肖承文, 杨林, 万金彬, 韩闯, 王谦, 夏宏泉, 王伟

(1.塔里木油田分公司勘探开发研究院, 新疆 库尔勒 841000; 2.中国石油集团测井有限公司, 陕西 西安 710077;3.西南石油大学, 四川 成都 610500)

0　引　言

库车前陆盆地高陡构造地层压力体系复杂,其白垩系深井砂岩储层高温高压(压力系数>1.65)、地应力较强且地层倾角较大(高达60°)。在强水平地应力和重力压实的作用下,储层特征表现为低孔隙度、低渗透率,且天然裂缝较发育[1-3]。地层倾角的存在增加了垂直应力对地层压实作用的影响,增大了地层的各向异性,所以在地层倾角较大区域(地层倾角>5°)应适当考虑其对地应力的影响。同时,由于地应力是维持天然裂缝开启或闭合的主控因素,通过对地应力大小和方向的研究,可推断地层裂缝的发育与分布规律[4],从地应力角度评价储层有效性时必须考虑裂缝与地应力的关系。准确计算高陡地层地应力是应用地应力分析山前高陡地质背景下低孔隙度、低渗透率储层有效性的关键技术之一[3]。本文以库车前陆盆地高陡构造白垩系异常高压地层的地应力计算和储层有效性评价为重点研究对象,开展了关键技术探讨,旨在解决这种地质背景下的低孔隙度裂缝性砂岩储层有效性评价难题,形成一套基于测井解释的地应力评价储层有效性的方法。

1　高陡构造异常高压地层地应力计算

地应力计算有2种模式:①2个水平主应力相等的单轴应变模式,主要有A HGennik模型、Matthews & kelly模型、Terzaghi模型、Anderson模型和Newberry模型,这种模式没考虑构造应力的作用;②比较精细的分层计算模式有黄氏模型、组合弹簧模型、微分模型和葛洪魁模型等[2-6],该模式虽然考虑构造应力对水平地应力的影响,但没有考虑地层倾角和裂缝倾角对地应力的影响。楼一珊、郑琦怡[6-7]分别提出了结合区域地质情况并考虑地层倾角和构造运动剧烈程度的地应力计算模型,但对构造应力系数的校正量过大,且忽视了高陡构造裂缝的存在对地应力的影响,实用性不强。

充分考虑库车前陆盆地山前高陡构造地区地层倾角较大、地层异常高压和高角度裂缝发育对地应力的影响[3,8-12],基于应力分布的空间几何三角函数关系,以地应力实验和压裂实测值为刻度基准,利用地层倾角测井和电成像测井解释得到的地层倾角和裂缝倾角等数据,引入地层倾角φDIP,f1和裂缝倾角φDIP,f2对地应力的影响系数C1、C2,建立适合山前高陡地层的地应力计算模型(见图1)

(1)

式中,σh、σH分别为最小、最大水平地应力,MPa;μ为泊松比,无量纲;pp、po分别为地层孔隙压力和上覆岩层压力(工区异常高压采用改进的基于声波时差曲线的伊顿法求取[1]),MPa;A、B为构造应力系数,无量纲,根据资料反演获知A=0.431,B=0.843;φDIP,f1为地层倾角,(°);φDIP,f2为裂缝倾角,(°),由倾角测井或成像测井资料获取;α为有效应力系数(变值,由程序计算),无量纲。

图1　高陡构造地应力计算模型示意图

当地层倾角小于5°时,则不考虑地层倾角和裂缝倾角对地应力的影响程度,令C12=0,式(1)转换成黄氏地应力模型(即黄氏模型是其特例)。

根据研究区的地质构造和地应力分布状态,采用式(1)地应力解释模型,由纵横波时差和密度测井等曲线来计算水平地应力σh、σH,发现计算结果与实测值的误差较小(见表1,同时有σh、σH实测值来自于岩心Kaiser实验结果,仅有σh实测值取自压裂施工曲线),优于黄氏模型,满足地质和工程精细评价要求,这为从岩石力学角度评价储层有效性提供了重要可靠的力学依据。

2　低孔隙度裂缝性高压储层有效性

工区水平挤压应力十分强烈,超强地应力作用对储层有效性影响很大[11-12],且在常规测井和声电成像测井上有明显的响应特征[1]。因此,可以利用测井资料研究地应力与储层有效性的关系,提取地应力组合参数评价储层有效性,为工区储层的测井解释、测试和产能评价提供依据。

研究区砂岩储层类型主要为裂缝孔隙型储层,有效性是指基质孔隙度大于3.5%、渗透率大于0.05 mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同、裂缝是开启连通的且没有全部被充填(裂缝开度大于50 μm,孔隙度大于0.02%)。储层有效性分类分为好、中、差3类储层(对应于常规测井解释的气层、差气层和干层)。

表1　部分井的地应力计算值与实测值对比

2.1　基于有效应力、有效应力比和水平地应力差判断储层有效性

研究发现,①岩石基质孔隙度随着有效应力(σV=poα×pp)的增加逐渐减小。由于岩石有效应力不断增加,促使岩石颗粒排列更加紧密,孔隙空间变小、孔隙体积减小。②岩石基质渗透率随着有效应力的增加而降低。在外力作用下,孔隙喉道壁表面层岩石极易变形,尤其是泥质含量较高的岩石,这种变形使岩石变得更加紧密。岩石有效应力的增加使孔隙喉道产生较大的变形(喉道半径急剧减小),最终导致渗流通道减小,渗透率降低。岩石裂缝宽度和裂缝孔隙度均随着有效应力的增加而降低。这是由于裂缝在有效应力作用下易于闭合,有效应力不断增加,裂缝宽度和裂缝孔隙度逐渐变小。因此,可以通过有效应力的变化来判断“好、中、差”储层。

通过回归拟合可得到正常沉积和压实条件下的泥岩层有效应力与深度的关系式,例如σV=3.239+0.0095D,然后用实际储层的有效应力σV除以σV—D关系趋势线上对应深度点的有效应力σSH,就得到储层有效应力比(rV,SH)。引入该参数可恰当地描述储层有效性与有效应力的关系。有效应力比越接近于0.5,储层有效性越好;越接近于1,储层有效性越差,直至变为致密层或泥岩层。

rV,SH=σV/σSH

(2)

式中,σV为实际储层段的有效应力,MPa;σSH为泥岩层地层有效应力与深度关系趋势线上对应深度D点的正常有效应力(基准参照值),MPa。

统计发现,水平地应力差(σSH12=σH-σh)与有效应力呈正比关系[1]。随着有效应力逐渐增大,水平地应力差也逐渐增大,水平地应力差与储层物性有一定的相关性。随着水平地应力差的增加,岩石基质孔隙度和渗透率都降低。因为水平地应力差的不断增加使地应力愈加不平衡,岩石胶结物发生塑性变形,颗粒排列更加紧密、孔隙空间减小,岩石基质渗透率和孔隙度都变小。在水平地应力差较低时,随着水平地应力差的增加,基质渗透率减小幅度很大;在水平地应力差较高时,随着水平地应力差的增加,基质渗透率减小幅度明显变缓。

2.1 两组患者手术中情况比较 两组患者手术中出血量比较，差异无统计学意义（P＞0.05），观察组的手术时间明显长于对照组，差异有统计学意义（P＜0.05）。见表2。

随着水平地应力差减小,裂缝孔隙度和裂缝宽度均增加;在水平地应力差较小时,随着水平地应力差的增加,裂缝宽度减小快;在水平地应力差较高时,随着水平地应力差的增加,裂缝宽度减小幅度明显变慢。据此可以通过水平地应力差的变化判断储层有效性。

通过统计与分析多口井试油结果及其相应层段的有效应力、有效应力比、水平地应力差,建立了研究区2参数交会识别品质储层的图版(见图2)。将各层的有效应力比和水平地应力差数值点在图版上,便可直观判断其储层有效性。

图2　有效应力比与水平地应力差交会识别储层品质图版

2.2　基于水平最大地应力方向与裂缝走向夹角判断储层有效性

地应力状态是决定天然裂缝开启或闭合的主要因素。当水平最大地应力方向与古构造裂缝走向夹角β小于45°时,有利于裂缝张开而形成有效裂缝;反之,夹角β大于45°时,促使裂缝易于闭合而成为无效裂缝。在古构造裂缝发育部位且在裂缝走向与现今水平最大地应力夹角小于45°的方向上,就是有效裂缝宏观分布的区块和方向。若现今水平最大地应力方向与天然裂缝的方向正交,则人工压裂产生的裂缝与天然裂缝易形成网状缝,有利于改善储层的连通性[12]。

综合考虑缝宽Wf与σSH12、β的关系,构建一个新评价指标,即走向应力差,它等于水平应力差在裂缝走向上的投影值σSH12×cosβ(见图3)。随着走向应力差增大,缝宽增大(见图4)。

基于对裂缝与地应力的关系研究,认为当不易获知裂缝主方位与水平最大地应力方向的夹角时,可用图2识别储层的品质;反之,如果能从电阻率和声波成像测井资料中拾取地层的裂缝参数,则用图5识别品质储层。基于多口井的地应力与储层有效性关系分析和计算[1],建立了库车前陆盆地高陡构造低孔隙度裂缝性砂岩储层有效性的地应力评价标准(见表2)。从4个指标的重要性(经验权重)考虑,优先使用有效应力比和走向应力差这2个参数来判释储层的有效性(尤其是裂缝孔隙型和裂缝型储层),其次考虑有效应力和水平地应力差这2个指标。

图3　水平应力差(σSH12)与走向应力差(σSH12×cos β)的示意图

图4　走向应力差与裂缝宽度关系图

图5　有效应力比与走向应力差交会识别储层品质图版

表2　研究区目的层段储层有效性的地应力评价标准

3　应用实例及效果分析

图6与图7是GD302井地应力解释及储层划分测井成果图,试油井段为7 209～7 244 m和7 304～7 358 m。从试油结果可知,上部井段常规测井解释为好储层。利用判别图版(见图2),依据有效应力41.7 MPa、有效应力比0.814、水平应力差47.03 MPa,评价储层有效性为好储层。酸后8 mm油嘴日产气794 022 m3,为高产储层,常规测井解释结论和该方法评价结果均与试油相符。下部井段利用判别图版2,依据有效应力44.68 MPa、有效应力比0.853、水平应力差48.38 MPa,评价为中等储层(常规测井也解释为中等储层),但酸后敞放、日产气12 986 m3,产量很低,试油为差储层。评价结果与试油不一致。(图7中叠放成像测井图及矢量图,主要是为了说明该井段地层发育裂缝及其裂缝的倾角和倾向)

采用判别图版(见图5),从水平最大地应力方向与裂缝走向夹角来分析这2段储层的有效性。从图6可以看出,7 209～7 244 m、7 304～7 358 m段的水平最大地应力方向与裂缝走向夹角分别为30°、70°。夹角越小,裂缝越易张开,流通性越好。从图7成像测井显示可看出,上部井段裂缝发育,裂缝密度为1.943条/m、平均缝宽为0.278 mm,均高于下部井段缝密度(0.685条/m)和平均缝宽(0.154 mm)。考虑走向应力差(σSH12×cosβ)的不同,上下两井段分别为40.73和16.58 MPa,综合地应力指标评价,认为7 304～7 358 m井段的储层有效性较差,属于差储层,这与试油结果是相符的。

图6　GD302井7 209 m～7 240 m(左)、7 305～7 358 m(右)裂缝走向与σH方向夹角方位频率图

表3为部分井地应力参数及储层评价结果与试油情况对比。常规的测井储层解释评价结果认为这5口井试油井段的储层为“好气层较多、较厚,应该高产”,但有4口井的试油结果与其明显不符;采用地应力评价标准,尤其是有效应力比、走向应力差这2个指标,从地应力的角度重新评价这5口井的储层有效性,都与试油结果相符合。

表3　研究区5口井地应力参数及储层评价结果与试油情况对比

表4　GD9井7 443～7 566 m井段地应力储层评价结果

图7　GD302井7 209～7 380 m地应力解释及储层划分测井成果图(σDIP,f1=60°)*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

新钻井GD9井7 443～7 566 m段常规测井解释储层大都为好气层。从表4可以看出,该井段水平最大地应力方向与裂缝走向夹角β为10°～75°,走向应力差为12.594 MPa、有效应力比为0.821,评价为中差储层,建议在7 510～7 565 m井段进行压裂改造。该井起初试油产气量较低,但压裂后的产气量很高(6、8、10 mm油嘴日产气分别为420 000、760 000、1 130 000 m3),压裂改造效果明显,表明采用地应力指标评价本井储层的有效性是合理可信的。

4　结束语

(1) 库车前陆盆地高陡构造异常高压致密储层有效性的地应力评价,首先要准确计算地层孔隙压力与水平最大、最小主应力及其方向,其次需明确地应力与储层有效性的关系,提取相应的地应力评价指标,建立储层品质评价标准(即参数界限和图版)。

(2) 有效应力、水平地应力差和走向应力差等因素影响着地层孔隙性和渗透性,进而影响储层有效性。研究地应力对储层裂缝有效性的影响时,要重点考虑地应力方向和裂缝主方位的关系。天然裂缝走向与现今水平最大地应力方向夹角β较小(小于45°)时,走向应力差变大,则裂缝发育、裂缝孔隙度和宽度增大,储层有效性变好。对低孔隙度裂缝性砂岩储层有效性的判别,在参考常规评价指标(孔隙度、渗透率、饱和度)的基础上,注重地应力对储层参数尤其是对裂缝参数的影响,可引入有效应力比、走向应力差等参数从岩石力学角度全面评价这类储层的有效性。

(3) 研究区油基泥浆电成像测井资料对裂缝等地质结构反映不敏感,需从偶极声波成像测井资料中提取能明显反映地层裂缝特征的地应力大小和方向等信息,用于评价储层的有效性。

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