地质力学学报  2021, Vol. 27 Issue (1): 31-39
引用本文
刘建, 惠晨, 樊建明, 吕文雅, 王继伟, 尹陈, 王浩南. 鄂尔多斯盆地合水地区长6致密砂岩储层现今地应力分布特征及其开发建议[J]. 地质力学学报, 2021, 27(1): 31-39.
LIU Jian, HUI Chen, FAN Jianming, LYU Wenya, WANG Jiwei, YIN Chen, WANG Haonan. Distribution characteristics of the present-day in-situ stress in the Chang 6 tight sandstone reservoirs of the Yanchang Formation in the Heshui Area, Ordos Basin, China and suggestions for development[J]. Journal of Geomechanics, 2021, 27(1): 31-39.
鄂尔多斯盆地合水地区长6致密砂岩储层现今地应力分布特征及其开发建议
刘建1,2, 惠晨2,3, 樊建明1, 吕文雅2,3, 王继伟1, 尹陈2, 王浩南2    
1. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院, 陕西 西安 710018;
2. 中国石油大学 (北京) 地球科学学院, 北京 102249;
3. 中国石油大学 (北京) 油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249
摘要:致密油藏物性差,非均质性强,现今地应力分布特征影响着致密油藏钻井施工、井网部署、压裂改造和注水管理等方面。文章根据微地震监测法分析了鄂尔多斯盆地合水地区长6储层单井现今地应力的方向,利用水力压裂资料分析了研究区单井现今地应力大小。在单井现今应力分析的基础上,结合合水地区长6储层构造、沉积、岩相特点建立了三维非均质地质模型,通过室内三轴岩石力学试验与施工数据,得到不同岩相的岩石物理参数,由此建立三维力学模型。利用Ansys进行有限元数值模拟,得到了研究区长6储层三维现今地应力分布模型,模拟结果表明水平最大主应力范围为34~42 MPa;水平最小主应力范围为25~36 MPa;水平差应力范围为3~10 MPa,并将结果与实际测量的井点应力大小进行对比,误差小于10%,模拟结果可信。分析模拟结果可知研究区现今地应力的分布主要受到了岩石物理力学性质差异的影响,而构造格架的影响较小。在结果分析的基础上,建议研究区布井时,不仅考虑地应力的影响,还应将天然裂缝作为影响因素考虑,同时,为尽可能地降低开发成本,在差应力相等的区域,油气工业井一般部署在应力值低的地方。
关键词现今地应力    三维数值模拟    致密储层    合水地区    开发建议    
DOI10.12090/j.issn.1006-6616.2021.27.01.004     文章编号:1006-6616(2021)01-0031-09
Distribution characteristics of the present-day in-situ stress in the Chang 6 tight sandstone reservoirs of the Yanchang Formation in the Heshui Area, Ordos Basin, China and suggestions for development
LIU Jian1,2, HUI Chen2,3, FAN Jianming1, LYU Wenya2,3, WANG Jiwei1, YIN Chen2, WANG Haonan2    
1. Petroleum Exploration and Production Research Institute, Changqing Oilfield Company, PetroChina, Xi'an 710018, Shaanxi, China;
2. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;
3. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China
Abstract: Tight reservoirs feature poor physical properties and strong heterogeneity. The distribution of present-day in-situ stress affects tight reservoirs in the drilling operation, well pattern deployment, fracturing transformation and water injection management. The microseismic monitoring method and the hydraulic fracturing data were used respectively to analyze the direction of present in-situ stress of single well in the Chang 6 reservoirs and the magnitude of present-day in-situ stress of single well in the study area. Combining the analysis with the characteristics of structure, sedimentation and lithofacies in the study area, we built a three-dimensional heterogeneous geological model. Based on the triaxial rock mechanics test and operation data, we identified the physical parameters of different facies, and built a three-dimensional mechanical model. Also the Ansys finite element numerical simulation was applied to build a three-dimensional present-day in-situ stress distribution model of the Chang 6 reservoirs. The simulation results showed that the maximum horizontal principal stress ranged from 34 MPa to 42 MPa, the minimum from 25 MPa to 36 MPa, and the horizontal differential stress from 3 MPa to 10 MPa. The simulation results of the wellpoint stress had a less than 10% margin of error compared with the actual measurement, proving the simulation results are reliable. It was inferred from the simulation results that the present-day in-situ stress distribution in the study area was mainly affected by the difference in rock physical and mechanical properties, but less by the tectonic framework. On the basis of the result analysis, it is suggested that natural fracture should also be considered as an influencing factor when wells are deployed in the study area. Meanwhile, in order to reduce development cost as much as possible, industrial wells should be generally deployed in the place with low stress as for the area with equal differential stress.
Key words: present-day in-situ stress    3D numerical simulation    tight reservoir    Heshui area    suggestions for development    
0 引言

空气渗透率小于1 mD的储层被称为致密储层(邹才能等,2015),致密油气是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的新热点(贾承造等,2012)。致密储层物性差,利用常规开采技术开发难度大,针对该类储层,需采用大型压裂改造进行投产,而地应力对压裂增产效果具有重要影响(张斌等,2012),同时,地应力还影响致密油藏井网部署、注水管理和压裂改造方案等方面(曾联波,2008万晓龙等,2009翁剑桥,2020)。因此地应力的研究在致密油气开发过程中扮演着十分重要的角色。

现今地应力主要由重力、构造应力、孔隙流体压力和热应力耦合而成(廖新武等,2015),是多期构造作用和新构造活动共同影响而成(张浩等,2020)。文中的地应力指现今地应力状态,通常泛指第四纪中更新世以来的地应力(曾联波和田崇鲁,1998)。地应力的研究已经有上百年的历史,国内外学者在地应力测量和计算方面开展了大量的研究工作(Fairhurst, 1964Hast, 1969Bell and Gough, 1979许忠淮,1990),提出了许多测量和计算地应力的方法。每种方法都有其优缺点,应根据实际情况选择较合理的方法。除此之外,数值模拟也在地应力研究中被广泛应用,应力场数值模拟开始于20世纪中期,随着计算机技术的发展,中国在20世纪70年代将该方法应用在地学领域(张胜利,2011)。数值模拟常用的方法为离散元与有限元方法,常用的软件有Petrel,Ansys,PFC,FLAC,ABAQUS等(毛哲等,2018)。其中,有限元数值模拟法具有很高的适应性,可以模拟地质演化过程、阶段等,对受力复杂、加载特殊的模拟问题也可以实现(权凯,2014)。由于三维地质建模复杂繁琐(刘爱华等,2013),目前大多学者进行二维应力场数值模拟,但其只能展示平面的应力分布,三维应力场数值模拟相比之下对空间的应力变化就有更好地展示,但需要考虑的因素和参数也更多,其精度主要取决于地质模型的建立和岩石力学参数的确定,目前三维应力场数值模拟多存在将同一地层赋予相同的岩石物理参数,对于层内存在透镜体、砂泥岩互层等现象,无法体现单层内垂向上非均质性及平面非均质性对地应力的影响等问题(刘爱华等,2013权凯,2014刘洪涛等,2016毛哲等,2018徐珂等,2018)。

众多学者从单井应力测量、二维应力场数值模拟并结合生产动态等方面对鄂尔多斯盆地的地应力特征、地应力的应用进行了研究(周新桂等,2009杜玮暄等,2010徐磊,2016)。研究表明,由于鄂尔多斯盆地的构造变化较弱,地应力方向的变化较弱;同时,水平最大主应力的方向与差应力的大小对压裂缝的展布和复杂程度有很大的影响,从而对压裂生产有重要的影响。总体来说,目前对鄂尔多斯盆地地应力分布规律研究以二维地应力数值模拟为主,对地应力分布的影响因素研究较少,同时对合水地区长6致密储层现今地应力研究工作开展较少,缺少对该地层现今地应力分布的认识,一定程度上制约了该地区井网部署及压裂施工等工作的进程。

文章以鄂尔多斯盆地合水油田长6致密砂岩储层为研究对象,在对单井地应力分析和区域地应力特点综合分析的基础上,结合研究区实际构造特点、沉积特点、岩相特点建立三维非均质地质模型;通过高温高压三轴岩石力学实验和研究区压裂施工的实际数据,确定不同岩相的岩石物理参数,建立符合研究区实际的三维力学模型;利用Ansys有限元数值模拟软件开展三维现今应力场数值模拟。以研究区实测的地应力为验证依据,通过不断调整模型和边界条件,进行反复模拟,得到研究区的地应力分布规律。在此基础上,探讨了研究区地应力分布的影响因素及地应力对研究区井网部署和压裂施工的影响,为致密油藏的高效开发提供地质依据。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地地处中国中部,是一个叠合的克拉通盆地,即中生代发育的盆地叠加在古生代盆地之上(吕文雅等,2020)。自三叠系地层沉积以后,该区中新生代构造应力场可以分为4期,分别为印支期、燕山期、喜马拉雅期、新构造期,其中,新构造期为中更新世以来的构造应力场,即现今应力场。该区以现今最大主应力为北东东—南西西方向挤压和最小主应力方向为北北西—南南东方向拉张为主,现今最大主应力方位约为NE70°—NE80°,且随着深度增加,现今最大、最小主应力呈线性增加(曾联波,2008)。研究区合水油田位于鄂尔多斯盆地的西南部(图 1),是三叠系延长组和侏罗系延安组两个含油层组的叠合发育区。构造上位于伊陕斜坡(图 1),总体为向西倾的单斜,倾角不足1°(吴松涛等,2015)。三叠系延长组自下而上分为10个油层组:长10—长1。研究区主要发育长10—长2储层(邓胜徽等,2018),此次的研究主力层为三叠系延长组长6油层,属于湖泊环境下的辫状河三角洲前缘亚相沉积,主要发育水下分流河道、河口坝、分流间湾和席状砂微相(白薷等,2012)。研究区长6储层岩性主要为灰色细—中粒岩屑长石砂岩夹泥岩、细—中粒长石岩屑砂岩和细—中粒长石砂岩等,平均孔隙度为8.47%,平均渗透率为0.11 mD(鞠玮等,2014),属于典型的致密砂岩储层。

图 1 研究区所处构造位置示意图(据赵向原等,2015修改) Fig. 1 Structural location of the study area (modified after Zhao et al., 2015)
2 单井地应力特征 2.1 单井地应力方向

地应力方向对井网的部署具有重要影响,判断地应力方向的方法包括波速各向异性法、差应变法、井壁崩落法和微地震法等(戴俊生等,2014)。其中,微地震监测人工裂缝技术常用于测试深部的地应力信息,测试结果可以反映地下较大范围的地应力信息(图 2),被认为是目前现今地应力测试的有效方法(戴俊生等,2016)。根据研究区两口井的微地震监测结果,得到人工裂缝的延伸方向大致为NE70°—NE80°,即可推断水平最大主应力的方位为NE70°—NE80°。

图 2 研究区G1井、X1井微地震监测示意图 Fig. 2 Diagram of the microseismic monitoring on the wells G1 and X1 in the study area
2.2 实测单井地应力大小

单井地应力大小的测量方法有很多种,包括水压致裂法、应力解除法、声发射法、差应变法等(景锋等,2008解东亮,2013)。其中,水压致裂法的应用十分普遍,其显著的优点为操作简单、原位测量、测量深度可达数千米等(邬立等,2009朱琳琳等,2018)。利用水压致裂法来判断地应力的原理为:在注水压裂过程中,压裂段孔壁会出现裂隙,停止注水后,裂隙会立即停止延伸,在地应力场作用下被高压液体涨破的裂隙会趋于闭合,把保持裂隙张开时的平衡压力称为瞬时关闭压力,它与垂直裂隙面的最小水平主应力大小相同(李振刚等,2018曹金凤等,2012印兴耀等,2018),由此可得到最小水平主应力的大小。

根据研究区3口井的水力压裂资料分析,通过水力压裂得到该井点长6储层的单井水平最大主应力值在34~37 MPa之间,平均值为35.29 MPa,水平最小主应力在27~32 MPa之间,平均值为29.33 MPa,水平差应力在3~7 MPa之间,平均值为5.96 MPa(表 1)。

表 1 水力压裂法测得单井应力值 Table 1 Values of the present-day in-situ stress in the single wells measured by the hydrofracturing method
3 应力场数值模拟及地应力分布规律 3.1 应力场三维有限元数值模拟

应力场数值模拟是研究构造应力场的一种重要手段,包括了有限元法、有限差分法、边界元法、离散元法等(李玉江等,2009)。其基本原理为:将地质体离散成有限个连续的单元,单元之间以结点相连,用离散的结构模型去逼近实际的油气储层结构, 建立以结点位移或单元内力为未知量,以整体刚度矩阵为系数的联立方程组,可求取各节点主应力值的大小和方向,即储层应力场(刘广峰等,2009)。有限元数值模拟在其发展过程中由二维模拟发展到三维模拟,相比较于二维模拟,三维模拟能更好地体现区域地应力场在垂向上的特征。

为了明确研究区低渗透储层地应力的空间特征,文章利用Ansys软件对合水地区延长组长63-1小层进行了三维有限元数值模拟。首先根据研究区实际构造特点、沉积特点、岩相特点建立三维非均质地质模型,研究区发育湖泊环境下的辫状河三角洲前缘亚相沉积(白薷等,2012),主要发育水下分流河道和少部分分流间湾微相,构造上研究区整体表现为一个西倾的单斜(吴松涛等,2015),构造变形较弱,且无断层,因此研究区三维非均质地质模型主要体现在岩性和砂体厚度的差异上(图 3),在建立三维非均质地质模型的基础上,通过高温高压三轴岩石力学实验和研究区压裂施工的实际数据,确定不同岩性及不同砂体厚度的岩石力学参数(表 2),研究区的主要岩性为厚层细砂岩、中层粉砂岩、薄层粉砂质泥岩和泥岩,其中,对厚层细砂岩赋值泊松比0.28,杨氏模量35.70 GPa;中层细砂岩泊松比为0.30,杨氏模量赋值为32.80 GPa;薄层泥质粉砂岩/粉砂质泥岩赋值泊松比0.32,杨氏模量30.00 GPa;对泥岩赋值泊松比0.35,杨氏模量28.00 GPa;属性赋值结束后建立适合研究区实际的三维岩石力学模型。

图 3 研究区岩性分布图(据长庆勘探开发研究院, 2020修改) Fig. 3 Diagram of the lithologic distribution in the study area (modified after Petroleum Exploration and Production Research Institute of Changqing Oilfield Company, 2020)

表 2 研究区岩石力学参数施加值 Table 2 Assignment of values to rock mechanics parameters in the study area

在三维非均质地质模型和三维力学模型建立的基础上,对模型进行网格划分,得到三维有限元网格模型(图 4)。由震源机制解研究可得,研究区水平最大主应力方向为北东东—南西西向(盛书中等,2015),同时结合单井地应力大小和方向的研究,对三维力学模型施加边界条件(表 3),其中,将水平最大主应力方向设为NE70°,大小为36 MPa;将最小水平主应力方向设为NW20°,大小为28 MPa;垂向应力在铅锤方向随着深度的增加应力大小也会增加,由于研究区为一向西倾的单斜,构造变形及起伏较弱,且岩性主要以细—粉砂岩为主,因此对于垂向应力采用依照密度施加,根据密度资料得到研究区岩石的平均密度为2.3 g/cm3。在边界条件施加完成之后,利用Ansys有限元数值模拟软件开展三维现今应力场数值模拟。以研究区实测的地应力为验证依据,通过不断调整模型和边界条件,进行多次反复模拟,得到研究区的地应力分布规律。

图 4 研究区三维有限元网格模型 Fig. 4 Diagram of the 3D finite element mesh model of the study area

表 3 边界条件施加值 Table 3 Assignment of values to boundary conditions
3.2 地应力的空间展布规律

通过三维应力场数值模拟,得到研究区长63-1层的地应力分布图(图 5图 7),从模拟结果来看,水平最大主应力范围为34~42 MPa;水平最小主应力范围为25~36 MPa;水平差应力范围为3~10 MPa。平面上水平最大、最小主应力的高值主要分布在细砂岩区域,而粉砂岩区域和粉砂质泥岩区域应力值较低,研究区边缘泥岩区域应力值最低。垂向上呈现出与平面上较一致的规律,在厚度较大的细砂岩区域,水平最大主应力值较高,而在厚度小的细砂岩和薄层的粉砂质泥岩及泥岩区域,应力值降低。将模拟结果与压裂所得的N1井、N2井和Z1井的地应力结果进行对比(表 4),结果表明误差在10.00%以内,说明模拟的可信度相对较可好。

图 5 长63-1层最大水平主应力分布图 Fig. 5 Distribution diagram of the maximum horizontal principle stress in the Chang 63-1 Formation

图 6 长63-1层最小水平主应力分布图 Fig. 6 Distribution diagram of the minimum horizontal principle stress in the Chang 63-1 Formation

图 7 长63-1层水平差应力分布图 Fig. 7 Distribution diagram of the horizontal differential stress in the Chang 63-1 Formation

表 4 长63-1层单井应力测量值与应力场数值模拟值对比表 Table 4 Comparison of the simulation results and the measured values of the stress field in the Chang 63-1 Formation

一般来说,地应力分布主要受三个因素的影响:一是构造格架,包括断层产状和地层厚度变化;二是区域应力场;三是岩石物理力学性质(谭成轩等,2006);由于研究区构造变形较弱,断层不发育,构造格架对现今地应力的影响并不大。主要影响研究区现今地应力分布的因素为岩性与砂体厚度。岩性对地应力的影响主要体现在岩石的矿物组分、结构及胶结程度等方面。其中,细砂岩主要为厚层、中层发育,泥质粉砂岩/粉砂质泥岩为薄层发育。由于岩性的不同,其岩石力学性质也不同,主要表现为细砂岩的杨氏模量值最大,泊松比最小,而泥岩的杨氏模量最小,泊松比最大,进而造成了研究区现今地应力分布的差异,结果显示为细砂岩区域应力值都高于粉砂岩、粉砂质泥岩及泥岩区。这表明影响研究区地应力分布的主要因素为岩性,高强度的岩石较低强度的岩石应力值高。

4 开发建议

在低渗透储层压裂施工过程中,地应力对体积压裂的影响主要体现在:①最大主应力方向影响了单一压裂缝的延伸方向和长度(张志强等,2016);②水平差应力大小是压裂的关键因素,其值较小时,才能形成复杂的缝网,否则易形成延伸方向与最大主应力方向一致的单一压裂缝(徐珂等,2018)。因此,结合研究区布井情况分析,Z1井、Z2井、N5井所处位置的水平差应力大致在2~4 MPa,对这几口井进行体积压裂更容易形成复杂的缝网,而N1井、N6井所处位置水平差应力较高,为8~10 MPa,更容易形成单一的压裂缝,这些单一的压裂缝延伸的方向受到水平最大主应力方向的控制,推断其大致朝着NE70°的方向延伸。但同时,压裂缝的延伸也受到天然裂缝的影响,因此在布井时,也要考虑到研究区天然裂缝的发育情况。

另一方面,在水平应力差相等的情况下,所处地区的水平最大应力值越低,压裂缝形成所需的起裂压力就越低(张来功,2016);因此为尽可能地降低开发成本,在差应力相等的区域,油气工业井一般部署在应力值低的地方。如N7井与N1井所在地区,差应力大致相等,而N1井所在地区的最大主应力值较低,因此开发成本相对N7井较低一些。

5 结论

(1) 根据井下微地震监测分析表明,研究区水平最大主应力的优势方向为NE70°—NE80°。

(2) 通过应力场三维数值模拟得到,水平最大、最小主应力的高值主要分布在研究区的中部,即砂岩区域,而研究区边缘区为泥岩区域,应力值较低,也证明了研究区的应力分布主要受岩石力学性质的影响。

(3) 在差应力相等的区域,尽量选择水平最大主应力值低的地区,其所需起裂压力较低,可以一定程度上降低开发成本。

(4) 在实际进行布井时,不仅需要考虑现今地应力的方向和大小,同时要结合研究区天然裂缝的发育情况综合考虑。

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