压裂缝展布预测对提高低渗透储层的产能意义重大, 国内外学者针对全球不同油田储层的压裂缝分布规律提出一系列预测理论和方法。部分学者运用新一代网格技术(PEBI网格)模拟压裂裂缝, 可以真实地还原压裂裂缝形态^[1-3]。有学者将裂缝参数转化为三维可视图像, 展示的仍是由经典模型得到的、由裂缝参数转化而来的、井筒两翼对称分布的裂缝^[4-7]。少数学者通过力学分析, 依据流-固耦合效应、岩石材料的非线性效应以及裂缝扩展的动态效应, 建立低渗透油层水力压裂三维裂缝的动态扩展力学模型, 运用有限元方法求解, 实现低渗透油层三维裂缝形成过程的动态描述^[8-9]。

有关鄂尔多斯盆地特低渗储层压裂缝的预测, 目前缺乏适用的方法。文献[10-14]采用理想模型, 对井筒周围的岩石力学参数进行理想化处理, 即井筒周围的参数是均质的, 主要目的是研究各个参数对裂缝最终形态的影响。

本研究侧重于建立井筒附近及井间岩石力学参数三维模型和应力三维模型, 通过精确地描述地质现象, 使压裂设计时的地质基础更加真实, 从而取得地下裂缝的分布情况, 并在此基础上研究基于应力隔夹层划分的特低渗储层剩余油挖潜。

鄂尔多斯盆地白于山地区延长组储层物性差, 原始含水饱和度高(约53.5%), 应力状态复杂, 应力方向不稳定, 压裂缝分布随机性较大, 注水开发过程中易发生多方向水窜、水淹, 开发决策难度大、效率低, 亟须厘清储层压裂缝全方位展布规律, 为开发选层提供依据。本文选取该类储层的典型区块, 提出一种新的压裂缝预测方法。

1 单井砂岩组划分

白于山位于陕北地区长4+5期的三角洲前缘亚相带内, 主要的沉积微相为水下分流河道与分流间湾相沉积。

结合研究区目的层特征, 大量搜集野外及室内资料, 通过取芯井详细的岩芯描述和室内测井沉积相的划分, 并结合岩芯分析资料, 适当考虑接触关系和次级关系, 对这些测井曲线的形态、幅度以及它们之间的组合形态进行研究。

考虑到声波时差和自然伽马曲线受岩层的物性、流体等多种因素影响, 本研究选用二者组合来区别岩性, 给出研究区砂层划分标准(图 1), 总结研究区长4+5油层组测井相特征。

具体思路为:画出纵横连井沉积剖面图, 建立研究区沉积相序演化格架, 再根据上述测井曲线相模式, 结合单砂体厚度平面变化趋势, 进行平面微相组合, 确定相带边界, 对该区沉积微相开展精细剖析。

2 连井砂岩组对比

岩相单元细分与对比是油气藏开发的基础, 直接决定判断剩余油分布规律的准确程度^[15-18]。鄂尔多斯盆地白于山地区低渗透油藏储层属于典型的三角洲前缘相沉积, 古地貌平缓, 水流稳定, 砂体展布方向性明显, 呈北东-南西向展布。油层组内部由两个三级正旋回组成, 对应长4+5₁和长4+5₂两个砂岩组。砂岩组内部又由若干个多期形成的单砂体相互切叠, 形成侧向复合砂体, 导致层内及平面上非均质性增强。

对单砂体构型结果进行剖析(图 2), 发现白于山地区小层内钙质夹层发育, 且分布不稳定。另外, 由于一个单砂体反映一个结构单元, 图 2反映出长4+5油藏岩体存在较多的结构面。由于结构面与结构体结合部位的岩体力学性质差异大, 预计将对应力及压裂缝扩展起到一定的控制作用。

3 特殊声波测井与岩体力学性质

为进一步揭示储层内部的非均质性, 建立较精确的三维空间展布的油藏岩体力学模型, 我们采用侧向复合砂体单一河道识别技术, 进行厚层块状非均质油藏解剖, 将研究的主力油层长4+5₂进一步分为长4+5₂¹小层、长4+5₂²小层、长4+5₂³小层和长4+5₂⁴小层(图 3)。

选取Y40-251井开展交叉偶极子阵列声波测井, 对测井资料进行解释和各种岩体力学性质计算。处理结果(图 3)显示, 最大水平主应力方向约为NE45°, 纵向剖面上顶/底部应力隔层厚度大, 分布稳定, 增加了长4+5油层结构体的完整性; 油层和小层内部单砂体之间应力夹层非常发育, 分布不稳定, 增加了岩体内部应力分布的非均质性。

综合该井纵向应力分布情况, 选取该单井目的层段实测平均破裂压力35 MPa为界, 高于35 MPa部分识别为应力隔夹层, 其指示意义为:超过平均破裂压力后岩石不易发生破裂, 且压裂过程中裂缝的纵向延伸会因为应力隔夹层的存在而受到严格限制。研究区其余各单井均存在相应的平均破裂压力, 可依据其实测值划分出应力隔夹层。棕色填充的面积表示应力隔夹层发育的相对程度(即该应力隔夹层对裂缝纵向延伸阻挡的相对程度), 造成纵向水淹程度的不同, 为剩余油挖潜指明方向。

以Y40-251井(图 3)为例, 可看出应力隔夹层的分布与自然伽马曲线、密度曲线以及比奥特系数曲线对应良好, 基本上呈正相关关系。从机理上剖析, 归一化后的自然伽马值可反映泥质的相对含量, 数值越大, 指示泥质含量越高; 成岩作用过程将导致泥岩或钙质岩类压实程度远远高于砂岩, 因此泥岩或含钙质夹层的泥岩密度常常显示异常高值; 比奥特系数是反映孔隙大小与分布对岩石可压缩性影响程度的物理量, 数值越大, 代表孔隙刚度越大, 岩石越不容易压缩及破裂。同时, 由于泥岩或者含钙质夹层的泥岩能干性小于砂岩, 易发生塑性流动或变形而不易发生脆性破裂, 因此, 如果泥岩在储层中呈稳定条带状分布, 将导致形成压裂的“隔夹层”, 其隔挡作用的实质在于与相邻砂岩储层段的应力差较大, 因而限制了裂缝在纵向上的延伸。

4 三维精细储层模型建立

基于常规测井数据, 结合交叉偶极子阵列声波测井资料, 设置模型的X, Y, Z网格精度分别为5 m, 5 m和0.5 m, 借鉴文献[19-22]中的建模方法, 建立三维精细储层地质及岩体力学模型(图 4)。

白于山地区生产井、注水井均为直井, 沿最大水平主应力方向穿过井筒, 切出截面属性模型, 将属性模型中的值输入压裂计算软件, 得到各属性在网格化界面上的分布图。根据储层地质模型5 m×5 m×0.5 m的网格精度, 导入压裂模拟软件中的网格精度为横向5 m, 纵向0.5 m。以上模型将用于开展全缝长压裂缝模拟, 得到压裂缝较为真实的展布形态^[23-27], 并最终揭示应力隔夹层对于剩余油挖潜的意义。

5 应力隔夹层划分意义剖析

以Y40-251井延长组储层为例。由于应力隔夹层对裂缝的延伸构成限制, 因此针对综合柱状图(图 3)显示的中间存在隔夹层的储层段设计两处压裂层段: 1650.0~1655.0 m (中部存在厚度为0.5 m的隔夹层)和1660.5~1668.0 m (中部存在厚度为0.4 m的隔夹层)。有充分的理由认为, 当两层段分别压裂时, 由于应力隔夹层的存在, 会导致隔夹层上下储层压裂规模不均, 因而造成上下储层动用程度产生较大差异, 剩余油赋存位置将集中于储层改造程度较低的层段, 可为下一步挖潜指明方向。

首先对需要模拟的储层单元进行拆分, 然后进行压裂缝预测, 再结合现场生态动态, 检验预测结果的可靠性。按照隔夹层分布位置, 将每个层段分别剖分为两个层段:层段1650.0~1655.0 m剖分成1650.0~1652.5 m (层段A)和1653.0~1655.0 m (层段B)(中部隔夹层厚0.5 m); 层段1660.5~1668.0 m剖分为1660.5~1664.5 m (层段C)和1664.9~1668.0 m (层段D)(中部隔夹层厚0.4 m)。将截切出的相应单井的剖面模型数据导入相同网格化精度的压裂模拟程序中, 设计混砂比、排量等参数, 预测压裂缝全缝长展布情况^[28-29](图 5)。

从图 5可以看出, 由于隔夹层上下物性及岩石力学性质的差异, 造成两层段压裂时, 隔夹层上方储层压裂缝的长度和开度较大, 储层改造程度较大; 下方裂缝长度和开度较小, 储层动用程度较低。

为进一步验证模拟结果的可靠性, 将A和C两层段分别采取桥塞隔开, 先后对B和D层段采取重复压裂。经矿场实际生产状况及产液剖面测井结果验证, 生产状况良好。

6 结论

1)传统压裂缝预测方法不能满足中国陆相低渗、特低渗储层的预测精度要求, 测井、地质模型与生产动态相结合的全缝长压裂数值模拟方法将大大提高预测精度。

2)应力隔夹层作为一种新的开发地质属性, 将对压裂缝纵向延伸和水驱波及范围起主导控制作用, 可据此提出开发调整措施。

3)与传统物性隔夹层相比, 应力隔夹层划分应与产能分析、油藏数值模拟等常规方法相结合, 才能达到提高剩余油挖潜精度的目的。