青西凹陷白堊系下溝組地應力及裂縫性儲層有效性關系研究

崔式濤，孫佩，劉春雷，邢軍，胡燕婷，李娜

(中國石油集團測井有限公司，陜西 西安 710077)

青西凹陷處于祁連山北緣沖斷推覆構造帶與阿爾金走滑斷裂帶的交匯處，是構造應力局部集中地帶，構造復雜，其主力產層——白堊系下溝組所在的地質體并不是原地沉積的，而是后期從南邊推移過來的。構造復雜及其自身沉積因素，導致青西凹陷巖性復雜多變，儲層巖性主要有白云質沉凝灰巖、凝灰質白云巖和砂礫巖，而白云巖儲層巖性類型又包括泥晶白云巖以及凝灰質泥晶白云巖等，復雜的巖性給儲層有效性評價帶來了諸多不便[1]。據研究，在深埋藏壓實作用和成巖后生作用下，研究區儲層致密，但是構造裂縫、構造-溶蝕縫及微裂縫和溶孔比較發育[2]，裂縫-孔洞型儲層是主要儲層類型，高產層段大部分都是裂縫-孔洞型(高角度縫發育)儲層[3]。上述特征為從裂縫有效性評價出發提供了一種新的儲層評價思路。

近年來，利用測井進行裂縫的有效性評價主要有2種方法：一種是基于微電阻率掃描成像展開的裂縫參數的定量表征研究[4]；另一種是利用陣列聲波或偶極子聲波成像測井進行的斯通利波和各向異性評價儲層裂縫特征[5]。此外，范文同等[6]、王成龍等[7]分別根據巖石力學研究提出了地應力評價指標，評價了塔里木庫車油田大北構造和SK高陡構造裂縫性儲層的有效性。該次研究中，筆者結合聲電成像測井，在巖石物理研究試驗、關鍵井地應力及裂縫識別和定量評價的基礎上，明確了青西凹陷白堊系下溝組地應力與儲層裂縫發育規律的關系，進而提出了利用裂縫的法向應力評價裂縫儲層有效性的方法，并在研究區取得較好的應用效果。

1 地應力測井計算模型

1.1 上覆地層壓力模型

上覆地層壓力用密度測井資料計算，其公式為：

(1)

式中：σv為上覆地層壓力，MPa；H為上覆地層深度，m；ρc為密度測井值，g/cm3；g為重力加速度，m/s2;h為深度，m。

但在實際地質情況中，地層密度隨深度的變化情況很難用函數表達，因此常采用分段求和的方法計算上覆地層壓力，其計算公式為[6]：

(2)

式中：ρi為采樣間隔內密度測井平均值，g/cm3；L為采樣間距(采樣間距取0.125m)，m。

1.2 水平應力模型

地層水平應力包括最大水平主應力和最小水平主應力。首先通過巖石動、靜態參數同步測試試驗，建立動、靜態彈性參數轉換關系(圖1、2)。

圖1 動、靜態泊松比轉換關系圖 圖2 動、靜態彈性模量轉換關系圖

μs=0.9359μd+0.0119

(3)

Es=0.635Ed+8.2062

(4)

式中：μs為靜態泊松比，1；μd為動態泊松比，1；Es為靜態彈性模量，GPa；Ed為動態彈性模量，GPa。

在試驗確定巖石力學參數動、靜態轉化關系及上覆地層壓力的基礎上，得到最大、最小水平主應力計算公式：

(5)

(6)

式中：σH為最大水平主應力，MPa；σh為最小水平主應力，MPa；α為Biot系數，1；pp為地層孔隙壓力，MPa；βH為最大水平構造應力系數，研究區最大水平構造應力系數為0.5；βh為最小水平構造應力系數，研究區最小水平構造應力系數為0.305。

2 關鍵井地應力剖面及最大水平主應力分布特征

通過對研究區關鍵井地應力剖面的研究，結合井筒在鉆井過程中的巖石崩落及誘導縫的發育方向，從點→線→面建立了區域上地應力的分布特征。

2.1 關鍵井地應力剖面

根據地應力的計算模型，建立了青西凹陷白堊系關鍵井縱向地應力剖面，如圖3所示。通過計算27口井的地應力大小，得到最大、最小水平主應力變化范圍：最大水平主應力變化范圍是80.2～113.8MPa，最小水平主應力變化范圍是62.3～98.5MPa。

圖3 XX101井地應力剖面圖

2.2 最大水平主應力方向及分布特征

通過上述方法開展了關鍵井地應力計算及地應力方向分析，進一步研究了青西凹陷各井目的層段地應力大小和方向，橫向及平面展布特征。從最大水平主應力平面展布特征(圖4)來看，最大水平主應力往凹陷中央呈逐漸增大的趨勢。同時，通過誘導縫、井壁崩落、偶極橫波快橫波方位統計分析，證實青西凹陷白堊系下溝組最大水平主應力為北東-南西向(表1)。

圖4 青西凹陷各井目的層最大水平主應力平面等值線圖

井號最大水平主應力方向最小水平主應力方向井眼崩裂方向x3井近于東西方向近于南北方向(15～195°)近于南北方向(15～195°)x4井北東?南西北西?南東北西?南東x5井北東?南西北西?南東北西?南東x7井北東?南西為主北西?南東北西?南東x10井北東?南西為主北西?南東北西?南東x101井北東?南西為主北西?南東北西?南東x102井北東?南西(57～237°)北西?南東(147～327°)北西?南東x103井北東?南西(55～235°)北西?南東(145～325°)北西?南東x105井北東?南西為主北西?南東北西?南東x?1井北東?南西(32～292°)南東?北西(112～292°)南東?北西x?3井北東?南西(40～220°)南東?北西(130～310°)南東?北西(112～292°)x104井北東?南西北西?南東北西?南東x?9井北西?南東北東?南西(80～260°)北東?南西x15井北東?南西北西?南東北西?南東x?12井近于東西方向近于南北方向(70～80°)近于南北方向(70～80°)x115井北東?南西北西?南東北西?南東x?70井北東?南西北西?南東北西?南東

3 地應力與裂縫有效性關系研究

3.1 裂縫參數定量表征

為了對儲層裂縫進行準確描述，對裂縫寬度(張開度)、裂縫孔隙度等參數進行了計算，用以對儲層有效性進行綜合評價。

裂縫寬度和裂縫孔隙度計算公式為：

W=aAρxobρm(1-b)

(7)

(8)

式中：W為裂縫寬度，mm；A為由裂縫造成的電導異常的面積，m2；ρxo為侵入帶電阻率，Ω·m；ρm為泥漿電阻率，Ω·m；a、b為與儀器有關的常數，其中b接近為0；φc為裂縫孔隙度，%；Wi為第i條裂縫的平均寬度，mm；Li為第i條裂縫在統計窗長L(L=1m)內的延伸長度，m；Dh為井徑，in。

圖5 裂縫法向應力示意圖(陰影面代表裂縫平面)

3.2 裂縫與地應力關系

為了進一步定量表征裂縫，該次研究中引入了裂縫法向應力(指垂直作用在裂縫面上的力)，以反映地應力對裂縫有效性的控制作用(圖5)。首先通過三維巖石力學建模計算三軸主應力數據σv、σH和σh；然后通過成像測井解釋獲得最大水平主應力方向和天然裂縫走向數據，統計每一口井兩者之間的夾角，同時統計每一口井裂縫的傾角；最后通過方向余弦計算作用在裂縫面上的法向應力。

裂縫法向應力計算公式為：

σn=A2σH+B2σh+C2σv

(9)

A=sinδsinβ

B=cosδsinβ

C=cosβ

式中：σn為裂縫法向應力，MPa；δ為裂縫走向與最大主應力方向夾角，(°)；β為裂縫傾角，(°)。

通過上述方法求取了研究區14個試油層段的σn、φc與W(表2)，進而開展了σn與φc、W的相關性研究(圖6)。從圖6可以看出，隨σn增大，φc、W都有變小的趨勢，說明隨σn變大，裂縫有效性變差。進一步通過試油結論標定，建立了青西凹陷白堊系下溝組裂縫性儲層解釋評價圖版(圖7)以及青西凹陷白堊系下溝組裂縫性儲層有效性評價標準(表3)。

圖6 青西凹陷白堊系下溝組σn與φc、W關系圖

圖7 青西凹陷白堊系下溝組裂縫性儲層解釋評價圖版

深度/mσn/MPa?c/%W/mm試油結論4350 0～4352 086 90 0210 015干層4362 0～4365 085 80 0420 032差油層4370 0～4372 085 90 0310 021干層4380 0～4383 084 50 0910 039油層4393 0～4395 084 50 0820 075油層4400 0～4404 081 90 0750 069油層4417 0～4420 082 30 0710 081油層4429 0～4430 085 90 0480 071差油層4431 0～4433 088 60 0310 028干層4449 0～4452 087 90 0080 023干層4465 0～4469 088 30 0220 026干層4473 0～4475 090 20 0320 024干層4498 0～4505 084 90 0450 063差油層4523 0～4530 084 00 0560 062油層

表3 青西凹陷白堊系下溝組裂縫性儲層有效性評價標準

4 應用實例分析

基于上述認識和研究成果，計算了研究區內X10井白堊系下溝組不同層段內的σn、φc及W，并通過試油進行驗證。4421.0～4423.0m井段，σn平均為83.1MPa、φc為0.050%、W為0.040mm，該層試油日產油27.3t；4430.0～4432.0m井段，σn平均為88.5MPa、φc為0.004%、W為0.006mm，該層試油為干層(圖8)。通過分析可以看出，試油結論與上述認識相符。

圖8 X10井綜合評價圖

5 結語

1)青西凹陷白堊系下溝組構造及儲層巖性復雜，給儲層評價帶來一定困難。根據裂縫發育規律，通過求取裂縫法向應力，進而評價裂縫性儲層有效性，為該區儲層評價提供了一種新的方法。

2)地應力特征研究表明，青西凹陷白堊系下溝組最大水平主應力為北東-南西向，且向凹陷中心呈增大趨勢。儲層裂縫特征研究表明，裂縫法向應力與裂縫有效性關系密切，裂縫面法向應力越大，裂縫發育程度及有效性越差。

3)通過裂縫法向應力研究，經試油結果標定，確定了青西凹陷白堊系下溝組裂縫性儲層下限標準，在研究區取得了較好的應用效果。

[參考文獻]

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