1. 中国地质科学院地质力学研究所,北京 100081；2. 中国地质调查局地应力测量与监测重点实验室,北京 100081；3. 辽宁工程技术大学地质系,辽宁阜新 123000；4. 中国地质科学院岩溶地质研究所,广西桂林 541004；
1. Institute of Geomechanics, Chinese Academy of Geological Sciences, Beijing 100081 , China；2. Key Laboratory of In-situ Stress Measurement and Monitoring, China Geology Survey, Beijing 100081 , China；3. Department of Geology, Liaoning Technical University, Fuxin 123000 , China；4. Institute of Karst Geology, Chinese Academy of Geological Sciences, Guilin 541004 , China；
中图分类号:TE122.14
文献标识码:A
水平最小主应力是非常规油气储层压裂设计、压裂缝高控制和压裂后效果评价的重要基础数据。 利用自主研发的深孔水压致裂原位地应力测试系统,对黔东南地区寒武系牛蹄塘组泥页岩储层进行地应力实测,获取深度 1179~ 1188 m 泥质粉砂岩层段水平最小主应力为 24. 9 ~ 25. 3 MPa,1207 ~ 1208 m 灰岩层段的水平最小主应力为 21. 4 MPa。 结合公开报道的泥页岩储层地应力测量结果,定量评价泥页岩储层内水平最小地应力分布规律。 结果表明:泥页岩储层内地应力明显受岩石的矿物含量控制,随着黏土等塑性矿物含量的增加,水平最小主应力明显增大;在区域构造应力场作用下,泥页岩层的水平最小主应力比砂岩或灰岩等脆性夹层高 4 ~ 15 MPa;对于深层页岩气,应选择脆性矿物含量高的水平最小主应力低值区作为水平井穿行层段,不仅有利于压裂缝的起裂和扩展,且裂缝的闭合压力低,可有效避免支撑剂的破碎和嵌入,保持压裂缝的导流能力。
The horizontal minimum principal stress is a key parameter for hydraulic fracturing design of unconventional reservoirs. In this study, the horizontal minimum principal stress was obtained using an in situ stress measurement method while hydraulic fracturing in the Niutitang Formation of Cambrian at the southeast area of Guizhou province. The horizontal minimum principal stress is 24. 9-25. 3 MPa at the depth of 1179-1187 m with the interval of clayey siltstone, and it is 21. 4 MPa at the depth of 1207-1208 m intercalated within limestone. Referring to the in situ stress measurement results of similar formations, the distribution of the in situ stress magnitude within the shale formation was evaluated. The results show that the magnitude of the horizontal minimum principal stress in shale reservoir is mainly controlled by the formation lithology which increases obviously with the increase of the content of plastic minerals such as clay. Under the action of regional tectonic stress field, the horizontal minimum principal stress of shale is 4-15 MPa higher than that of sandstone or limestone. The research results can be used for quantitative evaluation of the in situ stress difference between shale and brittle interbed formations. For deep shale gas reservoirs, layers with high brittle mineral content and low value of horizontal minimum principal stress are recommended for horizontal wells, which are conducive to the initiation and propagation of fractures, and have low closure pressure after fracturing operation.
地应力是非常规油气压裂开发中压裂设计、压裂段优选和合理利用地应力控制压裂缝高度的重要依据[1-7]。金之钧等[8]提出高地应力是中国页岩气勘探开发面临的主要挑战之一,因此通过原位实测, 获取泥页岩储层精细地应力分布规律,对非常规油气压裂改造中的压裂设计、压裂缝高控制和压裂效果评价具有重要意义[9]。水压致裂(也称小型或微型压裂) 法是获取最小水平主应力的最有效方法[10-18]。 Warpinski等[12]利用小流量水压致裂地应力测试技术,获取了不同岩性地层(射孔段)的水平最小主应力,结果表明地应力明显受岩性控制,泥页岩层的水平最小主应力比相邻砂岩层高6.9MPa以上[19]。 Sone等[20-21]基于泥页岩蠕变试验,建立了基于黏性松弛的水平主应力差预测模型,地应力预测结果较好地解释了压裂缝扩展至灰岩地层造成水窜的原因。 Ma等[22] 通过瞬时关闭压力,确定水平最小主应力随黏土矿物和有机质含量的增加而增大。大量研究结果表明,可靠地应力数据是指导压裂设计与施工的重要基础参数[23-25]。受测试技术和勘探成本等因素影响,截至目前,中国关于页岩储层的分层原位地应力实测资料非常有限。笔者利用黔东南地区页岩气调查井,开展寒武系牛蹄塘组页岩储层原位地应力实测,获取泥质粉砂岩和相邻灰岩地层的水平最小主应力变化,结合矿物含量和显微结构分析,探讨地应力发生变化的影响因素,以期为泥页岩储层地应力剖面评价提供定量参考数据。
测试钻孔贵都地1井位于贵州省都匀市匀东镇,由中国地质调查局岩溶地质研究所部署实施,终孔深度为1 350m,终孔直径为96mm。钻孔构造位置上属于黔南坳陷麻江—独山凸起中部,属于南北向侏罗山(隔槽) 式褶皱带宣威—坝固—王司北— 北东向背斜北部倾末端,主要钻遇寒武系和震旦系地层。在寒武系牛蹄塘组有很好油气显示,气测最高全烃值可达6.2%,现场解析含气量最大为0.71~0.81m 3/t(不含损失气和残余气),水侵试验起泡剧烈,岩心解析气体可燃,气体组分中甲烷质量分数约为50%。
水压致裂原地应力测量技术也称裸眼分层原位地应力测试技术,由中国地质科学院地质力学研究所自主设计研发,目前直井最大测试深度约为3 000m [26],与小型压裂或DFIT等广义地应力评价方法不同,水压致裂法的技术优势包括:①跨接式水力膨胀封隔器(上下封隔器之间的压裂段长度约2m), 可实现裸眼段分层连续测量;②小流量微压裂(不超过100L/min),目的是尽量降低孔隙弹性作用对测量结果的影响,不会形成复杂缝网,且关泵后裂缝内压力可以快速达到平衡,实现压裂缝破裂、重张和闭合过程的精细控制,获取可靠的地层破裂压力、重张压力和闭合压力等参数,进而获取可靠的地应力信息;③裸眼段测试避免了套管、射孔和固井等因素的影响;④压裂测试段和封隔器内安装有存储式井下压力计,可实时记录测试过程中压裂段和封隔器内的压力变化,同时井下工具可实现测试段与管柱内压裂液的分隔,即井下关闭, 以保证测试结果的可靠性;⑤井下工具集成了钻井液循环和紧急解封等功能,以应对突发井涌或井漏时建立钻井液循环和封隔器井下遇阻时的紧急解封等情况。
已有资料表明地应力受岩性、构造运动和沉积环境等因素影响[13]。为研究页岩储层内地应力变化规律,以贵都地1井牛蹄塘组(1 131.5~1 245m) 页岩储层为例,利用水压致裂地应力测试技术,通过跨接式封隔器分隔裸眼井段(封隔器长度1.2m,压裂段长度1m),获取了3个深度段有效测试曲线 (图1)。图1中压力数据来自井下压裂段内的存储式压力计,采样频率为20点/s。流量由地面流量计记录。从图1可以看出,所获取的3个测段的测试曲线形态标准规范,每个测段的压力-时间曲线均具有明显的破裂压力,且第2~5回次的重张曲线重复性好,各压力参数点明确,且一致性较好,为地应力测量结果的可靠性提供了重要保障。
图1 水压致裂地应力测量井下压力和地面流量曲线
Fig.1 Curves of down-hole pressure gauge and surface flow rate gauge during hydraulic fracturing in-situ stress measurement period
根据水压致裂地应力测量原理,利用井下压力-时间曲线,可获取可靠的裂缝闭合压力,即最小水平主应力[10-17]。闭合压力采用dt/dp 方法、 dp/dt 方法、马斯卡特非线性回归和单切线法分别进行计算[14-15],并取其平均值为最小水平主应力。各测段的闭合压力参数如表1所示。结果表明, 1 179~1 180和1 187~1 188m泥页岩段的水平最小主应力分别为24.9和25.3MPa,对应的水平最小主应力梯度为0.021MPa/m。 1 207~1 208m灰岩层段的水平最小主应力为21.4MPa,对应的水平最小主应力梯度分为0.018MPa/m,牛蹄塘组页岩储层的水平最小主应力梯度低于垂向应力梯度。由于地层岩性及矿物成分不同,相邻深度段的地应力发生了较大变化,1 179~1 188m测段 (泥页岩)水平最小主应力比1 207~1 208m测段 (灰岩)高约4MPa。
表1 牛蹄塘组泥页岩储层水平最小主应力实测结果
Table1 Results of horizontal minimum principle stress by hydraulic fracturing method of Niutitang Formation
注:压裂段长度为1m;dp/dt 为压力时间导数法;dt/dp 为时间压力导数法;Maskat为指数衰减拟合法;单切线为瞬时闭合压力法;方差为4种方法所确定结果的均方差;垂向应力根据上覆岩石埋深和密度计算。
针对上述3个测段水平最小主应力在垂向差异明显,对每个地应力测段内分别采集了3个样品,进行矿物种类和含量分析(表2)。其中第1个测段3个样品的矿物种类和质量分数基本一致,主要矿物为石英和长石,约为55%~60%,塑性矿物为23%~27%,自生碳酸盐矿物和黄铁矿约为11.8%~17.7%。此外,泥岩中含有少量的云母矿物,低于2.1%。第2个测段3个样品的矿物种类和质量分数基本一致,主要矿物为石英和长石,约为53%~57.9%,塑性矿物为22%~27.6%,自生碳酸盐矿物和黄铁矿约为15.1%~17.7%。此外,泥质粉砂岩中仍含有少量的云母矿物, 质量分数低于1.8%。
第3个测段中前两个样品的主要矿物成分为石英和长石,约为49.4%~58.0%,黏土矿物质量分数为20.3%~23.4%,自生碳酸盐矿物和黄铁矿质量分数约为18.0%~27.1%,泥质粉砂岩中仍含有少量的云母矿物,低于3.7%。 1 207.25m处的样品为细晶灰岩,主要矿物成分为方解石和铁白云石,质量分数为66.0%。灰岩中含有少量的石英和长石碎屑颗粒,约为21.6%,塑性矿物质量分数为8.5%, 表明1 207.30m处岩性发生了明显的变化,黏土矿物含量明显减少,以碳酸盐矿物为主。
表2 矿物X-射线衍射分析
Table2 Mineral X-ray diffraction analysis
除矿物成分和含量外,岩石的结构特征也影响其力学特性,进而影响地应力分布。显微薄片分析表明,1 179.0和1 187.05m样品为黑色泥质粉砂岩,具有明显的泥质-碎屑结构,碎屑颗粒多为离散状,粒径一般小于0.032 5mm,为细粉砂粒级(图2 (a)和(b))。 1 207.0m样品为灰色泥质粉砂岩,碎屑颗粒粒径为0.032 5~0.08mm的粗粉砂—细砂, 粒度明显增大,总体呈现纹层状排列(图2 ( c))。 1 207.25m处样品为细晶灰岩,为砂糖状的结晶结构, 晶体粒径为0.03~0.1mm ( 图2 ( d))。 1 179.0m测段的3个样品成分接近,以陆源碎屑矿物和黏土矿物为主,碳酸盐组分含量最低,为泥质胶结的碎岩屑结构。 1 187.0m测段的3个样本成分也很接近,以陆源碎屑矿物和黏土矿物为主,碳酸盐组分含量比1 179.0m附近稍高,为泥质—灰质胶结的碎屑结构。 1 207.0和1 207.05m处陆源碎屑矿物含量与1 179.0和1 187.0m附近含量基本一致,碳酸盐含量稍有增多,而1207.25m处样品的主要成分为碳酸盐矿物,石英和长石等陆源碎屑变为次要组分,说明脆性矿物含量明显升高,逐渐过渡为碳酸盐为主的结晶连结结构。
泥页岩储层地应力赋存规律是非常规油气,特别是深层页岩气开发中研究的重点和难点,通过原位实测及已有资料,定量评价泥页岩储层与脆性夹层之间的水平最小主应力差范围,并针对深层页岩气开发,从地应力分布规律的角度,提出深层页岩气储层改造建议。
Warpinski等[13] 通过射孔段小流量压裂测试, 获取了2 400~2 450m深度内的砂岩及上下相邻泥页岩地层的水平最小主应力,结果表明泥页岩地层的水平最小主应力比相邻砂岩地层高9~13.8MPa。 Ma等[22]通过水平井压裂时的瞬时闭合压力(ISIP),粗略估算了Woodford泥页岩储层(埋深约1 770m)的水平最小主应力变化规律,结果表明水平最小主应力随着黏土和有机质含量的增加而增大,由于矿物含量的变化,同一深度水平最小主应力可变化10~15MPa。上述测量结果均是在下入套管和固井后,通过射孔段进行压裂测试,获取的瞬时关闭压力,即水平最小主应力。由于测试管路摩阻、射孔深度和压裂缝转向等因素的影响,上述水平最小主应力测试结果可能偏高,可认为是脆性岩石地层与泥页岩储层之间水平最小主应力差的上限。本文中地应力测试是在裸眼井段进行的,符合国际岩石力学学会推荐的经典水压致裂地应力测试方法, 获取了深度1179~1188m泥质粉砂岩(塑性矿物质量分数为23%~27%)层段的水平最小主应力比深度1 207~1 208m灰岩层段(塑性矿物质量分数为8.5%)的水平最小主应力高约4MPa。已有测试数据表明在统一构造应力场作用下,泥页岩层的水平最小主应力比砂岩或灰岩等脆性夹层高4~15MPa。在此需要说明的是水平最小主应力受区域构造应力场控制,且随着储层深度的增加和塑性矿物含量的变化而变化[27],上述结论仅是粗略的范围,具体区块需开展深入研究,以获取可靠地应力数据。
图2 贵都地1井牛蹄塘组岩石的微观结构特征
Fig.2 Microstructure characteristics of rock Niutitang Formation, well Guidu 1
众所周知,地应力是页岩油气经济高效开发的重要基础参数。已有研究结果表明,水平应力差异系数越小,压裂时易形成复杂缝网,实现体积压裂[28],但随着页岩气开发深度的增加,地应力同步增大,低水平主应力差等因素导致的破裂压力升高, 又给压裂施工带来了困难[7-8]。工程实践证明水平最小主应力的减小会造成起裂压力大幅度地降低[29],且水平最小主应力与加砂量成反比[22],因此对于浅层(埋深小于3500m)泥页岩储层而言,水平应力差异系数低值区,可作为压裂改造上的优质储层段,但对于深层(埋深大于等于3 500m),需要利用储层内的脆性(砂岩或灰岩)夹层水平最小主应力小的特点,以降低压裂施工中的起裂压力,实现深层页岩油气的有效开发。同时,可利用脆性夹层与泥页岩层之间水平最小主应力之间的差异,实现压裂缝高的控制。
受测试技术和施工成本等因素制约,目前泥页岩储层地应力评价主要以压裂施工前的射孔段小型压裂测试、室内岩心测试和测井资料解译为主,其中小型压裂测试无法获取储层内精细地应力分布规律,同时射孔方向、套管和水泥环等对破裂压力和裂缝闭合压力的影响不容忽视[30];室内岩心测试受测试理论及岩心风化等因素影响,测量结果可靠性较低;测井资料解译法评价结果的可靠性受计算模型限制,对于泥页岩储层而言,需考虑其流变力学特性的影响,同时需要可靠的实测数据作为地应力剖面的参考点,才能获取相对可靠的地应力剖面[31-32]。原位水压致裂地应力测试方法是获取水平最小主应力的最可靠方法[17],该方法可在裸眼中进行分层精细测试,测试过程中产生的裂缝在岩体完整的情况下,均为沿着钻孔轴向的竖直缝,裂缝形态可通过测试前后的成像测井验证,本文中测试前后未进行成像测井,但测试结果表明水平最小主应力明显低于垂向应力,故可推断产生的裂缝是近垂直的。
综上所述,对于深层页岩气,应选择脆性矿物含量高的水平最小主应力低值区作为水平井穿行层段,不仅有利于压裂缝的起裂和扩展,且裂缝的闭合压力低,可有效避免支撑剂的破碎和嵌入,保持压裂缝的导流能力[33],因此通过地应力分层原位实测, 获取泥页岩储层可靠地应力分布规律,对深层页岩油气储层压裂改造和实现效益开发具有指导意义。
(1)利用水压致裂原地应力测试技术,对黔东南地区寒武系牛蹄塘组泥页岩储层进行了原位地应力实测,获取裸眼钻孔深度1 179~1 188m泥质粉砂岩层段水平最小主应力为24.9~25.3MPa,1 207~1 208m灰岩层段的水平最小主应力为21.4MPa。
(2)泥页岩储层内地应力明显受岩石的矿物含量控制,随着黏土等塑性矿物含量的增加,水平最小主应力明显增大,在区域构造应力场作用下,泥页岩层的水平最小主应力比砂岩或灰岩等脆性夹层高4~15MPa。
(3)研究结果对于定量评价页岩储层内地应力差异具有一定参考价值,尤其对于深层页岩气而言, 应选择脆性矿物含量高的水平最小主应力低值区作为水平井穿行层段,不仅有利于压裂缝的起裂和扩展,且裂缝的闭合压力低,可有效避免支撑剂的破碎和嵌入,保持压裂缝的导流能力,才能最大限度提升页岩气的采收率,实现深层页岩气规模性有效开发。
[18] CLARK J N.A hydraulic process for increasing the productivity of wells[J].Journal of Petroleum Technology,1949,186:1-8.
国家自然科学基金项目(42174122)；中国地质调查局地质调查项目( DD20190085,DD20190722,DD20190723)；
孙东生,禚喜准,淡永,等. 页岩储层水平最小主应力实测与分布规律[ J]. 中国石油大学学报(自然科学版),2021,45(5):80-87.
SUN Dongsheng, ZHUO Xizhun, DAN Yong, et al. Measurement and distribution of horizontal minimum principle stress of shale reservoir[J]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2021,45(5):80-87.
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