CN105334536B - 致密砂岩储层网状裂缝系统有效性评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于石油开发领域，具体地，涉及一种致密砂岩储层复杂网状裂缝空间有效性的评价方法。致密砂岩储层网状裂缝系统有效性评价方法，步骤如下：建立裂缝离散网络地质模型，统计分析裂缝形成期次，统计分析裂缝充填物来源，统计分析裂缝优势充填方向及组系，分析裂缝充填主控地质因素，建立裂缝渗透率与现今主应力的关系，评价网状裂缝系统空间有效性。本发明解决了准确获取致密砂岩储层井点裂缝充填期次、充填优势方向、充填程度及网状裂缝系统空间有效性有效评价的问题，有效预测多期地层流体沉淀结晶作用下致密砂岩储层裂缝的充填度、充填优势方向，为裂缝性储层的压裂改造设计和开发方案优化提供了保障，减少了勘探开发的风险和成本。

Description

致密砂岩储层网状裂缝系统有效性评价方法

技术领域

本发明属于石油开发领域，具体地，涉及一种致密砂岩储层复杂网状裂缝空间有效性的评价方法。

背景技术

随着油气资源勘探开发逐渐由东部向西部、由常规储层向非常规储层的转变，寻找裂缝性油气藏已成为热点，如何预测裂缝的空间分布，并有效评价复杂网状裂缝系统的空间充填程度或有效性是油气开发研究的前沿问题和“瓶颈”问题。与其它类型储层相比，致密砂岩储层埋藏深度大、地层压力系数高、成岩作用强烈、构造运动期次多、网状裂缝非常发育，构造裂缝作为重要的储集空间和渗流通道，其有效性直接影响着单井产量和油气藏测稳产增产。目前，针对油藏裂缝预测和建模的方法技术相对成熟，但对裂缝的有效性评价尚未形成一套系统有效的方法，主要有野外露头观察、岩心观察、镜下薄片观察、电成像测井(FMI、EMI)、偶极横波成像测井(DSI)、双侧向测井、试井和生产动态数据、CT扫描、应力分析等方法，进一步从分析裂缝系张开度的主控因素出发，如断裂、褶皱、裂缝产状、地层压力、埋深、现今应力状态等，从而建立单井和区域裂缝系统有效性评价指标，这也是目前解决裂缝有效性评价的最可靠方法。实践证明，决定空间缝网有效性的关键因素在于裂缝开度和充填度，对于开度参数可以采用测井解释、岩心观察和地质力学方法，从点到面进行井间差值预测，但充填参数不仅与储层岩石成分、流体成分及饱和度直接相关，还受到裂缝形成期次、形成时间、产状、力学性质、连通程度、构造位置等多因素的影响和约束，从而使得裂缝系统充填程度存在极强的非均质性，仅采用“井点约束空间进行井间差值”的方法往往会与矿物溶蚀-充填机理相悖，取得相反的效果，制约复杂缝网地质建模、有利储层预测和开发方案优化的进程。

发明内容

为克服现有技术存在的缺陷，本发明提供一种致密砂岩储层网状裂缝系统有效性的评价方法，综合考虑裂缝分布特征和矿物溶蚀-充填机制，基于岩心、CT扫描、成像测井识别，统计裂缝参数，结合流体包裹体测试、碳氧同位素测试、声速各向异性测试、声发射测试搞清古流体来源和成分，划分裂缝形成期次、成因类型和组系，分析裂缝充填度与裂缝走向、倾角、密度、开度、力学性质、构造位置、连通性的内在关系，分析裂缝充填程度与断层距离、地应力、形成期次、单井产能、动态测试的关系，建立相应图版，采用“熵权法”优选裂缝有效性主控因素，赋予权重系数，在离散裂缝网络地质模型建立的基础上建立有效性表征指标，预测评价空间有效缝网方向和组系，划分裂缝有效性分布区域。

为实现上述目的，本发明采用下述方案：

致密砂岩储层网状裂缝系统有效性评价方法，步骤如下：

步骤1、建立裂缝离散网络地质模型

步骤2、统计分析裂缝形成期次

步骤3、统计分析裂缝充填物来源

步骤4、统计分析裂缝优势充填方向及组系

步骤5：分析裂缝充填主控地质因素

步骤6：建立裂缝渗透率与现今主应力的关系

步骤7：评价网状裂缝系统空间有效性。

相对于现有技术，本发明具有如下有益效果：解决了准确获取致密砂岩储层井点裂缝充填期次、充填优势方向、充填程度及网状裂缝系统空间有效性有效评价的问题，适合于任何碎屑岩储层为主的裂缝空间有效性预测评价工作；有效预测多期地层流体沉淀结晶作用下致密砂岩储层裂缝的充填度、充填优势方向，为研究裂缝性储层的有利区带预测提供了可靠依据，为裂缝性储层的压裂改造设计和开发方案优化提供了保障，减少了勘探开发的风险和成本。

附图说明

图1是致密砂岩储层网状裂缝系统有效性评价方法的流程示意图。

具体实施方式

如图1所示，致密砂岩储层网状裂缝系统有效性评价方法，步骤如下：

步骤1、建立裂缝离散网络地质模型，包括以下5个子步骤：

(1)、收集三维地震解释深度域的断层、地层数据，按砂层级别，基于地质建模平台建立三维现今构造地质模型；

(2)、收集沉积微相划分、测井孔渗解释、储层成岩相划分结果，采用确定性建模和随机建模相结合的方法建立储层基质模型；

(3)、收集岩心观察、成像测井解释裂缝结果，根据走向统计结果划分裂缝组系，分析沉积微相、岩性组合、储层物性、断层距离与裂缝密度、开度参数的关系，采用权重分析法赋予每种裂缝控制因素相关权重，建立每个组系裂缝的发育强度体；

(4)、采用幂分布模型表征裂缝参数特征，即裂缝产状、密度、开度，采用宾汉姆(Bingham)双峰分布模型表征描述裂缝组系空间分布特征，采用序贯高斯插值法建立井间裂缝离散模型；

(5)、选择裂缝属性模拟方法欧德-布拉克(Oda-Block)算法，构建致密砂岩裂缝孔隙度、渗透率及形状因子属性参数模型。

步骤2、统计分析裂缝形成期次，包括以下3个子步骤：

(1)、对网状裂缝发育层段进行全直径工业CT扫描，统计裂缝产状、密度、开度、充填度、孔隙度、力学性质参数，对相应深度段的岩心观察、成像测井(FMI)解释结果进行校正，按层段绘制裂缝参数分布直方图、产状玫瑰花图，走向间隔设置为10°，倾角间隔为5°；

(2)、基于玫瑰花图和岩心统计裂缝结果，找出共轭裂缝组合，初步确定裂缝系统形成期次，并确定最大主应力方向，与研究区构造演化阶段及区域构造背景进行匹配分析，以确定造缝时期；

(3)、对裂缝充填物进行大量取样，原则为：包含所有取心井、包含所有层段、网状裂缝发育段为主、微裂缝为主、样品数量不少于100个，区分充填物性质，填充物性质包括方解石、石膏、硅质、泥质充填物，磨制成薄片，在镜下观察，找到包裹体，进行流体包裹体均一温度测试，分包裹体类型、包裹体所赋存裂缝产状、包裹体所赋存裂缝充填性质分别做出包裹体均一温度分布直方图，根据温度峰值个数进一步划分裂缝形成期次及古流体充注期次。

步骤3、统计分析裂缝充填物来源，方法如下：对取得的裂缝充填脉体样品进行方解石晶体δ¹³C、δ¹⁸O稳定同位素测试分析,代入埃姆斯顿(Epstein)测温方程和盐度计算公式，分析古流体的盐度和温度分布范围，结合研究区地温梯度计算脉体形成时埋深，确定裂缝形成时期，再由盐度数据区分流体环境，判断古流体来源，致密砂岩古流体来源主要包括：大气淡水淋滤成因、深部构造热液成因和浅部低温热液成因。

步骤4、统计分析裂缝优势充填方向及组系，包括以下3个步骤：

(1)、将裂缝充填度数据分成0-0.05、0.06-0.4、0.41-0.6、0.61-0.95、0.96-1五个区间，分别对应未充填、少量充填、半充填、大量充填和全充填五个级别，并制作成充填度分布直方图，分析研究区裂缝充填主要分布区间；

(2)、以裂缝走向、倾角玫瑰花图为底图，规定圆心为未充填起点，圆周为全充填终点，首先将裂缝充填数据相应投到走向底图上，找出不同充填区间的对应优势走向区间，同样操作找出不同充填区间的对应优势倾角区间；

(3)、根据以上裂缝期次划分结果，绘制不同期次裂缝充填度分布直方图，对比找出裂缝充填程度最高的一期和充填程度最低的一期，明确网状裂缝优势充填方向和组系。

步骤5：分析裂缝充填主控地质因素，包括以下3个步骤：

(1)、根据古流体测试分析结果，古流体来源主要包括：大气淡水淋滤成因、深部构造热液成因和浅部低温热液成因三种类型，针对第一种类型(大气淡水淋滤成因)，则重点分析裂缝充填度与岩性、沉积微相、断层、古深度的关系，针对第二种(深部构造热液成因)和第三种类型(浅部低温热液成因)，则重点分析裂缝充填度与断层距离、深度、岩性、沉积微相、储层孔隙度、渗透率的关系，同时分析裂缝充填度与裂缝自身密度、开度、连通程度、力学性质的关系；

(2)、具体地，针对第一种类型的分析，首先收集整理裂缝深度点对应储层的岩性、沉积微相数据，绘制裂缝充填直方图，找出裂缝优势充填微相、岩性和未充填优势微相、岩性，同时求取裂缝与上覆不整合面及所有断层的距离，然后绘制裂缝充填与两者的散点分布图，并拟合公式，记录相关系数，对于相关系数小于0.7的控制因素去掉；针对第二种和第三种类型的分析，首先将裂缝连通程度定义为单一裂缝与附近相连接裂缝的配位数，配位数越大则代表连通程度越高，将力学性质定义为张性、张剪性和剪性三种类型，绘制裂缝充填与控制因素的散点分布图，并拟合公式，记录相关系数，对于相关系数小于0.7的控制因素去掉；

(3)、根据经验先赋予每个裂缝充填控制因素相应初始权重，权重位于0-1之间，然后采用熵权算法计算各个控制因素的权重值，将各因素对裂缝有效性的影响程度进行排序，并提取主要控制因素。

步骤6：建立裂缝渗透率与现今主应力的关系，包括以下3个步骤实现：

(1)、收集获得研究区现今地应力相关资料，确定每口井、每个层段主应力大小及方向，最大主应力为σ₁，中间主应力为σ₂，最小主应力为σ₃；

(2)、现今地应力皆为压应力状态，不会产生新的裂缝，但直接改变影响着裂缝开度和渗透率，计算应力强度σ_s＝σ₁-σ₃，统计绘制裂缝渗透率与σ₁、σ_s值的散点关系图，其关系曲线主要有线性关系和幂指数、对数关系两种类型，针对线性关系曲线，则证明了研究区最大主应力和应力强度远未达到储层变形强度，这里取σ₁、σ_s的最大值乘以1.5倍作为经验值，即认为当应力值达到此值后曲线为水平状态，针对幂指数、对数关系曲线，则采用比例趋势法确定水平段的应力界限值，即超过此值后应力状态不再改变控制裂缝渗透率参数；

(3)、统计绘制裂缝渗透率与夹角θ的散点关系图，θ为最大主应力方向与裂缝走向夹角，其关系曲线主要为幂指数、对数关系和“反U”型关系两种类型，针对幂指数、对数关系曲线，则确定水平段的夹角界限值，拟合公式，记录相关系数，针对反U”型关系曲线，则采用比例趋势法划分曲线区间：0°-θ₁、θ₁-θ₂、θ₂-90°，即在夹角位于0°-θ₁范围时，裂缝渗透率值随夹角增大而呈对数增加，夹角位于θ₂-90°范围时，裂缝渗透率值随夹角增大而迅速减小，位于θ₁-θ₂范围时，裂缝渗透率值基本不变，但同时会找到一个渗透率最低值对应一个夹角值θ_t，即当夹角θ＝θ_t时，裂缝有效性最差。

步骤7：评价网状裂缝系统空间有效性，包括以下4个步骤实现：

(1)、根据以上得到的裂缝充填和有效性主控因素分析结果，输入到地质建模平台中，同时基于储层地质模型建立现今应力场三维分布模型，其中井点现今最大应力方向数值设置在第四象限和第一象限内，即270°-90°范围内；

(2)、在储层基质模型和离散裂缝网络模型的基础上，计算断层距离属性体、与不整合面垂向距离属性体、深度属性体、储层厚度属性体，结合沉积微相模型、岩性分布模型、孔隙度模型、渗透率模型、裂缝密度模型、裂缝性质模型、裂缝连通率模型，根据主控因素权重评价和与裂缝充填度关系拟合结果，计算三维裂缝充填度属性体，重新选择欧德-布拉克(Oda-Block)算法，对离散裂缝网络模型中的每一条裂缝赋予相应充填度数值，并以裂缝体积为纽带转换成裂缝孔隙度属性参数模型；

(3)、为了控制裂缝离散模型整体充填度分布趋势，对模型中不同期次的裂缝组进行标注，如早期裂缝定义为1，晚期裂缝定义为2，再晚期裂缝定义为3，依据不同期次裂缝充填优势方向统计结果，对不同期次裂缝组进行充填度统一赋值，并根据裂缝体积换算成孔隙度值，对比该值与优势方向上裂缝充填度差值，如果相对误差＝(新充填度-原始充填度)/新充填度大于40％，则以新计算的值为准，同样，依据不同倾角裂缝充填优势区间统计结果，对不同倾角区域的优势充填裂缝组进行充填度统一赋值，修正局部裂缝充填度，最终得到较为可靠的裂缝体系空间有效性分布模型；

(4)、以建立的裂缝渗透率与现今主应力关系模型为基础，对裂缝离散网络模型中的每条裂缝进行有效性评价，先以最大主应力方向与裂缝走向夹角-裂缝渗透率关系模型为判别标准，划分裂缝空间模型的渗透率分布区间：高值区、中值区和低值区，再以应力强度-裂缝渗透率关系为计算模型，计算得到每条裂缝的渗透率值。

井点处模拟裂缝渗透率与成像测井解释结果和油田实际生产数据不吻合，即裂缝渗透率相对误差＝(实际渗透率-模拟渗透率)/实际渗透率大于20％，则进一步结合研究区试井及生产动态特征对计算模型进行校正，直到渗透率值与分布区间相吻合为止，即相对误差小于20％，最终完成致密砂岩储层网状裂缝系统的有效性空间评价。

Claims (1)

1.一种致密砂岩储层网状裂缝系统有效性评价方法，其特征在于，步骤如下：

步骤1：建立裂缝离散网络地质模型；

步骤2：统计分析裂缝形成期次；

步骤3：统计分析裂缝充填物来源；

步骤4：统计分析裂缝优势充填方向及组系；

步骤5：分析裂缝充填主控地质因素；

步骤6：建立裂缝渗透率与现今主应力的关系；

步骤7：评价网状裂缝系统空间有效性；

所述步骤1中包括以下5个子步骤：

(1)、收集三维地震解释深度域的断层、地层数据，按砂层级别，基于地质建模平台建立三维现今构造地质模型；

(2)、收集沉积微相划分、测井孔渗解释、储层成岩相划分结果，采用确定性建模和随机建模相结合的方法建立储层基质模型；

(3)、收集岩心观察、成像测井解释裂缝结果，根据走向统计结果划分裂缝组系，分析沉积微相、岩性组合、储层物性、断层距离与裂缝密度、开度参数的关系，采用权重分析法赋予每种裂缝控制因素相关权重，建立每个组系裂缝的发育强度体；

(4)、采用幂分布模型表征裂缝参数特征，即裂缝产状、密度、开度，采用宾汉姆(Bingham)双峰分布模型表征描述裂缝组系空间分布特征，采用序贯高斯插值法建立井间裂缝离散模型；

(5)、选择裂缝属性模拟方法欧德-布拉克(Oda-Block)算法，构建致密砂岩裂缝孔隙度、渗透率及形状因子属性参数模型；

所述步骤2中包括以下3个子步骤：

(1)、对网状裂缝发育层段进行全直径工业CT扫描，统计裂缝产状、密度、开度、充填度、孔隙度、力学性质参数，对相应深度段的岩心观察、成像测井(FMI)解释结果进行校正，按层段绘制裂缝参数分布直方图、产状玫瑰花图，走向间隔设置为10°，倾角间隔为5°；

(2)、基于玫瑰花图和岩心统计裂缝结果，找出共轭裂缝组合，初步确定裂缝系统形成期次，并确定最大主应力方向，与研究区构造演化阶段及区域构造背景进行匹配分析，以确定造缝时期；

(3)、对裂缝填充物进行大量取样，原则为：包含所有取心井、包含所有层段、网状裂缝发育段为主、微裂缝为主、样品数量不少于100个，区分裂缝填充物性质，裂缝填充物性质包括方解石、石膏、硅质、泥质充填物，磨制成薄片，在镜下观察，找到包裹体，进行流体包裹体均一温度测试，分包裹体类型、包裹体所赋存裂缝产状、包裹体所赋存裂缝填充物性质分别做出包裹体均一温度分布直方图，根据温度峰值个数进一步划分裂缝形成期次及古流体充注期次；

所述步骤3的方法如下：对取得的裂缝充填脉体样品进行方解石晶体δ¹³C、δ¹⁸O稳定同位素测试分析，代入埃姆斯顿(Epstein)测温方程和盐度计算公式，分析古流体的盐度和温度分布范围，结合研究区地温梯度计算脉体形成时埋深，确定裂缝形成时期，再由盐度数据区分流体环境，判断古流体来源，致密砂岩古流体来源主要包括：大气淡水淋滤成因、深部构造热液成因和浅部低温热液成因；

所述步骤4包括以下3个子步骤：

(1)、将裂缝充填度数据分成0-0.05、0.06-0.4、0.41-0.6、0.61-0.95、0.96-1五个区间，分别对应未充填、少量充填、半充填、大量充填和全充填五个级别，并制作成充填度分布直方图，分析研究区裂缝充填主要分布区间；

(2)、以裂缝走向、倾角玫瑰花图为底图，规定圆心为未充填起点，圆周为全充填终点，首先将裂缝充填数据相应投到走向底图上，找出不同充填区间的对应优势走向区间，同样操作找出不同充填区间的对应优势倾角区间；

(3)、根据以上裂缝期次划分结果，绘制不同期次裂缝充填度分布直方图，对比找出裂缝充填程度最高的一期和充填程度最低的一期，明确网状裂缝优势充填方向和组系；

所述步骤5包括以下3个子步骤：

(1)、根据古流体测试分析结果，古流体来源主要包括：大气淡水淋滤成因、深部构造热液成因和浅部低温热液成因三种类型，针对第一种类型(大气淡水淋滤成因)，则重点分析裂缝充填度与岩性、沉积微相、断层、古深度的关系，针对第二种(深部构造热液成因)和第三种类型(浅部低温热液成因)，则重点分析裂缝充填度与断层距离、深度、岩性、沉积微相、储层孔隙度、渗透率的关系，同时分析裂缝充填度与裂缝自身密度、开度、连通程度、力学性质的关系；

(2)、具体地，针对第一种类型的分析，首先收集整理裂缝深度点对应储层的岩性、沉积微相数据，绘制裂缝充填直方图，找出裂缝优势充填微相、岩性和未充填优势微相、岩性，同时求取裂缝与上覆不整合面及所有断层的距离，然后绘制裂缝充填与两者的散点分布图，并拟合公式，记录相关系数，对于相关系数小于0.7的控制因素去掉；针对第二种和第三种类型的分析，首先将裂缝连通程度定义为单一裂缝与附近相连接裂缝的配位数，配位数越大则代表连通程度越高，将力学性质定义为张性、张剪性和剪性三种类型，绘制裂缝充填与控制因素的散点分布图，并拟合公式，记录相关系数，对于相关系数小于0.7的控制因素去掉；

(3)、根据经验先赋予每个裂缝充填控制因素相应初始权重，权重位于0-1之间，然后采用熵权算法计算各个控制因素的权重值，将各因素对裂缝有效性的影响程度进行排序，并提取主要控制因素；

所述步骤6包括以下3个子步骤实现：

(1)、收集获得研究区现今地应力相关资料，确定每口井、每个层段主应力大小及方向，最大主应力为σ₁，中间主应力为σ₂，最小主应力为σ₃；

(2)、现今地应力皆为压应力状态，不会产生新的裂缝，但直接改变影响着裂缝开度和渗透率，计算应力强度σ_s＝σ₁-σ₃，统计绘制裂缝渗透率与σ₁、σ_s值的散点关系图，其关系曲线主要有线性关系和幂指数、对数关系两种类型，针对线性关系曲线，则证明了研究区最大主应力和应力强度远未达到储层变形强度，这里取σ₁、σ_s的最大值乘以1.5倍作为经验值，即认为当应力值达到此值后曲线为水平状态，针对幂指数、对数关系曲线，则采用比例趋势法确定水平段的应力界限值，即超过此值后应力状态不再改变控制裂缝渗透率参数；

(3)、统计绘制裂缝渗透率与夹角θ的散点关系图，θ为最大主应力方向与裂缝走向夹角，其关系曲线主要为幂指数、对数关系和“反U”型关系两种类型，针对幂指数、对数关系曲线，则确定水平段的夹角界限值，拟合公式，记录相关系数，针对反U”型关系曲线，则采用比例趋势法划分曲线区间：0°-θ₁、θ₁-θ₂、θ₂-90°，即在夹角位于0°-θ₁范围时，裂缝渗透率值随夹角增大而呈对数增加，夹角位于θ₂-90°范围时，裂缝渗透率值随夹角增大而迅速减小，位于θ₁-θ₂范围时，裂缝渗透率值基本不变，但同时会找到一个渗透率最低值对应一个夹角值θ_t，即当夹角θ＝θ_t时，裂缝有效性最差；

所述步骤7包括以下4个子步骤实现：

(1)、根据以上得到的裂缝充填和有效性主控因素分析结果，输入到地质建模平台中，同时基于储层地质模型建立现今应力场三维分布模型，其中井点现今最大应力方向数值设置在第四象限和第一象限内，即270°-90°范围内；

(2)、在储层基质模型和离散裂缝网络模型的基础上，计算断层距离属性体、与不整合面垂向距离属性体、深度属性体、储层厚度属性体，结合沉积微相模型、岩性分布模型、孔隙度模型、渗透率模型、裂缝密度模型、裂缝性质模型、裂缝连通率模型，根据主控因素权重评价和与裂缝充填度关系拟合结果，计算三维裂缝充填度属性体，重新选择欧德-布拉克(Oda-Block)算法，对离散裂缝网络模型中的每一条裂缝赋予相应充填度数值，并以裂缝体积为纽带转换成裂缝孔隙度属性参数模型；

(3)、为了控制裂缝离散模型整体充填度分布趋势，对模型中不同期次的裂缝组进行标注，如早期裂缝定义为1，晚期裂缝定义为2，再晚期裂缝定义为3，依据不同期次裂缝充填优势方向统计结果，对不同期次裂缝组进行充填度统一赋值，并根据裂缝体积换算成孔隙度值，对比该值与优势方向上裂缝充填度差值，如果相对误差＝(新充填度-原始充填度)/新充填度大于40％，则以新计算的值为准，同样，依据不同倾角裂缝充填优势区间统计结果，对不同倾角区域的优势充填裂缝组进行充填度统一赋值，修正局部裂缝充填度，最终得到较为可靠的裂缝体系空间有效性分布模型；

(4)、以建立的裂缝渗透率与现今主应力关系模型为基础，对裂缝离散网络模型中的每条裂缝进行有效性评价，先以最大主应力方向与裂缝走向夹角-裂缝渗透率关系模型为判别标准，划分裂缝空间模型的渗透率分布区间：高值区、中值区和低值区，再以应力强度-裂缝渗透率关系为计算模型，计算得到每条裂缝的渗透率值；

井点处模拟裂缝渗透率与成像测井解释结果和油田实际生产数据不吻合，即裂缝渗透率相对误差＝(实际渗透率-模拟渗透率)/实际渗透率大于20％，则进一步结合研究区试井及生产动态特征对计算模型进行校正，直到渗透率值与分布区间相吻合为止，即相对误差小于20％，最终完成致密砂岩储层网状裂缝系统的有效性空间评价。