陆相非均质储层砂体侧向延伸范围小, 纵向物性差异大, 油水井之间不能建立有效驱动体系, 油层内有效动用程度差异大。对油藏整体压裂后纵横向上单砂体之间裂缝的展布特征认识不清, 难以确定油水井之间及各单砂体之间是否形成了有效的沟通裂缝。针对上述问题, 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了一系列预测理论和方法^[1-5]。油田开发前期主要以大规模体积压裂为主, 由于低渗储层非均质性较强, 因此在纵向上水驱效果存在很大差别, 剩余油分布不均^[6], 而这种情况直到油田开发中后期才逐渐被重视。梁文富等^[7-8]通过单砂体注采关系完善程度对单井进行评价, 进行特高含水期水驱精细调整挖潜。王一博等^[9-11]通过河道砂体储层非均质性探讨单砂体对剩余油分布的控制作用。张庆国等^[12-13]从三维空间展布对单砂体进行精细刻画, 将其分类并采取相应挖潜对策。另外, 一些学者针对水力压裂缝扩展机制及影响因素进行相应研究, Munjiza等^[14]认为人工压裂要考虑油层和岩层的不同力学行为, 保证裂缝不能穿透岩层。张林等^[15]认为河流沉积作用会对水力压裂裂缝形态产生影响, 并对其横向延伸机制进行了研究。Fisher等^[16]认为水力压裂受到岩石物理机制、沉积环境等的影响, 使得非常规储层的缝高受到限制, 这对油田经济开发具有积极的作用。吴文娟等^[17]提出超低渗油气藏非对称压裂数值模拟理论及应用技术。目前针对鄂尔多斯盆地特低渗非均质储层的裂缝扩展特征研究尚缺乏较为系统和精确的适用方法, 笔者通过测井曲线对目标层段进行单砂体细分, 采用常规测井、特殊测井与沉积微相特征结合开展油藏三维地质与岩石力学场建模, 并进行随井间储层和应力场变化的全缝长压裂数值模拟, 以期对陆相低渗透非均质储层中后期改造与剩余油挖潜提供理论指导。

单砂体指自身垂向上和平面上都连续, 但与上、下砂体间有泥岩或不渗透夹层分隔的砂体, 单砂体细分与对比是油气藏开发的基础, 对于判断剩余油分布规律的研究意义重大^[18-19]。鄂尔多斯盆地王窑区块致密储层属于三角洲前缘水下分流河道多期叠加沉积, 泥质夹层、钙质夹层及物性夹层均很发育, 层间非均质性强, 平面分布不稳定; 并受河流流向控制, 水下分流河道沉积微相为其骨架砂体, 砂体展布方向性明显, 呈北东—南西向展布。将长6₁¹小层分为长6₁^1-1、长6₁^1-2和长6₁^1-33个砂体, 其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, 导致层内及平面非均质性增强。

为进一步揭示储层内部非均质性, 建立较为精确的油藏三维空间展布的岩体力学模型, 通过野外露头、连井剖面对比结合, 开展层内单砂体连通性描述及单砂体的精细划分。将研究的主力油层长6₁^1-2进一步分为长6₁^1-2-1、长6₁^1-2-2、长6₁^1-2-3和长6₁^1-2-44个单砂体, 每个单油砂体厚2~3 m, 单砂体之间发育应力夹层或层间接触面, 特征明显(图 1)。

图 1

图 1 延长县长611油层野外露头与安塞油田长611油层测井对比 Fig.1 Contrast between outcrop photo of Chang 611 reservoir in Yanchang county and logging of Chang 611 reservoir in Ansai Oilfield

鄂尔多斯盆地东缘延长县长6₁¹野外剖面横向变化模型指导下的安塞油田长6₁¹油层连井剖面对比见图 2, 从中可以发现井间单砂体变化快、连通性差, 反映本区多期河道叠加成因的侧向复合砂体特征, 可以分为3类储层。对比结果表明, 各储层在剖面上夹层的出现频率相差不大, 长6₁^1-2和长6₁^1-3夹层相对较发育, 在平面上, 夹层频率高的区域往往出现在河道和靠近分流间湾泥质沉积之间^[18]。这是由于在河道主体带上, 泥质夹层不易保留, 在远离河道主体带部位, 延伸至此的砂体也减少, 砂层间的夹层自然也少, 而恰恰在二者之间, 一般砂体均可延伸到, 加上泥质夹层不易被冲刷掉, 因此夹层出现频率较高之处往往在主河道与分流间湾泥质沉积处之间的部位。

图 2

图 2 延长县长611野外剖面横向变化模型指导下的安塞油田长611油层连井剖面 Fig.2 Sections parallel of Chang 611 reservoir in Ansai Oilfield under guidance of lateral changes of profile in field model of Chang 611 reservoir in Yanchang County

王窑区块位于陕北地区长6油层的三角洲前缘亚相带内, 根据其岩性、物性特征, 利用测井曲线将研究区的沉积微相细分为水下分流主河道、水下分流浅河道、水下分流浅滩与水下分流间湾沉积。通过测井曲线组合得到各单砂体的砂地比, 并以大型浅水三角洲水下分流河流沉积模式为指导, 再结合研究区历年生产动态数据, 最终进一步精细刻画长6₁^1-2-1—长6₁^1-2-44个单砂体的沉积微相平面展布图(图 3)。

图 3

图 3 研究区单砂体精细沉积微相平面图 Fig.3 Fine sedimentary microfacies classification results of study area

通过偶极子声波测井得到纵横波时差, 进而计算储层岩石力学参数。常规测井中可以得到岩石密度和纵波时差曲线, 横波时差可以通过阵列或偶极子声波测井得到, 因此须通过研究区王检16-157井的偶极子声波测井进行纵横波时差相关关系分析, 推广到全区常规测井的岩石力学参数计算。储层地应力场的计算是通过地层垂直应力、构造应力和孔隙流体压力的叠加原理, 得到地层总应力, 选取该井目的层段实测平均张性破裂压力24.5 MPa为界, 高于24.5 MPa部分视为应力隔夹层, 这对储层压裂缝纵向延伸规律的研究至关重要(图 4)。

图 4

图 4 王检16-157井偶极子声波测井岩石力学综合图 Fig.4 Logging interpretation results of well Wj16-157

处理结果表明(图 4), 最大水平主应力方向约为NE65°, 油层纵向剖面上顶、底纵向应力隔层厚度大, 分布稳定; 单砂体之间应力夹层非常发育, 分布稳定性差, 增加了岩体内部应力分布的非均质性; 通过岩石力学与应力计算, 可以细分出多个应力段, 将应力较大段作为单砂体之间的应力隔夹层; 这些应力隔夹层将对裂缝的纵向扩展起到一定的屏障作用, 造成纵向水淹程度的差别, 为剩余油挖潜指明方向。

在单砂体细分的基础上, 以鄂尔多斯盆地安塞油田研究区块为例(图 4), 采用测井和沉积微相约束的方法建立三维油藏精细地质与岩石力学模型。建模步骤:首先, 通过岩心实验、偶极子声波测井和常规测井结合建立井点物性、岩石力学参数; 其次, 利用井间沉积微相模型约束建立三维精细物性、岩石力学模型; 最后, 开展重力应力、构造应力、孔隙压力计算及多应力叠加建立地应力场模型, 研究区最大水平主应力方向为NE65°。设置模型X×Y×Z网格精度分别为5 m×5 m×0.2 m, 网格精度和模型层位的设置符合油田中后期精细开发的需求。三维精细建模属性指导下的压裂模拟全面考虑了地层纵横向非均质性变化特征, 优于传统意义上的基于测井参数的半缝长均质储层压裂模拟, 这将为中国陆相非均质储层的水力压裂缝扩展规律与特征进行准确精细的表征提供指导^[17]。模型层位从上至下依次为:长6₁^1-1小层, 长6₁^1-2-1、长6₁^1-2-2、长6₁^1-2-3和长6₁^1-2-4 4个单砂体, 长6₁^1-3小层及长6₁²小层(图 5)。

图 5

图 5 安塞油田某区块长61目的层三维精细地质模型 Fig.5 3D fine geological models of Chang 61 in WY zone of Ansai Oilfield

通过对所建模型主力层位与非主力层位杨氏模量、泊松比概率统计分布的研究可以发现:主力层位河道砂体发育部位的杨氏模量主要集中在33.79×10⁶~39.99×10⁶ kPa, 泊松比主要集中在0.2~0.25;杨氏模量总体分布范围为27.58×10⁶~44.82×10⁶ kPa, 泊松比总体分布范围为0.15~0.3, 基本上符合正态分布。主力层位的泊松比均值比非主力层位的泊松比均值小0~0.3, 反映主力层位砂岩含量较高、泥质含量较低的特点, 说明主力层发育在水下分流河道沉积相, 储层物性较好。通过以上模型分析认为:储层物性、岩石力学及地应力模型都存在稳定条带状分布的应力隔夹层发育, 在压裂施工参数相同的情况下, 压裂过程中裂缝形成的展布特征与岩体的力学性质及地应力分布直接相关。

全缝长压裂指压裂后裂缝在井筒以外的实际分布状况, 包括井筒两侧不对称分布的缝长、缝高、缝宽、走向、倾向等。由于多期河道叠加致使储层纵横向的非均质性较强, 而适合于海相均质储层的半缝长压裂模拟(左右对称的裂缝)难以表征陆相非均质性储层的压裂缝展布特征。基于建模属性指导下的压裂模拟也全面考虑了地层纵横向非均质性变化特征, 优于传统意义上的基于测井参数的压裂缝模拟, 这将为中国致密非均质储层的人工裂缝展布特征进行准确精细的表征提供指导。

为达到预测陆相非均质储层压裂缝非对称展布的目的, 须实现三维地质、岩石力学和地应力模型与压裂模型的数据对接。首先, 根据储层地质模型5 m×5 m×0.2 m的网格精度, 设置导入压裂模拟软件中的网格精度为横向5 m, 纵向0.2 m; 其次, 沿最大水平主应力方向穿过井筒切出截面地质属性模型数据, 输入压裂计算软件得出各属性在网格化界面上的分布图; 最后, 设计砂量、混砂比、排量等压裂施工工序参数, 预测压裂缝非对称展布情况, 实现了储层地质模型与压裂预测软件相互对接, 考虑了研究区非均质储层的实际。用于全缝长压裂缝模拟并最终揭示非均质储层裂缝展布特征, 为剩余油挖潜提供方向。王窑区的水驱前缘与示踪剂监测结果表明, NE66°方向为前缘方向, 示踪剂推进速度最快, 这与王检16-157井偶极子声波测井得出的最大水平主应力方向吻合, 为研究区天然裂缝与压裂缝的主方向。

以研究区王21-10井1 227~1 242 m压裂层段为例, 初次压裂缝非对称展布情况如图 6(a)所示(图中, 井筒在网格的最中间列, 黑色部分为射孔段, 随着压裂的实施, 裂缝向左右两端推进)。模拟结果显示, 该井压裂三段全缝长最长150 m, 总缝高6.5 m, 最大缝宽2.1 mm, 平均缝宽1.3 mm。虽然是整体压裂, 但是由于中间稳定的应力隔夹层的影响, 压裂缝纵向差异明显, 上下层段之间并不连通, 压裂缝向高渗透率的储层延伸, 因此纵向上储层改造程度不均匀, 长6₁^1-2-2单砂体和长6₁^1-2-4单砂体都压开, 上、下段改造程度较大, 对改善储层导流能力贡献较多; 而中间层长6₁^1-2-3未压开, 中间段改造程度较小, 裂缝没有完全张开, 储层并未得到有效动用, 且隔夹层发育稳定, 储层纵向动用严重不均, 剩余油潜力较大。裂缝两翼扩展长度差异较大, 是符合陆相非均质储层的实际情况, 能够最精确地表述致密非均质储层压裂缝三维展布特征，因此对该井进行重复压裂, 以充分动用6₁^1-2-3单砂体内油藏。

图 6

图 6 王窑区块王21-10井1 227~1 242 m压裂缝非对称展布特征 Fig.6 Asymmetric fracture distribution of 1 227-1 242 m in well W21-10, Wangyao zone

基于以上情况, 对该井进行重复压裂, 图 6(b)为重复压裂后的裂缝展布特征。与之前相比, 裂缝长度、高度和宽度都相应增加, 尤其是中间层长6₁^1-2-3压开, 将之前未动用的剩余油进行合理采收, 实施效果明显, 日增油约为1.5 t。依据本文中方法, 对鄂尔多斯盆地的新井进行纵向选层和压裂预测, 老井进行重复压裂改造, 现场实施结果(表 1)表明:成功率高达90%以上, 单井平均日增油2t以上, 平均含水量下降明显, 取得较好的实施效果。

表 1

表 1 研究区块措施选井实施效果 Table 1 Effect of implementation of measures in study area 井号 措施建议 措施前动态 试油成果 措施后动态 日产液/ m3 日产油/ t 含水率/ % 日产油/ (m3·d-1) 水量/ (m3·d-1) 日产液/ m3 日产油/ t 含水率/ % 王加25-071 4号单砂体补孔 0.52 0.39 12.5 7.52 0 3.89 2.70 17.4 王加25-091 重复压裂 1.18 0.85 14.2 21.60 0 4.03 2.84 16.2 王加22-073 3号单砂体补孔 1.18 0.49 50.6 30.09 0 7.25 2.62 56.9 王加28-083 3、4号单砂体补孔 1.08 0.82 9.6 5.10 0 5.51 3.88 16.2 王22-051 体积压裂 0.82 0.59 14.3 15.30 0 8.63 2.46 66.1 王加29-063 1号单砂体补孔 0.97 0.52 36.2 0 7.8 6.25 2.35 55.2 王26-02 隔长611-3, 单采长611-2 2.91 0.84 65.1 16.77 1.5 3.03 1.63 36.3

表 1 研究区块措施选井实施效果 Table 1 Effect of implementation of measures in study area

(1) 根据鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩储层沉积特征, 在单砂体细分基础上, 通过测井、三维精细模型与生产动态相结合的全缝长压裂数值模拟方法可以对压裂缝扩展特征进行准确预测, 适合于低渗非均质储层开发中后期的剩余油挖潜。

(2) 基于三维精细模型的全缝长压裂模拟方法的研究, 近几年来在鄂尔多斯盆地实施的措施增产效果好。研究表明压裂改造后裂缝沿单砂体内部横向延伸, 应力隔夹层对裂缝的垂向扩展起到很好的封隔作用, 解释了储层剖面动用不均的主要原因, 为提高油田最终采收率有重要的指导作用。