塔里木盆地克深2氣田儲層構(gòu)造裂縫定量預(yù)測

王 珂, 戴俊生, 王俊鵬, 田福春, 趙力彬 郇志鵬

(1.中國石油 勘探開發(fā)研究院, 北京 100083; 2.中國石油 塔里木油田公司，新疆 庫爾勒 841000; 3.中國石油杭州地質(zhì)研究院, 浙江 杭州 310023; 4.中國石油大學(xué)(華東) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院, 山東 青島 266580; 5.中國石油 大港油田公司 石油工程研究院, 天津 300280)

塔里木盆地克深2氣田儲層構(gòu)造裂縫定量預(yù)測

王 珂1,2,3, 戴俊生4, 王俊鵬3, 田福春5, 趙力彬2, 郇志鵬2

(1.中國石油 勘探開發(fā)研究院, 北京 100083; 2.中國石油 塔里木油田公司，新疆 庫爾勒 841000; 3.中國石油杭州地質(zhì)研究院, 浙江 杭州 310023; 4.中國石油大學(xué)(華東) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院, 山東 青島 266580; 5.中國石油 大港油田公司 石油工程研究院, 天津 300280)

塔里木盆地克深2氣田是克拉蘇構(gòu)造帶繼克拉2氣田和大北氣田又一重點勘探領(lǐng)域, 構(gòu)造裂縫對改善該氣田低滲透砂巖儲層物性具有重要作用。在構(gòu)造裂縫基本特征分析的基礎(chǔ)上, 通過建立力學(xué)模型, 綜合古今構(gòu)造應(yīng)力場的數(shù)值模擬以及構(gòu)造裂縫參數(shù)定量計算模型, 對克深 2氣田的構(gòu)造裂縫空間分布規(guī)律進行了定量預(yù)測, 最后綜合構(gòu)造裂縫的巖心描述、成像測井解釋以及定量預(yù)測結(jié)果, 總結(jié)了構(gòu)造裂縫的分布規(guī)律。結(jié)果顯示, 斷層帶是構(gòu)造裂縫的有利發(fā)育區(qū), 多發(fā)育充填程度較高的網(wǎng)狀縫; 背斜高部位的構(gòu)造裂縫走向復(fù)雜, 線密度較低, 但開度和孔隙度等物性參數(shù)較高且充填程度低, 整體發(fā)育程度較強, 背斜翼部及構(gòu)造低部位的構(gòu)造裂縫整體發(fā)育程度較低; 鞍部構(gòu)造裂縫可密集發(fā)育, 但較高的充填程度限制了該部位的天然氣產(chǎn)量; 垂向上隨深度增加, 構(gòu)造裂縫線密度逐漸增大而物性參數(shù)逐漸減小, 構(gòu)造裂縫的整體發(fā)育程度逐漸降低。構(gòu)造裂縫參數(shù)的定量預(yù)測結(jié)果與實測結(jié)果整體上一致, 但受多種因素影響, 仍然有一定的誤差。

儲層構(gòu)造裂縫; 構(gòu)造應(yīng)力場; 定量預(yù)測; 分布規(guī)律; 克深2氣田

0 引 言

隨著油氣的不斷開發(fā), 我國的高孔高滲油氣田已多數(shù)進入高含水階段, 因此油氣勘探開發(fā)的熱點逐步轉(zhuǎn)向低孔低滲–特低孔特低滲儲層(周新桂等, 2006, 2007; 曾聯(lián)波, 2008; Zeng and Li, 2009; 曾聯(lián)波等, 2010)。在這類儲層中, 構(gòu)造裂縫是改善儲層物性、提高油氣產(chǎn)能的關(guān)鍵因素, 其空間發(fā)育規(guī)律的定量表征是研究的重點和難點(Nelson, 2001; 曾聯(lián)波, 2008; Olson et al., 2009; 曾聯(lián)波等, 2010)。經(jīng)過近幾十年的發(fā)展, 形成了諸如主曲率法(Murray, 1968; 李志勇等, 2004; 彭紅利等, 2005; Shaban et al., 2011)、分形分維法(鞠瑋等, 2011; 馮陣東等, 2011; 董有浦等, 2013)和構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬法(丁中一等, 1998; 周新桂等, 2003, 2012; 唐湘蓉和李晶, 2005; Zeng et al., 2007; 丁文龍等, 2010, 2011; 鞠瑋等, 2013; 侯貴廷和潘文慶, 2013)等多種定量預(yù)測儲層構(gòu)造裂縫空間分布的方法。就目前來講, 通過建立研究區(qū)的力學(xué)模型, 從儲層構(gòu)造裂縫形成與發(fā)育的主控因素入手, 在構(gòu)造裂縫形成時期古構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬的基礎(chǔ)上, 結(jié)合巖石破裂準(zhǔn)則和單井裂縫描述成果, 是目前定量預(yù)測構(gòu)造裂縫分布規(guī)律的有效手段(曾聯(lián)波等, 2010)。

克深 2氣田是塔里木盆地克拉蘇構(gòu)造帶的重點勘探新區(qū)塊, 現(xiàn)有資料顯示, 該氣田目的層儲層基質(zhì)物性較差, 平均孔隙度約 4%, 平均滲透率約0.08×10–3μm2, 屬于特低孔特低滲砂巖儲層。綜合巖心、成像測井以及鉆井液漏失等資料表明, 儲層構(gòu)造裂縫是改善該區(qū)儲層物性、提高氣井產(chǎn)能的主要因素。本文在單井構(gòu)造裂縫特征分析的基礎(chǔ)上, 通過古今構(gòu)造應(yīng)力場的數(shù)值模擬, 結(jié)合構(gòu)造裂縫參數(shù)與構(gòu)造應(yīng)力之間的定量關(guān)系, 對克深 2氣田儲層構(gòu)造裂縫的空間發(fā)育規(guī)律進行定量預(yù)測, 并分析構(gòu)造裂縫的分布規(guī)律, 從而為該氣田的勘探開發(fā)提供理論支持。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

克深 2氣田位于塔里木盆地的北緣, 庫車坳陷克拉蘇–依奇克里克構(gòu)造帶中部的克深區(qū)帶, 西鄰大北氣田, 北接克拉2氣田, 向東為迪那氣田, 南部為拜城凹陷(張惠良等, 2013)(圖 1), 是克拉蘇構(gòu)造帶繼克拉 2氣田及大北氣田之后的又一重點開發(fā)領(lǐng)域, 我國“西氣東輸”工程的新氣源區(qū), 同時也是塔里木盆地“十二五”期間的重點勘探目標(biāo)區(qū)塊之一?？松?氣田東西長約57 km, 南北寬約5 km, 總勘探面積約285 km2。

克深2氣田整體上呈長條狀近東西向展布, 由3個長軸背斜構(gòu)造組成(圖1), 鉆遇地層自上而下依次為第四系(Q)、新近系庫車組(N2k)、康村組(N1-2k)、吉迪克組(N1j)、古近系蘇維依組(E2s)、庫姆格列木群(E1-2KM)和白堊系巴什基奇克組(K1bs)。其中勘探目的層系為K1bs, 與上覆地層E1-2KM為角度不整合接觸, 下伏地層為白堊系卡普沙良群的巴西改組(K1bx), 二者為整合接觸。目的層自上而下可分為巴一段、巴二段和巴三段 3個巖性段, 目前鉆揭的主要是巴一段和巴二段, 主要巖性為粉-細(xì)砂巖、泥質(zhì)粉-細(xì)砂巖和薄層泥巖的互層, 屬辮狀河三角洲前緣沉積, 自上而下又可細(xì)分為 I～VI共 6個砂層組,總厚度約230 m。

2 儲層構(gòu)造裂縫基本特征

對構(gòu)造裂縫基本特征的描述是后續(xù)構(gòu)造裂縫定量預(yù)測的基礎(chǔ)。通過研究區(qū)取心井的巖心裂縫觀察描述(圖2)以及成像測井的裂縫參數(shù)解釋結(jié)果(圖3),發(fā)現(xiàn)克深2氣田目的層構(gòu)造裂縫的基本特征為: (1)構(gòu)造裂縫走向不統(tǒng)一, 包括NNW、NW、NNE和近EW向4組裂縫, 其中近EW向裂縫可能與白堊紀(jì)和古近紀(jì)的區(qū)域伸展作用以及背斜的彎曲拱張作用有關(guān), 而其他走向裂縫主要受近南北向的擠壓應(yīng)力控制; (2)構(gòu)造裂縫以剪切性質(zhì)為主, 其次為張剪裂縫, 張性裂縫發(fā)育較少; (3)巖心構(gòu)造裂縫開度集中在 0～0.2 mm, 成像測井解釋裂縫開度平均約0.1 mm, 裂縫孔隙度約0.03%; (4)構(gòu)造裂縫以直立縫和高角度縫為主, 低角度縫和水平縫發(fā)育程度較低; (5)構(gòu)造裂縫充填程度較高, 按加權(quán)系數(shù)法計算得到的充填系數(shù)為0.63; (6)邊界斷層控制區(qū)的構(gòu)造裂縫線密度最高, 其次為次級斷層控制區(qū)和背斜控制區(qū), 值得注意的是背斜翼部的構(gòu)造裂縫線密度要略大于背斜高點; 另外根據(jù)各個砂層組構(gòu)造裂縫線密度的統(tǒng)計發(fā)現(xiàn), 隨深度增加, 裂縫的絕對線密度整體上呈逐漸下降趨勢, 而裂縫相對線密度則整體上有所上升, 反映了淺埋深條件下裂縫發(fā)育較集中,而埋深較大條件下裂縫發(fā)育較分散。

在圖 2中, 構(gòu)造裂縫的絕對線密度是指構(gòu)造裂縫集中發(fā)育層段的裂縫線密度, 反映了裂縫的集中發(fā)育程度, 而相對線密度是指整段地層中的裂縫平均線密度, 反映了裂縫的平均發(fā)育程度, 其計算公式如下:

圖1 克深2氣田構(gòu)造位置及構(gòu)造簡圖(據(jù)張惠良等, 2013修改)Fig.1 Simplified structural map and the tectonic outline of the Keshen-2 gas field

圖2 克深2氣田巖心構(gòu)造裂縫要素統(tǒng)計Fig.2 Statistic of structural fracture elements in the core of the Keshen-2 gas field

其中, Dalf和 Drlf分別為裂縫的絕對線密度和相對線密度(條/m); Ni為單個裂縫段的裂縫條數(shù); Li為單個裂縫段的貫穿長度(m); LC為取心總長度(m); n為裂縫段數(shù)量。

3 構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬

圖3 克深2氣田儲層構(gòu)造裂縫成像測井解釋結(jié)果統(tǒng)計Fig.3 Statistic of reservoir structural fracture interpretation results by imaging logging data of theKeshen-2 gas field

構(gòu)造應(yīng)力場包括古構(gòu)造應(yīng)力場和現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力場(曾聯(lián)波等, 2010), 其中古構(gòu)造應(yīng)力場的地質(zhì)時期需結(jié)合構(gòu)造演化史、構(gòu)造應(yīng)力場演化史和構(gòu)造裂縫發(fā)育史確定。綜合克深地區(qū)的構(gòu)造演化史(能源等, 2013)以及庫車地區(qū)的構(gòu)造應(yīng)力場演化史(曾聯(lián)波等, 2004; 張明利等, 2004; 張仲培和王清晨, 2004; 湯良杰和賈承造, 2007)表明, 克深 2氣田的構(gòu)造裂縫可分為3期: 第1期形成于白堊紀(jì)和古近紀(jì), 由于構(gòu)造作用相對較弱, 因此形成的構(gòu)造裂縫數(shù)量有限;第2期形成于中新世末期, 即康村組沉積期; 第3期形成于上新世末期, 即庫車組沉積期–西域組沉積期。其中第2期和第3期構(gòu)造裂縫主要是在近南北向的強烈擠壓作用下形成的一系列NNW、NW和NNE向的剪切裂縫和擴張裂縫, 是克深2氣田最主要的構(gòu)造裂縫形成時期。因此, 古構(gòu)造應(yīng)力場的數(shù)值模擬主要是針對這一時期(即新近紀(jì)康村期-第四紀(jì)西域期)的構(gòu)造應(yīng)力場來進行。

3.1 地質(zhì)模型

利用克深 2氣田目的層的頂面構(gòu)造圖, 在有限元分析軟件 ANSYS中建立了研究區(qū)的地質(zhì)模型(圖 4)。理論上講, 古構(gòu)造應(yīng)力場的數(shù)值模擬不能直接采用現(xiàn)今地質(zhì)模型, 而應(yīng)在構(gòu)造演化分析的基礎(chǔ)上, 通過恢復(fù)裂縫形成時期的古構(gòu)造來建立古地質(zhì)模型, 但若恢復(fù)程度不夠準(zhǔn)確, 則會使數(shù)值模擬結(jié)果更加偏離實際。而根據(jù)克深2氣田的構(gòu)造演化史可知, 在構(gòu)造裂縫主要形成時期(新近紀(jì)康村期–第四紀(jì)西域期), 該區(qū)背斜構(gòu)造形態(tài)已基本定型(王招明, 2014), 與現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)已比較接近,因此可以采用現(xiàn)今地質(zhì)模型進行古構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬。

3.2 巖石力學(xué)參數(shù)

巖石力學(xué)參數(shù)是有限元數(shù)值模擬中的重要環(huán)節(jié),其準(zhǔn)確程度是影響數(shù)值模擬結(jié)果精度的關(guān)鍵因素。依據(jù)12塊巖心樣品的巖石力學(xué)實驗數(shù)據(jù)和10口井的測井資料解釋結(jié)果, 確定了構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬所用的巖石力學(xué)參數(shù)(表1)。然后將巖石力學(xué)參數(shù)賦予到對應(yīng)的地質(zhì)模型中, 并采用Solid45線彈性八節(jié)點等參單元進行網(wǎng)格劃分, 以形成力學(xué)模型, 共劃分出17577個節(jié)點, 79576個單元。

圖4 克深2氣田白堊系巴什基奇克組ANSYS地質(zhì)模型Fig.4 ANSYS geological model of K1bs in the Keshen-2 gas field

表1 克深2氣田地質(zhì)模型巖石力學(xué)參數(shù)Table 1 Rock mechanical parameters of geological model of the Keshen-2 gas field

3.3 邊界條件

綜合構(gòu)造裂縫、斷層和背斜長軸走向的構(gòu)造解析表明, 古構(gòu)造應(yīng)力場的水平最大主應(yīng)力為南北方向; 對于古構(gòu)造應(yīng)力大小的求取有很多方法, 最常用的是巖石聲發(fā)射法, 但有學(xué)者認(rèn)為, 該方法對淺層巖石是適用的, 對于深層或者經(jīng)受古構(gòu)造應(yīng)力較大的巖石適用性有限(劉建中等, 2008)。根據(jù)曾聯(lián)波等(2004)以及劉洪濤和曾聯(lián)波(2004)在庫車坳陷的實測結(jié)果并結(jié)合巖石破裂準(zhǔn)則發(fā)現(xiàn), 聲發(fā)射測得的古構(gòu)造應(yīng)力難以使巖石發(fā)生明顯的宏觀破裂, 不能直接用于數(shù)值模擬。因此, 基于古今應(yīng)力狀態(tài)下構(gòu)造裂縫密度基本不變(曾聯(lián)波等, 2010)這一假設(shè),筆者提出“等效古應(yīng)力”的概念。所謂等效古應(yīng)力,即是指能夠產(chǎn)生“密度與現(xiàn)今狀態(tài)下相當(dāng)”的構(gòu)造裂縫的古構(gòu)造應(yīng)力(王珂等, 2014)。在確保應(yīng)力類型與形成裂縫的應(yīng)力類型一致的前提下, 以單井構(gòu)造裂縫線密度為約束, 結(jié)合構(gòu)造應(yīng)力與構(gòu)造裂縫參數(shù)之間的關(guān)系, 通過不斷反演、擬合, 確定克深 2氣田古構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬的邊界條件如圖5a所示。由于南北方向上主要受到來自北部的擠壓應(yīng)力, 因此在模型南部邊界施加南北方向的位移約束。

根據(jù)鉆井誘導(dǎo)縫走向及井壁坍塌方位, 確定現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力場的水平最大主應(yīng)力也為南北方向, 同時在單井地應(yīng)力測井解釋結(jié)果的基礎(chǔ)上, 通過數(shù)值反演擬合, 確定克深 2氣田現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬的邊界條件如圖5b所示, 模型南部同樣施加南北方向的位移約束。

3.4 數(shù)值模擬結(jié)果

古構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬結(jié)果(圖6)顯示, 構(gòu)造應(yīng)力的分布與構(gòu)造形態(tài)有一定的相關(guān)性, 在背斜高部位為低值區(qū), 向翼部逐漸增大; 斷層附近應(yīng)力分布較復(fù)雜, 往往在斷層下降盤形成高值區(qū), 而上升盤的構(gòu)造應(yīng)力值較低。現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力場的分布(圖 7)與古構(gòu)造應(yīng)力場相似, 構(gòu)造高部位是應(yīng)力低值區(qū),但范圍略向南移動; 斷層附近的應(yīng)力分布更加復(fù)雜化, 特別是在次級斷層端部, 形成了串珠狀的應(yīng)力高值區(qū)。

圖5 構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬邊界條件Fig.5 Boundary condition for tectonic stress field numerical simulation

圖6 克深2氣田古構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬結(jié)果Fig.6 Numerical simulation results of paleo-tectonic stress field of the Keshen-2 gas field

圖7 克深2氣田現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬結(jié)果Fig.7 Numerical simulation results of current tectonic stress field of the Keshen-2 gas field

4 儲層構(gòu)造裂縫定量預(yù)測

4.1 構(gòu)造裂縫參數(shù)計算模型

汪必峰(2007)、孫業(yè)恒(2009)、季宗鎮(zhèn)等(2010)和馮建偉等(2011)通過建立表征單元體裂縫模型,結(jié)合巖石破裂準(zhǔn)則, 利用巖石力學(xué)中的表面能和應(yīng)變能相關(guān)理論, 推導(dǎo)出在三向擠壓應(yīng)力狀態(tài)下, 構(gòu)造裂縫的定量參數(shù)可通過求解如下方程組計算:式中: Dvf為裂縫體密度(m2/m3); Dlf為裂縫線密度(條/m); b為裂縫有效開度(m); φ為裂縫孔隙度(小數(shù)); σ1、σ2、σ3分別為最大、中間和最小有效主應(yīng)力(MPa); ε1、ε2、ε3分別為最大、中間和最小主應(yīng)變(無量綱); σd為產(chǎn)生前兆微裂縫時的單軸壓縮應(yīng)力值(MPa); μ為巖石泊松比; E為楊氏彈性模量(MPa); J0為零圍壓下的裂縫表面能(J/m2); L1、L3分別為沿σ1、σ3方向的表征單元體長度(m); θ為破裂角(°); C為礦物充填系數(shù)(無量綱); ε為當(dāng)前應(yīng)力狀態(tài)下的最大張應(yīng)變(無量綱); ε0為最大彈性張應(yīng)變(無量綱); σ′n為有效正應(yīng)力(MPa); σnref為使裂縫開度減小 90%的有效正應(yīng)力(MPa); n為裂縫的組數(shù); bi為第i組裂縫的有效開度(m); Dvfi為第i組裂縫的體密度(m2/m3)。

4.2 構(gòu)造裂縫定量預(yù)測結(jié)果

在古今構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬結(jié)果的基礎(chǔ)上, 將根據(jù)構(gòu)造裂縫參數(shù)計算模型編寫的計算程序?qū)階NSYS軟件, 從而完成構(gòu)造裂縫的定量預(yù)測。

構(gòu)造裂縫線密度定量預(yù)測結(jié)果的平面分布(圖8a)表明, 背斜高部位的構(gòu)造裂縫線密度較低, 一般在 5.3～5.7條/m, 向兩翼逐漸增大, 可達(dá) 7.0 條/m;而構(gòu)造裂縫的物性參數(shù)(開度和孔隙度)則與之相反(圖 8b, c), 在背斜高部位為高值區(qū), 開度在 0.105～0.130 mm之間, 孔隙度在0.026%～0.031%之間, 向兩翼逐漸降低, 最低開度約 0.085 mm, 最低孔隙度約0.024%。斷層帶的構(gòu)造裂縫線密度較高, 約8.0～9.0 條/m; 裂縫開度分布不均, 既有高值區(qū)也有低值區(qū), 前者主要分布在與背斜高點距離較近的斷層段, 而后者則通常與背斜高點有較大的距離; 裂縫孔隙度普遍表現(xiàn)為高值, 分布在 0.031%～0.037%之間。從構(gòu)造裂縫參數(shù)的垂向分布(圖9)來看, 隨著深度增加, 構(gòu)造裂縫線密度呈增大趨勢, 而構(gòu)造裂縫的開度和孔隙度等物性參數(shù)均逐漸減小, 與成像測井解釋結(jié)果所反映的規(guī)律基本一致(圖 10), 表明構(gòu)造裂縫發(fā)育程度逐漸降低, 而斷層帶的構(gòu)造裂縫參數(shù)變化相對較小。

綜合以上分析可知: 斷層帶往往是構(gòu)造裂縫的有利發(fā)育區(qū); 構(gòu)造高部位的裂縫開度和孔隙度較高,但裂縫線密度較低, 而背斜翼部和構(gòu)造低部位則與之相反。張惠良等(2013, 2014)應(yīng)用網(wǎng)格裂縫描述和古應(yīng)力分析等方法對庫車河露頭逆沖背斜構(gòu)造進行了裂縫建模, 建立了克深-大北地區(qū)典型構(gòu)造樣式下的構(gòu)造裂縫發(fā)育模型, 并依據(jù)巖心裂縫精細(xì)描述、井壁成像測井裂縫刻畫、分形維數(shù)裂縫定量描述、鉆井漏失量及現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力進行了多參數(shù)疊合分析, 其結(jié)果也表明構(gòu)造高部位的裂縫開度明顯大于背斜翼部或構(gòu)造低部位, 而裂縫密度小于背斜翼部或構(gòu)造低部位。也就是說, 背斜高點主要發(fā)育數(shù)量相對較少的較大規(guī)模裂縫, 構(gòu)造裂縫的整體發(fā)育程度較高; 而背斜翼部和構(gòu)造低部位則主要發(fā)育數(shù)量相對較多的較小規(guī)模裂縫, 構(gòu)造裂縫的整體發(fā)育程度較低。從以上分析也可以看出, 構(gòu)造裂縫密度并未考慮裂縫的規(guī)模, 因此在油氣田開發(fā)中單純根據(jù)構(gòu)造裂縫密度值來判斷裂縫有利發(fā)育區(qū)并不合適。由于在油氣開發(fā)中主要考慮裂縫的滲流特性, 因而采用裂縫孔隙度或裂縫滲透率來表征構(gòu)造裂縫的發(fā)育程度更加合理。

4.3 結(jié)果驗證與誤差分析

為了驗證構(gòu)造裂縫定量預(yù)測結(jié)果的準(zhǔn)確性, 將構(gòu)造裂縫參數(shù)的定量預(yù)測結(jié)果與巖心觀測結(jié)果和成像測井解釋結(jié)果進行了對比, 如表2、3所示。

圖8 克深2氣田巴什基奇克組構(gòu)造裂縫參數(shù)平面分布Fig.8 Planar distribution of structural fracture parameters in K1bs of the Keshen-2 gas field

圖9 克深2氣田巴什基奇克組構(gòu)造裂縫參數(shù)垂向分布(剖面位置見圖8)Fig.9 Vertical distribution of structural fracture parameters in K1bs of the Keshen-2 gas field

從表2、3可以看出, 構(gòu)造裂縫線密度的定量預(yù)測結(jié)果與巖心觀測和成像測井解釋結(jié)果在多數(shù)井比較相近, 但在靠近斷層的井(A2-7、B2-3和B2-5),巖心觀測結(jié)果明顯大于定量預(yù)測結(jié)果, 而測井解釋結(jié)果則明顯小于定量預(yù)測結(jié)果, 這是由于構(gòu)造裂縫定量預(yù)測采用巖心裂縫參數(shù)和成像測井裂縫解釋結(jié)果共同來約束, 而巖心構(gòu)造裂縫線密度的觀測結(jié)果大于成像測井解釋的構(gòu)造裂縫線密度, 因此定量預(yù)測結(jié)果便介于上述二者之間; 構(gòu)造裂縫開度的巖心觀測結(jié)果明顯大于定量預(yù)測結(jié)果, 主要是受到巖心觀測精度的影響, 造成構(gòu)造裂縫開度明顯偏大,而測井解釋結(jié)果則與定量預(yù)測結(jié)果整體上比較接近;對于裂縫孔隙度, 由于巖心觀測的構(gòu)造裂縫開度本身已有較大誤差, 在此基礎(chǔ)上計算出的構(gòu)造裂縫孔隙度便失去意義, 因此本文僅對比測井解釋結(jié)果與定量預(yù)測結(jié)果, 對比結(jié)果顯示兩者基本一致(表 3),這表明構(gòu)造裂縫的定量預(yù)測結(jié)果有一定的可信度。

盡管構(gòu)造裂縫定量預(yù)測結(jié)果與實際情況在整體上基本一致, 但仍然存在明顯誤差, 分析認(rèn)為造成誤差的原因有如下幾點:

①地質(zhì)模型/力學(xué)模型的準(zhǔn)確程度。由于克深2氣田巴什基奇克組上覆地層為一套巨厚的膏鹽層, 對地震信號有很強的屏蔽作用, 從而使膏鹽層以下地震資料品質(zhì)變差, 增加了構(gòu)造解釋的難度, 由此所得到的構(gòu)造圖難以準(zhǔn)確反映地下構(gòu)造的起伏形態(tài), 以此為基礎(chǔ)而建立的地質(zhì)模型/力學(xué)模型準(zhǔn)確度必然降低, 此外在地質(zhì)建模過程中對模型的簡化也影響了最終結(jié)果的準(zhǔn)確性。另外, 古應(yīng)力場數(shù)值模擬所用的地質(zhì)模型應(yīng)是在恢復(fù)裂縫形成時期的古構(gòu)造基礎(chǔ)上建立, 但考慮到裂縫形成時期的古構(gòu)造與現(xiàn)今構(gòu)造較為接近, 故采用現(xiàn)今地質(zhì)模型進行了古應(yīng)力場數(shù)值模擬, 這也是造成裂縫定量預(yù)測結(jié)果產(chǎn)生誤差的一個重要原因。

圖10 A2-7井成像測井解釋構(gòu)造裂縫參數(shù)與深度的關(guān)系Fig.10 Relationship between structural fracture parameters by logging interpretation and depth of Well A2-7

②構(gòu)造應(yīng)力與構(gòu)造裂縫參數(shù)之間定量關(guān)系模型的簡化。巖石受力產(chǎn)生破裂的微觀過程是十分復(fù)雜的, 但由于現(xiàn)階段認(rèn)識和技術(shù)條件的限制, 難以將整個過程用精確的數(shù)學(xué)模型進行描述, 因此, 在建立構(gòu)造應(yīng)力與構(gòu)造裂縫參數(shù)之間定量關(guān)系模型時,將巖石破裂的微觀過程進行了一定的簡化, 將權(quán)值較低的因素排除在外, 這樣做雖然對定量預(yù)測結(jié)果的整體趨勢不會有太大的影響, 但很顯然會降低定量預(yù)測結(jié)果的準(zhǔn)確度。

③儲層巖石非均質(zhì)性引起的誤差。由于儲層巖石的非均質(zhì)性, 巖石力學(xué)參數(shù)無論在平面上還是垂向上都是在不斷變化的, 即以連續(xù)的場函數(shù)存在,但由于軟件技術(shù)條件的限制, 只能將巖石力學(xué)參數(shù)設(shè)為一個固定值, 同時斷層帶的巖石力學(xué)參數(shù)缺乏成熟的測量或計算方法, 僅根據(jù)經(jīng)驗系數(shù)對其進行取值, 必然會對數(shù)值模擬結(jié)果產(chǎn)生影響; 另外, 在數(shù)值模擬中采用的巖石破裂準(zhǔn)則也是基于均質(zhì)體建立的, 沒有考慮巖石非均質(zhì)性和早期裂縫的影響,從而影響了裂縫的預(yù)測精度。

④多期次構(gòu)造裂縫疊加的影響。塔里木盆地屬疊合盆地, 經(jīng)歷了多期構(gòu)造運動, 形成了多期次構(gòu)造裂縫的相互疊加, 由于歷次構(gòu)造運動的應(yīng)力場特征并不完全一致, 導(dǎo)致形成的各期構(gòu)造裂縫組系特征也有所差別。盡管本文采用了“等效古應(yīng)力”這一概念, 力圖將不同時期產(chǎn)生的構(gòu)造裂縫參數(shù)一次性模擬出來, 但對于應(yīng)力性質(zhì)和應(yīng)力方位不盡相同的多期構(gòu)造應(yīng)力場仍然力不從心。

表2 克深2氣田單井構(gòu)造裂縫參數(shù)定量預(yù)測結(jié)果與巖心觀測結(jié)果對比表Table 2 Comparison of quantitative prediction results and core observation results of structural fracture parameters in individual wells of the Keshen-2 gas field

表3 克深2氣田單井構(gòu)造裂縫參數(shù)定量預(yù)測結(jié)果與成像測井解釋結(jié)果對比表Table 3 Comparison of quantitative prediction results and imaging logging interpretation results of structural fracture parameters in individual wells of Keshen-2 gas field

⑤數(shù)值模擬所得到的構(gòu)造裂縫分布是一種概率分布, 它表征的是構(gòu)造裂縫參數(shù)的數(shù)學(xué)期望值, 即構(gòu)造裂縫發(fā)育的“理論值”, 但由于構(gòu)造裂縫發(fā)育的復(fù)雜性, 實際的構(gòu)造裂縫發(fā)育情況可能與其并不一致; 另外, 構(gòu)造裂縫分布除了受數(shù)值模擬中考慮到的構(gòu)造應(yīng)力、構(gòu)造位置、斷層等因素外, 還受沉積相帶、孔隙流體等多種因素的控制, 而這些因素就目前來講還難以耦合到數(shù)值模擬中。因此, 構(gòu)造裂縫定量預(yù)測的結(jié)果在數(shù)量級上與單井裂縫參數(shù)基本一致, 但很難做到數(shù)值上的完全對應(yīng)。

上述因素是構(gòu)造裂縫參數(shù)在整個研究區(qū)尺度上產(chǎn)生誤差的原因, 具有普遍適用性, 可以解釋巖心觀測和測井計算結(jié)果與定量預(yù)測結(jié)果之間較小的偏差。但在部分井中, 構(gòu)造裂縫參數(shù)的定量預(yù)測結(jié)果與實測結(jié)果差異較大, 僅用上述原因很難得到合理的解釋。由表2可見, A2-7井、B2-3井和B2-9井裂縫線密度的巖心觀測值明顯大于定量預(yù)測結(jié)果, 分析認(rèn)為這是由于這 3口井均靠近斷層, 且處于次級斷層與區(qū)域斷層相交的部位, 在這些部位可能形成局部的復(fù)雜應(yīng)力環(huán)境, 產(chǎn)生大量走向不定且規(guī)模不大的的網(wǎng)狀裂縫, 但在數(shù)值模擬中對于這類局部復(fù)雜應(yīng)力場的還原程度可能不夠, 從而使這些部位的裂縫線密度結(jié)果明顯低于巖心觀測結(jié)果。對于鞍部的A2-8井, 構(gòu)造裂縫線密度的巖心觀測結(jié)果也明顯大于定量預(yù)測結(jié)果, 可能與局部應(yīng)力集中有關(guān), 另外該井的裂縫線密度和開度均高于A2-1和A2-2等井, 但天然氣產(chǎn)量卻明顯低于A2-1和A2-2等井, 可能受較高的裂縫充填程度影響。

另由表3可以發(fā)現(xiàn), A2-4井構(gòu)造裂縫開度以及A2-7井構(gòu)造裂縫線密度的測井解釋結(jié)果和定量預(yù)測結(jié)果具有較大的差異。這是由于A2-4井除發(fā)育一組近東西走向的裂縫外, 還發(fā)育一組近南北走向的直劈裂縫, 可能屬于Nelson構(gòu)造裂縫分類中的擴張裂縫(Nelson, 2001; 曾聯(lián)波等, 2007, 2010), 也可能是兼具擴張和剪切性質(zhì)的擴張型張剪裂縫。這類裂縫形成較晚, 多數(shù)未被礦物充填, 而且在受到南北方向的水平最大主應(yīng)力時閉合程度較低, 從而使有效開度較大, 但數(shù)值模擬中無論是庫倫-莫爾準(zhǔn)則還是格里菲斯準(zhǔn)則, 都很難考慮直劈裂縫的影響, 因此出現(xiàn)定量預(yù)測結(jié)果明顯低于測井解釋結(jié)果的現(xiàn)象; A2-7井靠近斷層, 大量發(fā)育延伸較短且開度較小的網(wǎng)狀縫, 由于成像測井分辨率的限制, 很難保證將這類裂縫全部識別出來, 從而導(dǎo)致構(gòu)造裂縫線密度的測井解釋結(jié)果明顯小于定量預(yù)測結(jié)果。

5 儲層構(gòu)造裂縫分布規(guī)律

圖11 克深2氣田巴什基奇克組儲層構(gòu)造裂縫分布規(guī)律Fig.11 Distribution of reservoir structural fracture of K1bs in the Keshen-2 gas field

綜合巖心構(gòu)造裂縫描述、成像測井構(gòu)造裂縫解釋以及構(gòu)造裂縫定量預(yù)測結(jié)果, 總結(jié)了克深 2氣田巴什基奇克組儲層構(gòu)造裂縫分布規(guī)律, 如圖 11所示。背斜頂部的構(gòu)造裂縫走向較復(fù)雜, 近EW走向、NNW走向和NNE走向的裂縫均有發(fā)育, 是多期次構(gòu)造裂縫疊加的結(jié)果; 構(gòu)造裂縫的線密度較低, 但開度、孔隙度等物性參數(shù)較高且充填程度低, 因此構(gòu)造裂縫的整體發(fā)育程度較高。鞍部的構(gòu)造裂縫在局部層段可密集發(fā)育, 但充填程度較高, 使裂縫有效開度降低, 滲流性能變差, 導(dǎo)致該部位氣井(A2-8井)的產(chǎn)量較低。構(gòu)造低部位的裂縫線密度較高, 但裂縫的開度、孔隙度等物性參數(shù)較低, 因此構(gòu)造裂縫的整體發(fā)育程度有限。斷層帶及其附近地層是構(gòu)造裂縫的有利發(fā)育區(qū), 多為密集發(fā)育的網(wǎng)狀縫, 往往也具有較高的充填程度, 造成部分井靠近斷層卻產(chǎn)量不高。在垂向上, 非斷層控制區(qū)域的構(gòu)造裂縫整體發(fā)育程度自上而下逐漸降低, 斷層控制區(qū)的構(gòu)造裂縫發(fā)育程度受深度變化的影響較小, 可形成連續(xù)的構(gòu)造裂縫優(yōu)勢發(fā)育區(qū)。

需要指出的是, 圖11所提供的構(gòu)造裂縫分布規(guī)律是從地質(zhì)角度出發(fā), 以構(gòu)造應(yīng)力場為基礎(chǔ)的定量預(yù)測結(jié)果, 但實際上由于地層的非均質(zhì)性以及裂縫分布的復(fù)雜性, 上述結(jié)果與真實的構(gòu)造裂縫分布規(guī)律還有一定的差異。因此, 從油氣開發(fā)的角度考慮,將地震屬性、巖相分布以及單井的動態(tài)開發(fā)數(shù)據(jù)與構(gòu)造應(yīng)力場數(shù)值模擬相結(jié)合, 方可得到更加真實的構(gòu)造裂縫分布規(guī)律, 這也是油氣田開發(fā)中構(gòu)造裂縫研究的重點攻關(guān)方向。

6 結(jié) 論

(1)斷層帶是構(gòu)造裂縫的有利發(fā)育區(qū), 多發(fā)育充填程度較高的網(wǎng)狀縫; 背斜高部位的構(gòu)造裂縫走向較復(fù)雜, 線密度較低, 但開度和孔隙度等物性參數(shù)較高, 且具有較低的充填程度, 構(gòu)造裂縫的整體發(fā)育程度較高, 而背斜翼部及構(gòu)造低部位與之相反;鞍部構(gòu)造裂縫可密集發(fā)育, 但較高的充填程度限制了該部位的天然氣產(chǎn)量; 垂向上隨深度增加, 構(gòu)造裂縫線密度逐漸增大而物性參數(shù)逐漸減小, 與成像測井解釋結(jié)果所反映的趨勢基本一致, 表明構(gòu)造裂縫的整體發(fā)育程度逐漸降低, 斷層帶的構(gòu)造裂縫參數(shù)變化相對較小。

(2)構(gòu)造裂縫密度并未考慮裂縫的規(guī)模, 在油氣田開發(fā)中單純根據(jù)構(gòu)造裂縫密度值來判斷構(gòu)造裂縫的有利發(fā)育區(qū)并不合適, 由于在油氣開發(fā)中主要考慮構(gòu)造裂縫的滲流特性, 因而采用裂縫孔隙度或裂縫滲透率來表征裂縫的發(fā)育程度更加合理。

(3)構(gòu)造裂縫參數(shù)的定量預(yù)測結(jié)果與實測結(jié)果整體上一致, 但受地質(zhì)模型和力學(xué)模型準(zhǔn)確程度、構(gòu)造裂縫參數(shù)計算模型的簡化、儲層巖石非均質(zhì)性、多期次構(gòu)造裂縫疊加、數(shù)值模擬的局限性等多種因素的影響, 仍然有一定的誤差。

致謝: 感謝北京大學(xué)地球與空間科學(xué)學(xué)院侯貴廷教授和另一位匿名審稿專家對論文進行評審并提出了寶貴的修改意見及建議。

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Distribution of Reservoir Structural Fractures and Quantitative Prediction of Keshen-2 Gas Field, Tarim Basin

WANG Ke1,2,3, DAI Junsheng4, WANG Junpeng3, TIAN Fuchun5, ZHAO Libin2and HUAN Zhipeng2
(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China; 2. PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla 841000, Xinjiang, China; 3. PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology, Hangzhou 310023, Zhejiang, China; 4. Exploration and Development Research Institute of Tarim Oilfield Company, CNPC, Korla 841000, Xinjiang, China; 5. Tabei Exploration and Development Project of Tarim Oilfield Company, CNPC, Korla 841000, Xinjiang, China)

The Keshen-2 gas field is key exploration field in Kelasu Tectonic Belt of Tarim Basin where the Kela-2 and Dabei gas fields have been discovered. Structural fracture is an important factor controlling the physical property of low-permeability sandstone reservoir. Based on the analysis of essential characteristics of structural fracture, quantitative prediction on the spatial distribution of structural fractures in the Keshen-2 gas field is carried out by establishing mechanical model combined with numerical simulation of paleo-current tectonic stress field and quantitative calculation model of structural fracture parameters, and in the end, the distribution of structural fracture is established by synthesizing core description, imaging logging interpretation and quantitative prediction of structural fracture. The results show that fault belt is the plausible loci for fracture development, especially for reticular fractures with high filling extent, while the top of anticline has low structural fracture linear density but high physical property parameters and low filling extent which is strikingly in contrast with the wings of anticline and the low tectonic positions. Structural fracture can develop intensively in the saddle, but high filling extent restricts the gas production in this location. Vertically, with the increase of depth, linear density of structural fracture increases gradually while aperture and porosity reduce, which means the integral development extent drops down gradually. In conclusion, there is little difference between quantitative prediction and actual measurement of structural fractures.

reservoir structural fracture; structural stress field; quantitative prediction; distribution; Keshen-2 gas field

TE121.2; P542

A

1001-1552(2016)06-1123-013

2014-05-14; 改回日期: 2014-10-20

項目資助: 國家科技重大專項(2016ZX05003-001-002和2016ZX05001-002-003)聯(lián)合資助。

王珂(1987–), 男, 博士, 工程師, 從事構(gòu)造地質(zhì)學(xué)及儲層地質(zhì)學(xué)研究工作。Email: wangk_hz@petrochina.com.cn