裂缝性致密砂岩储层品质评价

2019-12-25虞兵冉晓军侯秋元袁龙王谦姚亚彬

测井技术 2019年4期

虞兵,冉晓军,侯秋元,袁龙,王谦,姚亚彬

(1.中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安710077;2.中国石油集团测井有限公司长庆分公司,陕西西安710201;3.中国石油集团测井有限公司国际事业部,北京102206)

0 引言

致密砂岩储层由于其特殊的沉积、成岩和构造条件导致其岩性致密,孔隙度、渗透率极低,一般很难形成有效储层。然而裂缝发育改善了致密砂岩储层的品质,使得致密砂岩油气藏成为了一类不可忽视的油气藏类型。塔里木盆地库车北部构造带侏罗系是典型的裂缝性致密砂岩储层,基质物性差,孔隙度为4%～8%,渗透率一般小于0.1 mD(1)非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,气藏储层物性整体上横向变化不大,纵向上由上至下储层物性变差,裂缝较为发育,裂缝的发育大大提高了储层的渗流能力,给储层有效性评价带来了困难。

目前,致密砂岩储层有效性评价还停留在基质有效性评价阶段,通过试油约束法、最小孔喉半径法等确定储层的下限,结合压汞、核磁共振测井来评价储层孔隙结构,进而确定致密砂岩储层的有效性[2-5]。裂缝发育大大提高了储层的渗流能力,因此裂缝的有效性评价是储层有效性评价的重要一环,目前裂缝有效的评价主要依靠斯通利波,斯通利波是管波,在井筒内传播,像一个活塞运动,在井壁径向上收缩,在裂缝处,井内和地层中的流体自由连通,使管波能量消耗,斯通利波能量衰减显著,因此,可以通过斯通利波评价裂缝与地层之间的渗流能力。但由于斯通利波受井眼环境与地层岩性等因素影响,评价精度低、评价角度单一,缺少系统的裂缝有效性评价方法标准[6-11]。

本文在岩性、基质孔隙度渗透率、孔隙结构与裂缝特征参数综合分析的基础上形成储层品质参数表征方法,建立了基质与裂缝的综合评价图版,形成了一套裂缝性致密砂岩储层品质分类评价标准。实际应用证明,该方法可以准确评价储层有效性,准确预测储层的产气能力,优化射孔压裂方案。

1 储层品质关系研究

1.1 储层岩性控制物性

岩性控制物性作用明显:随着砂岩粒径减小,孔隙度、渗透率降低,排驱压力大幅增大;砾岩、含砾粗砂岩中裂缝发育明显好于细砂岩、中砂岩,裂缝的发育可以改善储层的渗透性,导致储层产能级别差异变大。

1.2 储层岩性、物性以及裂缝发育情况共同作用控制含油性

裂缝性致密砂岩含油性受储层岩性、物性以及裂缝发育情况等因素综合影响,其中岩性控制物性,物性决定储层的储集性能,裂缝的发育大大改善储层的渗流能力,通常裂缝的发育是储层高产的重要因素。

图1 含油性与岩性、物性关系图

图2 含油性与裂缝发育情况关系图

由图1和图2可知,中高产气层孔隙度大于8%,裂缝密度大于0.5条/m,主要分布在砂砾岩、含砾粗砂岩中;低产气层孔隙度4%～8%之间,裂缝密度0.1～0.2条/m,主要分布在含砾中砂岩、粗砂岩、中砂岩中。

通过上述分析可知储层品质主要与基质储层(岩性、孔隙度、渗透率、孔隙结构)、裂缝发育情况等因素有关,即Q储层=f(岩性,孔隙度,渗透率,孔隙结构,裂缝发育情况)。

2 基质储层分析

2.1 孔隙结构指数Iφ

对于基质储层,一般其渗透性由孔隙结构的好坏决定。由压汞实验资料可知,储层孔隙结构与孔隙度φ、分析系数σ、最大孔喉半径γ、最大进汞饱和度So,max成正比,与排驱压力pd成反比。因此,可以依据压汞实验优选的反应储层孔隙结构以及渗流特性的参数构建孔隙结构指数Iφ[见式(1)],计算的孔隙结构指数与渗透率的关系见图3。

图3 渗透率与孔隙结构指数的关系图

(1)

式(1)是根据压汞实验参数计算的孔隙结构指数,为了方便应用孔隙结构指数,需要建立孔隙结构指数的测井计算模型,将岩性物性测井曲线与孔隙结构指数进行线性拟合,最终优选出相关系数最高的自然伽马(GR)、密度(DEN)、声波时差(Δt)这3条曲线,再通过多元非线性回归建立孔隙结构指数测井计算模型[见式(2)]。孔隙结构指数测井计算模型计算的孔隙结构指数与实验参数模型计算的孔隙结构指数关系见图4。

(2)

图4 计算孔隙结构与实验孔隙结构关系图

2.2 基质储层品质因子Iq

基质储层的好坏主要受岩石粒度、储层物性、储层的孔隙结构控制,其中岩石粒度与自然伽马GR曲线相关性高。基于岩石物理实验、储层孔隙类型特征、油藏地质认识,将基质储层划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类等4类。可以根据相对自然伽马ΔGR、孔隙度φ、孔隙结构指数Iφ这3个参数利用Fisher判别函数建立基质储层品质因子Iq计算公式实现基质储层类型的自动划分(见图5,表1)。

图5 基质储层分类效果图

Iq=1.191Iφ+7.263/(1-ΔGR)+0.612φ-19.619

(3)

3 裂缝有效性评价

3.1 裂缝走向与最大主应力夹角

最大主应力是指地层现今水平最大主应力,裂缝走向与最大主应力方向之间的关系影响裂缝的开启度与延展特性,当裂缝系统的走向与现今最大水平主应力方向一致或角度很小时,作用于裂缝面的地应力小,裂缝能最大程度地发挥其渗滤通道的作用,裂缝有效性强。反之,当二者垂直或斜交角度较大时,作用于裂缝面的地应力大,裂缝被压实,裂缝的渗滤作用大大降低。最大主应力方向主要依据成像资料与阵列声波资料综合确定,成像资料主要是根据井眼垮塌来确定最大主应力方向,椭圆的长轴方向与最小水平主应力方向一致,最大主应力方向与其垂直。阵列声波资料是根据快横波方位来确定最大主应力方向,无裂缝各向异性地层,快横波方位指示的为最大主应力方向。图6为裂缝走向与最大主应力夹角分布图,从图6上可以看到,在构造的局部高部位,×104、×1、×2井最大主应力方向为北东向,最大主应力与裂缝走向夹角小,试油为高产井;周围×101、×102、×103井最大主应力方向与裂缝走向夹角大,试油低产。

图6 裂缝走向与最大主应力夹角分布图

3.2 裂缝法向应力

在实际地层中裂缝一般受到3个力的作用,即上覆地层压力、最大水平主应力以及最小水平主应力。为了更好的说明裂缝有效性与压力的关系,有关专家提出了裂缝面法向应力的概念,裂缝法向应力是垂直与裂缝面的力,是作用于裂缝3个压力的合力。裂缝法向应力的计算公式为

表1 Fisher判别部分样品表

σn=l2×σH+m2×σh+n2×σv

l=sinθ×sinδ

m=cosθ×sinδ

n=cosδ

(4)

式中,θ为最大主应力方向与裂缝走向夹角,(°);δ为裂缝倾角,(°);σH为裂缝法向应力,MPa;σh为最大水平主应力,MPa;σv为最小水平主应力,MPa。

利用一维岩石力学建模计算三轴主应力数据σH、σh和σv。后通过电成像资料确定最大主应力方向、裂缝的走向、裂缝的倾角δ以及裂缝走向与最大主应力之间的夹角θ。再通过裂缝法向应力计算公式可以得到作用在裂缝面上的法向应力σn。

通过裂缝法向应力的理论模型可以确定应力与裂缝有效性的关系。图7为实验模拟裂缝围压与裂缝宽度关系图。从图7上可以看到,裂缝宽度与裂缝围压成反相关的关系,随着裂缝围压的增加裂缝宽度逐渐变小,说明裂缝围压影响裂缝有效性,裂缝围压越小,裂缝张开度越大,有效性越好。

图7 实验模拟裂缝围压与裂缝宽度关系图

结合试油资料,分别建立的裂缝面法向应力、裂缝走向与最大主应力方向夹角与产气量的关系图版可以看到随着裂缝法向应力、最大主应力与裂缝走向夹角的增大,裂缝的有效性变差,储层的产气量逐渐下降。

4 储层有效性综合评价

基质决定储层储存能力,而裂缝影响储层的渗流能力,因此要储层的有效性进行评价需考虑基质与裂缝的影响。根据试气测试资料,利用基质储层品质因子以及裂缝法向应力建立了基质储层与裂缝综合评价图版,形成了储层有效性综合评价标准(见表2),当基质储层品质因子小于-3.6时,裂缝是否发育都为非产层;基质储层品质因子位于-3.6～2.6,裂缝法向应力位于30～55 MPa时,为Ⅱ、Ⅲ类储层,建议酸压;基质储层品质因子大于3.6,裂缝法向应力小于30 MPa时,为Ⅰ类储层,自然高产。

5 实例应用

图8为×1井储层综合解释评价图,从图8上可以看到×1井4 898～4 975 m层段基质储层以Ⅰ、Ⅱ类为主,平均裂缝法向应力为27.5 MPa,裂缝主要为Ⅰ类,储层综合评价为Ⅰ类,酸后日产气258 622 m3,为高产气层。×101井5 053～5 061 m层段基质储层以Ⅲ类为主,裂缝基本不发育,裂缝法向应力54.1 MPa,裂缝为Ⅲ类,储层综合评价为Ⅲ类储层,压裂后日产气2 096 m3,为低产气层。