塔河油田12区块奥陶系裂缝分布规律研究①

刘红岐 邱春宁 唐 洪 司马立强 赵 军

(1.油气藏地质与开发国家重点实验室 成都 610500;2.西南石油大学资源与环境学院 成都 610500)

塔河油田12区块奥陶系裂缝分布规律研究①

刘红岐1,2邱春宁2唐 洪2司马立强2赵 军1,2

(1.油气藏地质与开发国家重点实验室 成都 610500;2.西南石油大学资源与环境学院 成都 610500)

通过对露头、铸体薄片、岩性分析和成像测井资料观察和分析发现,塔河油田12区块奥陶系储层内缝洞发育,并且裂缝在一间房和鹰山组的储层中起了至关重要的作用,它既是地层流体的存储空间,又是连通孔洞缝的主要通道。裂缝的发育也增加了储层的非均质性。所以,精细研究裂缝的发育和分布规律,并定量地计算裂缝的相关参数对于识别奥陶系储层和对储层进行精细综合评价是至关重要的。该文重点对12区块鹰山组裂缝性储层进行了研究,分析裂缝测井响应特征以及裂缝发育和分布规律。采用序贯高斯随机建模方法建立裂缝孔隙度、张开度和渗透率等参数的三维分布模型,模拟结果表明,12区裂缝的最大渗透率达到了3 008.781 X10-3μm2,平均渗透率为125.788 X 10-3μm2。模拟的结果说明裂缝对储层物性,特别是渗透性的改造特别明显。

塔河油田 奥陶系 碳酸盐岩储层 裂缝评价 随机建模 序贯高斯

0 引言

塔河油田12区块奥陶系储层是塔里木油田目前最主要的勘探区块之一。塔河油田12区奥陶系油藏位于塔河油田北部阿克库勒凸起西南斜坡,阿克库勒凸起是在前震旦系变质基底上发育的一个长期发展的、经历了多期构造运动和变形叠加的古凸起,先后经历了加里东期、海西期、印支-燕山期及喜马拉雅期等多次构造运动[1-3]。凸起受海西早期古岩溶地貌残丘与海西晚期褶皱双重作用影响,奥陶系风化壳顶面呈北西走向的岩溶残丘山,发育一系列北西-近南北、北东-近东西向的逆断层[4],断层平面的延伸长度大约在0.75～4.5 km、断距大约在10～30 m左右。经过多期构造运动和古岩溶共同作用,在鹰山组和一间房组风化壳之上形成了岩溶缝洞型碳酸盐岩油气藏[4～6]。

郭建华[7],张希明[8],李翎等[9],李江龙等[10]对塔河油田碳酸盐岩储层物性特征,特别是储层非均质性都做过研究。随着塔河油田勘探开发向外扩展,储层的发育程度、储层特征变化增强,断控特征更明显,油水关系更趋复杂,勘探难度进一步加大,油田公司为了提高钻探成功率,提高储层预测准确度,需要进一步对奥陶系储层的非均质性,特别是储层裂缝的发育特征以及变化规律进行深入地研究,碳酸盐岩缝洞型储层的地震、测井综合识别与评价技术亟待进一步完善。因此本文在前人研究的基础上,重点对塔河油田12区块奥陶系鹰山组储层的裂缝参数进行了研究,并借鉴前人的研究方法[11～13],采用序贯高斯数据建模的方法,建立了鹰山组裂缝三维地质模型。

1 储层空间特征

根据岩芯、岩石薄片、铸体薄片、荧光薄片和扫描电镜等各项资料观察、分析,本区奥陶系碳酸盐岩有效储集空间类型按成因、形态及大小分为三大类型:孔隙、孔洞和裂缝。

孔隙:孔隙既有原生的,也有次生的。包括晶间孔、粒间孔、晶间溶孔、晶内溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔等多种类型。原生孔隙因受到胶结充填、压实压溶等成岩作用的破坏,几乎消失殆尽。因而次生孔隙是区内碳酸盐岩的主要储渗空间类型之一。孔径一般几微米至几百微米,是奥陶系碳酸盐岩储层普遍存在的储集空间类型[10,14]。

孔洞:包括溶蚀孔洞和大型洞穴,是奥陶系油藏主要的储层之一。溶蚀孔洞是沿裂缝或微裂隙发生溶蚀作用形成的孔洞,大小在2.0～100.0 mm之间变化,孔洞内有时会被方解石、粉砂-泥质等部分或全部充填。大型洞穴是指直径大于100.0 mm的溶洞,它往往被洞穴角砾岩、地下暗河沉积物、巨晶方解石、砂泥岩等物质充填,钻井过程中可以通过部分井段的放空、钻时加快、漏失大量泥浆、井涌甚至井喷和测井曲线变形等现象揭示出来。

图1 12区鹰山组岩芯数据分布直方图Fig.1 Core data histogram of Yingshan group of Block 12

裂缝:裂缝是流体运移的通道,也是流体储集的空间,根据成因可以分为构造缝、压溶缝和溶蚀缝等。根据本区岩芯观察统计表明,构造缝以中-高角度缝为主,直立缝占33.4%,斜缝占25.6%,水平缝占41.0%。张开度小于1 mm的小缝约占59.41%,1～ 10.0 mm的中缝占35.9%,大于10.0 mm的大缝占4.69%。通过取芯井的岩芯观察可以看到,裂缝的油气显示级别多为油迹、油斑,说明裂缝具备了一定的油气储集能力。

2 储层物性特征

根据岩芯样品分析,12区鹰山组孔隙度绝大部分小于2%,占68.57%,平均孔隙度仅为2.241%,如图1a所示。水平渗透率主要分布在0.01 X 10-3～ 100 X10-3μm2之间,占70.01%,平均为2.85 X10-3μm2。垂直渗透率分布在0.01 X10-3～1 X10-3μm2之间,占89.85%,平均为0.316 X10-3μm2,如图1b所示。

这些分析数据充分说明,奥陶系储层基质孔隙度和渗透率是非常低的,因此必须依靠缝洞的储集性能和连通作用,才有可能形成具有工业价值的油气藏。

3 裂缝参数研究

3.1 岩芯和成像测井资料裂缝统计

1 )根据岩芯裂缝描述统计出16口井岩芯裂缝数据,裂缝以构造缝为主,以充填和半充填缝为主,以中小缝为主,以斜交缝为主,张开度偏小,如表1所示。

2 )根据成像资料统计出76口井裂缝数据,裂缝以构造缝为主,以充填和半充填缝为主,以中小缝为主,以斜交缝为主。统计塔河12区鹰山组岩芯裂缝共146条,以单组系裂缝为主。

表1 岩芯描述裂缝统计Tab le 1 Statistic table of core fracture p roperties

3.2 裂缝孔洞识别方法

3.2.1 双侧向电阻率判断

X8井鹰山组6 322～6 325 m段深侧向电阻率为38～225Ω。m,浅侧向电阻率为27～165Ω。m, 6 338～6 346 m段深侧向电阻率为57～196Ω。m,浅侧向电阻率为45～156Ω。m。深浅电阻率呈明显正差异,双侧向电阻率为中低值,表明此层段有裂缝存在,由电成像测井资料知此层段发育多组裂缝,与双侧向判断一致(图2)。

3.2.2 三孔隙度判断

三孔隙度相对上下围岩有明显响应,密度值降低,声波、中子增大,推断可能存在裂缝。结合井周声波成像图一起判断,但是也存在局限性。当岩性变化、地层含气、泥质薄互层、井眼不规则时,裂缝和溶(孔)洞发育程度不同都可能影响三孔隙度识别裂缝的准确度。Y1井在6 478～6 524 m段,三孔隙度相对上下围岩都有明显响应,密度值降低,声波、中子增大,推断在6 478～6 524m可能存在裂缝。井周声波成像CBIL回波幅度成像图上显示6 478～6 524m发育多条裂缝,与三孔隙度综合推断的一致,如图3所示。

图2 X8井测井成像与曲线图Fig.2 Image and curves diagram ofWell X8

图3 Y1井测井成像与曲线图Fig.3 Image and curves diagram ofWell Y1

3.2.3 自然伽马判断

铀非常易于溶解在水中,因此它一般以离子形态存在于地下水中。在地下水运动过程中,通过裂缝(或溶孔)时,裂缝(或孔洞)壁就会吸附这些铀元素,使得地层铀含量增加。对正常的沉积环境而言,铀元素含量低于或接近泥质体积(钍+钾)的数值;当有裂缝存在时,铀含量导致自然伽马值增高。Z1井6 007～6 025 m段总自然伽马值相对较高,由能谱曲线可知,此层段的高伽马主要是富含铀矿物引起的,不是泥质原因,结合三孔隙度和双侧向,推断为裂缝发育段,FMI成像图上显示6 012～6 025 m段发育多条裂缝,与伽马能谱判断的裂缝结果一致。

图4 Z1井测井成像与曲线图Fig.4 Image and curves diagram ofWell Z1

3.3 裂缝发育特征

通过对12区裂缝发育情况的研究发现,这个区块的裂缝发育具有以下几方面的特征:以构造缝为主,以充填和半充填缝为主,以中小缝为主,以立缝和平缝为主,鹰山组的有效裂缝比例高于一间房组,塔河12区鹰山组裂缝比一间房组更发育,而一间房组有效孔洞比鹰山组更发育。Z2井鹰山组6 320～ 6 350 m段深侧向电阻率为38～225Ω。m,浅侧向电阻率为27～165Ω。m,深浅电阻率呈明显正差异,双侧向电阻率为中低值,表明此层段有裂缝存在,由电成像测井资料知此层段发育多组裂缝,与双侧向判断一致。如图5所示,左侧岩芯深度段6 320.47～ 6 320.7 m,右侧岩芯深度段6 340.83～6 341.03 m,两块岩心均为褐灰色泥晶砂屑褐灰岩,各有一条立缝,缝面见白色方解石和黑色沥青质,干照沿缝消光,滴照乳白色。

4 裂缝数值模拟

图5 Z2测井成像与曲线图Fig.5 Image and curves diagram ofWell Z2

根据本区76口井裂缝识别和裂缝参数,如裂缝孔隙度、渗透率和张开度等参数的结果,采用随机模拟的方法,对裂缝分布规律进行井间数值模拟,如图6,模拟的节点数是:X X Y X Z=150 X120 X6。

裂缝的张开度、孔隙度和渗透率这三个参数是相互关联的,序贯高斯模型是一种直接产生来自高斯场模型实现的方法,需要序贯地考查N个相关联随机变量Zi在给定空间Γ上的条件分布函数,Zi既可以是空间Γ上不同格点同一变量,也可以是同一格点不同的变量。该方法是先将研究区域离散化成网格系统,然后序贯地处理每一个网格结点。由于每个网格结点处随机变量是服从条件化的正态分布,因此网格结点值完全由均值和方差两个参数确定。图7显示了根据井点数据计算的裂缝参数,可以看到张开度、孔隙度和渗透率都近似服从正态分布,因此可以用序贯高斯模拟的方法进行建模。

先设定裂缝参数模拟的路径,然后序贯地计算各节点条件分布函数累计概率,提取模拟值,将模拟好的点加入到条件数据中,这样做可以充分利用已知条件去模拟地质参数三维空间的变化规律以及各参数之间的关系,条件函数符合高斯分布,其数学期望和方差采用克里金方程组求解。根据目前的应用表明,这种方法能较好地模拟非均质性很强的储层参数的三维分布[15～18]。

图6为12区鹰山组裂缝张开度、孔隙度和渗透率模拟结果,从图中可以看出,裂缝的这三个参数非均质性很强,连片性差。总体上,各参数的值都不高,变化范围大。

塔河油田12区鹰山组裂缝参数变化规律:裂缝张开度主要分布在10～1 000μm之间,其中最大张开度为4 201.172μm,最小为0.005 4μm,平均张开度为509.14μm。裂缝孔隙度分布在0.01%～0.5%之间,其中最大孔隙度为0.499%,最小为0.003%,平均孔隙度为0.133%。裂缝渗透率最大值为3 008.781 X10-3μm2,最小为0.001 X 10-3μm2,平均渗透率为125.788 X 10-3μm2。明显地高于基质的渗透率。

图6 12区鹰山组裂缝参数数值模拟Fig.6 Numeric simulation of Yingshan group fracture parameters of Block 12

图7 12区鹰山组裂缝参数分布直方图Fig.7 Distribution histogram of Yingshan group fracture parameters of Block 12

因此,数值模拟的结果进一步证明了塔河油田12区块鹰山组储层非均质性强的特征,同时也进一步说明,裂缝在改造鹰山组储层渗流特性方面是很有效果的。

5 结论

通过对塔河油田下奥陶系12区鹰山组全直径样品数据统计分析得知,本区地层属于超低孔、超低渗储层,绝大部分孔隙度小于2%,渗透率小于1 X10-3μm2。由于非均质性很强,水平渗透率均大于垂直渗透率。

根据岩芯和测井资料,研究了常规测井和成像测井的裂缝响应特征,采用电阻率法、孔隙度法、自然伽马法和成像测井资料建立识别直立缝、斜交缝和水平缝方法。

采用序贯高斯随机模拟方法,建立了裂缝张开度、孔隙度和渗透率参数的三维地质模型,对裂缝的发育进行了综合评价。模型表明,对于塔河油田奥陶系储层,裂缝是最重要的储集因素,它既是流体的储集空间,又是流体的通道。数值模拟的结果显示,尽管裂缝的孔隙度不大,但是裂缝对渗透率的改造非常明显,12区鹰山组裂缝平均孔隙度约0.133%,而裂缝最大渗透率为3 008.781 X10-3μm2,平均渗透率为125.788 X 10-3μm2,而基质渗透率平均值仅为1.583 X10-3μm2,这证明了裂缝在碳酸盐岩中对储层的改造非常明显,尤其是对储层渗流特性效果显著。通过本次研究,为进一步精细描述鹰山组储层物性,对储层做出综合评价提供了相应的依据和方法。

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Study on the Fracture Distribution and Numerical Simulation of Ordovician Carbonate Reservoir in Block 12 of Tahe Oilfield

LIU Hong-qi1,2QIU Chun-ning2TANG Hong2SIMA Li-qiang2ZHAO Jun1,2
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Geology and Exploitation,Chengdu 610500; 2.School of Resource and Environment,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500)

Block 12 Ordovician reservoir is one of themost important exploration and production area of Tahe oilfield in Tarim basin,however,it is a representative extra-low-porosity and extra-low permeability reservoir and,results in much errors in delineating hydrocarbon zones,and so,it is very difficult to identify the reservoir by using conventional well logging data.Investigations of outcrops,cores and scanning electron microscope(SEM)images and well logging images data show thatmatrix rocks exist lots of fractures and caves.Furthermore,the fracture is a vital important element in Yijianfang and Yingshan groups,which has two primary effects,i.e.one is reserving space for formation liquid,the other is tunnel for hydrocarbon or watermigration.The poremorphology,different size and uneven distribution of reserving spaces subsequently result in very strongly heterogeneous property,so it is vital to study the distribution law of fracture.This paper discussed the characteristics of the fractures,and analyzied the reason of fracture occurring,and the distribution law of fractures.This paper used sequence Gaussian randomizingmethods to simulate the fracture parameters,such as porosity,permeability and opening.The three-dimensional images of fracture parameters model shows heterogeneous of this reservoir.The simulation result shows that the fractures dramaticllymodify the permeability of the Ordovician reservoir,for the Block 12,the maximum fracture permeability up to 3008.781 X 10-3μm2,and average value,125.788 X10-3μm2,The result is in agreementwith production data.

Tahe oilfield;Ordovician formation;carbonate reservoir;fracture;randomizing modeling;sequential Gaussian method

刘红岐 男 1970年出生 博士 石油地质学 E-mail:lhqjp1@126。com

TE122.2

A

1000-0550(2011)06-1079-07

①国家科技重大专项(编号:2008ZX05049-02)资助。

2010-07-16;收修改稿日期:2011-10-12