[发明专利]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

说明书

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。