TB地區(qū)地層應(yīng)力與儲層有效性關(guān)系研究

王成龍，夏宏泉，肖承文，袁仕俊

（1.西南石油大學石油工程測井實驗室，四川成都610500；2.塔里木油田勘探開發(fā)研究院測井中心，新疆庫爾勒841000）

TB地區(qū)地層應(yīng)力與儲層有效性關(guān)系研究

王成龍1，夏宏泉1，肖承文2，袁仕俊2

（1.西南石油大學石油工程測井實驗室，四川成都610500；2.塔里木油田勘探開發(fā)研究院測井中心，新疆庫爾勒841000）

TB地區(qū)氣藏埋藏較深，重力壓實作用明顯，且存在較強的擠壓構(gòu)造作用，地層非均質(zhì)性較強，儲集層具有較高的孔隙壓力，有效地層應(yīng)力和地層水平主應(yīng)力差值隨之較低。通過引入儲層有效地層應(yīng)力系數(shù)，研究有效地層應(yīng)力及地層水平主應(yīng)力差值和優(yōu)質(zhì)儲層的關(guān)系。在地層低有效地層應(yīng)力和低地層水平主應(yīng)力差值區(qū)，儲層有效性明顯變好；當儲層有效地層應(yīng)力系數(shù)低于0.7時，優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育。

儲層評價；有效地層應(yīng)力；地層水平主應(yīng)力；優(yōu)質(zhì)儲層；儲層有效地層應(yīng)力系數(shù)

0 引 言

TB構(gòu)造位于克拉蘇構(gòu)造帶西段，克拉蘇構(gòu)造帶受燕山末期－喜馬拉雅早期和喜山中晚期作用，發(fā)育大量與膏鹽泥巖有關(guān)的逆沖推覆構(gòu)造圈閉、前列式?jīng)_斷構(gòu)造和多種類型的與斷層相關(guān)的褶皺，使得構(gòu)造十分復(fù)雜。該區(qū)存在強烈擠壓構(gòu)造作用，使地層非均質(zhì)性較強，同時由于古近系上部的膏泥巖層有較好的封蓋作用，使古近系下部細砂巖地層與白堊系砂礫巖地層高壓孔隙流體不能釋放，骨架有效地層應(yīng)力減小，減緩了壓實作用，有效地保護了鹽下地層的儲集性能，儲層有效性變好。由于強烈的擠壓構(gòu)造作用和膏泥巖的封蓋作用使TB地區(qū)砂礫巖儲層具有了一些異常的測井響應(yīng)特征，例如儲層常具有低電阻率、中高聲波時差等特征。為此，本文利用測井資料從有效地層應(yīng)力與地層水平主應(yīng)力差值角度對儲層有效性進行分析，旨在為復(fù)雜地質(zhì)條件下進行油氣儲層測井評價提供一種思路和方法。

1 有效地層應(yīng)力計算方法

作用于地層所含流體的壓力稱為地層孔隙流體壓力（簡稱孔隙壓力）。TB地區(qū)古近系與白堊系地層為異常高壓地層，孔隙壓力系數(shù)一般在1.5以上，孔隙壓力對地層應(yīng)力的貢獻較大。有效地層應(yīng)力為單位面積上固體顆粒承受的平均法向力，本文采用K.Terzaghi［4］模型計算有效地層應(yīng)力，即

式中，σ為有效地層應(yīng)力，MPa；p0為上覆巖層壓力，MPa；pp為孔隙壓力，MPa。

通過密度測井曲線計算上覆巖層壓力p0，即

式中，H為深度，m；ρ為密度測井值，g／cm3；g為重力加速度，m／s2。

實際地層密度隨深度的變化關(guān)系難以用一個簡單的函數(shù)表示，為此采用分段求和的方法計算p0，即

式中，ρi為密度測井值，g／cm3；ΔHi為深度采樣間隔，m。

目前常用的地層孔隙壓力的測井計算方法有等效深度法、伊頓法和層速度－有效地層應(yīng)力法。鑒于TB地區(qū)為異常高壓地層，本文采用基于聲波時差測井數(shù)據(jù)的伊頓法計算孔隙壓力，即

式中，c為壓實指數(shù)，常取經(jīng)驗值0.914；pw為地層水靜液柱壓力，MPa；Δtc為某一深度實測聲波時差值，μs／ft＊＊非法定計量單位，1ft＝12in＝0.304 8m，1mD＝9.87× 10－4μm2，下同；Δtn為正常壓實趨勢線上某深度點所對應(yīng)的聲波時差值，μs／ft。

2 有效地層應(yīng)力與優(yōu)質(zhì)儲層的關(guān)系

有效地層應(yīng)力的改變將導(dǎo)致孔隙結(jié)構(gòu)的改變，而孔隙結(jié)構(gòu)的改變勢必造成巖石滲透率和孔隙度的變化。微小孔道直徑減小甚至消失，從而引起儲層當有效地層應(yīng)力增加時，地層巖石被壓縮，巖石中的孔隙度減小，滲透率降低，不同的滲透率的儲層受到的影響不同［5］，最終影響油氣井的產(chǎn)能。

圖1為TB地區(qū)白堊系儲層孔隙度與有效地層應(yīng)力關(guān)系。從圖1可以看出，隨著有效地層應(yīng)力的增加，孔隙度逐漸減小。決定孔隙度大小的主要因素是孔隙空間在有效地層應(yīng)力的作用下，巖石顆粒之間的膠結(jié)物會產(chǎn)生一定的塑性變形，使顆粒排列得更加緊密，孔隙空間減小。隨著有效地層應(yīng)力的增加，巖石逐漸被壓實，孔隙空間減小，孔隙度降低。

圖1 TB地區(qū)白堊系儲層孔隙度與有效地層應(yīng)力關(guān)系

巖石中喉道的大小、集合形狀以及相互連通情況決定了地下水在介質(zhì)中的流動或滲透率能力，是影響和控制巖石體滲透性能的重要因素［7］。從圖2可以看出，滲透率隨著有效地層應(yīng)力的增加而逐漸減小，出現(xiàn)這種現(xiàn)象的原因有2種：① 巖石中孔隙、喉道受有效地層應(yīng)力的作用而收縮變形。在有效地層應(yīng)力作用下，喉道表面層巖石極易變形，尤其是泥質(zhì)含量較高的巖石更易變形，隨著有效地層應(yīng)力的增加，膠結(jié)物變形逐漸增加，喉道直徑急劇減小，甚至完全消失，導(dǎo)致流體的滲流空間逐漸減小，使儲層的滲透率降低［6］；② 巖石中存在微裂縫，這些微裂縫在有效地層應(yīng)力的作用下易于閉合，尤其是水平縫。裂縫滲透率受有效地層應(yīng)力的影響非常大，隨著有效地層應(yīng)力的增加，未閉合的裂縫數(shù)就越來越少，滲透率明顯下降，而滲透率的降低將使油井產(chǎn)能下降。

圖2 TB地區(qū)白堊系儲層滲透率與有效應(yīng)力關(guān)系

圖3 TB地區(qū)泥巖層有效應(yīng)力與埋深關(guān)系圖

從圖3可以看出，工區(qū)在儲層段有效地層應(yīng)力減小，優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育。形成這種現(xiàn)象的主要原因：①TB地區(qū)在局部構(gòu)造作用下發(fā)育各種張性斷裂及其伴生的構(gòu)造樣式，并在局部形成低有效地層應(yīng)力區(qū)，使孔隙度和滲透率增大，有利于發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層；②古近系上部庫姆格列木群巨厚膏泥巖層具有良好的封堵性和塑性流動性，有利于構(gòu)造應(yīng)力的釋放，減緩了壓實作用，使深層的古近系與白堊系高壓孔隙流體不能釋放，形成異常高壓，有效地保護了已形成的孔隙及成巖收縮縫，使裂縫維持開啟狀態(tài)，大大改善了低孔隙度低滲透率儲集層的滲透性，保護了鹽下儲集層的儲集性能。TB地區(qū)構(gòu)造復(fù)雜，地層非均質(zhì)性較強，較難用一個具體的有效地層應(yīng)力值來界定優(yōu)質(zhì)儲層是否發(fā)育。本文通過引入儲層有效地層應(yīng)力系數(shù)（CCYLXS）描述儲層發(fā)育程度。首先通過線性擬合得到正常沉積條件下有效地層應(yīng)力和深度的關(guān)系式，然后求儲層有效地層應(yīng)力與D－Pe關(guān)系線上對應(yīng)深度點的有效地層應(yīng)力的比值，即為儲層有效應(yīng)力系數(shù)。通過多井數(shù)據(jù)統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)TB工區(qū)白堊系儲層段的有效地層應(yīng)力系數(shù)一般小于0.7。如表1所示，在儲層有效地層應(yīng)力系數(shù)小于0.7的層段，儲層有效性變好。

式中，pe為儲層段的有效地層應(yīng)力，MPa；pny為正常沉積條件下泥巖層或致密層有效地層應(yīng)力與深度關(guān)系線上某深度點的有效地層應(yīng)力，MPa。

表1 TB地區(qū)部分井的儲層有效應(yīng)力系數(shù)統(tǒng)計

3 水平主地層應(yīng)力差值與優(yōu)質(zhì)儲層的關(guān)系

水平主地層應(yīng)力差值（即水平最大主應(yīng)力減去水平最小主應(yīng)力）越大，地層應(yīng)力越不平衡，水平擠壓或拉伸作用越強，儲層容易形成天然裂縫或出現(xiàn)井壁崩落或使原來的裂縫閉合，從而影響儲集層的儲滲能力。水平主應(yīng)力差值增加，巖石膠結(jié)物發(fā)生塑性變形，使顆粒排列更加緊密，孔隙空間減小，基質(zhì)孔隙度與裂縫孔隙度降低（見圖4、圖6）。從圖5、圖7看出，隨著水平主應(yīng)力差值的增加，目的層段的基質(zhì)和裂縫滲透率降低。水平主應(yīng)力差增加，水平擠壓應(yīng)力增加，使喉道直徑減小，裂縫逐漸閉合，流體的滲流空間減小，使得目的層的滲透率降低。

圖8為有效地層應(yīng)力與水平主應(yīng)力差值平面分布圖。從圖8可以看出，在最小地層應(yīng)力方向，有效地層應(yīng)力值和水平主應(yīng)力差值逐漸降低，孔隙性較好，滲透性較好，表明儲層有效性變好、優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育，這正好與工區(qū)目前井位布署相一致；而在最大地層應(yīng)力方向，有效地層應(yīng)力與水平主應(yīng)力差值為逐漸增高的變化趨勢，表明該區(qū)域儲層有效性變差，優(yōu)質(zhì)儲層不發(fā)育。

通過對TB地區(qū)多口井的研究發(fā)現(xiàn)，縱向上有效地層應(yīng)力、地層水平主應(yīng)力差值較低的井段，孔隙性、滲透性較好；平面上有效地層應(yīng)力、水平主應(yīng)力差值較低區(qū)域，優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育。隨著有效地層應(yīng)力的增加，產(chǎn)能降低；隨著水平主應(yīng)力差值的增加，產(chǎn)能下降（見圖9）。

4 應(yīng)用實例分析

基于上述方法，利用測井曲線計算單井剖面的上覆巖層壓力、孔隙壓力和地層應(yīng)力及有效地層應(yīng)力，并結(jié)合儲層油氣水層測井解釋結(jié)果與試油試采資料評價儲層的有效性。以TB101井為例，有效地層應(yīng)力的大小關(guān)系是氣層＜差氣層＜干層；水平主應(yīng)力差值的關(guān)系同有效地層應(yīng)力一樣是氣層＜差氣層＜干層。TB101井在5 725～5 784m井段水平主應(yīng)力差值與有效地層應(yīng)力均較低，水平主應(yīng)力差值為47.67MPa、有效地層應(yīng)力為34.19MPa，優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育（優(yōu)質(zhì)氣層發(fā)育，其有效地層應(yīng)力系數(shù)均小于0.7，見表1）。試油日折算產(chǎn)氣量約為23.54× 104m3（見圖10）。

5 結(jié) 論

（1）TB地區(qū)地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，強烈的擠壓構(gòu)造作用和垂向壓實作用使儲層致密、物性差，非均質(zhì)性較強。

（2）隨著有效地層應(yīng)力的增加，孔隙體積減小、喉道直徑減小，且部分裂縫閉合，導(dǎo)致地層孔隙度和滲透率減小。

（3）在儲層段，有效地層應(yīng)力與水平主應(yīng)力差值降低、有效地層應(yīng)力系數(shù)降低，在儲層有效地層應(yīng)力系數(shù)低于0.7的井段優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育。

（4）在有效地層應(yīng)力較高井段，天然裂縫發(fā)育，易形成優(yōu)質(zhì)儲層。建議分區(qū)塊分層段對TB地區(qū)的地層應(yīng)力和儲層有效性關(guān)系做進一步研究。

［1］ 夏宏泉，劉土亮，梁鮮，等.TBKS地區(qū)井筒穩(wěn)定性與地層出砂分析測井研究［R］.西南石油大學科研報告，2011.

［2］ 漆家福，雷剛林，李明剛，等.庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶的結(jié)構(gòu)模型及其形成機制［J］.大地構(gòu)造與成礦學，2009，33（1）：49－56.

［3］ 李廣信.關(guān)于有效地層應(yīng)力原理的幾個問題［J］.巖土工程學報，2011，33（2）：315－320.

［4］ Terzaghi K.Theoretical Soil Mechanics［M］.New York：Wiley，1943.

［5］ 高旺來，何順利.迪那2氣藏地層壓力變化對儲層滲透率的影響［J］.西南石油大學學報：自然科學版，2008，30（4）：86－88.

［6］ 李宜強，班凡生，高樹生，等.有效地層應(yīng)力對裂縫型低滲透砂巖油藏壓力響應(yīng)的影響［J］.巖石力學，2008，29（6）：1649－1653.

［7］ 楊立中，周訓(xùn).深層地下水滲流的研究［M］.成都：科技大學出版社，1995.

［8］ 李閩，肖文聯(lián).低滲砂巖儲層滲透率有效地層應(yīng)力定律試驗研究［J］.巖石力學與工程學報，2008，27（A02）：3535－3540.

On Relationship Between Formation Stress and Reservoir Effectiveness in TB Area

WANG Chenglong1，XIA Hongquan1，XIAO Chengwen2，YUAN Shijun2
（1.Petroleum Engineering Logging Laboratory，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China；2.Well Logging Center，Institute of Exploration and Development，Talimu Oilfield，Kuerle，Xinjiang 841000，China）

With deeper buried gas reservoir in TB area，the effect of gravitational compaction becomes obvious，and there also exist stronger tectonic compression and formation heterogeneity.In the meanwhile，due to the storage and collection performance of lower rock formation and cretaceous sandstone is effectively protected by the mudstone and gypsiferous mudstone of Kumugeliemu formation of Paleogene system，reservoir pore pressure is higher，the effective formation stress and horizontal main formation stress difference become lower.By introducing effective formation stress coefficient of reservoirs，the relationship between effective formation stress and reservoir effectiveness can be properly described.Researched are the relationships between the effective formation stress，horizontal main formation stress difference and quality reservoir.The above studies show that reservoir effectiveness becomes better in the area with low effective stress and horizontal main formation stress difference.High quality reservoir forms when effective formation stress coefficient is lower than 0.7.

reservoir evaluation，effective formation stress，horizontal main formation stress，quality reservoir，effective formation stress coefficient

P631.84

A

2012－03－12 本文編輯 余迎）

1004－1338（2012）04－0435－05

王成龍，男，1987年生，碩士研究生，從事常規(guī)電纜測井和隨鉆測井的精細解釋及其在油氣井工程中的應(yīng)用研究。