裂缝性碳酸盐岩

裂缝性碳酸盐岩（精选5篇）

裂缝性碳酸盐岩 篇1

自70年代以来, 我国在胜利油田、华北油田和辽河油田相继发现和开发了多个碳酸盐岩潜山油气藏[1], 该类油藏储集空间类型复杂、孔隙结构多样, 裂缝非常发育, 连通情况好, 储层的非均质性严重。开发中后期往往会采取稳定注水开发以保持地层压力, 但是注入水优先沿裂缝窜进, 主要驱替裂缝中的原油, 使沿裂缝方向上的采油井遭暴性水淹。水驱过后, 在孔隙较小、渗透率低的基质系统中以及裂缝发育较差的区域内、被注入水绕流的裂缝中仍然存在大量的剩余油。周期注水是动用该类油藏剩余油、改善开发效果的有效方式。

目前对于裂缝性油藏的周期注水, 主要开展了砂岩和碳酸盐岩油藏的注水驱油机理、影响因素、单井注水替油等方面的研究[2—13]。针对碳酸盐岩的地质特点和注水开发时存在的问题, 进行了碳酸盐岩裂缝性油藏异步注采研究, 对进一步改善碳酸盐岩油藏的注水开发效果和提高原油采收率具有重要的意义。

1 异步注采机理

异步注采是周期注水方法的一种。异步注采即注时不采, 采时不注, 包括注水阶段、关井阶段、生产阶段 (如图1所示) [14]。注水阶段, 注入井注水, 此时油井关停;关井阶段, 注入井和生产井都关停;生产阶段, 注水井关停, 生产井开井生产。

对于裂缝性油藏, 常规注水时, 注入水易沿裂缝窜进, 如图2中蓝色箭头所示。而采用异步注采则可以有效避免注入水沿裂缝窜进的问题。异步注采主要机理是:第一, 注水时关停生产井, 防止注入水沿裂缝水窜;注水过程中, 地层能量得到补充, 地层压力升高, 使得原有裂缝得到扩展和延伸, 有利于裂缝的开启和短裂缝相互连接, 增加了地层的渗透性, 如图2虚线所示;在注水压差和毛管力的双重作用下, 部分注入水进入渗透率相对低的油层及基质中较深的含油孔隙, 扩大了波及体积;第二, 关井阶段关停注水井和生产井, 可以建立新的压力平衡场, 有利于渗吸作用更充分地进行。当油从基质置换到裂缝以后, 在重力分异作用下油逐渐聚集在油水界面之上, 直到新的平衡。重力分异结束后, 在驱替压差的作用下, 裂缝中的原油被驱向生产井井底。在常规周期注水已经发生水窜、基质原油被水封的情况下, 异步注采方式仍然可以进一步提高采收率。

2 油藏概况

2.1 油藏特征

P1井区位于胜利古潜山油藏西部 (如图3) , 储层由下古生界奥陶系、寒武系碳酸盐岩组成, 潜山顶面埋藏深度在3 500~4 300 m之间, 奥陶系地层遭受严重剥蚀, 断缺300~700 m, 仅残余部分下马家沟组或冶里-亮甲山组。该井区是具有层状结构的裂缝型块状油藏, 无边水, 有弱底水, 井区构造和断裂系统复杂。油藏温度160~170℃, 油藏压力39.46~43.99 MPa。原油黏度小于0.5 m Pa·s。

该井区有P1、P2、P3三口油井和ZHU1一口注水井。ZHU1井与P1井平面距离390 m, 注采层位均为冶里-亮甲山组。

2.2 现有开发方式存在的问题

P1井区先进行天然能量开发, 然后实施注水开发。从P1井区注水动态曲线 (图4) 可知, ZHU1井注水11个月, 累计注水33 093 m3后P1井暴性水淹, ZHU1井配注量由100 m3/d下调至30 m3/d, P1含水无变化。因此, 确定ZHU1与P1井之间有连通关系。目前地层压力仅为原始地层压力的25.9%, 不利于区块开发。从注水效果可以看出, P1井区现有开发方式开发效果较差。

既要注水补充地层量, 又要防止生产井暴性水淹, 是目前P1井区开发面临的主要问题。鉴于ZHU1井与P1井之间裂缝连通较好, 因此对两口井开展异步注采研究。

3 异步注采数值模拟研究

3.1 数值模型的建立与历史拟合

在油藏地质模型基础上, 建立动态数据体, 形成完善的油藏数值模型。网格步长为30 m×30 m×30 m数值模型中的动态数据来自钻井、测井解释、测试及生产动态。在历史拟合的基础上进行参数优化及不同开发方式的预测, 确保开发预测的准确性。

3.2 异步注采参数优化

3.2.1 注入量

模拟计算了不同周期注水量 (13 500 m3, 18 000 m3, 22 500 m3, 27 000 m3, 31 500 m3, 36 000 m3, 45 000 m3) 下P1井的平均日产油量。可以看出, 随着单周期注入量的增加, 日产油量逐渐增加, 当周期注入量达到31 500 m3时, 日产油量变化幅度趋于平缓, 如图5 (a) 所示。因此最佳的周期注入量应是31 500 m3。

3.2.2 注入速度

在周期注入量31 500 m3的情况下, 模拟计算了不同注入速度 (100 m3/d, 150 m3/d, 200 m3/d, 250 m3/d, 300 m3/d, 350 m3/d, 400 m3/d) 下P1井平均日产油。从图5 (b) 可以看出, 注入量一定时, 随着注入速度的增加, 平均日产油逐渐增加, 但增加幅度逐渐减小。当注入速度达到300 m3/d以后, 平均日产油趋于平缓, 因此, 注入速度的优化值为300 m3/d。

3.2.3 关井时间

在周期注入量31 500 m3、注入速度300 m3/d的情况下, 模拟计算了不同关井时间 (15 d, 30 d, 60d, 120 d, 180 d) 下P1井累产油。从图5 (c) 可以看出, 随着关井时间的增加, 累产油呈现出逐渐增加趋势, 当关井时间大于30 d时, 累产油增加趋势变平缓。因此, 关井时间优选30 d。

3.2.4 采液速度

在周期注入量31 500 m3、注入速度300 m3/d、关井时间30 d的情况下, 模拟计算了不同采液速度 (30 m3/d, 50 m3/d, 70 m3/d, 100 m3/d) 下P1井累产油。从图5 (d) 可以看出, 随着采液速度的增加, 平均日产油量先上升后降低, 在采液速度50 m3/d时平均日产油量达到最大值。因此, 优化的采液速度为50 m3/d。

4 开发方式优化

采用优化的参数, 利用数值模拟方法, 对衰竭式开采、连续注水、常规周期注水、异步注采4种开发方式油藏15年的末采出程度进行预测, 从而优选合理的开发方式。4种开发方式的具体说明见表1, 数值模拟预测结果见图6和图7。

数值模拟结果 (图6) 表明:采用衰竭式开采, 至2017年7月油藏不能生产时, 最终的采出程度为25.42%;截止2026年12月, 连续注水、周期注水、异步注采三种开发方式的最终采出程度分别为27.81%, 28.42%, 28.63%。异步注采15年末采出程度比衰竭式开采、连续注水、常规周期注水分别高3.21%, 0.82%, 0.21%。

从采出程度的提高幅度来看, 异步注采比其他三种开采方式略高, 主要是由于数值模型用双重介质均质模型, 抹杀了裂缝的非均质性, 从而减弱了注入水突进造成的。衰竭式开采的采出程度最低, 是因为油藏存在较强的压力敏感性, 随着地层压力的降低, 裂缝和基质有效压力增加, 发生弹、塑性变形, 导致裂缝开度减小或闭合, 裂缝网络逐渐失去供液能力, 基质中的原油滞留在油藏中, 采出程度低, 开发效果差;其他三种开发方式通过注水补充了地层能量, 使油藏能够持续生产, 但采出程度存在差别。连续注水虽然补充了地层能量, 维持裂缝的开启状态, 保证生产井有一定的产能, 但是注入水容易沿裂缝窜进, 形成不均匀驱替, 油水前缘突破到生产井后, 生产井含水率迅速上升, 注水井和生产井通过裂缝连通, 造成生产井暴性水淹, 基质原油不易采出。从图7可以看出, 与连续注水相比, 常规周期注水可减缓连续注水时裂缝水窜问题。周期注水产生的压力扰动, 有利于裂缝与基质之间渗吸作用进行的更充分。异步注采由于注采不同步, 有效避免了注入水向生产井窜进, 含水率明显低于连续注水和常规周期注水;同时, 异步注采产生比常规周期注水更大的压力扰动, 增强了毛管力的渗吸作用, 强化了这种方法的增产效果。

从4种不同开采方式的模拟结果可以看出, 异步注采15年末的采出程度最高, 因此, 建议P1井区采用异步注采的开发方式。

5 结论

(1) 异步注采客观上改变了注入水的液流方向, 有效避免注入水沿裂缝向生产井窜进, 注采不同步产生的压力扰动有利于注入水进入基质系统较深的孔喉中, 扩大了波及体积;关井使得裂缝与基质的渗吸交换作用和重力分异作用进行的更充分。采用异步注采开发裂缝性油藏, 能够取得比连续注水、常规周期注水更好的开发效果。

(2) 不同类型的裂缝性油藏, 其地质特征不同, 异步注采的最优参数存在差异。因此, 要充分认识油藏的地质特征和注水开发的影响因素, 在注采参数优化的基础上进行裂缝性油藏异步注采方案设计, 以便有针对性的制定异步注采的实施方案。

裂缝性碳酸盐岩 篇2

卢允德等[1]由常规三轴压缩试验得到大理岩的屈服强度、峰值强度、残余强度和围压的关系曲线。孟召平等[2]采用三轴岩石力学测试系统分析了不同侧压条件下砂岩岩石的孔渗性和力学特性及变形破坏机制; 叶洲元等[3,4]对细砂岩进行了固定围压改变轴向静压和固定轴向静压改变围压的三维动静组合加载试验,研究了岩石的变形特征。刘才华等[5,6]研究了三轴应力作用下岩石单裂隙的渗流特性,推导了岩石单裂隙渗流与三轴应力耦合模型。 马锋等[7]利用三轴实验系统,对泥晶灰岩( 泥质粉砂岩) —砂岩复合 试件进行 了水力破 裂实验。 Zoback等[8]开展了实验室的水力压裂实验,探讨了使用水力压裂技术确定地应力的两个因素。Ikeda等[9]发现在水力压裂加压过程中,孔隙压力的增加极大地影响了压力-时间曲线。梁何生等[10]认为在开发井的生产过程中,由地层孔隙压力的变化导致地应力产生了变化,地层孔隙压力降低的同时,地层的破裂压力也在降低。

这些文献中没有对含有孔隙压力的岩石的破裂特征及破裂后裂缝形态进行描述。现对某异常高压油田地下碳酸盐岩岩样进行三轴压缩实验,分别对试样施加不同的围压和孔压,研究不同围压和不同孔压下有效应力与形成裂缝之间的关系,并对实验后的岩心进行薄片分析,研究裂缝的成因模式,对油气田的开发具有一定的指导意义。

1三轴应力实验

1.1实验装置

实验是在美国Terra Tek公司生产的高温高压岩石三轴试验仪上进行的,实验采用可视化控制系统, 并通过计算机采集系统给出应力-应变曲线等相应试验结果。

1.2实验样品

试验样品为某碳酸盐岩油田8016井岩心,将岩样钻切成直径为25 mm,长径比为2∶ 1的小圆柱,共8块试样。其中4块岩心取自深度4 100 m左右的全直径岩心的同一位置,另外4块岩心取自深度4 500 m左右的全直径岩心的同一位置。将岩样两端面在精密平面磨床上磨平且保持平行,使其平行度和垂直度都达到了美国材料试验学会( ASTM) 和国际岩石力学学会( ISRM) 的标准。

对8块试样分两组进行实验,分别施加不同的围压和孔 压 ( 表1 ) ,加载轴向 压力,直至岩心 破坏。

1.3岩石破裂和变形特征

三轴压缩试验结果用应力-应变曲线和莫尔圆表示。从图1中可以看出第一组实验的1号和备份样岩心应力-应变曲线当达到抗压强度时,岩石即发生破裂,应力-应变曲线迅速下降,岩心具有较强的脆性。而2号和3号岩心的应力-应变曲线当达到抗压强度时,应力应变曲线下降得很缓慢,岩石破裂后,仍有一定的承载能力,岩石呈现一定的塑性。图2可以看出第二组实验的2-1岩石达到破裂强度后, 应力-应变曲线迅速下降,岩石呈现脆性变形状态。 而2-2、2-3和2-4号岩心应力应变曲线具有变平的趋势,岩石呈现塑性状态。在应力-应变曲线上有一应力极限,超过它后,应变-应力的线性关系不再成立。这个被称为应变—应力曲线上的非线性点的极限,是由于在岩石内部大量的微破裂过程的结果。

图3和图4分别第一组和第二组实验数据绘制的摩尔圆,可以看出,在有效围压较小和有效围压较大时,莫尔包络线并不是一条直线。在有效围压较小时,岩石容易破裂,呈现脆性变形性质; 而随着有效围压的增大,岩石的破裂压力逐渐增大,呈现塑性变形状态。岩石在压缩过程中,主要是有效应力起作用; 岩石孔隙压力的存在,减小了岩石的有效应力,由Mohr-Coulomb定律可知,岩石更易达到极限强度。孔隙压力的作用相当于减小了围压大小,由广义胡克定律,岩石的残余强度减小,并使岩石从塑性破坏向脆性破坏过渡。

2裂缝分布规律

2.1岩心的破裂方式

8016井第一组实验岩样破坏后的照片见图5。 1号样有效围压为10 MPa,岩石沿与轴线约15° 夹角方向发生破坏,形成一个滑移面。备份样有效围压为20 MPa,岩石破坏后产生大量高角度缝。2号样有效围压增至30 MPa,岩石产生共轭破裂缝,共轭破裂缝角60°左右。4号样有效围压增至45 MPa时,岩石产生大量网状裂缝。

由岩石三轴压缩实验可知,岩石的破裂模式有三种: 1形成一个贯通整个岩样的倾斜破裂面,破裂面多始于试件的一个端面,止于另一个端面; 2沿轴向形成多个劈裂面; 3形成X型共轭剪切缝, 有效围压不同,共轭剪切缝的密度也存在差别。由于孔隙压力的作用相当于减小了围压大小,所以当孔隙压力逐渐增大接近围压时,多出现第一种和第二种破坏模式,当围压与孔隙压力相差较大时,多出现第三种破裂模式。

2.2薄片分析

由于所施加的围压和孔压不同,岩石的微观破裂模式也不同。图6为第一组实验岩心磨成的薄片照片,可以看出1号样除了产生一个高角度的破裂面外,岩样颗粒并没有发生大的变形; 备份样水平方向上发生破裂,但裂缝密度小,在纵向上可明显看出颗粒之间的断裂,产生高角度缝; 2号样则在横向和纵向上都产生了大量共轭剪切缝; 3号样所受有效围压最大,网状缝更加发育,岩石结构严重破坏,岩石颗粒之间几乎被裂缝完全剥离。由薄片分析可以看出,随着有效围压的增加,逐渐出现劈裂面、高角度缝、共轭剪切缝和大量网状缝,并且岩石结构随着有效围压的增大破坏越严重。

通过三轴实验可以看出,不同的受力状况的试样,产生的裂缝模式和裂缝密度也不同。对于地质条件复杂的储层,在地应力场演化过程中,各个位置受力状况不同,因此也会出现不同的裂缝模式和裂缝密度。

3结论

( 1) 通过固定孔压、变围压和固定围压、变孔压两组实验得出岩石在压缩过程中,主要是有效应力起作用。随着有效围压的增大,岩石的破裂压力越大,岩石逐渐由脆性变形转化为塑性变形。

( 2) 不同的受力状况的试样,产生的裂缝模式和裂缝密度也不同。随着有效围压的增加,逐渐出现劈裂面、高角度缝、共轭剪切缝和大量网状缝,岩石结构随着有效围压的增加破坏越严重。

摘要：通过三轴压缩实验研究了在不同围压和孔隙压力下碳酸盐岩破裂方式及裂缝分布形态。在设定的加载方式下,针对某异常高压油田碳酸盐岩实验结果表明:岩石在压缩导致破裂的过程中,破裂方式主要与有效应力有关;随着有效围压的增大,岩石逐渐由脆性变形转化为塑性变形。对三轴压缩实验后的岩心磨制了薄片,从微观上分析裂缝成因模式。随着有效围压的增大,裂缝类型分别为劈裂面、高角度缝、共轭剪切缝、高密度网状缝。

关键词：三轴压缩实验,孔隙压力,围压,裂缝,薄片

参考文献

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裂缝性碳酸盐岩 篇3

关键词：裂缝特征,发育期次,受控因素,碳酸盐岩,下扬子黄桥地区

1 裂缝发育总体背景特征

下扬子地区存在多期不整合面, 构造活动具有期次多、构造活动强度大的特点。经历了印支运动前原始沉积建造—构造稳定阶段、印支—早燕山旋回强烈挤压改造、压性盆地发育阶段和晚燕山—喜山旋回拉张改造、大型断陷—坳陷复合盆地发育阶段。

多期的构造事件叠置导致裂缝的发育的复杂性, 总体上该区断层和裂缝发育具多期、多方向、多类型、多尺度及多形成机制叠置的特点。多数裂缝内充填了方解石及泥质胶结物和充填物。裂缝发育的复杂性也导致裂缝性储层预测的难度大。

2 裂缝发育类型及其发育部位

研究区印支面之下上古生界碳酸盐岩地层内裂缝发育, 总体上裂缝具有类型多样的特点, 主要以张性裂缝为主, 可见剪裂缝, 裂缝一般半充填-完全充填。结合裂缝的形成机制、形态特征等方面对裂缝进行了具有针对性的探讨分类。

2.1 构造节理缝

形成完全受构造运动和构造作用力的影响, 分布规律性好, 一般具有定向性特点 (图1) , 与其它构造在成因和几何关系上均有联系。按裂缝与岩芯中线垂直面的夹角 (裂缝倾角) 分类, 可进一步分为高角度缝 (75º~90º) 、斜交缝 (15º~75º) 和低角度缝 (0º~15º) 。

a.高角度构造节理缝, 方解石近充填, X174, 栖霞组;b.高角度构造节理缝, 缝内无充填, S5井, 青龙组。

构造解理缝主要发育在构造相关影响部位, 主要为断裂带附近和褶皱附近, 尤其是背斜带附近。

2.2 层间缝

层间缝是地层由于重力及构造作用顺层理面滑移及张裂而使层面上下不再紧密闭合而形成的裂缝, 一般发育在不同岩性的薄互层部位 (图2) , 且滑移面上一般泥质含量高。

层间缝主要发育在泥质含量高的地层内, 一般在中薄层泥晶灰岩加毫米级薄层泥岩或者泥晶灰岩与泥岩薄互层的位置较发育。且受到褶皱影响明显, 与层间的滑脱具有明显相关性。

2.3 缝合线缝

主要是在重力和构造挤压作用下, 沿层面、层理面及裂缝破裂面挤压溶蚀形成的凹凸起伏及锯齿状的裂缝 (图3) , 一般内部以泥质充填为主。

一般缝合线缝主要发育在灰岩岩性较纯且呈厚层-块状的地层内, 且大部分在前期形成的构造解理缝或风化和岩溶裂缝基础上发育。

2.4 风化和岩溶裂缝

这里所指的风化和岩溶裂缝主要是在构造抬升作用下, 碳酸盐岩地层出露地表在风化及岩溶作用下形成的裂缝。其主要特征是裂缝展布无明显方向性, 杂乱组合和交会 (图4) , 也可具角砾化特点, 且一般裂缝的宽度变化大, 裂缝延伸一般较短。风化和岩溶裂缝主要发育在不整合面附近, 且具有由不整合面向下逐渐减弱的特点。

3 裂缝发育期次及各自的形成背景条件

由于研究区构造活动期次多, 使得上古生界碳酸盐岩裂缝发育及充填物具有其复杂性的一面, 不但不同期次之间裂缝发育复杂, 同一裂缝不同部位裂缝的发育也具有其差异性。为此, 在岩芯及野外露头精细观察和研究基础上, 精选研究区12口井开展了裂缝期次性分析研究。研究表明, 不同井岩芯具有其不同的期次结构构成及演化过程, 现针对典型性岩芯进行裂缝期次性分析。

3.1 典型岩芯裂缝期次划分

3.1.1 上青龙组

S 5井裂缝及充填物主要可识别出五期 (图5) :

第1期:微裂缝, 多向, 缝宽小于1 m m, 白色方解石完全充填, 裂缝长度小于4cm, 横向和垂向上裂缝密度在5-8条/10cm。

第2期:高角度裂缝 (大于75°) , 白色方解石脉充填, 缝宽在0.2-0.4mm, 裂缝长度大于10cm, 仅见一条, 被后期深灰色泥质横向切割。

第3期:层面缝, 泥质充填, 顺层滑脱, 裂缝长度大于10cm。

第4期:斜交裂缝 (倾角45-70°) , 泥质充填或红色方解石充填, 缝宽小于0.31.5cm, 裂缝长度大于15cm, 横向密度为2条/10cm。

第5期:主要在第4期泥质充填的基础上张裂的再活动裂缝, 也可见新形成的高角度裂缝, 缝中部分充填白色方解石脉。

第6期:为透明方解石脉充填或者为层间缝的再活动。

第7期:为无充填裂缝。

3.1.2 下青龙组

S5井下青龙组较上青龙组泥质含量明显增加。裂缝的发育程度和期次明显弱于上青龙组。

主要可识别出三种类型裂缝, 即层间缝和高角度的构造缝和缝合线、风化和岩溶缝。总体上表现为层间缝合高角度的构造缝的反复活动特点。岩芯显示的期次如下:

第1期:层间缝, 泥质近完全充填, 缝宽一般小于1mm, 裂缝密度2-4条/10cm。

第2期:高角度构造缝, 白色方解石脉近完全充填, 缝宽小于1cm, 裂缝密度1-2条/10cm。

第3期:层间缝的复活, 切割第2期裂缝, 特征如第1期。

第4期:高角度裂缝活动期, 特征与第2期相似, 缝宽可达到2c m, 岩芯中可见一条, 且宽度变化较快。

第5期:高角度裂缝的破裂压溶。

该此取芯过断层带可出现角砾状灰岩的破碎特征。

3.1.3 栖霞组

该井栖霞组裂缝发育程度较前两个层位明显减少, 岩芯显示主要为近60°的构造裂缝, 一般北白色方解石和深灰色泥质充填。

3.2 裂缝演化及构造响应

研究区裂缝发育及演化具有明显的复杂性, 但裂缝发育的阶段性与构造演化阶段吻合较好。根据构造演化阶段响应特点及裂缝的发育期次总体特征和储层意义, 对裂缝的总体发育期次进行分析提炼。总体可分为三个主要的裂缝形成阶段。

3.2.1 第一阶段晚印支-燕山早期挤压成缝阶段

该阶段裂缝形成经历了晚印支-燕山早期构造旋回, 印支早期, 特提斯洋逐渐关闭, 并逐渐形成南东-北西向的构造挤压, 在晚印支-燕山早期发生构造强烈挤压, 并在燕山早期形成北西向走滑。

挤压早期, 产生低角度和高角度微裂缝, 缝宽一般小于2mm, 浑浊-白色方解石脉完全充填。构造增强期, 裂缝扩充, 可形成大于1cm的构造缝, 并形成部分表生岩溶微裂缝和层间缝。缝内白色方解石脉半充填-近完全充填。

3.2.2 第二阶段晚燕山-早喜山拉张成缝阶段

该阶段经历了晚燕山-早喜山构造运动旋回, 此阶段西太平洋与亚洲大陆碰撞, 古太平洋消失, 进入新太平洋演化阶段, 该阶段应力机制发生根本性改变, 由NW-SE向挤压应力环境突变为SE-NW向拉张环境。

该阶段受拉张作用影响, 形成高角度和低角度的张性裂缝, 缝宽一般在0-1mm之间。白色方解石脉半充填-近完全充填, 后期形成缝合线和层间缝。

3.2.3 第三阶段早喜山晚期-晚喜山期挤压坳陷成缝阶段

该阶段经历了早喜山晚期-晚喜山期构造旋回, 随着西太平洋边缘海盆向西扩张, 印支板块对欧亚大陆的强烈挤压结束了区内拉张背景, 并形成了挤压隆升阶段。

该阶段形成构造缝合线及高角度裂缝, 深灰色泥质及少量方解石脉充填。

4 裂缝的储集性

4.1 裂缝的储层有效性特征

通过岩芯观察研究及和成像测井及室内分析工作揭示裂缝形成具有多期次性, 同时, 不同时期裂缝的后期遭到了方解石、泥质等充填物的破坏, 形成了有效裂缝与被充填的裂缝共存的特点, 图6统计反映了有效裂缝 (高导缝) 和封堵裂缝 (高阻缝) 的共存特点。因此, 不是所有的裂缝在现今都是有效的储集性裂缝。为此, 本次研究中对现今有效裂缝的保存情况进行了分析, 进而分析有利于有效裂缝储层发育和保存的条件, 主要具备以下特点:

4.1.1 晚期构造运动形成的裂缝易于形成有效裂缝

岩芯观察显示, 早期的裂缝由于地层水的活动较强而普遍被方解石或泥质充填, 因此难以保存, 而晚期形成的裂缝则容易保存。

4.1.2 早期宽缝带易于残留孔隙

早期较宽的裂缝带由于方解石相对较难完全充填, 而得以保存部分参与的裂缝空间。

4.1.2 流体的注入有利于早期方解石脉的溶蚀

油气的晚期充注对裂缝也有改造作用, 在充注的同时也改善了裂缝的孔隙空间。

4.2 裂缝的储层物性特征

结合铸体薄片普通薄片及扫描电镜研究, 对研究区块青龙组碳酸盐岩储集空间的特征进行了研究。青龙组储集空间主要可识别出孔隙及裂缝两种类型。孔隙类型可进一步细分为原生孔隙和次生孔隙两种类型, 裂缝则可分为溶蚀缝和构造缝两种类型。分析认为研究区上古生界裂缝普遍发育, 裂缝普遍发育孔隙, 且可形成Ⅱ-Ⅲ储层。

5 结论与认识

(1) 研究区裂缝综合研究揭示碳酸盐岩裂缝具有多期次、多类型、多方向、多尺度的特点。

(2) 裂缝发育演化特征研究研究表明不同地区裂缝发育具有相似的阶段性, 总体可划分为三个主要的成缝阶段。

(3) 裂缝的储集性研究表明晚燕山-早喜山拉张运动形成的裂缝易于形成有效裂缝;晚印支-燕山早期挤压运动形成的宽缝带易于形成残留孔隙, 流体的注入有利于早期方解石脉的溶蚀。

参考文献

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裂缝性碳酸盐岩 篇4

1 地址概况

本文所研究的是新疆某地碳酸盐岩构造裂缝, 其位置在塔里木盆地的西北缘, 研究区中的构造主要是柯坪构造带, 区内是五排逆冲推覆构造带, 其中在近北东东向, 有一最南缘最大的逆冲推覆构造带, 其柯坪构造带中的面积约为2万km2, 构造带的长有300km左右, 其宽约有65km到74km之间。由于受到欧亚板块以及印度板块相互碰撞的影响, 加上天山地区的造山等各种影响, 使得在本地柯坪构造带受到强烈的挤压, 从而形成了目前的五排逆冲推覆构造带。在进行碳酸盐岩的研究中, 其层厚对构造裂缝的影响中, 为了避免构造裂缝的影响以及岩性影响, 最终选择的是构造比较稳定, 且岩性较为单一的裂缝来进行测量和统计分析。本文所研究的是岩性变化比较小, 且构造裂缝比较稳定的剖面来进行研究, 所选择的剖面为奥陶系灰岩类。

2 岩层厚度对碳酸盐岩构造裂缝面密度的影响和控制

对于储层储集的有关裂缝参数中, 裂缝的密度是最重要的参数之一。其中, 裂缝的密度可分线密度以及面密度、体密度。而线密度不能有效地反映出裂缝密度情况, 是属于相对密度, 而体密度可以反映出裂缝密度, 不过却不能有效地进行测量。因此, 本文所主要采用的是面密度来进行研究构造裂缝的有关情况。在进行有关碳酸盐岩裂缝面密度的有关统计中, 可以分析得到碳酸盐岩构造裂缝的面密度以及岩层厚度具有相对的关系, 即岩层的厚度越大, 其构造碳酸盐岩的裂缝面的密度就越小。如果把各个级别的岩层厚度裂缝面密度进行平均值以及层厚的有关平均值进行有效的线性拟合, 就会得到碳酸盐岩的构造裂缝面密度的有关平均值和层厚平均值是较好的线性关系, 即岩层的厚度随着增加, 其构造裂缝面密度线性就会减少。因此, 薄层的发育构造裂缝要比厚层更有优势。

3 岩层厚度对碳酸盐岩构造裂缝分数维控制及其分析

一般情况下, 岩石在破裂过程中, 裂缝具有一定的分形分布特征。通过对裂缝的这种特征进行有效的分析和研究, 可以发现裂缝的发育程度, 同时得出裂缝分布的有关均匀性特点。本文主要结合岩层厚度来进行分析构造裂缝分数维和岩层厚度的有关联系。通过对构造面的青松剖面以及其他构造面裂缝的分形特征分析, 利用数格子的方法进行研究, 先在测量面上进行选取一个区域, 然后将此区域划分为若干长的格子, 然后确定格子数目, 再得出相应的数值, 最后利用有关计算进行回归分析, 求出有关剖面裂缝分数维。

然后把不同的岩层厚度碳酸盐岩构造裂缝分数维进行分析和统计, 从中可以得出有关岩层厚度以及构造裂缝分数维的关系呈负相关关系, 即岩层厚度越薄, 其构造裂缝的分数维就越大。如果把各个的级别中岩层厚度的裂缝分数维进行有关平均值以及层厚的有关平均值进行分析拟合, 就会得出碳酸盐岩的构造裂缝中分数维的平均值与岩层厚度的平均值有较好的线性关系。

其中, 如果把岩层厚度不同的碳酸盐岩构造裂缝分数维以及面密度有关值进行拟合, 也会得出有关碳酸盐岩的构造裂缝分数维的有关平均值以及面密度的有关平均值都具有良好线性关系。通过裂缝分数维的有关统计结果得出, 对于相同的裂缝面密度一样的条件下, 对于分数维较大的情况时, 裂缝的分布就会越均匀, 不过其渗透性比较差。而分数维越小的情况下, 其裂缝的分布就越不均匀, 不过其渗透性就越好。

结语

综上所述, 对于碳酸盐岩地层的厚度和构造裂缝面的密度具有负相关的关系, 即碳酸盐岩的地层如果较薄, 其发育构造裂缝就会更加容易, 构造裂缝的密度就会越大。相对地, 在岩层厚度随着不断的增加, 其构造裂缝面密度的线性就会不断的减小, 其岩层较薄的碳酸盐岩的构造裂缝面的密度比较大, 其裂缝的规模就越小。而岩层较厚的碳酸盐岩构造裂缝面密度比较小的情况下, 其裂缝的规模比较大。

对于碳酸盐岩的构造裂缝分数维和碳酸盐岩的裂缝面密度具有相应的关系, 其两者能够对构造裂缝的发育程度具有一定的决定作用, 即构造裂缝的面密度如果很大, 其分数维的值就会更高, 而裂缝就会更加发育良好。同时, 在裂缝的面密度如果是同样的条件下, 对于分数维如果越大的情况下, 其裂缝的分布会更均匀, 而渗透性相对就比较差。分数维越小的情况下, 其渗透性相对较好。

摘要：碳酸盐岩构造裂缝在其发育中, 受到岩层厚度的影响非常大。据有关研究和统计结果表明, 对于碳酸盐岩构造的裂缝面的密度以及岩层的厚度具有负相关关系, 其关系是岩层的厚度越大, 其碳酸盐岩构造裂缝面的密度往往越小, 其碳酸盐岩构造裂缝的规模越大。相反, 如果岩层的厚度越小, 其碳酸盐岩构造裂缝的密度就越大, 其裂缝的规模也就越小。构造裂缝的分数维和裂缝面的密度具有密切的关系, 他们对构造裂缝发育的程度具有影响作用。

关键词：岩层厚度,盐酸盐岩,裂缝面密度,碳酸盐岩地层渗透性,影响

参考文献

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[2]付晓飞, 苏玉平, 吕延防, 等.断裂和裂缝的分形特征[J].地球科学——中国地质大学学报, 2007:32 (02) :227-234.

裂缝性碳酸盐岩 篇5

关键词：塔中,缝洞型碳酸盐岩,连通性,试井,注水,开发对策

塔中古隆起是塔里木盆地大型油气富集区之一,海相碳酸盐岩礁滩复合体、内幕不整合及深层白云岩是主要勘探开发阵地[1]。该区礁滩体主体部位及断裂附近,靠断裂形成次生裂缝和岩溶作用形成孔隙储存油气,礁滩体大小规模不同,构造断裂运动复杂,储层非均质性极强,储集空间复杂[2—4]。多缝洞多渗流单元复合油藏在生产中呈现出单井产能、含水变化多样特征[5—7]。开发关键在于油气藏储层特征和流体分布规律研究,并分析井间储层连通性及流体流动通道,进一步划分开发单元,制定合理开发技术对策[8,9]。

前人在缝洞型碳酸盐岩井间连通性分析研究上,已取得了一系列成果,形成了压力趋势法、生产干扰特征分析、流体性质对比和干扰试井、示踪剂等间接和直接的判定方法[10]。对于复杂缝洞型碳酸盐岩而言,在储层连通性分析及流动单元划分上,仍值得进一步研究。通过常规井间连通性分析方法,结合储层反演和缝洞雕刻等静态地质特征,与现代产量递减分析、解析试井和数值试井等动态分析方法相融合,修正同一连通储层边界范围,动静态结合精细划分流动单元,描述储层连通特征[11]。并应用到注水措施中,取得良好效果。为缝洞型碳酸盐岩高效开发提供基础理论依据。

1 缝洞型碳酸盐岩井间连通性分析

井间连通性判断,分为间接和直接方法。间接方法包括: 构造成藏特征类比、压力趋势、生产干扰特征分析、流体性质对比、酸化压裂后储层压力特征,直接方法包括: 干扰试井、示踪剂监测[12—15]。

1. 1 构造成藏特征类比

塔中地区奥陶系油气藏为三期成藏过程: 第一期为加里东晚期成藏,油气来源于寒武系-下奥陶统烃源岩,早海西期构造抬升造成油气藏大范围破坏;第二期为晚海西期成藏,油气来源于中上奥陶统烃源岩; 第三期为晚喜山期,深层寒武系原油裂解气形成,沿深大断裂向奥陶系充注,对油气藏进行气洗改造,从而形成凝析气藏。

塔中I号断裂带及其派生的走滑断裂为晚期天然气充注通道,断裂附近储集体及圈闭形成良好油气保存条件。远离走滑断裂的油气藏,受气侵作用弱,以油藏或挥发性油藏为主。因此受多期成藏及走滑断裂影响,储层形成空间叠置连片特大型油气藏,同一成藏期次或同一走滑断裂改造影响下为储层连通性创造有利条件。

1. 2 压力趋势

根据“压降漏斗”理想化原理,油气藏在开发过程中,当压力波及到整个边界,压降达到拟稳态后,储层内部各处压降趋于定值,压降只与时间有关,与位置无关。

当多口井处于同一个压力系统内( 互为连通井组) 正常生产时,各井井底流压下降趋势基本保持一致,即压降基本保持一致。

1. 3 生产干扰特征

同一压力系统下井组正常生产时,当其中某口井改变工作制度,势必造成储层内部压力场重新分布,从而影响其余井压力、产量。原理与干扰试井类似,故又称之为类干扰试井。

1. 4 流体性质对比

油气藏内流体非均质性特征可作为判断连通性重要依据。油气藏相互连通时,流体混合作用可部分或完全消除油气在运移成藏过程中造成的组分差异。而油气藏之间相互不连通,由于油源差异、生物降解和后期成藏条件下温度压力影响,流体非均质性将长期保存。故各井流体性质、高压物性特征可作为判断油气藏内部横向及纵向连通性依据之一。

1. 5 酸压后储层压力

酸化压裂为缝洞型碳酸盐岩储层改造重要工艺。通过酸化压裂注入地层总液量大小与停泵后测压降时泵压大小相比较,可反映缝洞体规模特征[16,17]。酸压人工裂缝有效沟通极大天然缝洞体时,往往停泵后测压降泵压低。而储层天然缝洞不发育,储层偏干,人工裂缝也未能有效沟通天然缝洞,酸化压裂过程泵压持续较高,井底附近泄压不畅,存在憋压,停泵后泵压较大。

当某口新完井酸化压裂后停泵测压降,停泵后井筒流体几乎不再流动,管柱内流体摩阻可忽略,此时井底压力可等效为井筒内流体液柱压力加井口泵压。即可折算此时井底压力,当某口井酸压后折算井底压力远小于区块原始地层压力时,说明地层能量亏空,缝洞体内流体已被采出。分析该亏空井周围邻井,判断与哪口井连通,此方法可作为井间连通性判断依据之一。

1. 6 干扰试井

干扰试井一般以一口井为激动井,通过改变激动井工作制度,在地层内造成压力变化,形成干扰信号。并在观测井井底投放高精度电子压力计,测试压力变化,用以判断激动井与观测井之间连通性[18]。

1. 7 示踪剂监测

向井内注入示踪井,并对观测井进行取样,分析化验样品内示踪剂含量,从而判断井间连通特征。示踪剂包括: ( 1 ) 化学示踪剂。易溶无机盐,如SCN-、CL-、Br-、I-、NO3-等作为水示踪剂; ( 2) 放射性同位素。含氚化合物,如氚水(3HHO) 、氚化氢(3HH) 、氚化庚烷(3HC7H15) 等,可用作水示踪剂、油示踪剂、气示踪剂或油水分配示踪剂; ( 3) 稳定性同位素示踪剂。无放射性同位素,如12C、13C、15N、18O、Gd( 含157Gd、155Gd、152Gd) 等。( 4 ) 微量物质示踪剂。包含各类荧光物质、稀土元素、微量离子等,取样并利用电感耦合等离子质谱对样品进行分析,从而判断井间连通性[19]。

2 连通储层边界划分

2. 1 技术思路

针对缝洞型碳酸盐岩“一井一藏”地质特征,进行储层连通性分析和开发单元划分,首先进行井间连通性分析,判断油气藏为单井单元或多井单元,再利用压力恢复不稳定试井判断油气藏边界、生产数据试井分析动储量及泄流面积,结合地震反演储层预测及缝洞雕刻等静态地质特征并相互约束,再利用数值试井划分连通储层进行动态拟合验证。当拟合效果较好时,则认为划分连通储层边界可靠,当拟合效果不佳时,重新结合储层预测及缝洞雕刻刻画边界并调整相关储层参数( 流度比M、分散比D) ,直至拟合效果良好。动静态结合进而精细刻画连通储层边界,合理划分开发技术单元。总体技术思路流程如下( 图1) 。

2. 2 实例分析

JYb井所在缝洞带发育挤压性质北东向走滑断裂控制的断背斜,井点位于受北东向走滑断裂控制的局部构造高部位,圈闭面积较小,幅度较低。储层处于奥陶系碳酸盐岩层间岩溶发育区,位于为良里塔格组台缘区。一间房组-鹰山组层间岩溶储层受北东、北西向走滑断裂控制,岩溶储层受断裂叠加改造作用明显。在过JYb井大型缝洞集合体叠前深度偏移地震剖面上可见,一间房组顶面附近表现为“串珠群”地震响应特征,井区内沿北东向走滑断裂串珠密集发育。

该大型缝洞集合体内JYa井于2013 年6 月12日投产,截至JYb井完井时已累产油15 799 t、气940 × 104m3、水43 t,两井相距1 650 m。

钻井过程中JYb井未发生漏失放空,测井解释Ⅱ类裂缝孔洞型油层8 m /1 层,孔隙度4. 3% ;Ⅲ类孔洞型储层32. 5 m /3 层,孔隙度0. 1% ~1. 2 % 。投产前进行酸化压裂改造,累计注入地层358 m3,酸压过程排量不变,泵压大幅降低,停泵测压降泵压为0。利用Fracpro PT酸化压裂分析软件,模拟酸压过程井底压力变化过程,在注入地层25 方液左右时,井底压力大幅降低( 幅度30MPa) ,人工裂缝有效沟通天然缝洞体,模拟得到酸压后停泵初始井底压力为67. 2 MPa( 井底垂深7004 m) ,折算压力系数仅0. 98 ( 图2 ) 。而该缝洞带JYa井初始地层压力系数为1. 11,说明JYb井储层属于低压异常。酸压后开井放喷求产不出液,储层能量存在亏空。

JYa与JYb井地震剖面上处于同一大型缝洞集合体,平面上储层反演预测,储层延断裂展布,静态地质特征反应两井具有连通可能( 图3) 。

JYa井投产后进行压力恢复试井测试,双对数曲线反应该井为典型条带状储层特征,选择: 井储+表皮+ 视均质储层+ U型条带状边界模型进行拟合分析,拟合效果良好( 图4) 。得到地层系数25 800 ×10- 3μm2·m、渗透率1 200 × 10- 3μm2、表皮系数- 4. 25、初始地层压力系数1. 15,三条边界距离789、1 744、1 680 m,边界特征反映储层为类似于延南北向断裂展布的条带状特征,且边界距离已大于两井距离1 650 m,两井存在连通可能。

对JYa井进行生产数据试井分析,利用Log-Log及Blasingme曲线拟合分析,得到原油动态储量43. 9 × 104t,等效泄流半径764 m,等效泄流面积达到1. 73 km2。

根据平面均方根振幅属性地震反演储层预测,利用数值试井刻画储层边界,并结合缝洞雕刻划分出不同渗流区域( 图5) ,并将解析试井得到部分储层参数移植到数值试井中,反复调整储层边界及反映各渗流区域特征参数,主要参数包括流度比M反映各渗流区域渗透率特征[式( 1) ]、分散比D反映各渗流区域压力传导能力[式( 2) ]、储能比反映各渗流区域动态储量大小[式( 3) ],从而使双对数曲线拟合良好,并利用全压力历史拟合验证( 图6) 。最终划分连通储层边界范围,并评价不同渗流区域储层渗流特征。得到: 内区地层系数25 600 × 10- 3μm2·m、动储量23. 1 × 104t,通道1 渗透率980 ×10- 3μm2、动储量2. 3 × 104t,通道2 渗透率1 520 ×10- 3μm2、动储量7. 6 × 104t,通道3 渗透率760 ×10- 3μm2、动储量1. 5 × 104t,JYb井所处缝洞2 渗透率11 001 × 10- 3μm2、动储量8. 6 × 104t,外区渗透率12 × 10- 3μm2、动储量0. 8 × 104t。

式中,M为流度比; D为分散比; ω 为储能比; K为渗透率( μm2) ; h为储层有效厚度( m) ; Kh为地层系数( μm2·m) ; μ 为地下原油黏度( m Pa·s) ; ф 为孔隙度; Ct为地层综合压缩系数( 1 /MPa) 。

动静态结合精细刻画了JYa与JYb井组储层连通边界范围,并评价储层展布特征及不同渗流区域渗流特征和储量分布情况。后期可建议对JYb井注水,进行井组开发。

3 注水开发

3. 1 单井替油

ZG1 井位于塔中Ⅰ号坡折带中古16 号上奥陶统岩性圈闭,地震反射单串珠状特征,挥发性油藏。钻井过程中出现多处放空、溢流、漏失,累计漏失钻井液3 220. 14 m3,良好钻遇天然缝洞体。该井周边未部署井,为独立的流动单元。生产数据试井分析该井定容特征明显,Blasingme曲线拟合得到油动态储量21. 96 × 104t,等效泄流半径490 m,等效泄流面积0. 75 km2。该井2008 年9 月23 日投产自2010年3 月22 日停喷,累产油2. 27 × 104t,基本不产水。考虑到地下亏空体积大约5. 85 × 104m3,首轮第一次注水20 014 m3、焖井103 d,第二次注水20 015m3、焖井14 d,开井生产油压15 MPa,开井一周内平均日产油105. 17 t、不含水。首轮共计注水40 029m3,开井生产累产油6 880. 29 t、累产水3 823. 61m3,注水替油效果较好,吨油耗水率0. 55 m3/ t。第二轮注水20 062 m3、焖井21 d,开井生产累产油1 890. 11 t、累产水3 774. 08 m3,吨油耗水率2. 00m3/ t。第三轮注水9 936 m3、焖井17 d,开井生产高含水,含水率达90% ,累产油459. 53 t、累产水2 956. 73 m3,吨油耗水率6. 43 m3/ t。第四轮注水8 301 m3、焖井80 d,开井生产高含水,含水率达90% ,累产油1 811. 41 t、累产水9 872. 29 m3,吨油耗水率5. 45 m3/ t。多轮次注水替油,吨油耗水率逐渐变大( 每产出一吨油所产出水逐渐增多) ,反应缝洞体内油水界面逐渐抬升,注水开发后期效果逐渐变差。

ZG2 井位于塔中北斜坡塔中10 号带,钻探奥陶系鹰山组岩溶风化壳,地震剖面为串珠状强反射特征,钻井过程井漏失返,累计漏失钻井液125. 34m3。该井周边未部署井,为独立的流动单元,高含凝析油凝析气藏( 凝析油含量710 g /m3) 。投产前进行压力恢复不稳定试井测试,双对数曲线反映储层为典型内好外差复合型特征,选择: 井储+ 表皮+径向复合型储层+ 无限大边界模型拟合分析,得到表皮系数0. 51、内区地层系数48 × 10- 3μm2·m、内区渗透率3. 78 × 10- 3μm2、复合半径72 m、外区渗透率0. 75 × 10- 3μm2,外区储层渗流能力极差,近似于定容封闭型缝洞体。注水前累产油1. 26 × 104t、累产水0. 66 × 104m3、累产气0. 11 × 108m3,地下亏空体积约12. 96 × 104m3。多轮注水累注5 454 m3( 费用15. 9 万元) ,累计增油2 576 t、累计增气85 ×104m3,注水创造收益1 216 万元,经济效益可观。实践充分证明了缝洞型碳酸盐岩凝析气藏注水开发是可行的。

3. 2 井组驱油

TZ1 井位于塔中 Ⅰ号坡折带塔中62 号上奥陶统岩性圈闭,总体表现为北西-南东向线状背斜形态。地震剖面为串珠状特征,凝析气藏。该井钻井过程揭开奥陶系良里塔格组颗粒灰岩后出现多次漏失( 漏速度达2. 1 ~ 12. 1 m3/ h) ,累计漏失钻井液1 140 m3,良好钻遇天然缝洞体。完井后试油求产5mm油嘴油压36 MPa、日产油29. 28 t、日产气220 410 m3、不产水,于2006 年4 月6 日正式投产。

TZ2H井为TZ1 井东南边一口水平井,井轨迹与伴生断裂方向一致,距伴生断裂10 ~ 35 m,井底位置距离TZ1 井约450 m ( 图7) 。储层空间主要为礁滩体溶蚀缝洞,地震剖面表现为串珠状强反射特征。钻井过程出现井漏,漏失4. 1 m3( 漏速1. 1 m3/h) 。2009 年4 月22 日完井,采用遇油膨胀封隔器+ 压裂滑套分6 段酸压改造,井底段酸压时出现明显沟通天然缝洞特征,酸压后停泵测泵压降,将初始泵压折算为井底压力,其值低于同深度估算地层压力,呈现低压异常,储层存在亏空,怀疑井底段位置储层与邻井TZ1 储层存在连通,储层反演预测分析两井储层位于同一礁滩复合体中,呈北北西-南南东向展布,具有连通可能。

利用生产数据试井Log-Log曲线拟合分析( 图8) ,曲线反应TZ2H井为多储集体供液特征,并得到凝析气藏干气动态储量3. 77 × 108m3、等效泄流半径632 m,等效泄流面积达到1. 25 km2。而TZ2H井周缝洞雕刻面积仅0. 55 km2,说明井控范围远不止井周缝洞雕刻区域,可能已波及到TZ1 井,两井存在连通可能。

根据储层预测构建TZ1 和TZ2H井组数值试井平面属性模型,反复调整相关参数及边界距离,最终达到双对数曲线及生产全程压力历史拟合良好,从动态上验证了两井储层连通范围。并得到不同渗流区域储层渗流特征及储量分布特征( 图9) 。

结合两井构造特征( TZ1 井位于构造低部位) ,进行低注高采,TZ1 井停喷后累计注水90 006 m3,费用270 万元。TZ2H累计增油3 123 t、增气47 ×104m3,产出1 253 万元,经济效益明显。同时考虑到该井组储层连通范围大,区域内不再布井。

4 结论

( 1) 通过井间连通性分析划分单井单元或多井单元; 再结合地震反演储层预测、缝洞雕刻大致判断储层可能连通范围; 利用不稳定试井和生产数据试井分析储层渗流特征、内外区边界距离和等效泄流面积、动态储量; 与静态地质特征相结合划分连通储层边界范围,构建数值试井平面属性模型进行动态拟合验证,调整相关参数、边界范围,达到双对数曲线及压力历史曲线拟合良好; 最终动静态相结合准确分析缝洞型碳酸盐岩连通储层边界范围。