TB地区地层应力与储层有效性关系研究

王成龙，夏宏泉，肖承文，袁仕俊

（1.西南石油大学石油工程测井实验室，四川成都610500；2.塔里木油田勘探开发研究院测井中心，新疆库尔勒841000）

TB地区地层应力与储层有效性关系研究

王成龙1，夏宏泉1，肖承文2，袁仕俊2

（1.西南石油大学石油工程测井实验室，四川成都610500；2.塔里木油田勘探开发研究院测井中心，新疆库尔勒841000）

TB地区气藏埋藏较深，重力压实作用明显，且存在较强的挤压构造作用，地层非均质性较强，储集层具有较高的孔隙压力，有效地层应力和地层水平主应力差值随之较低。通过引入储层有效地层应力系数，研究有效地层应力及地层水平主应力差值和优质储层的关系。在地层低有效地层应力和低地层水平主应力差值区，储层有效性明显变好；当储层有效地层应力系数低于0.7时，优质储层发育。

储层评价；有效地层应力；地层水平主应力；优质储层；储层有效地层应力系数

0 引 言

TB构造位于克拉苏构造带西段，克拉苏构造带受燕山末期－喜马拉雅早期和喜山中晚期作用，发育大量与膏盐泥岩有关的逆冲推覆构造圈闭、前列式冲断构造和多种类型的与断层相关的褶皱，使得构造十分复杂。该区存在强烈挤压构造作用，使地层非均质性较强，同时由于古近系上部的膏泥岩层有较好的封盖作用，使古近系下部细砂岩地层与白垩系砂砾岩地层高压孔隙流体不能释放，骨架有效地层应力减小，减缓了压实作用，有效地保护了盐下地层的储集性能，储层有效性变好。由于强烈的挤压构造作用和膏泥岩的封盖作用使TB地区砂砾岩储层具有了一些异常的测井响应特征，例如储层常具有低电阻率、中高声波时差等特征。为此，本文利用测井资料从有效地层应力与地层水平主应力差值角度对储层有效性进行分析，旨在为复杂地质条件下进行油气储层测井评价提供一种思路和方法。

1 有效地层应力计算方法

作用于地层所含流体的压力称为地层孔隙流体压力（简称孔隙压力）。TB地区古近系与白垩系地层为异常高压地层，孔隙压力系数一般在1.5以上，孔隙压力对地层应力的贡献较大。有效地层应力为单位面积上固体颗粒承受的平均法向力，本文采用K.Terzaghi［4］模型计算有效地层应力，即

式中，σ为有效地层应力，MPa；p0为上覆岩层压力，MPa；pp为孔隙压力，MPa。

通过密度测井曲线计算上覆岩层压力p0，即

式中，H为深度，m；ρ为密度测井值，g／cm3；g为重力加速度，m／s2。

实际地层密度随深度的变化关系难以用一个简单的函数表示，为此采用分段求和的方法计算p0，即

式中，ρi为密度测井值，g／cm3；ΔHi为深度采样间隔，m。

目前常用的地层孔隙压力的测井计算方法有等效深度法、伊顿法和层速度－有效地层应力法。鉴于TB地区为异常高压地层，本文采用基于声波时差测井数据的伊顿法计算孔隙压力，即

式中，c为压实指数，常取经验值0.914；pw为地层水静液柱压力，MPa；Δtc为某一深度实测声波时差值，μs／ft＊＊非法定计量单位，1ft＝12in＝0.304 8m，1mD＝9.87× 10－4μm2，下同；Δtn为正常压实趋势线上某深度点所对应的声波时差值，μs／ft。

2 有效地层应力与优质储层的关系

有效地层应力的改变将导致孔隙结构的改变，而孔隙结构的改变势必造成岩石渗透率和孔隙度的变化。微小孔道直径减小甚至消失，从而引起储层当有效地层应力增加时，地层岩石被压缩，岩石中的孔隙度减小，渗透率降低，不同的渗透率的储层受到的影响不同［5］，最终影响油气井的产能。

图1为TB地区白垩系储层孔隙度与有效地层应力关系。从图1可以看出，随着有效地层应力的增加，孔隙度逐渐减小。决定孔隙度大小的主要因素是孔隙空间在有效地层应力的作用下，岩石颗粒之间的胶结物会产生一定的塑性变形，使颗粒排列得更加紧密，孔隙空间减小。随着有效地层应力的增加，岩石逐渐被压实，孔隙空间减小，孔隙度降低。

图1 TB地区白垩系储层孔隙度与有效地层应力关系

岩石中喉道的大小、集合形状以及相互连通情况决定了地下水在介质中的流动或渗透率能力，是影响和控制岩石体渗透性能的重要因素［7］。从图2可以看出，渗透率随着有效地层应力的增加而逐渐减小，出现这种现象的原因有2种：① 岩石中孔隙、喉道受有效地层应力的作用而收缩变形。在有效地层应力作用下，喉道表面层岩石极易变形，尤其是泥质含量较高的岩石更易变形，随着有效地层应力的增加，胶结物变形逐渐增加，喉道直径急剧减小，甚至完全消失，导致流体的渗流空间逐渐减小，使储层的渗透率降低［6］；② 岩石中存在微裂缝，这些微裂缝在有效地层应力的作用下易于闭合，尤其是水平缝。裂缝渗透率受有效地层应力的影响非常大，随着有效地层应力的增加，未闭合的裂缝数就越来越少，渗透率明显下降，而渗透率的降低将使油井产能下降。

图2 TB地区白垩系储层渗透率与有效应力关系

图3 TB地区泥岩层有效应力与埋深关系图

从图3可以看出，工区在储层段有效地层应力减小，优质储层发育。形成这种现象的主要原因：①TB地区在局部构造作用下发育各种张性断裂及其伴生的构造样式，并在局部形成低有效地层应力区，使孔隙度和渗透率增大，有利于发育优质储层；②古近系上部库姆格列木群巨厚膏泥岩层具有良好的封堵性和塑性流动性，有利于构造应力的释放，减缓了压实作用，使深层的古近系与白垩系高压孔隙流体不能释放，形成异常高压，有效地保护了已形成的孔隙及成岩收缩缝，使裂缝维持开启状态，大大改善了低孔隙度低渗透率储集层的渗透性，保护了盐下储集层的储集性能。TB地区构造复杂，地层非均质性较强，较难用一个具体的有效地层应力值来界定优质储层是否发育。本文通过引入储层有效地层应力系数（CCYLXS）描述储层发育程度。首先通过线性拟合得到正常沉积条件下有效地层应力和深度的关系式，然后求储层有效地层应力与D－Pe关系线上对应深度点的有效地层应力的比值，即为储层有效应力系数。通过多井数据统计发现TB工区白垩系储层段的有效地层应力系数一般小于0.7。如表1所示，在储层有效地层应力系数小于0.7的层段，储层有效性变好。

式中，pe为储层段的有效地层应力，MPa；pny为正常沉积条件下泥岩层或致密层有效地层应力与深度关系线上某深度点的有效地层应力，MPa。

表1 TB地区部分井的储层有效应力系数统计

3 水平主地层应力差值与优质储层的关系

水平主地层应力差值（即水平最大主应力减去水平最小主应力）越大，地层应力越不平衡，水平挤压或拉伸作用越强，储层容易形成天然裂缝或出现井壁崩落或使原来的裂缝闭合，从而影响储集层的储渗能力。水平主应力差值增加，岩石胶结物发生塑性变形，使颗粒排列更加紧密，孔隙空间减小，基质孔隙度与裂缝孔隙度降低（见图4、图6）。从图5、图7看出，随着水平主应力差值的增加，目的层段的基质和裂缝渗透率降低。水平主应力差增加，水平挤压应力增加，使喉道直径减小，裂缝逐渐闭合，流体的渗流空间减小，使得目的层的渗透率降低。

图8为有效地层应力与水平主应力差值平面分布图。从图8可以看出，在最小地层应力方向，有效地层应力值和水平主应力差值逐渐降低，孔隙性较好，渗透性较好，表明储层有效性变好、优质储层发育，这正好与工区目前井位布署相一致；而在最大地层应力方向，有效地层应力与水平主应力差值为逐渐增高的变化趋势，表明该区域储层有效性变差，优质储层不发育。

通过对TB地区多口井的研究发现，纵向上有效地层应力、地层水平主应力差值较低的井段，孔隙性、渗透性较好；平面上有效地层应力、水平主应力差值较低区域，优质储层发育。随着有效地层应力的增加，产能降低；随着水平主应力差值的增加，产能下降（见图9）。

4 应用实例分析

基于上述方法，利用测井曲线计算单井剖面的上覆岩层压力、孔隙压力和地层应力及有效地层应力，并结合储层油气水层测井解释结果与试油试采资料评价储层的有效性。以TB101井为例，有效地层应力的大小关系是气层＜差气层＜干层；水平主应力差值的关系同有效地层应力一样是气层＜差气层＜干层。TB101井在5 725～5 784m井段水平主应力差值与有效地层应力均较低，水平主应力差值为47.67MPa、有效地层应力为34.19MPa，优质储层发育（优质气层发育，其有效地层应力系数均小于0.7，见表1）。试油日折算产气量约为23.54× 104m3（见图10）。

5 结 论

（1）TB地区地质构造复杂，强烈的挤压构造作用和垂向压实作用使储层致密、物性差，非均质性较强。

（2）随着有效地层应力的增加，孔隙体积减小、喉道直径减小，且部分裂缝闭合，导致地层孔隙度和渗透率减小。

（3）在储层段，有效地层应力与水平主应力差值降低、有效地层应力系数降低，在储层有效地层应力系数低于0.7的井段优质储层发育。

（4）在有效地层应力较高井段，天然裂缝发育，易形成优质储层。建议分区块分层段对TB地区的地层应力和储层有效性关系做进一步研究。

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On Relationship Between Formation Stress and Reservoir Effectiveness in TB Area

WANG Chenglong1，XIA Hongquan1，XIAO Chengwen2，YUAN Shijun2
（1.Petroleum Engineering Logging Laboratory，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China；2.Well Logging Center，Institute of Exploration and Development，Talimu Oilfield，Kuerle，Xinjiang 841000，China）

With deeper buried gas reservoir in TB area，the effect of gravitational compaction becomes obvious，and there also exist stronger tectonic compression and formation heterogeneity.In the meanwhile，due to the storage and collection performance of lower rock formation and cretaceous sandstone is effectively protected by the mudstone and gypsiferous mudstone of Kumugeliemu formation of Paleogene system，reservoir pore pressure is higher，the effective formation stress and horizontal main formation stress difference become lower.By introducing effective formation stress coefficient of reservoirs，the relationship between effective formation stress and reservoir effectiveness can be properly described.Researched are the relationships between the effective formation stress，horizontal main formation stress difference and quality reservoir.The above studies show that reservoir effectiveness becomes better in the area with low effective stress and horizontal main formation stress difference.High quality reservoir forms when effective formation stress coefficient is lower than 0.7.

reservoir evaluation，effective formation stress，horizontal main formation stress，quality reservoir，effective formation stress coefficient

P631.84

A

2012－03－12 本文编辑 余迎）

1004－1338（2012）04－0435－05

王成龙，男，1987年生，硕士研究生，从事常规电缆测井和随钻测井的精细解释及其在油气井工程中的应用研究。