Question

低孔低渗砂岩储层裂缝预测及双孔双渗地质建模研究——以大北气田为例

Answer 1

肖香姣^1，2 姜汉桥¹ 王海应² 魏 聪² 赵力彬² 程 华²

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京市昌平区 102249； 2.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000）

作者简介：肖香姣，女，高级工程师，主要从事高压气藏、凝析气藏开发研究。E-mail：xiaoxitlm＠petrochina.com.cn。

摘 要：裂缝发育程度决定着低孔低渗储层的渗流和产出能力，但由于裂缝发育机制的复杂性，故裂缝 的描述及预测一直是裂缝性油气藏开发中的重点和难点。目前，裂缝的预测方法很多，但在实际应用中都存 在其局限性。构造应力场分析法既严格考虑了裂缝的成因机制，又能较好地与油气生产实际和应用相结合，是裂缝定量预测的一种有效方法。本文针对大北气田储层构造裂缝发育的实际情况，以单井裂缝描述及分布 特征研究为基础，从构造应力场数值模拟出发，通过模型转换建立了与储层地质模型网格完全对应的有限元 分析模型。然后，结合区域古构造活动与岩石力学实验的研究成果，通过连续介质三维有限元数值模拟对储 层构造应力场进行了预测与分析。通过优选岩石破裂准则和建立应力场数据与裂缝参数的计算模型，对大北 气田的储层裂缝进行了定量预测。在此基础之上，利用构造应力场分析法的裂缝预测结果作为约束条件，通 过随机模拟方法建立了符合该气田气藏地质特征的双孔双渗三维精细地质模型，为该类气田的开发方案设计 等研究提供了依据。

关键词：低孔低渗；裂缝预测；构造应力场；双孔双渗；地质建模

Research on Fracture Prediction and Dual-permeability Geological Modeling of Low Porosity and Low Permeability Sandstone Reservoirs—Taking Dabei Gasfield as An Example

Xiao Xiangjiao^1，2，Jiang Hanqiao¹，Wang Haiying²，Wei Cong²，Zhao Libin²，Cheng Hua²

（1.Key laboratory of Petroleum Engineering，Ministry of Education，China University of Petroleum，Changping，Beijing，102249；2.Tarim Oilfield Company，PetroChina，Kora，Xinjiang，841000）

Abstract：The degree of fracture development determine the ability of fluid seepage and production in low porosity and low permeabilty formation.Because of the complexities on the formation mechanism of fracture，the fracture reservoir are the keystone and difficulty of development.At present，there are many methods for fracture prediction，which also have many limitations in application.The method of fracture prediction by analysing tectonic stress field，in which the formation mechanisms of fracture is considered strictly，as well as the production practice of the oil-gas field and practical application is well combined，is a effective way to forecast fracture quantitatively in the reservoir.According to the reality that the fractures are well developed in the reservoir rocks of Dabei Gasfield，a finite element method analysis model consistent with the geologic model grid of the reservoir is built by model conversion methods，starting from the numerical simulation of tectonic stress field，based on the single well fracture description and the study on fracture distribution characteristic.And then，the reservior tectonic stress field is forecasted and analysed by 3D finite element numerical simulation for continuum model，combined with the research results of territorial paleostructure and rock mechanics experiment.According to the classical rock-craking principle and the calculation model between the tectonic stress field data and fracture parameters，the quantitative prediction of structural fracture in reservoir rocks of Dabei Gasfield is conducted.On this base，a fine 3D dual-permeability geologic model suitable for the geologic features of this gas field is built through stochastic modeling controlled by the results of fracture prediction with the methods of tectonic stress field analysis，and they provide reference for the study on gasfield development design of this kind of gas field.

Key words：low porosity and low permeability；fracture prediction；tectonic stress field；dual-permeability； geological modeling

裂缝型储层油气藏在我国占相当突出的比例，其产量占整个油气产量的一半以上，在我国油气生产 中起着举足轻重的作用。因此，进行裂缝特征和分布规律预测研究，对增加储量的动用程度、改善开发 效果、提高我国裂缝型油气藏勘探开发的整体水平均具有重要的现实及长远的战略意义。

低孔低渗储层中裂缝的发育不仅为油气的储集提供空间，而且有助于连通不同类型的储集孔隙，是 控制油气富集和产能的主要因素。在含油气盆地勘探过程中，随着勘探深度不断深入，低渗透裂缝性油 气藏的比例也会随之增加。如何有效地描述和预测裂缝分布，建立合理的双孔双渗地质模型，对提高我 国裂缝型油气田勘探开发水平具有重要的意义。本文以大北气田为例，在单井裂缝描述的基础上，开展 了低孔低渗砂岩储层裂缝预测及双孔双渗地质建模研究，为该气田开发方案的设计等研究提供了 依据［1］。

1 研究区概况

大北气田位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区拜城县，东距拜城县县城28km，南距拜城-阿克苏公 路16km，南部与大宛齐油田相距7km。该气田位于克拉苏构造带的大北-吐北段，东邻克拉1-克拉2 段的克拉-克深区块，西为博孜段，由北至南横跨克深区带、克深南区带、拜城北区带。东西长约 60km，南北宽25～35km，面积约1500km²，呈向南凸起的微弧形背斜构造（图1）。

图1 大北气田地理位置及井区构造位置图

大北气田储层为白垩系巴什基奇克组辫状河三角洲和扇三角洲砂岩，埋深大，基质孔隙度＜6％、 渗透率＜0.1×10-3μm²，属特低孔低渗储层。在勘探评价阶段，仅有11口探井和评价井，井距2～ 5km，地震资料品质较差，储层裂缝发育。

2 单井裂缝描述及分布特征^［2］

2.1 裂缝产状

大北气田产层巴什基奇克组为低孔低渗砂岩储层，裂缝发育。岩心观察统计结果表明，大北气田裂 缝以高角度斜交缝和垂直裂缝为主，其中大北1井高角度斜交缝约占60％，低角度斜交缝和垂直缝其 次；大北101井、大北102井和大北202井主要以高角度斜交缝和垂直缝为主，占全部裂缝的75％左 右；大北104井约70％的裂缝为垂直缝，25％为高角度斜交缝。

成像测井解释结果表明，大北气田巴什基奇克组主要发育NW-SE走向和EW走向的有效裂缝，其次为NE-SW走向裂缝，从西向东裂缝走向具有逐渐从NE-SW向近EW向偏移的趋势。基于成像 测井资料识别出的高导缝其倾角多分布在50°～90℃范围内，其峰值为60°～80°，即裂缝以高角度斜交 缝为主，垂直缝次之，低角度斜交缝和水平缝不发育，与岩心识别裂缝结果一致。

2.2 裂缝发育规模

按发育规模可将大北气田裂缝分为宏观裂缝和微观裂缝。岩心宏观裂缝约占20％，大北202井裂 缝开度最大，平均值为1.16mm。大北102井和大北1井次之，平均值为0.63mm。大北101井和大北 104井裂缝开度最小，平均值为0.53mm。微观裂缝约占80％。整体上看，大北1井和大北2井微观裂 缝开度较大，平均值分别为0.1761mm和0.1736mm；大北101井和大北102井微观裂缝开度较小，平 均值分别为0.0514mm和0.0591mm。各井微观裂缝开度相对大小关系与宏观裂缝基本一致。

大北气田巴什基奇克组6口取心井中，观测岩心长度共45.91m，裂缝共232条，平均裂缝线密度 为5.05条/m，平均面密度为6.8m/m²。利用7口井的成像测井资料在巴什基奇克组共识别出597条天 然开启裂缝，井段总长度共1228.3m，平均裂缝线密度为0.49条/m。总体来看，岩心识别的裂缝线密 度远大于成像测井（前者的分辨率高于后者）。大北104井取心段裂缝最为发育，平均裂缝线密度高达 16.7条/m，大北202井次之，平均裂缝线密度为8.91条/m，大北1井、大北101井和大北102井裂缝 密度较低。成像测井解释结果表明，大北103井裂缝最为发育，裂缝线密度为1.06条/m，其次是大北 101井、大北202井、大北201井、大北104井、大北3井，裂缝线密度范围为0.2～0.8条/m，大北 102井中裂缝不发育，裂缝线密度小于0.1条/m。

3 储层裂缝分布预测

3.1 裂缝成因及期次

通过野外露头调查、岩心观察和测井解释资料，确定大北气田储层裂缝以构造缝为主^［3］。结合薄 片，裂缝包裹体、热史-埋藏史研究结果，通过对裂缝产状、充填特征和交切关系进行分析，可以推断 大北气田大致发育4期构造裂缝。第1期是同沉积（同生-准同生）裂缝；第2期为高角度裂缝；第3 期为具有 “二元” 或“三元” 充填结构的高角度（或网状）裂缝；第4期为与第2期裂缝走向近于正 交的高角度开启裂缝。其中，第3期和第4期为有效裂缝。第4期裂缝是最重要的有效裂缝，形成于喜 山运动中晚期构造挤压，是裂缝定量预测的对象^［4，5］。

3.2 应力场预测裂缝思路^［6～10］

利用研究区已有的地质、地震、测井、钻井等资料，建立研究区的有限元分析模型，并确定相应的 边界条件、反演标准；结合对研究区构造应力场演化的研究及岩石力学三轴实验结果，确定模型的力学 性质、加载方式、约束条件及岩石力学参数；利用有限元力学分析软件Ansys对储层构造应力场的大小 分布进行数值模拟计算。在此基础上，根据岩石破裂准则，开展裂缝分布定量预测研究。

3.3 预测模型的建立

目前，三维有限元结构模型大多数是根据研究区储层的构造顶底面数据，通过网格自动剖分来 建立。由于该法所建模型与地质构造模型中的网格非一一对应，不利于数据的前后处理，计算结果 不能直接用于储层裂缝建模。为此，通过解剖Ansys有限元分析软件^［11］和Petrel地质建模软件的网 格组成系统，编制了相应的模型转换程序，实现了大北气田储层地质构造模型向三维有限元结构模 型的精确转换，如图2、图3所示。综合岩石力学实验和测井解释结果^{［12，13］}，确定构造应力场数值模 拟所用的力学参数。在此基础之上，对有限元力学模型进行约束和加载，便可得到储层构造应力场的分 布规律。

图2 地质构造模型—有限元结构模型节点转化示意图

图3 大北气田101断块储层地质构造模型和有限元结构模型

3.4 预测结果

根据模拟结果，结合经典破裂准则^［14］，建立应力应变与裂缝孔隙度渗透率之间的定量关系，实现 裂缝形成初期的定量预测^{［15～18］}。结果显示，大北101断块裂缝集中分布在南部边界断层附近的构造高 点上（图4和图5）。

现今应力场下虽然不会形成新的裂缝，但是对早期存在的裂缝会有改造和演化变迁作用^［21］。因 此，需要对古地应力场下形成的裂缝孔隙度和渗透率进行修正。最后，根据岩心观察统计和测井资料解 释结果，对各层各井的裂缝各项参数的计算结果进行验证，如有矛盾，需检查修改应力场模拟的边界条 件或应力-裂缝参数定量关系，直至裂缝预测结果与实际统计结果吻合。

图4 大北101古裂缝孔隙度分布图

图5 大北101古裂缝东西向渗透率分布图

4 双孔双渗地质建模

4.1 建模技术流程

通过三维地震解释、野外露头和单井岩心、薄片、测井资料等综合分析大北地区的构造、沉积和储 层发育特征，利用Petrel软件建立储层三维构造模型和沉积相模型。在此基础之上，结合地质认识，通 过随机模拟方法建立储层的属性（基质和裂缝）模型^{［20，21］}。由于地震资料品质较差，储层基质模型主 要考虑了露头、岩心和测井等资料，然后利用沉积相控随机模拟方法实现。储层裂缝模型，主要是将构 造裂缝的预测结果（Ansys），通过模型转换导入地质模型作为裂缝约束模型（Petrel），再利用随机模 拟方法实现。

4.2 储层属性建模

4.2.1 基质属性建模

储层物性的空间分布在很大程度上受控于沉积相的空间分布。因此，在沉积相分析的基础上，根据 野外露头、岩心和测井资料，统计分析不同相类型的储层物性参数特征和分布规律，最后分相进行随机 模拟，建立各相储层基质属性参数分布模型^［22］。根据以上原则，采用序贯高斯方法模拟基质孔隙度分 布。在对渗透率进行模拟时，首先对其进行对数转换，使其接近正态分布，然后以孔隙度作为约束，采 用序贯高斯方法进行模拟。图6为建立的基质孔隙度和渗透率模型。

图6 大北气田储层基质属性参数模型

4.2.2 裂缝属性建模

裂缝属性参数建模主要以大北7口成像测井拾取的裂缝孔隙度、渗透率参数为基础，结合露头区裂 缝的发育特征，利用储层有限元构造裂缝的预测结果作为平面约束，采用序贯高斯方法对裂缝孔隙度、 渗透率进行模拟。图7为建立的裂缝孔隙度和渗透率模型。

图7 大北气田储层裂缝属性参数模型

4.3 模型可靠性评价

4.3.1 储量检验

根据有效储层下限标准，取孔隙度大于3.5％，渗透率大于0.055×10^-3μm²的网格为有效网格，并参与储量计算，采用容积法分断块计算模型储量。断块储量互有增减，但差别均不大，整体误差小 于1％。

4.3.2 属性参数检验

对模拟结果进行统计分析，对比输入参数的分布特征，分析模型是否能较好地反映原始输入参数的分 布特征。将基质和裂缝属性参数的模拟结果与原始数据分布直方图进行对比，发现孔隙度和渗透率的分 布形态与输入数据基本一致，模型可行度高，符合气藏的地质特征，已应用到大北气藏试采方案研究。

5 结论

（1）由于低孔低渗致密性储集层以构造裂缝为主，采用地质力学原理和方法，通过应力场数值模 拟来定量表征裂缝具有较好的应用前景。

（2）通过应力场模拟与储层地质建模网格单元的对应性研究，实现了不同软件间的模型转换，使 得有限元构造裂缝的预测结果可直接应用到地质建模中，实现了基质网格和裂缝网格的无缝对接。

（3）综合岩心、成像测井和有限元构造裂缝的预测成果，建立了大北气田稀井网条件下符合地质 特点的双孔双渗地质建模，为开发方案设计打下了很好的基础。

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