青西凹陷白垩系下沟组地应力及裂缝性储层有效性关系研究

2018-04-20崔式涛孙佩刘春雷邢军胡燕婷李娜

长江大学学报(自科版) 2018年7期

崔式涛，孙佩，刘春雷，邢军，胡燕婷，李娜

(中国石油集团测井有限公司，陕西西安 710077)

青西凹陷处于祁连山北缘冲断推覆构造带与阿尔金走滑断裂带的交汇处，是构造应力局部集中地带，构造复杂，其主力产层——白垩系下沟组所在的地质体并不是原地沉积的，而是后期从南边推移过来的。构造复杂及其自身沉积因素，导致青西凹陷岩性复杂多变，储层岩性主要有白云质沉凝灰岩、凝灰质白云岩和砂砾岩，而白云岩储层岩性类型又包括泥晶白云岩以及凝灰质泥晶白云岩等，复杂的岩性给储层有效性评价带来了诸多不便[1]。据研究，在深埋藏压实作用和成岩后生作用下，研究区储层致密，但是构造裂缝、构造-溶蚀缝及微裂缝和溶孔比较发育[2]，裂缝-孔洞型储层是主要储层类型，高产层段大部分都是裂缝-孔洞型(高角度缝发育)储层[3]。上述特征为从裂缝有效性评价出发提供了一种新的储层评价思路。

近年来，利用测井进行裂缝的有效性评价主要有2种方法：一种是基于微电阻率扫描成像展开的裂缝参数的定量表征研究[4]；另一种是利用阵列声波或偶极子声波成像测井进行的斯通利波和各向异性评价储层裂缝特征[5]。此外，范文同等[6]、王成龙等[7]分别根据岩石力学研究提出了地应力评价指标，评价了塔里木库车油田大北构造和SK高陡构造裂缝性储层的有效性。该次研究中，笔者结合声电成像测井，在岩石物理研究试验、关键井地应力及裂缝识别和定量评价的基础上，明确了青西凹陷白垩系下沟组地应力与储层裂缝发育规律的关系，进而提出了利用裂缝的法向应力评价裂缝储层有效性的方法，并在研究区取得较好的应用效果。

1 地应力测井计算模型

1.1 上覆地层压力模型

上覆地层压力用密度测井资料计算，其公式为：

(1)

式中：σv为上覆地层压力，MPa；H为上覆地层深度，m；ρc为密度测井值，g/cm3；g为重力加速度，m/s2;h为深度，m。

但在实际地质情况中，地层密度随深度的变化情况很难用函数表达，因此常采用分段求和的方法计算上覆地层压力，其计算公式为[6]：

(2)

式中：ρi为采样间隔内密度测井平均值，g/cm3；L为采样间距(采样间距取0.125m)，m。

1.2 水平应力模型

地层水平应力包括最大水平主应力和最小水平主应力。首先通过岩石动、静态参数同步测试试验，建立动、静态弹性参数转换关系(图1、2)。

图1 动、静态泊松比转换关系图图2 动、静态弹性模量转换关系图

μs=0.9359μd+0.0119

(3)

Es=0.635Ed+8.2062

(4)

式中：μs为静态泊松比，1；μd为动态泊松比，1；Es为静态弹性模量，GPa；Ed为动态弹性模量，GPa。

在试验确定岩石力学参数动、静态转化关系及上覆地层压力的基础上，得到最大、最小水平主应力计算公式：

(5)

(6)

式中：σH为最大水平主应力，MPa；σh为最小水平主应力，MPa；α为Biot系数，1；pp为地层孔隙压力，MPa；βH为最大水平构造应力系数，研究区最大水平构造应力系数为0.5；βh为最小水平构造应力系数，研究区最小水平构造应力系数为0.305。

2 关键井地应力剖面及最大水平主应力分布特征

通过对研究区关键井地应力剖面的研究，结合井筒在钻井过程中的岩石崩落及诱导缝的发育方向，从点→线→面建立了区域上地应力的分布特征。

2.1 关键井地应力剖面

根据地应力的计算模型，建立了青西凹陷白垩系关键井纵向地应力剖面，如图3所示。通过计算27口井的地应力大小，得到最大、最小水平主应力变化范围：最大水平主应力变化范围是80.2～113.8MPa，最小水平主应力变化范围是62.3～98.5MPa。

图3 XX101井地应力剖面图

2.2 最大水平主应力方向及分布特征

通过上述方法开展了关键井地应力计算及地应力方向分析，进一步研究了青西凹陷各井目的层段地应力大小和方向，横向及平面展布特征。从最大水平主应力平面展布特征(图4)来看，最大水平主应力往凹陷中央呈逐渐增大的趋势。同时，通过诱导缝、井壁崩落、偶极横波快横波方位统计分析，证实青西凹陷白垩系下沟组最大水平主应力为北东-南西向(表1)。

图4 青西凹陷各井目的层最大水平主应力平面等值线图

井号最大水平主应力方向最小水平主应力方向井眼崩裂方向x3井近于东西方向近于南北方向(15～195°)近于南北方向(15～195°)x4井北东⁃南西北西⁃南东北西⁃南东x5井北东⁃南西北西⁃南东北西⁃南东x7井北东⁃南西为主北西⁃南东北西⁃南东x10井北东⁃南西为主北西⁃南东北西⁃南东x101井北东⁃南西为主北西⁃南东北西⁃南东x102井北东⁃南西(57～237°)北西⁃南东(147～327°)北西⁃南东x103井北东⁃南西(55～235°)北西⁃南东(145～325°)北西⁃南东x105井北东⁃南西为主北西⁃南东北西⁃南东x⁃1井北东⁃南西(32～292°)南东⁃北西(112～292°)南东⁃北西x⁃3井北东⁃南西(40～220°)南东⁃北西(130～310°)南东⁃北西(112～292°)x104井北东⁃南西北西⁃南东北西⁃南东x⁃9井北西⁃南东北东⁃南西(80～260°)北东⁃南西x15井北东⁃南西北西⁃南东北西⁃南东x⁃12井近于东西方向近于南北方向(70～80°)近于南北方向(70～80°)x115井北东⁃南西北西⁃南东北西⁃南东x⁃70井北东⁃南西北西⁃南东北西⁃南东

3 地应力与裂缝有效性关系研究

3.1 裂缝参数定量表征

为了对储层裂缝进行准确描述，对裂缝宽度(张开度)、裂缝孔隙度等参数进行了计算，用以对储层有效性进行综合评价。

裂缝宽度和裂缝孔隙度计算公式为：

W=aAρxobρm(1-b)

(7)

(8)

式中：W为裂缝宽度，mm；A为由裂缝造成的电导异常的面积，m2；ρxo为侵入带电阻率，Ω·m；ρm为泥浆电阻率，Ω·m；a、b为与仪器有关的常数，其中b接近为0；φc为裂缝孔隙度，%；Wi为第i条裂缝的平均宽度，mm；Li为第i条裂缝在统计窗长L(L=1m)内的延伸长度，m；Dh为井径，in。

图5 裂缝法向应力示意图(阴影面代表裂缝平面)

3.2 裂缝与地应力关系

为了进一步定量表征裂缝，该次研究中引入了裂缝法向应力(指垂直作用在裂缝面上的力)，以反映地应力对裂缝有效性的控制作用(图5)。首先通过三维岩石力学建模计算三轴主应力数据σv、σH和σh；然后通过成像测井解释获得最大水平主应力方向和天然裂缝走向数据，统计每一口井两者之间的夹角，同时统计每一口井裂缝的倾角；最后通过方向余弦计算作用在裂缝面上的法向应力。

裂缝法向应力计算公式为：

σn=A2σH+B2σh+C2σv

(9)

A=sinδsinβ

B=cosδsinβ

C=cosβ

式中：σn为裂缝法向应力，MPa；δ为裂缝走向与最大主应力方向夹角，(°)；β为裂缝倾角，(°)。

通过上述方法求取了研究区14个试油层段的σn、φc与W(表2)，进而开展了σn与φc、W的相关性研究(图6)。从图6可以看出，随σn增大，φc、W都有变小的趋势，说明随σn变大，裂缝有效性变差。进一步通过试油结论标定，建立了青西凹陷白垩系下沟组裂缝性储层解释评价图版(图7)以及青西凹陷白垩系下沟组裂缝性储层有效性评价标准(表3)。

图6 青西凹陷白垩系下沟组σn与φc、W关系图

图7 青西凹陷白垩系下沟组裂缝性储层解释评价图版

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

表3 青西凹陷白垩系下沟组裂缝性储层有效性评价标准

4 应用实例分析

基于上述认识和研究成果，计算了研究区内X10井白垩系下沟组不同层段内的σn、φc及W，并通过试油进行验证。4421.0～4423.0m井段，σn平均为83.1MPa、φc为0.050%、W为0.040mm，该层试油日产油27.3t；4430.0～4432.0m井段，σn平均为88.5MPa、φc为0.004%、W为0.006mm，该层试油为干层(图8)。通过分析可以看出，试油结论与上述认识相符。