CN105467469B - 一种预测致密低渗透非均质储层中构造裂缝优势方向及其密度的方法 - Google Patents
一种预测致密低渗透非均质储层中构造裂缝优势方向及其密度的方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明涉及一种预测致密低渗透非均质储层中构造裂缝优势方向及其密度的方法。本发明通过岩石力学试验建立致密低渗透非均质储层裂缝发育理论模型，确定裂缝形成期的古构造应力场分布，二者结合判断致密低渗透储层构造裂缝优势方向，进一步结合影响裂缝的主控因素预测裂缝优势方向上的密度。本发明提供的方法可以实现致密低渗透非均质储层中构造裂缝优势方向以及在优势方向上裂缝密度的定量预测，可以广泛应用于我国致密低渗透油田构造裂缝分布规律的预测中，为我国致密低渗透油田高效合理开发提供了技术支持。
Description
技术领域
本发明涉及油气地质和数值计算领域，具体涉及一种预测致密低渗透非均质储层中裂缝优势方向及裂缝密度的方法。
背景技术
从裂缝形成时期的构造应力场分析入手，利用有限元数值模拟技术，是预测裂缝分布的一条有效途径。构造应力场的有限元数值模拟是一种成熟的数值计算方法，其关键是如何在模拟应力场分布以后，预测形成的构造裂缝的方位和密度。目前常用的办法是和基于均匀介质模型的经典库仑摩尔岩石破裂准则或格里菲斯岩石破裂准则结合起来，分别判断是否形成了剪破裂或张破裂，并用二元法(即应变能和岩石破裂值)通过取心井裂缝的拟合来计算和预测裂缝分布。由于低渗透储层构造裂缝主要是剪切裂缝，因此这里主要是定量预测剪切裂缝。
按照均匀介质的经典库仑摩尔岩石破裂准则，当岩石受力达到或超过岩石的抗剪强度时，如图1所示，会在岩石中形成两组共轭的剪切裂缝，分别位于图1的A点和B点，这样在岩石中就会形成很规则的呈棋盘格式分布的两组剪切裂缝系统。但实际上，在我国的绝大多数地质条件下，致密低渗透储层中形成的剪切裂缝系统不是这种呈规则的棋盘格式分布，而是形成具有优势方向的复杂裂缝系统，即发育某一个或几个优势方向的裂缝系统，其原因主要与岩石力学的平面非均质性有关。
经过大量的岩石力学试验和岩石声发射实验表明，致密低渗透储层的岩石力学性质在纵向上和横向上都表现为明显的各向异性特征，这种岩石力学性质的各向异性既可以是由于沉积和强烈的成岩作用造成的，也可以是早期存在的微裂隙造成的。其中，致密低渗透储层岩石力学性质的横向各向异性是控制不同方向发育程度的关键因素。非均质储层岩石力学性质各向异性的存在，造成岩石的破裂包络线发生下移，如图2所示，在岩石中产生裂缝的部位由A点和B点变为C点，此时，产生裂缝的应力条件、裂缝产生的部位和产生的裂缝方向与A点和B点明显不同。因此，如果按照经典的裂缝发育理论模型预测的裂缝方向和密度与实际情况会有很大的差异，造成裂缝预测效果很差，满足不了致密低渗透油气储层实际勘探和开发的需求。
裂缝发育的优势方向及不同方向裂缝密度的定量预测一直是一个难点，目前的预测方法是基于经典的均匀介质破裂理论模型提出的，其预测结果与实际地质情况相差甚远，满足不了非均质性致密低渗透储层裂缝预测和致密低渗透油田勘探开发的要求。
发明内容
本发明的第一目的是针对现有技术的缺陷，提出一种基于非均质储层裂缝发育理论模型的预测致密低渗透非均质储层中构造裂缝优势方向及其密度的方法。
现有技术中，基于应力场分析裂缝预测的基础是建立地质模型和力学模型；所述地质模型和力学模型是按照层建立的，将同一层视为均质体，这种建立方法无法应用于非均质储层。本发明根据非均质储层的形成机理及主控因素，建立了相控非均质性地质模型和力学模型，能够更加客观地反映储层的非均质性特征，从而更接近于真实地质情况。
本发明根据库仑摩尔岩石破裂准则，结合岩石力学参数的平面非均质性，建立致密低渗透非均质储层裂缝发育理论模型。在该模型的基础上，本发明提供了一种预测致密低渗透非均质储层中构造裂缝优势方向的方法，该方法包括以下具体步骤：
(a)通过高温高压三轴岩石力学实验，获得岩石均质体的内摩擦角以及岩石非均质体的内摩擦角实测值γ；
(b)根据公式I计算致密低渗透非均质储层破裂角θ；
(c)判断待测区域内裂缝形成的地质构造活动期，建立地质、力学以及数学模型，计算所述地质构造活动期的古应力场，获得最大主应力方位角α；
(d)将所述最大主应力方位角α和致密低渗透非均质储层破裂角θ代入公式II中，获得裂缝发育方位角β，依据所述β值判断裂缝优势方向；
β＝α±θ II。
本发明所述高温高压三轴岩石力学实验、地质、力学以及数学模型的建立方法以及地质构造活动期的确定方法、古应力场、剪应力方位角等参数的确定方法均为本领域的常规方法，可按照本领域的常规技术进行操作，本发明不做特殊限定。在确定所述岩石非均质体内摩擦角实测值γ时，应综合考虑早期裂缝和岩石力学性质的平面各向异性。
由于在确定地质构造活动期的基础上，待测区域内的每一个点都各自有一个与地质构造活动期对应的剪应力方向角α值。因此，本发明求得的裂缝优势方向角β为一系列具体数值；对于某一特定的待测区域而言，各个点的裂缝优势方向角一般在较小的角度范围内浮动，可以根据该角度范围，结合待测区裂缝实测资料，综合判断待测区域内裂缝整体的优势方向。
在本发明提供的方法中，由于剪应力方向角α与特定的地质构造活动期对应，因此，该方法判断得到的裂缝优势方向与地质构造活动期一一对应。当待测区域的地质构造活动期数＞1时，可重复以上步骤，分别获得每一个地质构造活动期的裂缝优势方向。
本发明的第二目的为定量预测致密低渗透非均质储层中裂缝在单一优势方向上的密度。
本发明提供的裂缝密度预测方法针对单一的裂缝优势方向。当待测区域内有多个裂缝优势方向时，应分别预测不同优势方向上的裂缝密度。
在现有技术中，主要依据应变能和岩石破裂值计算得到裂缝密度，这种方法主要是反映了裂缝形成外因的影响，而没有反映裂缝形成内因的影响。本发明提出了改进的多元融合的裂缝密度计算方法，在确定裂缝优势发育方向的基础上，融合影响裂缝形成与分布的主控因素，所述主控因素包括：能量指数和脆性指数，以及在裂缝优势发育方向上的岩层间距指数、破裂指数和非均质系数，并通过对成像测井资料、取心井资料以及动态资料的分析、处理、拟合，确定各主控因素的系数，从而定量预测优势发育方向上裂缝密度。该方法综合考虑了控制裂缝形成与分布的外因和内因，预测结果具有实际指导意义。
具体而言，所述方法包括以下步骤：
(1)确定待测区域内裂缝形成的地质构造活动期，并在所述区域内选择已知井点，检测该已知井点在各个地质构造活动期的单因素变量Xi；
所述单因素变量为影响裂缝形成与分布的变量，包括：能量指数和脆性指数，以及在裂缝优势方向上的岩层间距指数、破裂指数和非均质系数；
(2)将所述单因素变量代入公式III中，得到某地质构造活动期j形成裂缝的密度预测值βj；
所述公式III中，Xi代表所述单因素变量，Ai、Bi、Ci代表与所述单因素变量Xi对应的单因素系数，n代表单因素变量的总个数；
(3)将各个地质构造活动期形成裂缝的密度预测值βj代入公式IV中，即得已知井点裂缝总密度预测值Gβ；
所述公式IV中，Pj代表地质构造活动期j形成裂缝的比例系数，m代表地质构造活动期的总期数。
所述步骤(1)中，各单因素变量均可采用本领域的常规方法进行检测，本发明不做具体限制。
所述步骤(3)中，Pj代表地质构造活动期j形成的裂缝所占的比例系数，即在加权求和中不同时期裂缝密度预测值的加权系数，各个时期的Pj值之和为1。所述总密度的含义为：在某一个优势方向上，各个地质构造活动期形成的裂缝的密度总和。
本发明所述方法先通过对待测区域内的成像测井资料、取心井资料以及动态资料进行综合分析处理，获得在优势方向上的裂缝相关参数，将所述裂缝相关参数代入公式III和公式IV中，经数学拟合，从而确定各项系数(即单井裂缝约束)。
具体而言，所述系数以及预测公式可通过以下方法获得：
(1)采集待测区域内成像测井资料、取心井资料以及动态资料，经分析处理，得到在所述优势方向上的裂缝相关参数；
所述裂缝相关参数包括：裂缝总密度以及在各个地质构造活动期的裂缝密度、能量指数、脆性指数、岩层间距指数、破裂指数和非均质系数；
(2)将所述各个地质构造活动期的裂缝密度、能量指数、脆性指数、岩层间距指数、破裂指数和非均质系数代入公式III中，进行数学拟合，获得单因素系数Ai、Bi、Ci，进一步获得各个地质构造活动期裂缝密度的预测公式；
所述公式IV如下所示；
所述公式III中，βj代表某地质构造活动期的裂缝密度；Xi代表某地质构造活动期的单因素变量，Ai、Bi、Ci代表与所述单因素变量Xi对应的单因素系数，n代表单因素变量的总个数；
(3)将所述裂缝总密度以及各个地质构造活动期的裂缝密度值代入公式IV中，进行数学拟合，获得各个地质构造活动期裂缝的比例系数Pj，进一步获得裂缝总密度的预测公式；
所述公式IV如下所示；
所述公式IV中，Pj代表某地质构造活动期j形成的裂缝占全部裂缝的比例系数，m代表地质构造活动期的总期数。
采用本发明所述方法确定裂缝优势方向后，可确保裂缝在优势方向上的密度预测结果更为准确。
本发明所述裂缝优势方向及优势方向裂缝密度定量预测的整体流程可参考图3所示。
本发明可以采取以下方法判断预测结果的准确性：将预测结果与经成像测井资料、取心井资料和动态资料分析处理到的裂缝相关参数进行比较，匹配其符合度，验证预测结果，匹配的符合度达到70％以上则视为符合储层实际情况。
本发明提供的致密低渗透非均质储层中裂缝预测方法，可以实现对裂缝发育优势方向以及优势方向上裂缝密度分布规律的定量预测，提高了裂缝定量预测精度，并为裂缝发育规律的定量预测提供了新的途径，可以广泛应用于我国低渗透油田构造裂缝分布规律的预测中，为我国低渗透油田高效合理开发提供了技术支持。
附图说明
图1为经典的裂缝发育理论模型示意图；
图2为改进后的非均质储层裂缝发育理论模型示意图；
图3为改进后的裂缝优势方向及不同方向裂缝密度定量预测流程图；
图4为鄂尔多斯盆地某油田近东西向裂缝方向预测图；图中，“点”代表井点，“字母+数字”代表井号，线段的起止方向代表裂缝的优势方向；
图5为鄂尔多斯盆地某油田近东西向裂缝密度预测图；图中，“点”代表井点，“字母+数字”代表井号，颜色对应裂缝密度值；
图6为鄂尔多斯盆地某油田北东向裂缝方向预测图；图中，“点”代表井点，“字母+数字”代表井号，线段的起止方向代表裂缝的优势方向；
图7为鄂尔多斯盆地某油田北东向裂缝密度预测图；图中，“点”代表井点，“字母+数字”代表井号，颜色对应裂缝密度值。
具体实施方式
以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
实施例1
在鄂尔多斯盆地某低渗透非均质砂岩油田区域内(平均孔隙度小于10％，平均空气渗透率小于10毫达西)，采用以下方法预测裂缝优势方向：
(a)通过高温高压三轴岩石力学实验，获得岩石均质体的内摩擦角以及岩石非均质体的内摩擦角实测值γ；
(b)根据公式I计算致密低渗透非均质储层破裂角θ；
(c)判断待测区域内裂缝形成的地质构造活动期，为燕山期和喜山期，建立地质、力学以及数学模型，分别计算燕山期和喜山期的古应力场并获得相应的最大主应力方位角α；
(d)将所述最大主应力方位角α和致密低渗透非均质储层破裂角θ代入公式II中，获得裂缝发育方位角β，依据所述β值判断裂缝优势方向；
β＝α±θ II。
测得待测区域在燕山期的裂缝优势方位角β在80°～95°的范围内，根据该β值范围判断该区域在燕山期的裂缝优势方向为近东西向。
重复以上步骤，获得待测区域在喜山期的裂缝优势方位角β在35°～60°的范围内，根据该β值范围判断该区域在喜山期的裂缝优势方向为北东向。
实施例2
根据实施例1的预测结果判断近东西向为区域内裂缝的一个优势方向，并根据实施例1的结论判断该区域的地质构造活动期为燕山期和喜山期。
在实施例1所述区域内，采集成像测井资料、取心井资料以及动态资料，通过对上述资料的分析处理，获得近东西向上裂缝相关参数，代入公式III和IV进行拟合，获得各项系数，进一步获得近东西向上裂缝密度预测公式。
具体步骤为：
(1)采集待测区域内的成像测井资料、取心井资料以及动态资料，经分析处理获得在近东西向上的裂缝相关参数；
所述裂缝相关参数包括：近东西向上的裂缝总密度；燕山期参数(包括裂缝密度，能量指数，脆性指数，以及在近东西向上的岩层间距指数、破裂指数和非均质系数)；喜山期参数(包括裂缝密度，能量指数，脆性指数，以及在近东西向上的岩层间距指数、破裂指数和非均质系数)；
(2)将步骤(1)所得的燕山期参数和喜山期参数分别代入公式III中，进行数学拟合，获得各项单因素系数，进一步获得预测公式；
所述公式III如下所示；其中，βj代表某地质构造活动期的裂缝密度，即燕山期裂缝密度β1和喜山期裂缝密度β2；Xi代表某一个地质构造活动期(燕山期或喜山期)的单因素变量，所述单因素变量包括：岩层间距指数X1、脆性指数X2、破裂指数X3、能量指数X4和非均质系数X5；其中，X1、X3、X5分别为近东西向上的岩层间距指数、破裂指数和非均质系数；，Ai、Bi、Ci代表与所述单因素变量Xi对应的单因素系数，n代表单因素变量的总个数，本实施例中n＝5；
将所述燕山期参数代入公式III，经过数学拟合，获得在近东西向上燕山期裂缝密度预测公式III-1，具体为：
β1＝(6.23·X1 2+2.58·X1+6.22)+(1.21·X2 2+4.35·X2+2.13)+(4.35·X3 2+1.21·X3+5.49)+(3.89·X4 2+4.51·X4+1.32)+(1.48·X5 2+2.31·X5+4.92)；
将所述喜山期参数代入公式III，经过数学拟合，获得在近东西向上喜山期裂缝密度预测公式III-2，具体为：
β2＝(5.38·X1 2+1.26·X1+3.11)+(1.43·X2 2+3.29·X2+4.69)+(4.66·X3 2+2.28·X3+3.12)+(4.11·X4 2+3.25·X4+6.31)+(1.24·X5 2+2.84·X5+3.62)；
(3)将步骤(1)所述近东西向上的裂缝总密度、燕山期裂缝密度和喜山期裂缝密度值代入公式IV中，进行数学拟合，获得各个地质构造活动期形成的裂缝占全部裂缝的比例系数，进一步获得预测公式；
所述公式IV如下所示；其中，Pj代表某一个地质构造活动期j形成的裂缝占全部裂缝的比例系数，m代表地质构造活动期的总期数，本实施例中m＝2，地质活动期分别为燕山期和喜山期；
经过数学拟合，得到在近东西向上裂缝总密度预测公式，Gβ＝0.43·β1+0.57·β2。
实施例3
在待测区域内选择已知井点，依据实施例2拟合得到的系数及公式，预测该已知井点在近东西向上的裂缝总密度值：
(1)在已知井点处分别检测燕山期和喜山期的5项单因素变量，具体为：岩层间距指数X1、脆性指数X2、破裂指数X3、能量指数X4和非均质系数X5；其中，X1、X3、X5分别为该井点在近东西向上的岩层间距指数、破裂指数和非均质系数；
(2)将步骤(1)测得的燕山期单因素变量数值代入公式III-1中，得到燕山期裂缝密度预测值β1；
将步骤(1)测得的喜山期单因素变量数值代入公式III-2中，得到喜山期裂缝密度预测值β2；
(3)将步骤(2)所得的燕山期裂缝密度预测值β1和喜山期裂缝密度预测值β2代入公式Gβ＝0.43·β1+0.57·β2，即得该已知井点在近东西向上的裂缝总密度预测值Gβ。
同法获得本区域中其它井点在近东西向上的裂缝密度预测值。
各井点裂缝的优势方向(近东西向)示意图如图4所示，各井点在所述优势方向(近东西向)上的裂缝密度预测结果如图5所示。图5中的色彩代表了具体的裂缝密度，裂缝密度的具体数值可参考图例换算得到。
实施例4
根据实施例1的预测结果判断北东向为区域内裂缝的优势方向，按照实施例2和3所述方法拟合系数并预测该区域内裂缝在北东向上的裂缝密度。
各井点裂缝的优势方向(北东向)示意图如图6所示，在所述优势方向(北东向)上的裂缝密度预测结果如图7所示。
经验证，本发明实施例3和4预测的裂缝密度匹配符合度达到70％以上。
由以上结果可知，本发明提供的方法为低渗透油田储层裂缝三维地质建模和开发方案部署提供了可靠的地质依据，从而降低了开发风险成本。
虽然，上文中已经用一般性说明、具体实施方式及试验，对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。
Claims (8)
1.预测致密低渗透非均质储层中裂缝优势方向的方法，其特征在于，包括以下步骤：
(a)通过高温高压三轴岩石力学实验，获得岩石均质体的内摩擦角以及岩石非均质体的内摩擦角实测值γ；
(b)根据公式I计算致密低渗透非均质储层破裂角θ；
(c)判断待测区域内裂缝形成的地质构造活动期，建立地质、力学以及数学模型，计算所述地质构造活动期的古应力场，获得最大主应力方位角α；
(d)将所述最大主应力方位角α和致密低渗透非均质储层破裂角θ代入公式II中，获得裂缝发育方位角β，依据所述β值判断裂缝优势方向；
β＝α±θ II。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，当地质构造活动期数＞1时，分别确定每一个地质构造活动期的裂缝优势方向。
3.预测致密低渗透非均质储层中裂缝在单一优势方向上密度的方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)确定待测区域内裂缝形成的地质构造活动期，并在所述区域内选择已知井点，检测该已知井点在各个地质构造活动期的单因素变量Xi；
所述单因素变量包括：能量指数，脆性指数，以及在裂缝优势方向上的岩层间距指数、破裂指数和非均质系数；
(2)将所述单因素变量代入公式III中，得到某地质构造活动期j形成裂缝的密度预测值βj；
<mrow>
<msub>
<mi>&beta;</mi>
<mi>j</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<munderover>
<mo>&Sigma;</mo>
<mrow>
<mi>i</mi>
<mo>=</mo>
<mn>1</mn>
</mrow>
<mi>n</mi>
</munderover>
<mrow>
<mo>(</mo>
<msub>
<mi>A</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<msup>
<msub>
<mi>X</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<mn>2</mn>
</msup>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>B</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<msub>
<mi>X</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>C</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mi>I</mi>
<mi>I</mi>
<mi>I</mi>
<mo>;</mo>
</mrow>
所述公式III中，Xi代表所述单因素变量，Ai、Bi、Ci代表与所述单因素变量Xi对应的单因素系数，n代表单因素变量的总个数；
(3)将各个地质构造活动期形成裂缝的密度预测值βj代入公式IV中，即得已知井点裂缝总密度预测值Gβ；
<mrow>
<msub>
<mi>G</mi>
<mi>&beta;</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<munderover>
<mo>&Sigma;</mo>
<mrow>
<mi>j</mi>
<mo>=</mo>
<mn>1</mn>
</mrow>
<mi>m</mi>
</munderover>
<msub>
<mi>P</mi>
<mi>j</mi>
</msub>
<mo>&times;</mo>
<msub>
<mi>&beta;</mi>
<mi>j</mi>
</msub>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mi>I</mi>
<mi>V</mi>
<mo>;</mo>
</mrow>
所述公式IV中，Pj代表地质构造活动期j形成裂缝的比例系数，m代表地质构造活动期的总期数。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述单因素变量系数以及各地质构造活动期形成裂缝的比例系数通过以下方法获得：采集待测区域内的成像测井资料、取心井资料以及动态资料，经分析处理后，得到在优势方向上的裂缝相关参数，代入公式III和公式IV中，经数学拟合，即得；
所述裂缝相关参数包括裂缝总密度以及各个地质构造活动期的裂缝密度和单因素变量。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述单因素变量系数以及各地质构造活动期形成裂缝的比例系数通过以下方法获得：
(1)采集待测区域内成像测井资料、取心井资料以及动态资料，经分析处理得到在优势方向上的裂缝相关参数；
所述裂缝相关参数包括裂缝总密度以及各个地质构造活动期的裂缝密度和单因素变量；
(2)将所述各个地质构造活动期的裂缝密度和单因素变量代入公式III中，进行数学拟合，获得单因素系数；
(3)将所述裂缝总密度以及各个地质构造活动期的裂缝密度值代入公式IV中，进行数学拟合，获得各个地质构造活动期裂缝的比例系数。
6.根据权利要求3～5任意一项所述的方法，其特征在于，所述裂缝优势方向采用权利要求1或2所述方法确定。
7.根据权利要求1～5任意一项所述的方法，其特征在于，所述致密低渗透非均质储层的平均孔隙度小于12％，平均空气渗透率小于10毫达西。
8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述致密低渗透非均质储层的平均孔隙度小于12％，平均空气渗透率小于10毫达西。
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