中東×區塊地層應力研究及其在探井測試中的應用

李行船，武好杰，尚會昌，蘇勤，薛世峰

（1.中國石化集團國際石油勘探開發西亞－北非大區公司，阿聯酋迪拜118621；2.中國石化集團國際石油勘探開發有限公司工程技術部，北京100080；3.中國石油大學儲運與建筑工程學院，山東青島266555）

中東×區塊地層應力研究及其在探井測試中的應用

李行船1，武好杰1，尚會昌1，蘇勤2，薛世峰3

（1.中國石化集團國際石油勘探開發西亞－北非大區公司，阿聯酋迪拜118621；2.中國石化集團國際石油勘探開發有限公司工程技術部，北京100080；3.中國石油大學儲運與建筑工程學院，山東青島266555）

在中東×區塊的探井測試及儲層改造實踐中開展了系統的地層應力研究。結合地形變資料實施了地層應力數值模擬，確定了區塊的主壓應力方向；結合壓前測試資料，確定了三向主應力值大小，并以此建立該區塊擬作業井的分層地層應力剖面。根據地層應力方向，確定了2口側鉆探井的側鉆方位；根據主應力值的大小，結合流固耦合滲流模擬技術，確定了探井的臨界測試壓差；根據分層地層應力特征及水力裂縫擴展模擬結果，確定了水力壓裂工藝技術方案。最終在2口探井成功實施了水力壓裂測試作業，并取得顯著改造效果。

測井應用；探井測試；地層應力；測試壓差；水力壓裂

0 引 言

中東×區塊是中國石化集團在海外的重點勘探區塊，面積3.8×104km2，其中A圈閉S組與U圈閉U組是其中主要的勘探目的層。2個主要勘探目的層具有相似的儲層特征，包括埋藏深（＞4 500 m）、壓力高（壓力系數1.8MPa／100m）、溫度高（約150℃～180℃）、滲透率低（＜0.01×10－3μm2）、地層應力狀態尚不明確、井筒條件復雜、儲層流體特征復雜、具凝析氣藏特征等。所有這些對探井的測試及壓裂改造都帶來極大的難度。

A圈閉S組在測試時獲得近7×103m3／d產氣量；U圈閉U組測試折算日產液量20bbl（非法定計量單位，1bbl＝42gal＝0.159m3，下同），產少量氣。項目部決定對該井實施壓裂作業提高單井產能，佐證勘探成果，但在初期的探井測試中，2個構造圈閉的2口直井都發生了卡管柱不能起出情況。由于卡管柱部位離儲層較近，從成本上考慮，實施側鉆改造經濟可行。由于側鉆完井后要重新進行測試，還要實施壓裂改造，保持良好的井筒工作環境。分析認為2口直井發生卡管柱情況是由于測試時壓差控制不當造成的，因而控制一個合理的試采壓差是側鉆井測試時必須考慮的問題。同時考慮到要在側鉆井上實施水力壓裂，優化壓裂工藝方案，控制裂縫的擴展使其不通過原直井筒并保證作業成功實施。

解決這些問題的核心是明確該區各圈閉的地層應力狀態，而后根據主壓應力方位確定儲層改造的側鉆方位；結合流固耦合數值模擬技術確定合理的試采壓差以保證井筒不變形，為水力壓裂創造良好的井筒條件；根據縱向上分層地層應力分布特征確定合適的水力壓裂工藝。由于該區塊是海外勘探區塊，可供借鑒的資料并不多，僅有的區塊外圍地層應力測點數據［1－6］難以滿足需要。

鑒于上述情況，項目組從GPS地形變資料入手，開展了地層應力方向模擬，結合壓前注入資料確定了三向應力狀態并以此建立分層地層應力解釋模型。在此基礎上著手側鉆方位、測試臨界壓差及儲層改造方案的確定。

1 地層應力方向模擬

以文獻［2］中所給出的阿拉伯板塊邊界GPS觀測數據作為邊界約束，采用有限元彈性靜力分析方法，計算阿拉伯板塊內的位移，進一步計算區域地層應力方向變化。以阿拉伯板塊內部已有地層應力方向資料、×區塊測井解釋資料等作為檢驗標準，通過調整模型中地層、斷層的物理參數方式，尋求與已有資料的最佳吻合的水平地層應力方向有限元解。

以阿拉伯板塊邊界GPS觀測數據為位移約束，模擬計算得到阿拉伯板塊區域水平位移方向、最大水平主應力方向計算結果（見圖1）。阿拉伯板塊最大水平主應力方向與板塊水平位移方向基本對應，模擬區域內最大水平主應力方向相對板塊水平位移方向發生了一致的逆時針旋轉，反映出構造應力與板塊運動的關系密切。

圖1 中東阿拉伯板塊最大水平主應力方向

圖2 中東×區塊古生界U組頂面最大主應力方向

依據GPS地形變資料，對涵蓋×區塊的整個阿拉伯地塊水平主應力方位進行了模擬分析，模擬成果中的主應力跡線顯示區內水平最大主應力方向以N－W／S－E向為主（見圖2、圖3）。該結論與采用FMI測井資料解釋得到區塊內A－0002S井、M－0002S井及鄰近區塊內F－1井和T－2井古生界致密砂巖地層現今最大水平主應方向為N－W／S－E方向結論相吻合。

圖3 中東×區塊古生界S組頂面最大主應力方向

2 地層應力值及分層地層應力特征

目的層段單井點地層應力值是根據壓前注入資料獲取的閉合壓力進行相應處理得出［7］。處理結果顯示區內2個圈閉的三向主壓應力關系為σH＞σv＞σh，表明應力場呈走滑擠壓特征（見表1）；應力狀態發生了較大變化：已由扎格羅斯沖斷帶的Ⅱ型（逆斷型應力場）過渡到Ⅲ型走滑擠壓應力狀態，與區塊所處前陸斜坡或外緣構造形跡相符合。尤其是對M－0002S井，垂向應力與最大水平主壓應力值接近，更體現了這種過渡的存在。

表1 注入測試獲取的地層應力值

考慮到水力壓裂作業的需要，為認識、了解水力壓裂裂縫擴展規律，采取針對性的改造工藝，進行了該區分層地層應力分布規律研究。研究認為，組合彈簧模型［8］能有效地解釋砂巖地層比相鄰的頁巖層有更高地層應力的現象，對×區塊古生代致密砂巖地層，組合彈簧模型是合理的地層應力計算模型。

組合彈簧模型假設巖石為均質、各向同性的線彈性體，并假定在沉積和后期地質構造運動過程中地層和地層之間不發生相對位移，所有地層2個水平方向的應變均為常數。由廣義虎克定律可得

式中，ξh、ξH分別為最小、最大水平主應力方向的應變，在同一斷塊內假定為常數。

應用表1中獲取的單個測點地層應力值，對區域構造應變系數進行了刻度（見表2），由此建立起區內分層地層應力剖面解釋模型，對作業層段的地層應力及相關力學參數進行了解釋處理（見圖4）。

表2 中東×區塊古生界致密砂巖U組與S組應變系數

圖4 M－0002S井3 962.4～4 684.78m井段分層應力模型剖面

3 地層應力研究成果的應用

3.1 在鉆井及井壁穩定性研究中的應用

根據前述最大水平主壓應力方向（NW－SE），結合儲層展布特征研究成果，確定了2口井的側鉆方位（A－0002S井NE81°；M－0002S井265°），最大程度避免了壓裂過程中水力壓裂縫穿過原井筒的風險。

自鉆井打開儲層開始，井壁周圍地層就產生了應力集中，后續任何不合適的壓力激蕩都有可能加劇井筒變形，導致失穩現象從而影響生產作業。U組埋深相對淺，膠結弱，井壁穩定性需控制合適的試采（返排）壓差［9－10］以規避井筒失穩出砂；而S組埋深大，膠結強度高，則需要控制合適的試采壓差以規避井筒變形縮徑等危害。

基于流固耦合理論，以巖心實驗獲取的應力敏感結果為基礎（見圖5），綜合考慮生產壓差、地層應力、儲集層結構（孔道、炮眼等）、儲層力學性能、流體滲流等影響因素，建立了一個儲層變形與流體運移耦合形式的井壁穩定性評價模型；應用有限元數值模擬方法定量評價開發過程中流固耦合效應導致的近井壁區域儲集層骨架結構變形及井壁穩定變化。

以M－0002S井為例，以其射孔設計參數建立模型，相位角72°，孔密16孔／m，孔徑1.09cm，穿深150.3cm，采用2D－RZ坐標進行有限元模擬分析（見圖6），計算模型及網格劃分見圖7。計算中采用網格局部加密及高精度單元處理，套管壁按封閉邊界處理，射孔壁處按滲透性邊界處理。對研究區塊內的M－0002S井進行了井壁穩定模擬分析。當生產壓差大于20MPa時，儲層井壁破壞程度加劇（見圖8）。由此，將探井測試臨界壓差定為20MPa；同樣，將A－0002S井臨界測試壓差定為40MPa。

3.2 在壓裂設計中的應用及效果

結合測試壓裂及分層地層應力剖面研究成果，對主加砂壓裂程序進行了優化。特別是對M－0002S井的水力壓裂裂縫的擴展模擬成果發現，預先制定的壓裂方案難以滿足縱向上縫高控制的需要，裂縫易迅速擴展至目的層下10m處的水層。為此調整了壓裂施工作業方案：①從降低綠泥石對酸敏感而產生地層傷害的角度，酸處理射孔孔眼降低摩擦阻力作業后采取快速徹底返排措施；②從控制縫高、保證瓜膠壓裂液有效破膠并減少殘留的角度，實施轉向及“三變［13］”壓裂液體系作業（見表3）；③從保證支撐裂縫有效寬度抑制節流裂縫產生的角度，采用支撐劑欠頂工藝（一般欠頂4bbl＊）。

表3 M－0002S井壓裂液及助劑泵注剖面

4 現場工藝技術效果

根據調整的壓裂工藝技術方案，M－0002S井安全順利地完成了施工作業，從設計與實際施工規模參數來看（見表4）該作業全面完成了設計任務。壓后返排測試獲得了10倍的產液量。對A－0002S井，應用地層應力研究成果亦成功保障了壓裂優化設計及安全、順利施工，作業后獲得4.6×104m3／d的產氣量，取得了顯著增產效果（增產6倍）。

表4 設計及施工裂縫參數對比表

5 結束語

在地層應力研究的基礎上就確定的應力狀態進行合理地測試壓差控制、根據分層地層應力特征下水力壓裂裂縫擴展特征，采取針對性的水力壓裂工藝技術是測試改造成功實施的重要保障。

對于海外的勘探區塊，在進行探井測試及改造時，地層應力的研究應是一項重要的研究內容，可采取各種方法對三向主應力方向及大小進行確定。對主應力方向，除應用GPS地形變反演技術外，還可對目的層段的巖心應用古地磁、差應變、聲波各向異性對其方向進行確定；同樣亦可結合室內巖心實驗確定其大小；以此為基礎，深入開展井壁穩定性研究，為探井壓裂改造及測試工作創造良好的井筒條件；根據確定的地層應力狀態，特別是沿井筒剖面的分層地層應力特征指導壓裂設計及工藝技術優化是保障海外探井成功測試的重要技術手段。

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Formation Stress Research on Exploration Well Testing and Its Application in Block×，Middle East

LI Xingchuan1，WU Haojie1，SHANG Huichang1，SU Qin2，XUE Shifeng3
（1.SINOPEC International Petroleum Exploration and Production ME，Dubai 118621，U.A.E.；2.Engineering Technology Departmrnt，International Petroleum Explorational ＆Development LTD.，SINOPEC，Beijing 100080，China；3.College of Pipeline and Civil Engineering，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong 266555，China）

Systemically studied are formation stress in exploration well test and reservoir reconstruction in Block×，Middle East.Combining with ground movement data，simulated are formation stress datum and determined is main stress direction of the block.Determined are three main stress vaules with pre－frac test data，then stratum stress profile is built in intended job well.Acorrding to stratum stress direction，sidetrack drilling direction is determined in 2wells.According to the main stress value，the critical pressure difference of the exploration well is also determined combined with fluid solid coupling technique；and according to layer stress characteristics and the hydraulic fracturing simulation results，set up is hydraulic fracturing technology scheme for the exploration well.The hydraulic fracture job is successfully completed in 2exploration wells with better effect.

log application，exploration well testing，fomation stress，test pressure differential，hydraulic fracturing

P631.81

A

2011－12－26 本文編輯 余迎）

1004－1338（2012）04－0410－06

國家重大專項“中東魯十哈里盆地古生界致密砂巖儲層壓裂改造技術及氣藏商業評價”（2008ZX0531－002－003）

李行船，男，1971年生，博士，高級工程師，從事油氣井工程技術研究及應用等工作。