2. 中海油研究总院有限责任公司;
3. 中国石油大学（北京）石油工程学院
, Li Li1
, Ma Fengyuan1
, Xie Mingying1
, Feng Shasha1
, Weng Heng2
, Gao Yang1
, Zhang Shicheng3
2. CNOOC Research Institute Co., Ltd.;
3. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing)
近年来，地质工程一体化作为低渗及非常规油气开发的主流思想，推动多个大型油气田的经济有效开发[1-3]。从国外来看，较少有关于从地球物理反演到地质建模、力学建模、钻井设计、压裂设计及生产全生命周期的研究案例，Suarez等[4-5]较早开展了从地震解释到三维地质力学建模的研究。Liang等[6-7]进行了气田尺度的地质工程一体化研究，以气田1100口开发井的测井数据为基础，开展了从地球物理储层预测到三维构造模型、地质模型、地质力学模型、压裂设计和生产动态耦合的一体化研究。从国内来看，地质工程一体化在陆上各大油田均有应用，但海上应用较少。经过多年的发展，现已建立起了较为成熟的一体化工作流程，大大提升了油气田整体开发效益。浙江油田通过对昭通示范区太阳气田开展地质、钻井、压裂、产能等全过程的研究，为浅层页岩气田的规模效益开发奠定了基础[8-9]；胜利油田通过对低渗致密油藏地质工程一体化的实践，建立了地震—地质—油藏—工程一体化的多专业协同平台，实现了不同类型油藏难动用储量的有效动用[10-11]；塔里木油田将地质工程一体化理念嵌入剩余油高效挖潜中，建成年产能40×104t[12-13]；吉林油田以地质工程一体化理念为基础，将非常规技术在常规油藏上进行实践，形成了常规低渗油藏集约化建产模式，大大降低了开发成本[14]；西南油气田系统践行了地质工程一体化，创新了中国海相页岩气勘探开发模式，成功建成长宁国家级页岩气示范区[15-16]；新疆油田开展了钻井、压裂、生产、地面管理等一体化协同攻关，推动了玛湖致密油的高效开发[17]；长庆油田开展了以地质工程一体化为指导的现场试验，探索了一套工厂化作业模式，实现了苏里格致密气藏的优质、高效开发[18]。从以上实例来看，油气田高效开发离不开地质工程一体化理念的支撑，需要实现地球物理—地质—钻井—压裂—生产的迭代耦合，形成较为成熟的配套技术体系。但仍存在地震储层预测难、天然裂缝建模精度低、地应力场与生产耦合程度低、模型运算效率低、多环节一体化协同效率低、机器学习等人工智能技术融合智慧油田建设深度不够等问题，需要在实践中不断完善和发展。
与陆上低渗油藏开发相比，海上低渗油田勘探开发成本巨大，开发难度更大[19]。由于储层砂体相变快、孔喉结构差异较大、非均质性强及地层压力下降快等原因，海上低渗油气开发存在投资大、操作费用高、单井经济任务重、产能和收益较低等问题[20]。要实现经济效益最大化，“少井高产”是必要策略，这也决定了科研人员必须进行地震—地质—油藏多专业联合研究，因此，地质工程一体化理念协助开发是海上低渗油田的必由之路[21-22]。南海东部低渗储量潜力巨大，L44油田作为首个开发的低渗砂岩油田，是助力增储上产的重要接替区。主力油藏发育厚度超40m的优质储层，为实现储量动用程度最大化，前期进行了一口定向井的压裂试验，但受限于海上工艺条件，实际改造范围远不及设计，提产效果不佳。
当前，L44油田压裂开发主要存在地质工程一体化融合深度不够、设计方案“甜点”难识别、压裂后评估配套体系空白、地质力学和裂缝扩展规律认识不清等问题；同时压裂成本过高，压裂后产量达不到经济界限。本文基于地质工程一体化理念和压裂后评估结果，建立了海域首个三维地质力学模型，反演了主力油区三维地应力场分布特征，揭示了研究区可压裂性纵向分布规律；结合海上油田压裂难点，综合考虑不同完井方案下储层改造范围和裂缝扩展规律，明确了目的油层整体改造优化方向，提出了最优射孔段长度上限和一体化设计方案，并进行产能预测。研究结果为今后南海东部压裂改造带来了全新认识、提供了技术支撑。
1 已压裂井效果评价 1.1 地层概况L44油田位于中国南海珠江口盆地珠Ⅰ坳陷陆丰凹陷，水深为145m，主力层发育辫状河三角洲前缘和滨浅湖沉积，埋深为3536.0~4272.0m，储层主要岩性为砂岩，部分层位（W0段、W4段）为砂岩、泥岩不等厚互层，主力层纵向剖面见表 1所示。储集空间类型为孔隙型，主要孔隙类型为原生粒间孔，其次为粒间溶孔、铸模孔。目标压裂层位W1段和W2段储层平均孔隙度为11.7%，平均渗透率为6.2mD，是典型的低孔低渗储层。油藏原始地层压力为23.55~43.25MPa，压力梯度为1MPa/100m，压力系数为1.007，属正常压力系统；油层温度为115.44℃，地温梯度为3.5℃/100m。
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表 1 L44油田主力层纵向简表 Table 1 Stratigraphic table of main reservoir interval in L44 Oilfield |
L44油田C3井W1段射孔深度为4398~4402m，W2段为4340~4380m，W2段内发育2套厚度为3m的泥岩夹层，射孔数据如表 2所示。为抑制W1段井段压裂时裂缝向上过度延伸，同时考虑其下部发育水层，控制W1段前置液阶段施工排量和加砂规模，设计加砂40m3，施工排量为3.0~4.0m3/min；W2段设计加砂50m3，施工排量为3.5~4.0m3/min，返排率为26%（图 1）。C3井压裂后初始日产油量为25m3，含水率为6%，生产半年后日产油量为13m3，含水率为12%，由于产量达不到海上经济开发界限而关停。
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表 2 C3井射孔数据表 Table 2 Perforation data of Well C3 |
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图 1 C3井压裂施工曲线图 Fig. 1 Fracturing construction curve of Well C3 |
利用Kinetix软件对压裂数据进行裂缝形态拟合结果表明，W1段支撑缝长度为103m，W2段支撑缝长度为31m。通过对W2段进行G函数分析（图 2），关井初期曲线呈“上凸”特征，表明压裂液滤失速率大，滤失量高，裂缝开启缝宽较窄；中后期曲线呈弱“下凹”特征，表明该段储层渗透率偏高，起裂层位上下应力遮挡较弱，裂缝缝高突破至上下应力遮挡层，可能沟通纵向少部分层位，总体尺寸较小。
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图 2 W2段停泵压降分析结果图 Fig. 2 Analysis of pump stop pressure drop of W2 stage |
裂缝形态拟合结果表明，C3井压裂并未完全挖掘储层潜力。W2段完井方案采取大段射孔，在排量低、单孔进液量少的工况下裂缝向前延伸困难，从而地层造缝能力弱、改造范围较小。
2 海上低渗储层地质力学研究为确定最优压裂方案，基于Kinetix地质工程一体化平台对研究区进行了地应力场研究和射孔方案论证。海上低渗储层地质力学建模采用地质工程一体化的思想，高效耦合地震解释数据、测井数据和岩心实验，通过低渗油田地质工程甜点一体化建模方法，准确刻画力学参数在三维空间上的分布，反演地应力在横向及垂向上的变化规律，实现有利储层三维空间定量表征及储层脆性和多尺度可压裂性评价参数等工程甜点表征，为压裂方案设计提供指导[23-25]。
2.1 海上低渗储层三维地质力学建模基于岩心岩石力学实验及测井数据计算单井地质力学参数，开展一维地质力学精细建模，同时对杨氏模量、抗压强度、断裂韧性等相关力学属性进行沿井数据校正。基于Petrel平台Geomechanics模块中的Property Modeling功能，结合一维地质力学计算剖面，采用高斯插值的方法，开展声波时差（AC）、自然伽马（GR）等测井数据体和力学属性的三维预测，对前期构建的地质模型进行三维地质力学精细建模，揭示地质力学参数及原场地应力在横向及垂向上的变化规律，指导压裂井井位部署和方案设计[26-31]。
当前，受海上平台井槽和成本限制，一般区块内仅有数口井开展声波测井，而声波数据是进行储层三维地质力学和应力场反演建模的基础核心数据。同时，L44油田已有井部分储层井段纵波数据缺失，研究发现，砂岩段纵波时差与储层密度存在较好的相关性，通过提取区块密度数据体，采用插值计算方法建立了砂岩段纵波时差和密度的关系[26-27]，拟合相关系数为0.9132（图 3）。根据回归关系式补全校正了砂岩段纵波数据，并进行横波时差与纵波时差的拟合，拟合相关系数为0.9486，结果表明二者具有良好的相关性（图 4）。基于Property Modeling模块，进行储层三维声波数据体的准确预测。
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图 3 L44油田砂岩段纵波时差与密度回归关系图 Fig. 3 Regression relationship between P-wave time difference and density of sandstone interval in L44 Oilfield |
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图 4 L44油田砂岩段纵、横波时差回归关系图 Fig. 4 Regression relationship between P-wave and S-wave time difference of sandstone interval in L44 Oilfield |
根据预测的三维声波数据体结果，利用实验回归的动静态岩石力学参数转换公式，如公式（8）、公式（9）所示，进行储层杨氏模量、泊松比、抗压强度、断裂韧性等相关力学参数属性的三维数据体建模[23-25]。
| $ E_{\mathrm{d}}=2 \rho v_{\mathrm{s}}^2\left(\frac{3 v_{\mathrm{p}}^2-4 v_{\mathrm{s}}^2}{2 v_{\mathrm{p}}^2-2 v_{\mathrm{s}}^2}\right) $ | (1) |
| $ \sigma_{\mathrm{d}}=\frac{v_{\mathrm{p}}^2+2 v_{\mathrm{s}}^2}{2 v_{\mathrm{p}}^2-2 v_{\mathrm{s}}^2} $ | (2) |
| $ U C S=E_{\mathrm{s}}\left(0.0035+\alpha V_{\mathrm{cl}}\right) $ | (3) |
| $ S_{\mathrm{t}}=\frac{U C S}{\beta} $ | (4) |
| $ K_{\mathrm{IC}}=A+B S_{\mathrm{t}} $ | (5) |
| $ K_{\text {IIC }}=C+D S_{\mathrm{t}} $ | (6) |
| $ \phi=\frac{\pi}{12}\left[2\left(1-\frac{\sigma_{\mathrm{d}}}{1-\sigma_{\mathrm{d}}}\right)+1\right] $ | (7) |
| $ E_{\mathrm{d}}=1.0536 E_{\mathrm{s}}+11.3681 $ | (8) |
| $ \sigma_{\mathrm{d}}=0.8532 \sigma_{\mathrm{s}}+0.0396 $ | (9) |
式中 Ed——岩石的动态杨氏模量，GPa；
ρ——地层岩石密度，g/cm3；
vs——测井横波速度，ft/μs；
vp——测井纵波速度，ft/μs；
σd——岩石的动态泊松比；
UCS——岩石的抗压强度，MPa；
α——回归经验常数；
Vcl——地层泥质含量；
St——岩石的抗拉强度，MPa；
β——回归经验常数；
KⅠC——Ⅰ型岩石的断裂韧性，MPa·m1/2；
A、B、C、D——回归的经验公式常数；
KⅡC——Ⅱ型岩石的断裂韧性，MPa·m1/2；
ϕ——岩石的内摩擦角，（°）；
Es——岩石的静态杨氏模量，GPa；
σs——岩石的静态泊松比。
利用Petrel平台的Geomechanics一体化模块，基于一维地质力学建模结果和地震解释数据体开展三维地质力学参数属性场构建，结果如图 5所示。
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图 5 三维地质力学参数属性场建模结果图 Fig. 5 3D geomechanical modeling results of various parameter attribute fields |
开展三维地质力学弹性参数属性体计算（图 6），结果表明，L44油田全区杨氏模量为20~36GPa，泊松比为0.31~0.33，Ⅰ型岩石的断裂韧性为0.59~0.99MPa·m1/2，内摩擦角为24°~34°，和目标深度储层岩石力学实验测试数据（表 3）较为吻合，进一步说明了力学模型的可靠性。
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图 6 三维地质力学弹性参数属性场建模结果图 Fig. 6 3D geomechanical modeling results of elastic parameter attribute fields |
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表 3 三轴压缩实验测试结果表 Table 3 Results of triaxial compression laboratory testing |
地应力是进行储层可压裂性评价和压裂裂缝扩展研究的基础参数，控制着裂缝走向和储层改造规模，当前针对地应力计算主要有两种方法：实验法和数值模拟法。实验法采用Kaiser声发射实验，对目标储层岩心开展地应力测试，能准确直观获取地层原始地应力参数；数值模拟法采用测井数据计算沿井应力剖面，并通过高斯插值和有限元方法进行三维地应力场的反演。本文基于Petrel一体化工作平台，利用三维地学软件Visage进行三维地应力场的计算，Visage软件采用有限元计算方法，充分考虑储层非均质性影响，更适合海上低渗储层三维地应力场的预测反演。
地应力场计算结果如图 7、图 8所示。结果表明，储层垂向应力为90.89~92.77MPa，最大水平主应力为65~80MPa，方向为北西—南东向；最小水平主应力为55~67MPa，方向为北东—南西向。两向应力差为9~11.5MPa，研究区东部和西部两向应力差较大，中部较小。
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图 7 地应力场建模结果图 Fig. 7 Results of in-situ stress field modeling |
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图 8 C3井井周地应力场分布图 Fig. 8 Distribution of in-situ stress field around Well C3 |
同时，由于L44油田C3井先投产后压裂，考虑到生产后油藏孔隙压力变化，为研究井周地应力场变化规律，将压裂前生产历史和油藏压力耦合到地质力学模型中，反演得到压裂前井周地应力场分布规律（图 8）。研究结果表明，油藏流体的采出会造成井周地应力场偏转和应力集中，压裂设计方案应充分考虑地应力场变化，优化射孔参数，以有利于裂缝起裂和延伸。
2.3 海上低渗储层可压裂性评价可压裂性是衡量储层岩石被压开难易程度的定量表征，是压裂研究中一个重要的参数，决定着裂缝起裂延伸及缝网改造复杂程度。
岩石脆性是评价储层可压裂性的关键参数，随着研究深入，衡量可压裂性并不仅仅局限于岩石脆性这一单一参数。当前，针对可压裂性评价的研究更加全面客观，除了岩石基质属性，还考虑了天然裂缝发育程度、水平应力差、断裂韧性、矿物含量等参数，并结合地震、测井等专业形成了多种全面评价储层可压裂性指数的技术体系[32-36]。
岩石脆性越高，储层可压裂性越好；对低渗砂岩、页岩等非常规储层，脆性是评价水力压裂能否更易形成复杂缝网的最直观参数，主要通过岩石矿物成分含量、岩石力学参数来刻画。单条裂缝起裂延伸过程中，裂缝需突破地层岩石自身破坏强度极限（抗拉强度）、断裂韧性向前扩展，同时缝内压力还要达到地层最小水平主应力。对于天然裂缝发育储层，裂缝扩展延伸规律更加复杂，此时可压裂性评价还应考虑天然裂缝特征参数、天然裂缝和水力裂缝相互作用延伸规律等。研究表明，较低两向水平应力差条件下，水力裂缝易沿着天然裂缝方向扩展，从而沟通天然裂缝形成复杂裂缝网络；较高两向水平应力差条件下，水力裂缝更易穿过天然裂缝，形成“工”字形、“Y”形等简单分支剪切缝，不易形成复杂缝网[37-38]。成像测井解释结果如图 9所示，L44油田发育少许小尺度的天然裂缝，裂缝倾角为8°~12°，方位为北东—南西向，裂缝密度小于4条/m，在模型中裂缝密度设置为4条/m。
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图 9 成像测井解释结果图 Fig. 9 Image logging interpretation results |
综上所述，针对L44油田地质油藏工程特点，建立考虑天然裂缝、岩石基质、三维地应力场等多参数集群的可压裂性评价方法，以全方位多角度进行储层改造潜力评价[32-33, 39]。
| $ F I=B_{\mathrm{n}} \times \frac{1}{0.5 K_{\mathrm{IC}}+0.5 K_{\mathrm{IIC}}} \times \frac{1}{\sigma_{\mathrm{h}}} \times\left(1-\frac{\sigma_{\mathrm{H}}-\sigma_{\mathrm{h}}}{\sigma_{\mathrm{h}}}\right) $ | (10) |
| $ B_{\mathrm{n}}=\frac{\bar{E}+\bar{\sigma}}{2} $ | (11) |
式中 FI——可压裂性指数；
Bn——脆性指数；
σh——最小水平主应力当量密度，g/cm3；
σH——最大水平主应力当量密度，g/cm3；
E——归一化杨氏模量；
σ——归一化泊松比。
基于三维地学模型和地应力场反演结果表明，L44油田整体可压裂性较好，可压裂性指数介于0.7~0.9之间，中部和东西两侧可压裂性指数较高，目标井井周储层可压裂性指数为0.88（图 10）。
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图 10 L44油田储层可压裂性指数建模结果图 Fig. 10 Results of reservoir fracability modeling in L44 Oilfield |
基于三维地质力学研究成果，采用地质工程一体化思想对C3井压裂方案进行了再次优化设计，在地质力学模型的基础上，充分考虑储层物性、天然裂缝、地应力和构造的影响，较真实反映水力裂缝的扩展延伸行为，同时最大程度增加储层改造体积，实现海上高成本压裂条件下的较高投资收益率。
3.1 压裂技术难点L44油田目标油藏平均孔隙度为11.7%，平均渗透率为6.2mD，是典型的低孔低渗储层，作为南海东部首个注水开发的低渗油田，目前无压裂开发案例可借鉴。目标储层有效厚度在40m以上，如何在当前海上较低排量条件下实现纵向油层全动用，是压裂设计应该考虑的首要问题。同时，井区含少量小尺度天然裂缝和断层，水力裂缝与天然裂缝相交扩展延伸机理认识不清；两向应力差较大，不具备形成复杂裂缝条件，储层埋深超过4000m，压裂施工摩阻大、风险较高。
3.2 压裂设计与实例验证基于L44油田三维地应力场和可压裂性评价研究成果，利用Kinetix压裂一体化设计软件开展地质工程双甜点评价和相关参数敏感性研究，并对C3井进行实例验证。以有效孔隙度、渗透率、泥质含量为关键参数进行地质品质评价，以最小水平主应力和可压裂性指数为关键参数进行工程品质评价，最终得到综合品质分布，以此为基础开展压裂方案设计。
对排量和射孔段长度进行了敏感性方案模拟，研究结果（图 11）表明，射孔段长度为4m时，当排量从4m3/min增加到5m3/min，裂缝长度从124m增加到130m，增幅为4.8%；裂缝高度从26m增加到35m，增幅为34.6%；裂缝面积从11895m2增加到14245m2，增幅为19.8%；储层改造体积从16.2×104m3增加到18.1×104m3，增幅为11.7%。射孔段长度为4m时，当排量从5m3/min增加到6m3/min，裂缝长度从130m增加到140m，增幅为7.7%；裂缝高度从35m增加到42m，增幅为20%；裂缝面积从14245m2增加到16454m2，增幅为15.5%；储层改造体积从18.1×104m3增加到20.0×104m3，增幅为10.5%。
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图 11 各参数敏感性分析结果图 Fig. 11 Results of sensitivity analysis of various parameters |
排量为4m3/min时，当射孔段长度从4m增加到6m，裂缝长度从124m减小到121m，降幅为2.4%；裂缝高度从26m减小到24m，降幅为7.7%；裂缝面积从11895m2减小到10986m2，降幅为7.6%；储层改造体积从16.2×104m3减小到15.8×104m3，降幅为2.5%。排量为4m3/min时，当射孔段长度从6m增加到8m，裂缝长度从121m减小到107m，降幅为11.6%；裂缝高度从24m减小到14m，降幅为41.7%；裂缝面积从10986m2减小到7852m2，降幅为28.5%；储层改造体积从15.8×104m3减小到12.7×104m3，降幅为19.6%。排量为4m3/min时，当射孔段长度从8m增加到12m，裂缝长度从107m减小到98m，降幅为8.4%；裂缝高度从14m减小到12m，降幅为14.3%；裂缝面积从7852m2减小到7052m2，降幅为10.2%；储层改造体积从12.7×104m3减小到12.1×104m3，降幅为4.7%。
同时，对不同完井制度下压裂后产量进行了预测，研究结果（图 12）表明，射孔段长度从4m增加到16m时，日产油量从80m3下降至47m3，5年累计产油从13.13×104m3减小到1.56×104m3，且射孔段长度越大，产量递减越快，累计产油量越低。
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图 12 不同完井制度下产量预测曲线图 Fig. 12 Production prediction curves with various well completion systems |
研究结果表明，射孔段长度一定时，排量越高，水力裂缝改造参数越大，改造效果越好；排量一定时，射孔段长度越大，整体改造效果越差，当射孔段长度大于6m，水力裂缝参数降幅大幅增加后逐渐平稳。由此可见，针对海上低渗储层压裂改造，推荐射孔段长度不大于6m，同时应在平台限压范围内尽可能提高施工排量，以实现最优改造效果。
对目标压裂井C3井重新进行了方案设计和产能预测（图 13），根据双甜点优化分段结果，W1段射孔段长度不变，W2段射孔段长度为6m，推荐施工排量为5m3/min，入井总砂量为113.8m3，设计裂缝长度平均为100m，导流能力为34D·cm，初产油量为49m3/d，累计产量为3.6×104m3，相比原方案增加产量6500m3。该井二次压裂后再次投产，初期产油量为56m3/d，不含水，设计与实际日产油误差14.29%，且通过压裂后近5个月的生产曲线来看，整体生产较稳定，且产量动态好于设计。对实际施工数据进行拟合，平均裂缝长度为110.52m，导流能力为36.58D·cm，基本达到设计水平，进一步验证了本文地质工程一体化研究方法的准确性和适用性。
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图 13 C3井方案优化后结果图 Fig. 13 Production results of Well C3 after fracturing scheme optimization |
（1）地质工程一体化是海上低渗透油田提产的必由之路，压裂方案应该基于海上油田地质情况和工程条件开展精细一体化设计，充分释放单井产能，进一步提升海上低渗油田的开发效益。
（2）针对海上厚层箱状砂体，为确保纵向储层有效动用和实现经济性产量要求，应在平台限压允许条件下，尽可能提高施工排量。
（3）根据海上厚层压裂施工裂缝尺寸和增产效果不达预期等问题，应优化合理射孔方案，避免大段连续射孔形式，合理控制射开长度。
（4）对于已投产井，受生产动态和地下流体采出的影响，其地应力场方向会发生偏转，压裂方案设计应基于当前地质力学模型和三维地应力场分布进行射孔方案优化。
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