0 引 言

大庆油田致密砂岩油藏主要分布在源内青二、三段高台子油层和源下泉四段扶余油层。总资源量可达15.5×10⁸ t,已探明未动用储量3.2×10⁸ t,是“十三五”及今后开发的资源基础^[1]。近两年来,由于外围加快上产的需要,加快了致密油有效动用及攻关步伐,实现了致密油水平井产能的重大突破,水平井单井产量高、稳产时间长,产量是邻近直井15倍以上,YP 1、AP 3、PP 1等探井取得了日产油30 t以上的重大突破,目前建成3个先导试验区累计产量21.1×10⁴ t,其中投产时间较长的YP 1和L 26两个先导试验区投产效果好,初期产量高(12.6~17.2 t/d),可以实现同类致密油储量经济有效开发,展示了致密油良好的勘探开发前景。

大庆油田经过对致密油水平井录井评价技术两年多的摸索,在储集层“三品质”评价方面形成了一些技术方法^[2],致密油评价技术主要包括岩性、物性、含油性、烃源岩特性、脆性、井眼轨迹解释评价技术,其中含油性、岩性、物性、烃源岩评价技术已形成,但还需对一些关键技术进一步攻关完善,主要有:尚无水平井轨迹解释技术,水平井井眼轨迹与油层剖面位置关系确定方法还未建立;储集层脆性评价对于录井来说是一个新的课题,脆性评价在压裂选层中的应用方法尚未建立,脆性指数与压裂工程参数和压裂效果的相关关系尚未弄清。因此,大庆录井公司开展了相关技术研究,根据脆性评价方法优化射孔方案、优化压裂设计参数,应用水平井轨迹解释方法确定射孔方向,指导压裂方案设计,从而提高了致密油油藏的开发效果。

1 录井脆性评价技术

1.1 脆性评价的目的

岩石脆性是表征岩石在外界应力作用下形成缝网能力的一项重要指标,它对压裂前期可行性评估、优选压裂层段、预测压裂效果有着重要意义。脆性矿物的含量是影响基质孔隙和裂缝发育程度、含油气性和压裂改造方式的重要因素,脆性矿物含量越高,岩石脆性越强,越易形成引导裂缝,从而形成复杂的裂缝网络,有利于油气的开发^[3]。通常情况下脆性指数越高,裂缝越发育。录井资料可以系统反映储集层各项特征,在进行压裂设计时,可以利用录井资料,实现优化射孔方案、合理压裂单元划分、优化压裂设计参数。

1.2 录井岩屑脆性参数求取方法

关于反映脆性的方法,国内外主要有测井弹性脆性指数和矿物脆性指数两种方法,其中测井弹性脆性指数分析采用杨氏模量和泊松比计算^[4],矿物脆性指数则通过计算矿物成分中脆性矿物含量的多少来反映,因矿物成分与脆性之间具有很好的相关性^[5]。目前,随着录井技术的快速发展,录井已能实现钻井过程中的X射线衍射全岩矿物分析^[6],因而引用国际上通用的脆性指数计算公式,录井也可以求取储集层脆性指数,公式如下:

BI=V_qa/(V_qa+V_ca+V_do+V_cl)×100

式中:BI为脆性指数,无量纲;V_qa、V_ca、V_do和V_cl分别为石英、方解石、白云石和黏土的含量,%。

1.3 脆性指数与体积压裂改造效果的关系

体积压裂以改造出的裂缝体积为目标,微地震压裂检测技术已被证实是对裂缝的方位、高度、长度、复杂度等进行检测的有效手段,压裂改造体积是指微地震波检测到的增产面积与致密油储集厚度的乘积。由于相互连接的裂缝成为天然气的储集空间和渗流通道,根据裂缝监测数据表明,形成的裂缝体积与压裂后的效果呈明显的正相关性^[7],这也是体积压裂的意义所在。

1.3.1 脆性指数与压裂岩石改造体积关系

储集层改造形成的压裂改造体积和压裂后的产量具有正相关关系,脆性矿物的含量越高,脆性指数越大,形成裂缝也越发育,所形成的网络裂缝的波及体积与脆性指数呈正相关关系^[8]。

1.3.2 脆性指数与压裂岩石裂缝密度关系

压裂液使用量为压裂工程中完成本段压裂所使用的液量,岩石波及体积为微地震监测压裂液所波及的体积,岩石裂缝密度=压裂液使用量/岩石波及体积,脆性指数越高,压裂后形成的岩石裂缝密度也就越大。

1.4 岩石脆性在体积压裂设计中的应用

录井首先根据“岩性、物性、含油性、烃源岩特性、脆性”五性评价成果,形成综合解释结果,给出试油层建议。压裂设计人员依据录井水平井段致密油综合解释特性优化压裂段数,并依据裂缝形态数值模拟技术,通过物性、脆性等参数优化簇数和缝间距,优选射孔位置^[9]。缝间距的优化即为簇间距的优化,在压裂设计中,需通过数据模拟确定簇间距,根据簇间距确定分簇数,再根据分簇数确定每段压裂段的长度,进而根据各水平段的长度确定压裂的层段。

1.4.1 利用脆性指数指导簇间距的优化

不同压裂裂缝间距对产能有很大的影响,采用大间距布缝,改造不充分,而采用小间距布缝,又可能出现缝间相互干扰,影响改造效果,同时增大压裂施工难度和成本^[10]。所以需要合理的缝间距优化,在经济最优化的基础上,完成压裂层段的改造。通过YP 1、P 34井试验区17口井的缝间干扰规律研究,根据岩石物性、脆性、流体物性特征,分别从渗透干扰、脆性、产量与间距关系对裂缝间距进行优化,综合确定最佳缝间距,最终确定不同渗透率和脆性指数下的裂缝干扰界限,形成裂缝间距优化方法,确保储集层改造效果最优化。

基于不同区的间距优化图板,应用综合解释结果,按照研究成果确定(表1):Ⅰ-1类储集层,脆性指数>46.5,缝间距30~38 m;Ⅰ-2类储集层,脆性指数>46.5,缝间距20~30 m;Ⅱ类储集层,脆性指数介于39~46.5之间,缝间距16 m左右。

1.4.2 利用脆性指数指导射孔点位置

簇间距确定后,要进行射孔点的位置确定。为了收到更好的压裂效果,射孔点要选择致密油Ⅰ-1类层或Ⅰ-2类层内,脆性指数比较高,而且气测、岩石热解、定量荧光参数反映显示好的井段,同时避开套管接箍处。

1.4.3 压裂层段确定的基本原则

以录井资料为基础的水平井压裂层段优选原则是:(1)同一压裂段内岩性、物性、含油性、脆性指数相近;(2)各压裂段间固井质量良好;(3)需要穿层压裂的层段,单独分段,进一步优化缝高。

2 录井水平井轨迹解释评价技术

水平井钻井过程中,由于钻头不一定一直在目标靶层中穿行,这就需要对井眼轨迹与油藏的相互关系进行进一步的分析。通过确定井眼轨迹与目的层顶底界面的接触关系,确定接触关系后将轨迹分段,建立分段的岩性垂向剖面;通过分段的岩性垂向剖面与目的层内的垂向剖面对比,确定水平井轨迹在层内位置,为压裂层的优选和是否进行穿层压裂提供可靠的信息支撑,并为射孔方向提供指导。

2.1 水平井水平段轨迹解释思路

根据沉积岩石学沃尔索相律:只有在横向上成因相近且紧密相邻而发育着的地层,才能在垂向上依次叠覆出现而没有间断。据此可以推定:水平井目的层单砂层内砂岩及其围岩的发育在横向上具有连续性发育、垂向沉积旋回稳定、岩电特征稳定等特征^[11]。水平井水平段轨迹解释的思路是:依据目的层垂向岩性变化的韵律特征,建立本井的岩性、含油性垂向剖面,对轨迹运行的关键点进行分析,对轨迹进行分段,建立分段的实钻岩性剖面,利用分段实钻岩性与本井的垂向剖面对比,确定轨迹处于油藏的空间位置。

2.2 水平井轨迹解释方法

2.2.1 确定井眼轨迹与目的层顶底界面接触关系

利用井筒测录井资料分析判断轨迹进出油层时参数变化特征,通过测井资料分析电阻率和自然伽马数值、变化幅度和趋势与目标层相应位置对应关系,形成井眼轨迹在目的层上出、下出的判断方法(表2)。录井资料的综合应用:一是岩屑剖面,以实物描述为基础,重点应用岩屑图像对砂岩量和含油面积的定量分析能力,地化热解分析数值的定量性,这是精细分析轨迹在目标层偏离趋势的重要手段;二是利用气测曲线的连续性反映轨迹偏离趋势;三是利用钻时对界面层段岩性反映的灵敏性和及时性。

2.2.2 目标层的岩性、含油性垂向剖面建立方法

利用上述方法,对整条轨迹进行分析,判断出入层点,将其作为关键点,将轨迹分成若干分段^[12],对每一分段进行分析,选出同一层段内同时存在上入层和下出层的分段,即目标层钻穿的层段。利用这个分段建立本井目标层岩性、含油性垂向剖面的具体方法是基于水平井本井造斜-水平段岩屑资料建立垂向剖面:首先将本井轨迹测深数据通过斜深校直软件转化为垂深数据,再按照测深转垂深的对应关系,将岩屑的岩性和含油产状数据按照垂深数据绘制其剖面,即为岩性、含油性垂向剖面^[13]。

对于未发生目标层钻穿的轨迹,则利用邻井直井岩心、岩屑、井壁取心资料建立岩性、含油性剖面,将这个岩性、含油性垂向剖面做目标层垂向剖面。

2.3 分段垂向剖面图与目标层岩性剖面图对比

将水平井着陆后的轨迹分成若干段,利用岩屑数据建立各段的垂向岩性、含油性剖面图,然后将各段的岩性剖面图与目的层岩性剖面图进行对比。通过对比各段垂向岩性剖面图在整个目的层垂向剖面图中所对应的位置,从而确定该段轨迹与目的层间的相互关系。

3 应用效果

应用本文所建立的致密油水平井评价关键技术,获得储集层评价关键参数,为甜点识别和压裂改造设计提供技术支撑^[14]。在大庆油田应用于7口探井,其中试油统计6口井100层,均获得工业油流,解释符合率达到100%。

3.1 水平轨迹解释

ZP 12井为三肇地区一口水平井,利用录井关键技术解释33层(16-48号层),厚829.0 m,其中致密油Ⅰ-1类层8层,厚252.0 m;致密油Ⅰ-2类层8层,厚59.2 m;致密油Ⅱ类层5层,厚102.8 m。

如图1所示,ZP 12井于井深1 910 m岩性由灰色泥质粉砂岩变为棕灰色油迹粉砂岩,气测录井C₁由基值0.03%升至0.26%,比值8.7,钻时由13.10 min/m降至7.12 min/m,各参数反映钻头钻遇含油显示,储集层物性变好,据此判断钻头入靶,上入层;至2 014.0 m处岩性变为油斑含钙粉砂岩,气测录井C₁由0.95%降至0.49%,钻时由5.31 min/m升至11.00 min/m,各参数反映钻头钻遇含油显示变差,储集层物性变差, 判断接近底部钙层,下出层。根据这两个关键点,将此段划为第⑤段(对应17-22号层),该段轨迹解释为层内运行,从上向下钻穿目的层;将该段斜深剖面1 910~2 014 m剖面利用“斜深校直软件”转化为垂深岩性剖面,即为本井的垂向剖面,厚约4.0 m。从垂向岩性、含油性剖面上看,顶部为油斑粉砂岩,中部为大段油浸粉砂岩,底部为油迹含钙粉砂岩。

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图1   ZP 12井轨迹解释综合图

   

该井2 014 m之后顺层上追至2 270.0 m,岩性由棕灰色油迹粉砂岩变为绿灰色粉砂质泥岩,气测录井C₁由0.22%降至0.07%,钻时由5.91 min/m升至9.83 min/m,判断底出层,2 014~2 270 m划为第④段(对应23-33号层),该段含钙加重,岩性多为油迹粉砂岩,含钙重,与垂向岩性、含油性剖面图对比,其与垂向岩性、含油性剖面底部油迹含钙粉砂岩相对应,综合解释判断第④段轨迹为钻头一直在层底运行。

3.2 压裂参数优化

根据上述轨迹解释和致密油解释成果,以及同一压裂段内岩性、物性、含油性、脆性指数相近的原则,优选15个层分8段压裂(表3),根据脆性指数对每段簇间距进行了优化,每段2~3簇,簇间距20~33 m(图2)。第1段为致密油Ⅱ类层,脆性弱处(脆性指数仅为38)簇间距为21 m,轨迹解释位于层内,建议层内压裂;第2段为过渡岩性,簇间距为21 m和26 m,轨迹解释位于储集层上部,建议向下穿层压裂;第3段为泥岩段,轨迹解释位于储集层下部,建议向上穿层压裂;第4至第8段中,致密油Ⅰ-1类层脆性强(脆性指数介于47~52之间)的位置簇间距在31~33 m之间,脆性弱处(脆性指数为42)簇间距相应减小至27 m,致密油Ⅰ-2类层和致密油Ⅱ类层脆性中等处(脆性指数为47),簇间距为23 m;第4至第6段位于储集层底,建议向上压裂;第7至第8段处于层中,建议层内压裂。该井经试油,压后产油10.48 t/d。

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图2   ZP 12井水平段分段压裂设计

   

4 结论与建议

本文在松辽盆地大庆油田录井方法评价“五性”研究的基础上,解决了录井水平井关键技术评价难题,进一步完善了致密油储集层录井综合解释评价方法,为致密油储集层的压裂优选提供了技术支撑,并在探井应用中取得了很好的效果。

致密油勘探开发尚处于起步阶段,致密油储集层产能与评价参数的关系还需深入研究。在以后的攻关和实践中,尚需进一步加强与压裂设计人员的联系,介入到压裂设计的前期工作中,学习压裂方案设计的知识,加大录井资料在压裂设计中的应用深度。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献

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