致密砂巖氣儲層水力壓裂后產(chǎn)能測井評價技術*
——以鄂爾多斯盆地臨興區(qū)塊為例

秦瑞寶 余 杰,2 黃 濤

(1.中海油研究總院有限責任公司 北京 100028； 2.長江大學地球物理與石油資源學院 湖北武漢 430100)

近年來，鄂爾多斯盆地上古生界發(fā)現(xiàn)了多個儲量巨大的致密砂巖氣藏，成為我國重要的天然氣生產(chǎn)基地。致密砂巖氣儲層具有低孔隙度、低滲透率、低含氣飽和度以及低測試產(chǎn)能等特征，一般需要采用水力壓裂等增產(chǎn)措施，以提高測試產(chǎn)能和穩(wěn)產(chǎn)有效期[1-2]。前人在利用測井資料評價致密砂巖氣儲層壓裂后產(chǎn)能研究方面取得了一定進展[3-11]，但仍然面臨著水力壓裂測試成功率低與壓裂后產(chǎn)能低的難題。

鄂爾多斯盆地臨興區(qū)塊的勘探開發(fā)實踐表明，致密砂巖氣層的壓后產(chǎn)能影響因素十分復雜，除了儲層孔隙度、滲透率、含氣飽和度等儲層靜態(tài)參數(shù)外，巖石脆性也是衡量儲層可壓裂改造程度的一項重要參數(shù)，儲層巖石脆性好的層段壓后易于形成復雜網(wǎng)狀裂縫，壓裂改造效果更好，壓后產(chǎn)量更高。另外，氣層(差氣層)與圍巖(或干層)的最小地應力差也會影響壓裂試氣效果。本文在孔隙度、滲透率、含氣飽和度等儲層靜態(tài)參數(shù)精細評價基礎上，開展了致密砂巖氣儲層巖石脆性分類與壓裂效果檢測方法研究，建立了臨興區(qū)塊動態(tài)脆性指數(shù)與壓裂縫發(fā)育程度的定量評價指標，并利用快慢橫波各向異性度指標檢測儲層的壓裂效果，形成了動靜態(tài)參數(shù)耦合的致密氣測井產(chǎn)能分級預測方法及標準。本文方法對提高致密砂巖氣層壓裂后產(chǎn)能預測精度和水力壓裂成功率，減少壓裂低產(chǎn)氣層，進而提高致密砂巖氣藏勘探開發(fā)效益具有重要指導意義。

1 區(qū)塊概況及儲層特征

臨興區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地晉西撓褶帶，行政區(qū)劃處于山西省西部臨縣、興縣境內(nèi)?？碧綄嵺`表明，臨興區(qū)塊在多個勘探層系發(fā)育有致密氣層，包括上古生界二疊系石千峰組、上石盒子組、下石盒子組、太原組以及石炭系本溪組。研究區(qū)儲層巖石成分復雜，巖屑、長石含量高，不同層系巖石脆性和現(xiàn)今地應力差異較大，使得儲層壓裂改造的效果有比較大的差異[12]。

巖礦分析表明，臨興地區(qū)儲層主要發(fā)育長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖與巖屑砂巖，少量發(fā)育巖屑石英砂巖與石英砂巖(圖1)。巖石富含巖屑與長石，石英含量較低，其中巖屑含量約35%～80%，平均38%；長石含量約5%～46%，平均24%；石英含量約10%～80%，平均38%。巖屑組分中，變質(zhì)巖含量最高，平均15%，包括石英巖、千枚巖、泥板巖、片巖及變質(zhì)砂巖等；火成巖巖屑次之，以噴出巖為主；沉積巖巖屑少量，以粉砂巖、泥質(zhì)巖為主；見少量云母，以黑云母為主。填隙物含量約5%～55%，平均13%；膠結(jié)物主要為硅質(zhì)、碳酸鹽巖、自生高嶺石、伊利石及綠泥石等，雜基則以水云母和凝灰質(zhì)填隙物為主。儲層物性分布范圍廣，孔隙度約0.3%～21.5%，平均為7.3%；滲透率約0.001～89.6 mD，平均為0.33mD。致密與特低滲砂巖儲層占比近80%，須進行壓裂改造才能獲得工業(yè)產(chǎn)能。

圖1 臨興區(qū)塊致密砂巖儲層巖性分類Fig.1 Lithology classification of tight sandstone gas reservoirs in Linxing block

2 測井響應與產(chǎn)能的關系

儲層產(chǎn)能是由儲層的自身條件和外部環(huán)境以及油氣性能等共同決定的。在實際生產(chǎn)中，對于一個特定的區(qū)域，認為外部環(huán)境條件和油氣性能都是相對固定不變的，此時儲層產(chǎn)能僅取決于儲層的自身性質(zhì)，這是利用測井資料預測產(chǎn)能的理論依據(jù)，而壓裂后產(chǎn)能預測還需要考慮儲層壓裂效果對產(chǎn)能的影響。總之，弄清影響產(chǎn)能的主要因素是產(chǎn)能預測的關鍵[13-14]。鄂爾多斯盆地蘇里格與大牛地氣田，形成了以常規(guī)測井資料為基礎的產(chǎn)能評價技術，并取得了比較好的產(chǎn)能預測效果[15-22]。

在臨興區(qū)塊，區(qū)分不同產(chǎn)能等級的敏感測井曲線是中子孔隙度、密度和自然伽馬。對于自然高產(chǎn)的儲層，自然伽馬值小于50 API、密度-中子孔隙度曲線重疊，表現(xiàn)為明顯的正差異(密度-中子孔隙度差值大于4%)(圖2)。

圖2 臨興區(qū)塊致密砂巖氣儲層不同測試產(chǎn)能的自然伽馬和密度-中子孔隙度差值交會圖Fig.2 Natural gamma and density-neutron porosity difference cross plot with different gas production capacity of tight sandstone gas reservoirs in Linxing block

而對于密度-中子孔隙度曲線有一定的重疊，但差異不明顯(密度-中子孔隙度差值為-3%～4%)時，當自然伽馬值小于50 API時，為壓后無阻流量大于10 000 m3/d儲層；自然伽馬值大于50 API時，為壓后無阻流量3 000～10 000 m3/d儲層。對于壓后無阻流量小于3 000 m3/d 的儲層，自然伽馬值大于50 API，密度-中子孔隙度曲線重疊差異不明顯或者為負差異(密度-中子孔隙度差值小于-3%)。 密度與中子孔隙度差值φD-N為

-CNL

(1)

式(1)中：DEN為密度測井值，采用視石灰?guī)r進行孔隙度刻度，g/cm3；CNL為中子孔隙度測井值，f。

另外，臨興區(qū)塊壓后無阻流量隨著孔隙度增大呈近似指數(shù)關系(圖3)。但無論是常規(guī)測井資料劃分產(chǎn)能級別(圖2)，還是壓后無阻流量與孔隙度的關系(圖3)，都有一些異常分布的資料點。分析其原因，主要是由于臨興區(qū)塊儲層巖石組分、孔隙結(jié)構(gòu)等復雜，造成不同層系儲層的可壓裂性差異大，影響了壓后產(chǎn)能。

對臨興區(qū)塊29口探井62個測試層段壓裂后產(chǎn)量的統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，不產(chǎn)氣或產(chǎn)微量氣的比例高達53%，無需壓裂即可獲得自然產(chǎn)量的層段占13%，壓裂后產(chǎn)氣量大于5×104m3/d的層段占2%，壓裂后產(chǎn)氣量為(2～5)×104m3/d的層段占10%，壓裂后產(chǎn)氣量為(1～2)×104m3/d的層段占5%，壓裂后產(chǎn)氣量為(0.3～1.0)×104m3/d的層段占11%，壓裂后產(chǎn)氣量小于0.3×104m3/d的層段占6%。分析表明，臨興區(qū)塊致密氣層壓裂后不產(chǎn)氣或產(chǎn)微量氣的主要原因包括儲層物性差(占比19%)、含氣飽和度低(占比37%)、儲層可壓裂性差(占比25%)以及壓裂施工原因(占比19%)，其中儲層物性差、含氣飽和度低等儲層靜態(tài)因素占比高達56%，儲層可壓裂性差也有一定占比。

圖3 臨興區(qū)塊致密砂巖氣儲層孔隙度與壓后無阻流量的關系Fig.3 Relationship between porosity and AOF after fracturing of tight sandstone gas reservoirs in Linxing block

3 儲層可壓裂性及對產(chǎn)能的影響

選取不同壓后產(chǎn)量的致密砂巖樣品，通過開展巖心壓裂模擬與聲學檢測實驗，研究了不同脆性巖石的壓裂縫發(fā)育情況及壓裂前后橫波各向異性的變化。結(jié)合壓后產(chǎn)量，利用巖石脆性與地應力特征，建立儲層可壓裂性指標，并給出了壓裂前后橫波各向異性與壓裂效果的關系。最終形成了利用交叉偶極聲波測井資料檢測壓裂效果的定量指標。

3.1 巖心壓裂模擬實驗與儲層分類

為了深入研究巖石脆性與壓裂效果之間的關系，選取研究區(qū)壓裂后產(chǎn)氣量高、中和低的不同測試層段的巖心鉆取柱塞樣，開展三軸巖石力學實驗獲得靜態(tài)巖石彈性參數(shù)，并利用式(2)～(4)計算巖石的靜態(tài)脆性指數(shù)[23-24]。

BRITYMOD=[(YMOD-

YMODmin)/(YMODmax-YMODmin)]

(2)

BRITPOIS=[(POIS-

POISmin)/(POISmax-POISmin)]

(3)

BRIT=(BRITYMOD+BRITPOIS)/2

(4)

式(2)～(4)中：YMOD為楊氏模量，kPa；YMODmax、YMODmin分別為地區(qū)最大、最小楊氏模量，臨興區(qū)塊取值分別為62.05、6.89 kPa；BRITYMOD為利用楊氏模量計算的巖石脆性指數(shù)，f；POIS為泊松比；POISmax、POISmin分別為地區(qū)最大、最小泊松比，臨興區(qū)塊取值分別為0.4、0.1；BRITPOIS為利用泊松比計算的巖石脆性指數(shù)，f；BRIT為綜合楊氏模量與泊松比計算的巖石脆性指數(shù)，f。

之后選取不同脆性的巖心采用類巴西劈裂法進行人工造縫，開展巖心壓裂模擬實驗(圖4)。同時，對壓裂前后的巖心測定其密度和縱橫波速度，并計算出巖石的動態(tài)彈性參數(shù)，進而利用式(2)～(4)計算巖心的動態(tài)脆性指數(shù)。由于巖石非均質(zhì)性強，巖石的靜態(tài)脆性指數(shù)與動態(tài)脆性指數(shù)呈非線性關系。實驗結(jié)果表明，當靜態(tài)脆性指數(shù)大于50%、動態(tài)脆性指數(shù)大于65%時，其應力-應變曲線特征顯示同等軸向應變承受的差應力最大，壓裂后巖石裂縫最為發(fā)育(圖4a)；當靜態(tài)脆性指數(shù)為30%～50%、動態(tài)脆性指數(shù)為53%～65%時，其應力-應變曲線特征顯示同等軸向應變承受的差應力較小，壓裂后巖石裂縫中等發(fā)育(圖4b)；當靜態(tài)脆性指數(shù)小于30%、動態(tài)脆性指數(shù)小于53%時，其應力-應變曲線特征顯示同等軸向應變承受的差應力最小，壓裂后巖石幾乎不發(fā)育裂縫(圖4c)。根據(jù)巖石脆性指數(shù)與應力-應變曲線特征將本區(qū)儲層巖石脆性分為3類(圖5)。同時，由于本區(qū)致密砂巖的非均質(zhì)性比較強，動靜態(tài)巖石脆性指數(shù)之間沒有很好的線性相關性，不能將動態(tài)巖石脆性指數(shù)轉(zhuǎn)換為靜態(tài)巖石脆性指數(shù)，因此后續(xù)評價中直接利用動態(tài)巖石脆性指數(shù)評價巖石脆性。

圖4 臨興區(qū)塊不同巖石脆性致密砂巖的應力-應變曲線特征與壓后裂縫發(fā)育情況Fig.4 Characteristics of stress-strain curves and the number of fractures after fracturing of tight sandstone reservoirs under different brittleness in Linxing block

圖5 臨興區(qū)塊致密砂巖儲層動靜態(tài)巖石脆性指數(shù)分類Fig.5 Classification of tight sandstone gas reservoirs based on dynamic and static brittleness in Linxing block

同時，進一步開展了巖心壓裂前后快、慢橫波速度的測量，并利用式(5)計算橫波各向異性度ANI[25]：

(5)

式(5)中：DTSF和DTSS分別為快、慢橫波時差，μs/ft。

巖心壓裂前后橫波各向異性度變化統(tǒng)計(圖6)表明，壓裂前橫波各向異性度一般都小于2%，壓裂后裂縫發(fā)育程度不同,橫波各向異性度差異大，壓裂后裂縫較發(fā)育的巖心,橫波各向異性度大于15%。

由于取心成本高，上述通過巖心所建立的研究區(qū)動態(tài)脆性指數(shù)與壓裂縫發(fā)育程度的定量評價指標，以及快慢橫波各向異性度指標對壓裂后巖石裂縫發(fā)育程度的表征，還須通過全波測井提供的地層縱、橫波時差(或速度)進行驗證后才能大規(guī)模在生產(chǎn)實踐中加以推廣應用。而全波測井的可靠性以及與巖心聲學參數(shù)的相關性，直接關系到研究區(qū)巖石力學參數(shù)計算結(jié)果及定量評價指標的有效性。

圖6 臨興區(qū)塊不同巖石脆性致密砂巖巖心壓裂前后橫波各向異性度變化Fig.6 Anisotropy of shear wave before and after fracturing of tight sandstone gas reservoirs under different brittleness in Linxing block

通過對巖樣縱、橫波時差測量值與其對應的全波測井值的比較(圖7)可以看出，除少數(shù)幾塊由于地層的非均質(zhì)性引起巖樣小尺度測量與測井中尺度測量引起的測井值與巖樣測量值差異較大外，大多數(shù)巖樣的縱、橫波時差測井值與其測量值接近，表明研究區(qū)內(nèi)聲波測井提供的縱、橫波時差基礎參數(shù)是可靠、可用的。

圖7 臨興區(qū)塊致密砂巖氣儲層巖心聲波測量與陣列全波測井縱/橫波時差對比Fig.7 Comparison of compressional and shear slowness by core measurements and array full wave logging of tight sandstone gas reservoirs in Linxing block

3.2 產(chǎn)能差異分析及壓裂效果檢測

臨興區(qū)塊致密砂巖氣儲層壓后米產(chǎn)無阻流量隨著巖石脆性指數(shù)的增大而增大(圖8)，并且在儲層巖石脆性指數(shù)大于53%時，儲層產(chǎn)能增長速度較快。由此判斷，53%為儲層可壓裂的脆性指數(shù)下限值，與巖心實驗所建立的指標具有很好的一致性。

圖8 臨興區(qū)塊致密砂巖氣儲層巖石脆性與壓后米產(chǎn)無阻流量關系Fig.8 Relationship between rock brittleness and AOF per meter after fracturing of tight sandstone gas reservoirs in Linxing block

但是，部分致密氣層巖石脆性指數(shù)大于53%時(圖8橢圓框內(nèi)資料點)，壓后產(chǎn)量仍較低。除致密氣層本身物性差、含氣飽和度低等儲層靜態(tài)特征較差外，仍有一些儲層靜態(tài)特征、巖石脆性都很好的資料點也表現(xiàn)為低產(chǎn)特征。分析認為，儲層與圍巖地應力差對壓裂效果也具有重要影響，進而影響壓后產(chǎn)能。為了探尋影響產(chǎn)能的深層次原因，對于一些典型的壓裂試氣井，在套管井中分別采集了壓裂前后的全波測井資料，以便開展地應力對產(chǎn)能的影響規(guī)律研究，檢測壓裂效果。

3.3 地應力評價及對產(chǎn)能的影響

首先，利用陣列聲波測井資料，基于黃榮樽 等[25-26]提出的地應力評價公式計算地層三向主應力，即

(6)

(7)

(8)

-αpp)+αpp+Kh(σV-αpp) (9)

-αpp)+αpp+KH(σV-αpp)

(10)

式(6)～(10)中：σV為上覆地層壓力，MPa；ρ為測井密度，g/cm3；H、h為深度，m；g為重力加速度，取9.8 m/s2；ρm為巖石骨架密度，g/cm3；μ為地層的泊松比；α為地層孔隙壓力貢獻系數(shù)；Δtp、Δts為地層縱、橫波時差，μs/ft；Δtmp、Δtms為巖石骨架縱、橫波時差，μs/ft；pp為地層孔隙壓力，MPa；Kh、KH為最小和最大主應力方向的構(gòu)造應力系數(shù)(根據(jù)實際水力壓裂參數(shù)確定，臨興神府區(qū)塊Kh取值0.46，KH取值0.59)；σh、σH為最小和最大地應力，MPa。

LX-A井深度1 279～1 289 m和1 467～1 473 m井段所發(fā)育的兩套氣層儲層物性相似(圖9)，其中上部氣層動態(tài)巖石脆性指數(shù)約為53%，下部氣層動態(tài)巖石脆性指數(shù)約為58%。綜合儲層物性與巖石脆性，上部氣層預測壓后產(chǎn)量約2×104m3/d，下部氣層預測壓后產(chǎn)量約5×104m3/d。

地應力計算結(jié)果表明，上部1 279～1 289 m氣層段上覆圍巖為干層，氣層與上覆圍巖地應力差較小(約1.5 MPa)，且上覆干層巖石脆性好于氣層(圖9)，壓裂裂縫主要發(fā)育于上覆圍巖。上覆干層壓裂前后橫波各向異性變化大(圖9)，表明壓裂后干層的裂縫更發(fā)育[27]；而氣層段壓裂前后橫波各向異性變化小(圖9)，裂縫不發(fā)育[27]，對氣層的改造效果較差，實際壓后產(chǎn)量僅為0.9×104m3/d，明顯低于預測產(chǎn)量。但下部1 467～1 473 m氣層段與圍巖地應力差較大，約為5 MPa，壓裂前后橫波各向異性變化大(圖9)，壓裂裂縫主要發(fā)育于該氣層段，壓裂改造效果好，壓后產(chǎn)量為4.8×104m3/d，與預測產(chǎn)量相近。

通過對臨興致密氣區(qū)塊的測試結(jié)果統(tǒng)計分析，儲層與圍巖地應力差與壓裂后產(chǎn)量也具有一定的正相關(圖10)，即在儲層物性相似且?guī)r石脆性較好條件下，儲層與圍巖地應力差大于3 MPa時，壓裂效果好，壓后產(chǎn)量高；儲層與圍巖地應力差小于3 MPa時，壓裂效果差，壓后產(chǎn)量低。

注：BRI為動態(tài)巖石脆性指數(shù)；DMAX、DMIN分別為水平最大、最小主應力；ANI為橫波各向異性度；ANIA為對ANI以一定窗長進行平均。

圖9臨興區(qū)塊LX-A井巖石脆性、地應力及壓裂前后各向異性評價綜合圖
Fig.9Comprehensiveevaluationofrockbrittleness,in-situstressandanisotropybeforeandafterfracturinginWellLX-AofLinxingblock

圖10 臨興地區(qū)致密砂巖氣儲層與圍巖地應力差與壓后產(chǎn)量關系Fig.10 Relationship between AOF after fracturing and in-situ stress difference between gas pay and surrounding rocks in Linxing block

4 動靜態(tài)參數(shù)耦合產(chǎn)能評價

致密砂巖氣儲層壓裂后產(chǎn)氣量不僅受物性、含氣飽和度等靜態(tài)參數(shù)控制，還受到巖石脆性、儲層與圍巖地應力差等動態(tài)參數(shù)的影響，因此動靜態(tài)參數(shù)耦合的產(chǎn)能評價方法可有效提高產(chǎn)能預測的可靠性。

圖3中橢圓框內(nèi)3個測試層(對應表1中的3、5、15號層)明顯偏離了壓后無阻流量與孔隙度關系的趨勢線。分析認為，這主要是由于這3個層的動態(tài)參數(shù)比較差，其中5號層脆性指數(shù)和地應力差均不好(表1)，對氣層的壓裂效果產(chǎn)生很大的影響；3號層地應力差只有1 MPa，壓裂縫容易擴展到圍巖地層，導致裂縫難以在氣層段向地層深處擴展，影響壓裂效果；雖然15號層物性比較好，但該層脆性指數(shù)小于53%，可壓裂性比較差，不容易形成網(wǎng)狀縫，從而造成氣層產(chǎn)能比較低。

表1 臨興地區(qū)致密砂巖氣層動靜態(tài)參數(shù)與壓后無阻流量統(tǒng)計表Table 1 Well-logging interpretation results and AOF after fracturing of tight sandstone gas in Linxing block

分析認為，對于箱形塊狀砂體，巖性純、連續(xù)氣層厚度較大、含氣飽滿且上、下遮擋層條件好的氣層壓后產(chǎn)氣量與孔隙度、滲透率有較好的正相關(比如LX-A井1 467～1 473 m的氣層)。對于縱向上為多韻律疊加的厚層砂體，砂體厚度大，巖性不均一，連續(xù)砂體內(nèi)氣層、差氣層、干層交替出現(xiàn)，壓后產(chǎn)氣量受水力壓裂裂縫擴展趨勢的影響，壓后產(chǎn)能與地應力最小、脆性指數(shù)最大的層段的物性參數(shù)相匹配。

LX-B井盒四段為厚層砂體(圖11)，砂體內(nèi)氣層、差氣層、干層交替出現(xiàn)，壓裂前射孔求產(chǎn)，無阻流量為1.5×104m3/d。為了增加產(chǎn)能，決定對該厚層砂體進行壓裂，壓裂層段深度為1 343.7～1 363.5 m，但壓后無阻流量僅為1.23×104m3/d，比自然產(chǎn)能還低。分析原因，主要是由于2號差氣層脆性指數(shù)最好、地應力差最小(圖11)，使得壓裂縫主要在這個層中延伸。而1、3、4、5號氣層脆性指數(shù)偏低(50%左右)，地應力差高于2號差氣層，導致這些氣層不但沒有被壓開，壓裂后原有的孔隙反而有被堵塞的可能，使得壓后產(chǎn)量不增反降。壓后無阻流量僅為1.23×104m3/d，恰好與2號差氣層8.1%的孔隙度相匹配(表1中的14號層，圖3箭頭指向點)。

圖11 臨興區(qū)塊LX-B井測井處理解釋綜合成果圖Fig.11 Comprehensive evaluation result of Well LX-B of Linxing block

在上述研究基礎上，將孔隙度、滲透率、含氣飽和度等靜態(tài)參數(shù)與表征地層可壓裂特性的地應力差、巖石脆性等動態(tài)參數(shù)有機融合，建立了動靜態(tài)參數(shù)耦合的測井產(chǎn)能分級預測標準(表2)。由表2可以看出，致密氣產(chǎn)能受動靜態(tài)參數(shù)耦合關系的影響，在相同的靜態(tài)參數(shù)條件下，如果脆性指數(shù)或地應力差變差，預測的壓后產(chǎn)能要降低一個級別。

表2 臨興區(qū)塊致密砂巖氣層產(chǎn)能分級標準Table 2 AOF scales production of tight sandstone gas reservoirs in Linxing block

5 結(jié)論

1) 鄂爾多斯盆地臨興區(qū)塊致密砂巖氣勘探層系眾多，測試層壓裂后產(chǎn)氣量不僅受物性的控制，儲層的可壓裂性對壓裂后產(chǎn)能也有比較大的影響。通過巖心壓裂模擬與聲學檢測實驗，建立了不同脆性的巖石與壓裂縫發(fā)育程度的關系以及利用橫波各向異性度檢查壓裂縫發(fā)育程度的指標，為利用交叉偶極聲波測井資料輔助開展壓裂選層及施工設計提供了有效指導。

2) 將孔隙度、滲透率、含氣飽和度等靜態(tài)參數(shù)與表征地層可壓裂特性的地應力差、巖石脆性等動態(tài)參數(shù)有機融合，建立了動靜態(tài)參數(shù)耦合的測井產(chǎn)能分級預測方法與指標。本文方法有效提高了致密氣產(chǎn)能預測精度和壓裂成功率，對提高致密砂巖氣藏勘探開發(fā)效益具有重要指導意義。