物组分分析结果如表1所示,储层岩石主要以石英和黏土矿物为主,其中石英砂含量在20.8%～28.2%,黏土矿物含量在31.8%～39.6%,广义的砂岩分类标准认为,黏土矿物在50%以上的为泥岩,黏土矿物含量在15%～50%的砂岩都可以笼统的称为泥质砂岩[21]。所以,依照分类标准,岩石应属于泥质砂岩,但是,储层岩心的黏土矿物含量要高于石英砂含量,黏土矿物仍为储层岩心的主要成分,因此,参照上述分类标准,储层岩石属于含砂量较高的泥岩。

表1 全岩矿物X-射线衍射定量分析报告Table 1 Quantitative analysis report of whole rock minerals by X-ray diffraction

1.2.2 力学测试实验结果

第四系泥岩单、三轴力学测试结果如表2所示。单轴实验显示岩心的单轴峰值强度在4.15～7.08 MPa,弹性模量在0.18～0.27 GPa。第四系泥岩单轴抗压强度低,根据国际岩石力学学会的定义,单轴抗压强度在0.5～25 MPa的属于软岩,工程上也常常将单轴抗压强度小于25 MPa的属于软岩[22-23]。在三轴条件下,岩石表现出典型的塑性变形特征:当岩石所受压应力强度达到峰值强度后轴向应变、径向应变和体积应变迅速下降,继续增加应变,岩石所受到的差应力基本保持不变如图3(b)和图3(c)所示。5 MPa围压下,岩心的峰值强度为10.82～17.59 MPa;10 MPa围压下,岩心的峰值强度为16.04～20.19 MPa。实验后的部分岩心如图4所示,试样都发生剪切破坏,且随着围压增加,剪切破坏程度越明显。

表2 第四系泥岩试样单、三轴力学测试结果Table 2 Uniaxial and triaxial mechanical test results of quaternary mudstone samples

图3 第四系泥岩典型单、三轴应力应变曲线Fig.3 Typical uniaxial and triaxial stress-strain curves of quaternary mudstone

图4 第四系泥岩单、三轴实验后岩样Fig.4 Quaternary mudstone samples after uniaxial and triaxial experiments

2 弱胶结生物泥岩裂缝起裂实验

2.1 实验材料与实验制备

为探索目标储层岩石裂缝起裂规律,利用储层段岩心制作如图5所示的直径120 mm,高100 mm的岩样开展室内裂缝起裂实验研究。实验前将实验用岩样中心钻出直径10 mm,深60 mm的实验井眼,并在井眼底部钩划出如图6(b)所示的预置射孔,将图6(a)所示的井筒固定在井筒下段距井底10 mm处,预留的10 mm模拟裸眼段,固井结果如图6(c)所示。岩样固井完成后,将岩样按照图7(a)所示的组装端头并将端头方向向下按照图7(b)所示安装在图7(c)所示的围压筒底座上,压裂液从围压筒底座沿端头注入岩心中,图7(c)所示的围压筒可以提供轴向和径向压力以模拟岩样在储层中的受力状态,利用实验设备中的孔压系统可以将图7(c)中油水分离器中的压裂液打入围压筒中的岩样中从而模拟现场压裂过程。实验所用的压裂液为胍胶交联压裂液,孔压系统可提供最大流量为110 mL/min。因此,根据目标区块储层岩石的应力状态、现场工况与实验室孔压系统的量程制定如表3所示的实验方案。

表3 第四系泥岩试样室内裂缝起裂实验方案Table 3 Experimental scheme of crack initiation in laboratory of Quaternary mudstone samples

图5 室内裂缝起裂实验试样Fig.5 Laboratory crack initiation test samples

图6 室内裂缝起裂实验试样井筒安装流程Fig.6 Shaft installation process of indoor crack initiation test sample

图7 室内压裂模拟实验设备与实验流程Fig.7 Laboratory fracturing simulation experimental equipment and experimental process

2.2 实验结果与分析

利用储层岩心开展了3组室内裂缝起裂实验,并结合CT扫描技术观察裂缝形态,实验结果如图8所示。

图8 第四系泥岩裂缝起裂实验后岩样Fig.8 Quaternary mudstone fracture initiation test rock sample

图8(a)为第1组岩心的实验结果,岩心无预置射孔,CT扫描显示:裂缝没有起裂,CT扫描结束后切开岩心发现井筒下段固井存在缺陷,在储层和固井的第二界面处有压裂液残留的痕迹,说明压裂液沿第二界面窜流,压裂失败;图8(b)为第2组岩心的实验结果,岩心有预置射孔且压裂液流量与第一组相同,CT扫描显示:裂缝成功起裂延伸,但井眼周围出现了离散的剪切破坏,CT扫描后切开岩心观察到了裂缝断面但未观察到井眼周围的剪切破坏;图8(c)为第3组岩心的实验结果,岩心有预置射孔,压裂液流量要高于第1组和第2组的压裂液流量,CT扫描结果显示:裂缝沿预置射孔处成功起裂延伸且井眼周围没有出现剪切破坏,扫描后拆卸岩心发现:裂缝贯穿了岩心。3组实验结果表明,在有射孔引导下,裂缝可以在目标岩石中起裂延伸;对比第2组和第3组实验结果发现:低流量下井眼难以保持完整性,高流量下可以保证井眼的完整性,但裂缝延伸较快,缝长和缝高难以控制。

3 弱胶结生物泥岩裂缝起裂数值模拟

3.1 地层-水泥环-套管模型和裂缝起裂模型

通过力学测试实验和裂缝起裂实验发现:第四系泥岩强度低,塑性强,射孔质量差、固井存在缺陷容易引起图9所示的情况,压裂液首先沿水泥环和储层第二界面堆积并撑开第二界面继续沿井眼周围延伸,由于储层岩石强度低,塑性强,压裂液会挤压周围岩石使岩石变形井眼扩大,裂缝无法向储层起裂。为验证上述猜想并探索目标岩石裂缝起裂延伸的规律,建立了如图10和图11所示的地层-水泥环-套管模型和裂缝起裂延伸模型。数值模拟所需要的相关参数如表4所示。模拟了不同岩石弹性模量下,井眼的变形规律和裂缝起裂规律并,计算了井眼发生形变时第二界面的环空压力和不同射孔深度、不同岩石弹性模量下裂缝的起裂压力(地层破裂压力)。

表4 地层-水泥环-套管模型和裂缝起裂模型参数Table 4 Parameters of formation-cement ring-casing model and fracture initiation model

图9 固井存在缺陷压裂液沿井周堆积示意图Fig.9 Cementing defect fracturing fluid accumulation along the perimeter of the well

图10 地层-水泥环-套管有限元模型Fig.10 Formation-cement-casing finite element model

图11 裂缝起裂模型Fig.11 Crack initiation model

3.2 数值模拟结果与分析

3.2.1 储层力学性质对裂缝起裂的影响规律

地层-水泥环-套管模型数值模拟结果如图12所示,当井眼扩径达到5%时,井眼周围出现较小的塑性变形区,此时井眼还能维持完整性;随着压裂液不断注入,井眼扩径达到10%时,井眼周围开始出现塑性破坏并且井眼开始不再完整;压裂液若继续注入,井眼扩径达到15%时,井眼周围出现不规则的塑性破坏,井眼失去完整性,此时井眼被完全破坏。

图12 不同扩径条件下,井眼周围等效塑性形变云图Fig.12 Nephogram of equivalent plastic deformation around hole under different expanding conditions

根据室内力学测试实验结果和上述的数值模拟结果,同时研究了储层岩石弹性模量(0.2～1 GPa)与井眼不再完整时(井眼扩径10%)水泥环-地层环空压力间的关系,同时模拟计算了射孔不完善下(射孔深度0.1 m),储层岩石弹性模量(0.2～1 GPa)与裂缝起裂压力(地层破裂压力)间的关系,数值计算结果如图13所示。结果显示,水泥环-地层环空压力与储层岩石弹性模量间成正相关关系;岩石的弹性模量对破裂压力的影响不大;当储层岩石弹性模量小于0.2 GPa时,地层破裂压力大于井眼不再完整时水泥环-地层环空压力,此时,压裂液在第二界面大量堆积导致井眼完整性失效,裂缝无法向在储层内起裂。力学测试实验中测试的12块岩心,弹性模量低于0.2 GPa的岩心有3块,占比25%,储层岩石在压裂过程中存在扩径导致裂缝无法起裂的风险。

图13 不同弹性模量下,水泥环-地层环空压力曲线图Fig.13 Cement-formation annulus pressure curve for different elastic modulus

3.2.2 深穿透射孔对裂缝起裂的影响规律

文献[5]的研究结果和裂缝起裂实验结果都证实射孔完井利于裂缝起裂延伸且现场生产井均采用的是射孔完井的完井方式,因此,本文对不同射孔深度下裂缝起裂过程进行了数值模拟,并模拟计算了不同弹性模量下裂缝的起裂压力(地层破裂压力)。

数值模拟结果如图14和图15所示,随着射孔深度的增加,裂缝周围的塑性形变呈下降的趋势;射孔深度较短,裂缝起裂尖端的塑性变形大如图14(a)所示,裂缝在储层中的起裂压力高,压裂施工时会导致井底内压过高,若此处岩石强度低于0.2 GPa且固井质量较差,则图9所示的情况就极容易发生;随着射孔深度的增加,裂缝的起裂压力下降,井底产生不会产生较高的压力,井眼变形程度也随之减小,当射孔深度大于0.4 m时,继续增加射孔深度,裂缝的起裂压力下降变缓;储层岩石的弹性模量对裂缝的起裂压力影响较小。

图14 不同射孔深度,裂缝起裂时裂缝内孔隙压力云图(地层弹性模量0.4 GPa)Fig.14 Nephogram of pore pressure in fracture at different perforating depths (formation elastic modulus 0.4 GPa)

图15 在不同射孔深度,裂缝起裂时的孔隙压力和地层弹性模量的曲线图Fig.15 Curves of pore pressure and formation elastic modulus at different perforation depths at fracture initiation

4 现场应用

2022年7月,青海油田在涩北气田北斜坡涩北一号构造北翼鞍部第四系泥岩储层位置部署钻探了1口涩探1井水平井,涩探1井水平段长1 000 m,垂深1 220 m,完井段采用了深穿透射孔完井,水平段分16段94簇压裂,压裂施工过程中压裂液最高排量8 m3/min,压裂施工完成后的微地震检测显示(图16),涩探1井16段94簇裂缝均起裂并成功向两侧均匀延伸,压裂后的检测缝长为222～320 m[图16(a)],裂缝缝高10～30 m。压裂后初期涩探1井日产量达1 911 m3/d,后期涩探1井产量衰竭较快,目前只有426 m3/d。

图16 涩探1井微地震检测云图Fig.16 Microseismic cloud image of Shibutan 1 well

青海油田生物泥岩气的发现和涩探1井的成功部署和试采证明涩北气田第四系泥岩储层具有较好的开发前景,随着地质勘探的不断发现,生物泥岩气在未来有望成为涩北气田疏松砂岩储层新的接替储层。

5 结论

针对涩北气田第四系泥岩裂缝起裂问题开展了实验研究和数值模拟研究,并得到了以下结论。

(1)固井质量和射孔深度都是影响第四系弱胶结生物泥岩裂缝起裂的重要影响因素。

(2)在固井质量较差的情况下,压裂液进入第二界面堆积延伸,导致井眼发生严重扩径,无法达到裂缝起裂压力。

(3)射孔深度越小,裂缝的起裂难度越大;当固井存在缺陷且射孔深度小于0.1 m时,弹性模量小于0.2 GPa的弱胶结生物泥岩无法起裂。

(4)深穿透射孔可以减小裂缝起裂尖端的塑性形变,降低裂缝的起裂压力,即使固井质量较差,深穿透射孔仍能保证裂缝在弱胶结生物泥岩中起裂;深穿透射孔深度为0.4 m时,起裂效果最明显。