塔河油田12區(qū)塊奧陶系裂縫分布規(guī)律研究①

劉紅岐 邱春寧 唐 洪 司馬立強 趙 軍

(1.油氣藏地質與開發(fā)國家重點實驗室 成都 610500;2.西南石油大學資源與環(huán)境學院 成都 610500)

塔河油田12區(qū)塊奧陶系裂縫分布規(guī)律研究①

劉紅岐1,2邱春寧2唐 洪2司馬立強2趙 軍1,2

(1.油氣藏地質與開發(fā)國家重點實驗室 成都 610500;2.西南石油大學資源與環(huán)境學院 成都 610500)

通過對露頭、鑄體薄片、巖性分析和成像測井資料觀察和分析發(fā)現(xiàn),塔河油田12區(qū)塊奧陶系儲層內(nèi)縫洞發(fā)育,并且裂縫在一間房和鷹山組的儲層中起了至關重要的作用,它既是地層流體的存儲空間,又是連通孔洞縫的主要通道。裂縫的發(fā)育也增加了儲層的非均質性。所以,精細研究裂縫的發(fā)育和分布規(guī)律,并定量地計算裂縫的相關參數(shù)對于識別奧陶系儲層和對儲層進行精細綜合評價是至關重要的。該文重點對12區(qū)塊鷹山組裂縫性儲層進行了研究,分析裂縫測井響應特征以及裂縫發(fā)育和分布規(guī)律。采用序貫高斯隨機建模方法建立裂縫孔隙度、張開度和滲透率等參數(shù)的三維分布模型,模擬結果表明,12區(qū)裂縫的最大滲透率達到了3 008.781 X10-3μm2,平均滲透率為125.788 X 10-3μm2。模擬的結果說明裂縫對儲層物性,特別是滲透性的改造特別明顯。

塔河油田 奧陶系 碳酸鹽巖儲層 裂縫評價 隨機建模 序貫高斯

0 引言

塔河油田12區(qū)塊奧陶系儲層是塔里木油田目前最主要的勘探區(qū)塊之一。塔河油田12區(qū)奧陶系油藏位于塔河油田北部阿克庫勒凸起西南斜坡,阿克庫勒凸起是在前震旦系變質基底上發(fā)育的一個長期發(fā)展的、經(jīng)歷了多期構造運動和變形疊加的古凸起,先后經(jīng)歷了加里東期、海西期、印支-燕山期及喜馬拉雅期等多次構造運動[1-3]。凸起受海西早期古巖溶地貌殘丘與海西晚期褶皺雙重作用影響,奧陶系風化殼頂面呈北西走向的巖溶殘丘山,發(fā)育一系列北西-近南北、北東-近東西向的逆斷層[4],斷層平面的延伸長度大約在0.75～4.5 km、斷距大約在10～30 m左右。經(jīng)過多期構造運動和古巖溶共同作用,在鷹山組和一間房組風化殼之上形成了巖溶縫洞型碳酸鹽巖油氣藏[4～6]。

郭建華[7],張希明[8],李翎等[9],李江龍等[10]對塔河油田碳酸鹽巖儲層物性特征,特別是儲層非均質性都做過研究。隨著塔河油田勘探開發(fā)向外擴展,儲層的發(fā)育程度、儲層特征變化增強,斷控特征更明顯,油水關系更趨復雜,勘探難度進一步加大,油田公司為了提高鉆探成功率,提高儲層預測準確度,需要進一步對奧陶系儲層的非均質性,特別是儲層裂縫的發(fā)育特征以及變化規(guī)律進行深入地研究,碳酸鹽巖縫洞型儲層的地震、測井綜合識別與評價技術亟待進一步完善。因此本文在前人研究的基礎上,重點對塔河油田12區(qū)塊奧陶系鷹山組儲層的裂縫參數(shù)進行了研究,并借鑒前人的研究方法[11～13],采用序貫高斯數(shù)據(jù)建模的方法,建立了鷹山組裂縫三維地質模型。

1 儲層空間特征

根據(jù)巖芯、巖石薄片、鑄體薄片、熒光薄片和掃描電鏡等各項資料觀察、分析,本區(qū)奧陶系碳酸鹽巖有效儲集空間類型按成因、形態(tài)及大小分為三大類型:孔隙、孔洞和裂縫。

孔隙:孔隙既有原生的,也有次生的。包括晶間孔、粒間孔、晶間溶孔、晶內(nèi)溶孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔等多種類型。原生孔隙因受到膠結充填、壓實壓溶等成巖作用的破壞,幾乎消失殆盡。因而次生孔隙是區(qū)內(nèi)碳酸鹽巖的主要儲滲空間類型之一。孔徑一般幾微米至幾百微米,是奧陶系碳酸鹽巖儲層普遍存在的儲集空間類型[10,14]。

孔洞:包括溶蝕孔洞和大型洞穴,是奧陶系油藏主要的儲層之一。溶蝕孔洞是沿裂縫或微裂隙發(fā)生溶蝕作用形成的孔洞,大小在2.0～100.0 mm之間變化,孔洞內(nèi)有時會被方解石、粉砂-泥質等部分或全部充填。大型洞穴是指直徑大于100.0 mm的溶洞,它往往被洞穴角礫巖、地下暗河沉積物、巨晶方解石、砂泥巖等物質充填,鉆井過程中可以通過部分井段的放空、鉆時加快、漏失大量泥漿、井涌甚至井噴和測井曲線變形等現(xiàn)象揭示出來。

圖1 12區(qū)鷹山組巖芯數(shù)據(jù)分布直方圖Fig.1 Core data histogram of Yingshan group of Block 12

裂縫:裂縫是流體運移的通道,也是流體儲集的空間,根據(jù)成因可以分為構造縫、壓溶縫和溶蝕縫等。根據(jù)本區(qū)巖芯觀察統(tǒng)計表明,構造縫以中-高角度縫為主,直立縫占33.4%,斜縫占25.6%,水平縫占41.0%。張開度小于1 mm的小縫約占59.41%,1～ 10.0 mm的中縫占35.9%,大于10.0 mm的大縫占4.69%。通過取芯井的巖芯觀察可以看到,裂縫的油氣顯示級別多為油跡、油斑,說明裂縫具備了一定的油氣儲集能力。

2 儲層物性特征

根據(jù)巖芯樣品分析,12區(qū)鷹山組孔隙度絕大部分小于2%,占68.57%,平均孔隙度僅為2.241%,如圖1a所示。水平滲透率主要分布在0.01 X 10-3～ 100 X10-3μm2之間,占70.01%,平均為2.85 X10-3μm2。垂直滲透率分布在0.01 X10-3～1 X10-3μm2之間,占89.85%,平均為0.316 X10-3μm2,如圖1b所示。

這些分析數(shù)據(jù)充分說明,奧陶系儲層基質孔隙度和滲透率是非常低的,因此必須依靠縫洞的儲集性能和連通作用,才有可能形成具有工業(yè)價值的油氣藏。

3 裂縫參數(shù)研究

3.1 巖芯和成像測井資料裂縫統(tǒng)計

1 )根據(jù)巖芯裂縫描述統(tǒng)計出16口井巖芯裂縫數(shù)據(jù),裂縫以構造縫為主,以充填和半充填縫為主,以中小縫為主,以斜交縫為主,張開度偏小,如表1所示。

2 )根據(jù)成像資料統(tǒng)計出76口井裂縫數(shù)據(jù),裂縫以構造縫為主,以充填和半充填縫為主,以中小縫為主,以斜交縫為主。統(tǒng)計塔河12區(qū)鷹山組巖芯裂縫共146條,以單組系裂縫為主。

表1 巖芯描述裂縫統(tǒng)計Tab le 1 Statistic table of core fracture p roperties

3.2 裂縫孔洞識別方法

3.2.1 雙側向電阻率判斷

X8井鷹山組6 322～6 325 m段深側向電阻率為38～225Ω。m,淺側向電阻率為27～165Ω。m, 6 338～6 346 m段深側向電阻率為57～196Ω。m,淺側向電阻率為45～156Ω。m。深淺電阻率呈明顯正差異,雙側向電阻率為中低值,表明此層段有裂縫存在,由電成像測井資料知此層段發(fā)育多組裂縫,與雙側向判斷一致(圖2)。

3.2.2 三孔隙度判斷

三孔隙度相對上下圍巖有明顯響應,密度值降低,聲波、中子增大,推斷可能存在裂縫。結合井周聲波成像圖一起判斷,但是也存在局限性。當巖性變化、地層含氣、泥質薄互層、井眼不規(guī)則時,裂縫和溶(孔)洞發(fā)育程度不同都可能影響三孔隙度識別裂縫的準確度。Y1井在6 478～6 524 m段,三孔隙度相對上下圍巖都有明顯響應,密度值降低,聲波、中子增大,推斷在6 478～6 524m可能存在裂縫。井周聲波成像CBIL回波幅度成像圖上顯示6 478～6 524m發(fā)育多條裂縫,與三孔隙度綜合推斷的一致,如圖3所示。

圖2 X8井測井成像與曲線圖Fig.2 Image and curves diagram ofWell X8

圖3 Y1井測井成像與曲線圖Fig.3 Image and curves diagram ofWell Y1

3.2.3 自然伽馬判斷

鈾非常易于溶解在水中,因此它一般以離子形態(tài)存在于地下水中。在地下水運動過程中,通過裂縫(或溶孔)時,裂縫(或孔洞)壁就會吸附這些鈾元素,使得地層鈾含量增加。對正常的沉積環(huán)境而言,鈾元素含量低于或接近泥質體積(釷+鉀)的數(shù)值;當有裂縫存在時,鈾含量導致自然伽馬值增高。Z1井6 007～6 025 m段總自然伽馬值相對較高,由能譜曲線可知,此層段的高伽馬主要是富含鈾礦物引起的,不是泥質原因,結合三孔隙度和雙側向,推斷為裂縫發(fā)育段,FMI成像圖上顯示6 012～6 025 m段發(fā)育多條裂縫,與伽馬能譜判斷的裂縫結果一致。

圖4 Z1井測井成像與曲線圖Fig.4 Image and curves diagram ofWell Z1

3.3 裂縫發(fā)育特征

通過對12區(qū)裂縫發(fā)育情況的研究發(fā)現(xiàn),這個區(qū)塊的裂縫發(fā)育具有以下幾方面的特征:以構造縫為主,以充填和半充填縫為主,以中小縫為主,以立縫和平縫為主,鷹山組的有效裂縫比例高于一間房組,塔河12區(qū)鷹山組裂縫比一間房組更發(fā)育,而一間房組有效孔洞比鷹山組更發(fā)育。Z2井鷹山組6 320～ 6 350 m段深側向電阻率為38～225Ω。m,淺側向電阻率為27～165Ω。m,深淺電阻率呈明顯正差異,雙側向電阻率為中低值,表明此層段有裂縫存在,由電成像測井資料知此層段發(fā)育多組裂縫,與雙側向判斷一致。如圖5所示,左側巖芯深度段6 320.47～ 6 320.7 m,右側巖芯深度段6 340.83～6 341.03 m,兩塊巖心均為褐灰色泥晶砂屑褐灰?guī)r,各有一條立縫,縫面見白色方解石和黑色瀝青質,干照沿縫消光,滴照乳白色。

4 裂縫數(shù)值模擬

圖5 Z2測井成像與曲線圖Fig.5 Image and curves diagram ofWell Z2

根據(jù)本區(qū)76口井裂縫識別和裂縫參數(shù),如裂縫孔隙度、滲透率和張開度等參數(shù)的結果,采用隨機模擬的方法,對裂縫分布規(guī)律進行井間數(shù)值模擬,如圖6,模擬的節(jié)點數(shù)是:X X Y X Z=150 X120 X6。

裂縫的張開度、孔隙度和滲透率這三個參數(shù)是相互關聯(lián)的,序貫高斯模型是一種直接產(chǎn)生來自高斯場模型實現(xiàn)的方法,需要序貫地考查N個相關聯(lián)隨機變量Zi在給定空間Γ上的條件分布函數(shù),Zi既可以是空間Γ上不同格點同一變量,也可以是同一格點不同的變量。該方法是先將研究區(qū)域離散化成網(wǎng)格系統(tǒng),然后序貫地處理每一個網(wǎng)格結點。由于每個網(wǎng)格結點處隨機變量是服從條件化的正態(tài)分布,因此網(wǎng)格結點值完全由均值和方差兩個參數(shù)確定。圖7顯示了根據(jù)井點數(shù)據(jù)計算的裂縫參數(shù),可以看到張開度、孔隙度和滲透率都近似服從正態(tài)分布,因此可以用序貫高斯模擬的方法進行建模。

先設定裂縫參數(shù)模擬的路徑,然后序貫地計算各節(jié)點條件分布函數(shù)累計概率,提取模擬值,將模擬好的點加入到條件數(shù)據(jù)中,這樣做可以充分利用已知條件去模擬地質參數(shù)三維空間的變化規(guī)律以及各參數(shù)之間的關系,條件函數(shù)符合高斯分布,其數(shù)學期望和方差采用克里金方程組求解。根據(jù)目前的應用表明,這種方法能較好地模擬非均質性很強的儲層參數(shù)的三維分布[15～18]。

圖6為12區(qū)鷹山組裂縫張開度、孔隙度和滲透率模擬結果,從圖中可以看出,裂縫的這三個參數(shù)非均質性很強,連片性差?？傮w上,各參數(shù)的值都不高,變化范圍大。

塔河油田12區(qū)鷹山組裂縫參數(shù)變化規(guī)律:裂縫張開度主要分布在10～1 000μm之間,其中最大張開度為4 201.172μm,最小為0.005 4μm,平均張開度為509.14μm。裂縫孔隙度分布在0.01%～0.5%之間,其中最大孔隙度為0.499%,最小為0.003%,平均孔隙度為0.133%。裂縫滲透率最大值為3 008.781 X10-3μm2,最小為0.001 X 10-3μm2,平均滲透率為125.788 X 10-3μm2。明顯地高于基質的滲透率。

圖6 12區(qū)鷹山組裂縫參數(shù)數(shù)值模擬Fig.6 Numeric simulation of Yingshan group fracture parameters of Block 12

圖7 12區(qū)鷹山組裂縫參數(shù)分布直方圖Fig.7 Distribution histogram of Yingshan group fracture parameters of Block 12

因此,數(shù)值模擬的結果進一步證明了塔河油田12區(qū)塊鷹山組儲層非均質性強的特征,同時也進一步說明,裂縫在改造鷹山組儲層滲流特性方面是很有效果的。

5 結論

通過對塔河油田下奧陶系12區(qū)鷹山組全直徑樣品數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析得知,本區(qū)地層屬于超低孔、超低滲儲層,絕大部分孔隙度小于2%,滲透率小于1 X10-3μm2。由于非均質性很強,水平滲透率均大于垂直滲透率。

根據(jù)巖芯和測井資料,研究了常規(guī)測井和成像測井的裂縫響應特征,采用電阻率法、孔隙度法、自然伽馬法和成像測井資料建立識別直立縫、斜交縫和水平縫方法。

采用序貫高斯隨機模擬方法,建立了裂縫張開度、孔隙度和滲透率參數(shù)的三維地質模型,對裂縫的發(fā)育進行了綜合評價。模型表明,對于塔河油田奧陶系儲層,裂縫是最重要的儲集因素,它既是流體的儲集空間,又是流體的通道。數(shù)值模擬的結果顯示,盡管裂縫的孔隙度不大,但是裂縫對滲透率的改造非常明顯,12區(qū)鷹山組裂縫平均孔隙度約0.133%,而裂縫最大滲透率為3 008.781 X10-3μm2,平均滲透率為125.788 X 10-3μm2,而基質滲透率平均值僅為1.583 X10-3μm2,這證明了裂縫在碳酸鹽巖中對儲層的改造非常明顯,尤其是對儲層滲流特性效果顯著。通過本次研究,為進一步精細描述鷹山組儲層物性,對儲層做出綜合評價提供了相應的依據(jù)和方法。

References)

1 康玉柱。中國塔里木盆地石油地質特征及資源評價[M]。北京:地質出版社,1996:3-15[Kang Yuzhu.Resource Evaluation and Geological Characteristics of Tarim Basin,China[M]。Beijing:Geological Publishing House,1996:3-15]

2 郭建華。塔里木盆地輪南地區(qū)奧陶系潛山古巖溶及其所控制的儲層非均質性[J]。沉積學報,1996,11(1):56-63[Guo Jianhua.Burial hill palaeokarstand its controlled reservoir heterogeneity in Ordovician,Lunnan area of Tarim Basin[J]。Acta Sedimentologica Sinica, 1996,11(1):56-63]

3 呂修祥,金之鈞。碳酸鹽巖油氣田分布規(guī)律[J]。石油學報,2000, 21(2):8-12[LüXiuxiang,Jin Zhijun.Distribution patterns of oil-gas fields in the carbonate rock[J]。Acta Petrolei Sinica,2000,21(2): 8-12]

4 張希明。新疆塔河油田下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖縫洞型油氣藏特征[J]。石油勘探與開發(fā),2001,28(5):17-22[Zhang Ximing.The characteristics of Lower Ordovician fissure-cave carbonate oil and gas pools in Tahe oilfield,Xinjiang[J]。Petroleum Exploration and Development, 2001,28(5):17-22]

5 劉文斌。塔河油田四區(qū)奧陶系油藏定容性儲滲體注水替油技術[J]。鉆采工藝,2007,30(5):30-32[Liu Wenbin.Water-flooding and replacing oil technology for reservoir and percolation body with constant volume in the Ordovician carbonate reservoir in Tahe Oilfield[J]。Drilling&Production Technology,2007,30(5):30-32

6 康竹林。從塔河油田奧陶系油藏的特征看塔里木盆地臺盆區(qū)碳酸鹽巖找油前景[J]。海相油氣地質,2001,(2):1-5[Kang Zhulin.View on the exploration prospect of Ordovician carbonate reservoir in platform of Tarim Basin[J]。Marine Origin Petroleum Geology,2001, (2):1-5]

7 張希明,楊堅。塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏描述及儲量評估技術[J]。石油學報,2004,25(1):13-18[Zhang Ximing,Yang Jian.Reservoir description and reservesestimation technique for fracture-cave type carbonate reservoir in Tahe Oilfield[J]。Acta Petrolei Sinica, 2004,25(1):13-18]

8 李翎,魏斌,賀鐸華。塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲層的測井解釋[J]。石油與天然氣地質,2002,23(1):50-54[Li Ling,Wei Bin, He Duohua.Log interpretation of Ordovician carbonate rservoirs in Tahe Oilfield[J]。Oil&Gas Geology,2002,23(1):50-54]

9 李江龍,黃孝特,張麗萍。塔河油田4區(qū)奧陶系縫洞型油藏特征及開發(fā)對策[J]。石油與天然氣地質,2005,26(5):630-633[Li Jianglong,Huang Xiaote,Zhang Liping.Reservoir characteristics and development strategy of Ordovician fractured-vuggy reservoirs in Block 4 of Tahe Oilfield[J]。Oil&Gas Geology,2005,26(5):630-633]

10 金濤。阿克庫勒凸起奧陶系碳酸鹽巖古巖溶儲層分布規(guī)律及圈閉研究[D]。成都:成都理工大學,2001[Kin Tao.Study on the trape and fornation distribution of Ordovician carbonate cavern reservoir of Arkekule uplift[D]。Chengdu:Chengdu University of Technology,2001]

11 李少華,張昌民,王振奇,等。利用順序指示模型方法預測儲集層巖性[J]。新疆石油地質,2002,23(1):59-61[Li Shaohua, Zhang Changmin,Wang Zhenqi.Reservoir lithology prediction by using sequential indicator model[J]。Xinjiang Petroleum Geology, 2002,23(1):59-61。

12 印興耀,賀維勝,黃旭日。貝葉斯-序貫高斯模擬方法[J]。石油大學學報,2005,29(5):28-32[Yin Xingyao,He Weiwei,Huang Xuri.Bayesian sequential Gaussian simulationmethod[J]。Journal of the University of Petroleum,China,2005,29(5):28-32]

13 呂曉光,王德發(fā)。儲層地質模型及隨機建模技術[J]。大慶石油地質與開發(fā),2000,19(1):10-16[Lu Xiaoguang,Wang Defa.Reservoir geologicmodel and random modelling technique[J]。Petroleum Geology&Oilfield Development in Daqing,2000,19(1):10-16]

14 黃捍東。碳酸鹽巖裂縫性儲層研究的地質物理基礎[J]。石油地球物理勘探,2001,36(5):70-74[Huang Handong.Geology-physical bases of studying carbonate-fractured reservoir[J]。Oil Geophysical Prospecting,2001,36(5):70-74]

15 Deutsch C V,Srinivasan SMO Y.Geostatistical reservoir modeling accounting for precision and scale of seismic.Data[R]。SPE,1996, October:9-19

16 Deutsch C V,Jorunel A G.The application of simulated annealing to stochastic reservoirmodeling[R]。SPE23565,1991

17 Alister CMacDonald.A prototype procedure for stochasticmodeling of facies tract distribution in shore face reservoir[C]∥Jeffrey M Yarus,Richard L Chambers.Stochastic Modeling and geostatistics.Tulsa, Oklahoma,AAPG,1994:91-108

18 Journel A G.Stochasticmodeling of a fluvial reservoir:a comparative review of algorithms[J]。Journal of Power Sources,1998,21:95-121

Study on the Fracture Distribution and Numerical Simulation of Ordovician Carbonate Reservoir in Block 12 of Tahe Oilfield

LIU Hong-qi1,2QIU Chun-ning2TANG Hong2SIMA Li-qiang2ZHAO Jun1,2
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Geology and Exploitation,Chengdu 610500; 2.School of Resource and Environment,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500)

Block 12 Ordovician reservoir is one of themost important exploration and production area of Tahe oilfield in Tarim basin,however,it is a representative extra-low-porosity and extra-low permeability reservoir and,results in much errors in delineating hydrocarbon zones,and so,it is very difficult to identify the reservoir by using conventional well logging data.Investigations of outcrops,cores and scanning electron microscope(SEM)images and well logging images data show thatmatrix rocks exist lots of fractures and caves.Furthermore,the fracture is a vital important element in Yijianfang and Yingshan groups,which has two primary effects,i.e.one is reserving space for formation liquid,the other is tunnel for hydrocarbon or watermigration.The poremorphology,different size and uneven distribution of reserving spaces subsequently result in very strongly heterogeneous property,so it is vital to study the distribution law of fracture.This paper discussed the characteristics of the fractures,and analyzied the reason of fracture occurring,and the distribution law of fractures.This paper used sequence Gaussian randomizingmethods to simulate the fracture parameters,such as porosity,permeability and opening.The three-dimensional images of fracture parameters model shows heterogeneous of this reservoir.The simulation result shows that the fractures dramaticllymodify the permeability of the Ordovician reservoir,for the Block 12,the maximum fracture permeability up to 3008.781 X 10-3μm2,and average value,125.788 X10-3μm2,The result is in agreementwith production data.

Tahe oilfield;Ordovician formation;carbonate reservoir;fracture;randomizing modeling;sequential Gaussian method

劉紅岐 男 1970年出生 博士 石油地質學 E-mail:lhqjp1@126。com

TE122.2

A

1000-0550(2011)06-1079-07

①國家科技重大專項(編號:2008ZX05049-02)資助。

2010-07-16;收修改稿日期:2011-10-12