中国陆相低渗透油藏目前主要通过水力压裂技术提高二次采收率^[1], 因此, 研究水力压裂缝在地下岩体中的展布方向对于优势水驱方向的预判尤为重要。地应力方向是裂缝展布方向的主要控制因素^[2-3], 也是低渗透油藏开发过程中井网部署的主要依据^[4], 因此对低渗透油田开发过程中地应力方向的研究具有重要意义。

地应力的研究对工程地质评估和制定油田开发方案有极为重要的作用。岩土工程方面对于地应力的测量技术已经相当完善^[5-7], 目前的仪器测量方法有水力压裂法、井壁崩落法、应力恢复法、应力解除法以及声发射法等, 还可以利用测井资料、岩石物理资料、地表岩体表面特征等进行地应力测试。工程上主要是对于浅层地应力的测试实验, 一般是在干样条件下直接进行测试分析^[8]。上述测试方法得到的结果显然不符合深部油藏真实的地质情况, 从而影响油田开发措施的实施效果。在石油工程应用中, 一般要求用符合地下状态方式的测试结果, 即在地层原位条件下进行地应力的测试^[9]。因此, 本研究对鄂尔多斯盆地的岩芯进行干样和地层原位条件下的现今地应力测试, 并将实验结果进行对比分析, 说明在地层原位条件下油田地应力测试的必要性。

对于注水开发过程中地应力方向发生偏转这一事实, 很多学者做过实验研究, 一般采取Kaiser效应与古地磁定向^[10]、微构造法^[11]相结合, 或是古地磁定向与声波各向异性法、差应变(DSA)相结合, 研究现今地应力场方向^[12]。这些研究针对沉积微相内现今地应力方向的状态, 多为直观分析实验结果。对包括储层宏观及微观特征、岩石破裂机理等诸多内在的主控因素, 尚未开展研究。本文主要针对这一问题, 采用安塞油田某区块致密砂岩岩芯进行三轴压缩声发射实验, 测试得到岩芯现今水平最大主应力相对于初始水平最大主应力的偏转角度。在此基础上, 利用野外露头、岩石薄片、扫描电子显微镜图像等资料, 并结合储层特征和岩石破裂机理, 探讨水下分流河道沉积微相对地应力方向变化的影响, 得到注水过程中地应力方向变化规律, 为预测今后地应力方向的偏转提供理论基础, 并结合实例探讨地应力方向变化对油田开发过程中加密布井、井网调整以及人工压裂等实际问题的重要指示意义。

1 地应力测试实验 1.1 实验设备及原理

1.1.1 实验设备

本次实验利用TAW1000岩石三轴地层压力伺服试验系统装置, 全套装置由高温高压三轴室、围压加压系统、轴向加压系统、数据自动采集控制系统四大部分组成(图 1)。高温高压三轴室的围压为140 MPa, 可容纳岩样的尺寸为直径25 mm。最大轴压为1000 kN, 轴向应变测试范围为5 mm/mm, 横向应变测试范围为4 mm/mm。围压、轴向载荷与位移以及应变等信号由数据自动采集控制系统TESTSTARⅡ进行采集与控制。

1.1.2 实验步骤及原理

1)在垂直于岩芯轴线平面内相隔45°取3块岩样, 轴向取1块岩样, 加工成标准样(直径25 mm, 长度50 mm)。

2)将岩样用密封带和隔油热缩管固定在夹持器中间, 装好应变传感器后放入高压斧内, 预加0.5 MPa的轴向压力, 再向高压釜内充油, 待油满后关闭出口阀, 将围压加到预定值。

3)在围压桶上部固定声发射探头, 用于监测声发射事件, 分别在干样和各项条件恢复至地层原位条件下测量地应力。

首先根据岩芯在油田开发初期的水平最大主应力方向进行标示, 标志线方向是油田开发初期水平最大主应力方向。通过声发射法得到岩芯上现今水平最大主应力方向相对于油田开发初期水平最大主应力方向的改变角度θ (相对于标志线), 并结合油田开发初期岩芯的地应力方向, 确定地下的岩层地应力相对偏转角度(图 2)。分别测出各向钻柱Kaiser点对应的应力, 按照式(1)进行计算:

$ \tan 2\theta = \frac{{{\sigma _{{0^ \circ }}} + {\sigma _{{{90}^ \circ }}}-{\sigma _{{{45}^ \circ }}}}}{{{\sigma _{{0^ \circ }}} + {\sigma _{{{90}^ \circ }}}}}, $

(1)

${\sigma _{{0^ \circ }}}, {\sigma _{{{45}^ \circ }}}, {\sigma _{{{90}^ \circ }}}$分别为3个水平方向岩芯的Kaiser点应力。

1.2 实验材料

选取鄂尔多斯盆地安塞油田某区块G84, S153, X203和X204共4口井三叠系延长组的岩芯, 分别按照不同岩性取样。在全尺寸岩芯的垂直方向钻取1块岩芯, 在水平方向沿增量为45°的方向钻取3块岩芯进行地应力测试(图 3), 这样有利于更全面地把握对研究区地应力各向异性的条件。

鄂尔多斯盆地安塞油田某区块主要含油层系为三叠系延长组长6油层组, 属三角洲沉积体系, 以水下分流河道、河口坝微相为主, 岩石类型主要是中细粒长石砂岩, 储层平均有效孔隙度为12.48%, 平均空气渗透率为2.48×10⁻³ μm², 是典型的低渗透油藏。油藏饱和油为60%, 中深温度为45 C, 围压约为20 MPa, 平均原始地层压力为10.2 MPa, 饱和压力为6.23 MPa, 地层压差为2.90 MPa, 属于低压油藏。油井常规钻井无初产, 经压裂后才能获得工业油流, 是一套典型的特低渗、低压、低产油藏。4口取芯井钻柱参数特征如表 1所示。

2 地应力测试结果与分析

本次地应力测定通过安塞油田某区块的4口井各向异性方位(X, XY, Y, Z)取样, 利用上述实验方法分别测得干样与地层原位条件下的现今水平最大主应力相对于初始应力的偏转角度。实验中设计地层条件为温度45 C, 含油饱和度60%, 含水饱和度40%, 孔隙压力和围压根据地层深度确定, 测试结果见表 2。

对以上各向钻柱分别在干样和原位条件下进行测试, 得到的Kaiser点应力值存在较大差异, 因此经式(1)计算得到的地应力相对偏转角θ存在较大的差异。从整体上看, 每口井在地层原位条件下测试的相对偏转角度都大于干样条件下的测试值。地层原位条件下测得的现今水平最大主应力方向相对于油田开发初期的水平最大主应力偏转了4.65°~8.73°, 平均约7°。在干样条件下测得的现今水平最大主应力方向相对于油田开发初期的水平最大主应力偏转了1.95°~6.74°, 平均约5°。二者的偏差率达到28.6%, 利用两种条件下的测试数据计算得到的现今主应力方向会出现较大的差异。因此, 对于地下油藏而言, 恢复到地层原位条件下进行的地应力测试值才最符合实际情况。

地层原位条件下地应力偏转角度测试结果表明, 注水开发后现今水平最大主应力方向相对初始水平最大主应力偏转了4.65°~8.73°, 平均约7°。油田开发初期的初始地应力方向约为NE65°, 研究区沉积相主要是水下分流河道沉积微相, 河道整体展布方向约为NE50°左右, 注水开发过程中地应力受到各个方面因素的影响, 其方向主要向着河道展布方向发生偏转, 因此确定研究区现今地应力方向约为NE58°。通过以上实验数据分析可知, 注水开发过程中地应力方向的确在不断发生偏转, 这对油田中后期注水开发措施的制定有着较大的影响。

3 地应力方向变化的影响机制分析

地下复杂多孔介质非均质材料条件下的油气藏应力场要比近地表工程地质体复杂得多, 储层纵向和平面非均质性导致开发过程中应力场大小和方向发生非常复杂的变化。祖克威等^[13]认为河道介质受到区域地应力作用, 河道内部地应力方向发生改变, 地应力旋转方向趋于与河道走向小角度相交。

储层宏观特征   研究区块主要含油层系为三叠系延长组长6油层组, 属三角洲沉积体系, 以水下分流河道、河口坝、河道间湾等微相为主。从野外露头(图 4)上可以看到, 垂直于河道方向的各期砂体相互截切叠置, 砂体连通性不好, 从河道中部向两边厚度变薄, 物性变差, 因此注水很难向垂直于河道的方向大幅度扩展; 而平行于河道方向的砂体连通性好, 厚度及物性变化小, 因此为注水开发过程中的优势通道。

储层微观特征   通过岩石薄片鉴定(图 5)和孔渗测定(表 3)可知, 由于颗粒长轴方向及碳酸盐矿物的定向排列, 孔喉会沿着河道方向展布, 因此储层砂体的孔隙度、渗透率不仅在垂向与水平方向上存在差异, 水平方向的储层物性也存在较大的各向异性。结合野外露头观察, 通过分析可知, 垂直河道方向渗透率明显小于平行河道方向的渗透率。注水开发过程中, 注入水会沿着渗透率高的优势通道突进, 对岩体结构产生较大的影响。

研究区石英、长石等脆性矿物含量较高, 占矿物总量的80%以上^[14-15], 岩石易沿长石解理方向产生脆性溶蚀(图 6), 溶蚀界面较为平整, 且钙长石脆性破裂现象发育普遍, 粒内孔隙发育, 降低了岩石颗粒的硬度, 继而降低储层岩石的强度, 发育大量潜在缝, 破裂压力较低, 应力各向异性明显。显微镜下观察到碳酸盐矿物顺层分布(图 5(a)), 在其含量较高的地方, 岩石的脆性程度明显增加, 因此容易沿碳酸盐矿物集中的地方发生脆性破坏, 成为裂缝扩展的优势方向和通道。在注水过程中, 由于地层压力的变化, 使得地应力发生变化, 可能会诱发这些原有潜在缝重新开启, 为后期水力压裂产生裂缝提供良好的地质条件。

通过实验发现, X203井4个不同方向钻柱地应力随孔隙压力的增加呈线性增加(图 7), 孔隙压力每增加1 MPa, 地应力相应地增加0.8 MPa, 变化幅度大; 4个方向地应力随孔隙压力相对变化率相同, 但曲线截距值各异, X方向地应力绝对值仅次于上覆应力, 高于Y方向、XY方向地应力绝对值, 各向异性特征明显。注入水优先沿水下分流河道主流线突进, 形成注入水的一条“自然水路”, 当注采井皆位于水动力强大的这一微相带时, 水线推进速度最快, 油井见水比较快, 见水方向与水流方向基本上一致^[16]。结合储层宏观特征分析可知, 随着注水开发进一步深入, 孔隙压力变化方向受沉积颗粒展布方向控制, 尤其是沿着天然水道方向, 矿物颗粒和孔隙喉道定向性排列特征明显(图 5), 因此孔隙压力增幅大, 相应的地应力增加就快。因此可以得出结论:研究区地应力方向受到岩体结构、构造性质以及孔渗特征的影响, 主要向着孔渗较好的三角洲前缘水下分流河道微相砂体展布方向偏转。

4 实例分析地应力方向变化对注水开发的影响

油田开发过程中受到各种因素的综合作用, 导致地应力会逐渐发生变化, 而主应力方向是控制裂缝及水驱方向的重要因素。本文利用鄂尔多斯盆地安塞油田塞130新加密研究区块进行实例研究, 通过裂缝展布方向的预测及井网调整与加密, 分析地应力方向对注水开发过程的影响。

地应力方向及分布直接控制着油层压裂改造时裂缝的延伸方向。一般情况下, 水力压裂所产生的人工裂缝总是平行于水平最大主应力方向, 垂直于最小主应力方向^[17-19]。综合以上因素, 判断现今地应力方向约为NE58°左右。通过安塞油田塞130新加密区油水井动态生产资料分析可知, 王98-24井含水量远大于王98-241井和王98-242井, 这也说明受到现今地应力方向的控制, 王99-241井压裂裂缝与王98-24井裂缝沟通, 在目的层形成水淹通道。这也从油田动态上验证了本研究对现今应力方向的确定是切合实际的(图 8)。

在裂缝发育的非均质低渗透油气藏的开发过程中, 井网布局与地应力的分布紧密相关^[20]。地应力方向的变化也会对井网的加密与调整产生重要的影响, 研究区在油田开发初期主要采用规则的矩形注采井网, 注采井网与水平最大主应力方向错开较小的角度。随着注水开发的进行, 水平最大主应力方向顺着逆时针方向不断地偏转, 导致水线方向直接穿过矩形对角线的油井, 因此在油田开发中后期必须采取井网调整。通过加密调整, 现有井网为菱形反九点井网(图 8), 菱形反九点注采井网拉大了裂缝方向的井距, 缩小了侧向排距, 延缓了裂缝方向采油井水淹时间, 有利于注入水均匀推进, 加大对剩余油的挖潜力度, 同时, 开发初期可以保持较高的注采井数比, 便于提高采油速度^[21-22]。并且, 菱形反九点井网在开发后期具有较大的灵活性, 可以将角井转注调整为矩形五点井网。因此, 地应力方向的变化分析对于井网的调整与加密有重要的指示作用。

利用油藏动态监测资料对压裂缝展布规律及其与现今地应力的关系进行分析验证, 得到3口井的微地震裂缝监测结果:裂缝走向在55°~60°之间; 8口井的水驱前缘监测结果显示注入水优势水驱方向比较明显, 平面上大多呈NE-SW向, 说明该区块监测井区注水层段储层非均质性较强, 注水主要沿着压裂裂缝方向突进; 对16口油井示踪剂产出情况进行跟踪监测, 结果显示注水井组注入水向周边油井的推进速度、注入水分配量差异十分显著, 平面上注入水的突进现象严重, 这也间接说明水平最大主应力控制裂缝展布方向, 从而对水驱效果产生重要的影响。

5 结论

1)本文对鄂尔多斯盆地安塞油田某区块4口取芯井各向异性钻柱, 分别进行干样与地层原位条件下的地应力测试实验, 并对所得结果进行对比分析, 表明二者存在较大差异, 说明地下油藏在孔压、围压、温度及流体饱和度共同作用下, 应力状态处于非稳态变化, 因此进行地层原位条件下测试分析具有重要意义。

2)通过对研究区4口井4个方向(X, XY, Y, Z)钻柱进行地层原位条件下三轴地应力方向测试, 得到现今水平最大主应力方向相对于油田开发初期水平最大主应力方向的偏转角度在4.65°~8.73°之间, 平均约7°。鉴于油田开发初期地应力测试的最大主应力方向为NE65°, 我们认为, 水驱前缘通常沿着高渗带方向(即“天然水道”方向)流动, 地应力方向也会向天然水道方向偏转。因该区三角洲水下分流河道沉积展布方向约为NE50°, 因此判断目前应力方向逆时针偏转。结合前面实验所得数据, 预测现今地应力方向约为NE58°。

3)针对沉积微相内现今地应力方向的状态, 从储层物性特征、岩石破裂机理等方面探讨水下分流河道沉积微相对河道内地应力方向的控制作用, 得到注水过程中地应力方向变化规律, 可为预测今后地应力方向的偏转提供理论基础。结合实例探讨地应力方向变化, 对油田开发过程中人工压裂、加密布井以及井网调整等实际问题有重要指示意义。