岩心渗透率相关毕业论文

保护油气层技术是一项系统工程，它贯穿在地质、钻井、固井、测井、射孔、酸化、压裂、试油、采油（气）、修井、注水等作业的全过程中，每一项作业都应该重视保护油气层，否则便会造成油气层伤害。完井过程中保护油气层实用技术是：选择适当的完井方式。对于射孔完井则采用优质射孔液，大孔径、合理密度、深穿透优化射孔参数等。对于需要压裂、酸化完井的油气层，压裂液、酸液配方针对地层特点，经室内筛选优化确定；气层压裂酸化破胶水化要控制好，应加助排剂，作好返排工艺措施，必要或有条件时采用液氮助排；加入黏土稳定剂。

塔河六区储层保护

（1）储层敏感性分析

1）速敏评价实验。本实验以不同的注入速度向岩心注入实验流体（水或煤油），并测定各注入速度下的岩心伤害率，从注入速度与渗透率的变化规律，判断油气层岩心对流速的敏感性。速敏评价结果见表3-17。

表3-17 某井10＃岩心速敏实验结果

速敏实验曲线见图3-169。

从表3-17和图3-169看出：该岩心渗透率损害率最大只有，因此断定6区储层基本无速敏。

2）水敏评价实验。先用模拟地层水测定岩心渗透率，再用次地层水测定岩心渗透率，最后用淡水（去离子水）测定岩心渗透率，计算淡水引起岩心中黏土矿化物的水化膨胀及造成的损害程度。实验结果见表3-18。

图3-169 某井10＃岩心速敏实验曲线

从表3-18看出：该储层存在弱水敏，原因可能在于储层岩心中含有极少量的黏土矿物，尤其是水敏性矿物，如蒙脱石矿物等。

表3-18 某井12＃岩心水敏实验结果

3）盐敏评价实验。通过向岩心注入不同矿化度等级的盐水，并测定各矿化度下岩心对盐水的渗透率，根据渗透率随矿化度的变化情况评价盐敏损害程度，并确定盐敏临界矿化度。实验结果见表3-19。

表3-19 某井7＃岩心盐敏试验结果

根据盐敏实验结果可以判断，7＃岩心盐敏程度不大，其盐敏临界矿化度为80000mg/L。

4）碱敏评价实验。地层水pH值一般呈现中性或弱碱性，而大多数钻井液和水泥浆的pH值在8～12之间。当高pH值流体进入油气层后，将造成油气层中黏土矿化物和硅质胶结物的结构破坏而释放微粒，引起油气层的堵塞损害。此外，大量氢氧根与某些二价离子结合会生成不溶物，也会造成油气层的堵塞损害。实验结果见表3-20。

表3-20 某井1＃岩心碱敏实验结果

由实验结果可见，随着pH值升高，岩心渗透率变化不大，表明该区块无碱敏。

5）酸敏评价实验。油气层的酸敏性是指油气层与酸作用后引起渗透率降低的现象。用盐酸、土酸与岩心实验结果见表3-21。

表3-21 某井6＃和12＃岩心酸敏实验结果

从实验结果可以看出：6＃岩心的酸敏性很弱，说明该块岩心适合于用盐酸对其进行解堵处理；12＃岩心的酸敏性呈中等水平，表明该块岩心不适合于用土酸对其渗透率进行恢复处理。

6）应力敏感性分析。本试验利用塔河6区天然裂缝性岩心评价该区应力敏感性损害程度。试验采用定排量增加有效应力的方法，测定岩心在有效应力不断升高条件下渗透率变化规律。然后再降低有效应力，测定岩心的渗透率恢复情况。试验温度为室温，驱替介质为200000mg/L的NaCl盐水。试验结果见表3-22，表3-23。

表3-22 应力敏感性损害试验数据表（σ升高）

表3-23 应力敏感性损害试验数据表（σ降低）

由图3-170看出：随着有效应力增加，试验岩心渗透率呈下降的趋势，总体表现为先急后缓的趋势。在有效应力为以前的区域内，单位岩心渗透率随着有效应力的增大呈现出剧烈的下降（×10-3μm2/MPa）；在有效应力为以后的区域内，岩心渗透率随着有效应力的增加，下降趋势明显变缓（×10-3μm2/MPa）；当达到本试验最大有效应力时，岩心的损害率为。

图3-170 有效应力对渗透率的影响

由表3-23看出：当有效应力降低后，岩心渗透率得到一定程度的恢复，本试验岩心渗透率最高恢复率只有。

综上所述：塔河油田6区油藏表现为无速敏，弱水敏，无盐敏、碱敏、酸敏。且储层表现为强应力敏，最大损害率达，最大恢复率达，裂缝闭合拐点54MPa。

（2）油层损害因素分析及油层保护技术

油层损害主要受孔隙、裂缝、洞孔间系统的控制，其储层损害有以下几点：

1）酸压解堵过程中，酸液与岩石发生反应生产酸渣而堵塞地层。

2）裂缝宽度小于100μm的微缝约占，入井液中的固相颗粒进入到储层微缝而堵塞油层。

3）碳酸盐岩缝缝洞洞流道表面比较光滑，增大油层深部损害。

4）储层存在强应力敏，渗透率的减少将难以得到恢复。

由于奥陶系油藏为裂缝-溶洞型、裂缝-孔洞型、裂缝型为主，其渗透率在数百至数千毫达西之间变化。分析产油方式为：孔洞储油-裂缝产油、溶洞储油-裂缝产油、多裂缝连通产油，因而有效保持裂缝的有效条数和开度是油层保护的重中之重，因此完井过程中采取的保护措施是：

1）塔河油田6区奥陶系油藏岩石坚固致密，在原始地应力不被破坏的情况下，井眼稳定，故选择以裸眼完井方式为主。另外，考虑该油藏含油层段长，油层之间物性差异大，开发后期需要进行堵水、压裂、酸化等工艺，部分井采用尾管固井完井方式。

2）射孔完井时采用负压射孔，射孔负压值为3～5MPa。射孔液基液采用高矿化度盐水或处理后的油田污水，悬浮固相颗粒含量≤5mg/L，粒径中值≤3μm。

3）作业压井、洗井循环时所有入井液其矿化度要高于80000mg/L，以防止因入井液与地层水不配伍造成的垢沉淀而堵塞裂缝。稠油井入井液温度要高于80℃，防止稠油冷却凝固以及产生胶质、沥青质沉淀堵塞地层。

4）用前置液HGRJ进行酸压时，120℃时黏度保持为85mPa·s，以减少滤失，在挤注完凝胶酸后即迅速破胶，破胶率不低于98%，使用的HGRJ残渣余量小于5%～7%。

5）由于6号区块奥陶系油藏裂缝应力敏感性强，试验证明当地层压力降至54MPa裂缝出现闭合拐点，因而生产过程中压差控制在2～3MPa以内，以防止过大造成地层中裂缝渗透率下降的不可逆伤害。

塔中奥陶系碳酸盐岩储层敏感性研究

塔中奥陶系碳酸盐岩储层是塔里木油田的一种特殊油气藏，成藏条件复杂。随着油气勘探开发的深入，由于其特殊的地质特征和较强的敏感性，常常影响油气勘探和油井正常生产。为此，中油塔里木油田分公司联合石油大学（北京）和西安石油大学通过室内实验，分析该储层造成伤害的主要因素、伤害机理和伤害程度，提出相应的储层保护对策。

（1）储层敏感性评价实验与伤害机理

1）速敏。塔中奥陶系储层中黏土杂基矿物含量较高，类型复杂，在岩石中与碳酸盐矿物共生。在流体动力作用下，黏土杂基矿物暴露，失去结晶碳酸盐矿物的黏结保护，随流体一起运移。由于裂缝弯曲多变，宽窄不一，流体容易发生流速和流态变化，在裂缝的某一部分产生冲刷剥蚀，在另一部分产生沉淀。当微裂缝细小、沉淀物堵塞有效流动通道时，岩样渗透率将丧失，产生储层伤害。

储层岩心速敏伤害实验结果见表3-24，储层属于中偏强—强速敏，平均伤害率，临界流速为～。

2）水敏、盐敏。水敏矿物含量的多少与种类是储层水敏、盐敏的物质基础。塔中奥陶系碳酸盐岩储层微裂缝中存在泥质、灰质等胶态矿物，入井流体与微裂缝周围的泥质矿物接触，由于这些矿物的强吸水性，势必导致隐晶质和胶态黏土、灰泥等吸水后膨胀，使本来极小的孔隙更小，束缚水饱和度加大，导致渗透率急剧降低。同时，由于吸水后泥质矿物膨胀解体，微粒发生运移，堵塞微裂缝，导致渗透率降低。

储层孔隙结构极差，水锁伤害将大大超过水敏伤害。水锁伤害机理为：①液相聚集或滞留；②水锁效应产生附加毛细管力；③矿物表面水膜增加了水溶液的极性，双电层使流体与孔隙表面的力的性质发生明显变化，使毛细管力转化为静电引力和分子间力，油滴、气泡不易克服这种静电引力通过孔喉，从而造成永久性伤害；④基块孔喉的排驱压力使储层中的油气不易运移，因此容易发生水锁、水堵等地层伤害。

表3-24 岩心速敏实验结果

模拟地层水矿化度为。从储层岩心水敏及盐敏实验结果（表3-25）可知，在纯水条件下，储层属强伤害，临界矿化度为地层水总矿化度。因此，入井流体矿化度不能低于地层水总矿化度，否则可能对储层造成强伤害。

表3-25 岩心水敏及盐敏实验结果

3）酸敏。储层中大量泥质矿物与碳酸盐矿物混生，形成小孔微细喉道，储层物性差，但在人工造缝后渗透率大大提高。由于人工裂缝宽度较大，虽然岩石中存在大量泥质矿物，在碳酸盐矿物被酸溶解后，黏土矿物得以释放，形成微粒。但这些微粒和新形成的胶体微粒的大小不足以堵塞裂缝，可以从微裂缝中顺利排出。酸液增大了微裂缝的宽度，使得储层渗透率大大提高。实验结果表明，合适的酸压可以有效地提高碳酸盐岩储层油气产能。

由储层岩心酸敏实验结果可知，储层基本无酸敏（表3-26）。

表3-26 岩心酸敏实验结果

4）碱敏。储层岩石裂缝中和基体中含有大量碱敏矿物泥质、云泥、灰泥，这些物质在强碱性环境中极不稳定。强碱性水溶液会破坏泥质硅酸盐矿物和碳酸盐矿物，并使它们解体，形成各种不溶胶态物质，堵塞孔隙喉道，使渗透率大大降低。

由储层岩心碱敏实验结果可知，储层属弱碱敏-中偏弱碱敏（表3-27）。

表3-27 岩心碱敏实验结果

5）应力敏感。储层灰质软，碎屑岩屑含量高，岩石具有塑性，在强压下颗粒容易发生粒间滑动，使岩石发生整体流变。岩块可能沿裂缝壁滑移，改变岩石孔喉网络结构，使原先开放的裂缝闭合，从而导致储层渗透率的减小。

从不同岩心在升压时渗透率比值变化中可知，储层在加压时渗透率明显降低，为强应力敏感性储层。

（2）结论

1）塔中奥陶系碳酸盐岩储层是以微孔、微喉和微裂缝为特征的裂缝性油气藏。储层基体以各种微孔隙、晶间孔、粒间孔、溶蚀孔隙为主，裂缝以构造微裂缝、压溶缝和构造溶蚀缝为主，储层岩石矿物具强亲水性，地层压力不足。

2）敏感性实验结果表明，储层具强速敏、强水敏及盐敏、强应力敏、弱—中强碱敏、无酸敏。

3）水锁、速敏、水敏及盐敏、应力敏对储层岩石渗透率伤害均较大，碱敏也会对储层造成一定伤害。要保持油气藏稳产高产，首先应设法保护地层压力。由于酸性入井流体不会对储层造成伤害，合适的酸压可以有效地提高碳酸盐岩储层油气产能。

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＠。

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 Xiangjiao1，2，Jiang Hanqiao1，Wang Haiying2，Wei Cong2，Zhao Libin2，Cheng Hua2

（ laboratory of Petroleum Engineering，Ministry of Education，China University of Petroleum，Changping，Beijing，102249； 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 of the complexities on the formation mechanism of fracture，the fracture reservoir are the keystone and difficulty of present，there are many methods for fracture prediction，which also have many limitations in 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 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 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 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 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＜×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］

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。

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。大北102井和大北1井次之，平均值为。大北101井和大北 104井裂缝开度最小，平均值为。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，平均值分别为和；大北101井和大北102井微观裂缝开度较小，平 均值分别为和。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，裂缝共232条，平均裂缝线密度 为条/m，平均面密度为。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，平均裂缝线密度为条/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 条/m，大北202井次之，平均裂缝线密度为条/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～条/m，大北 102井中裂缝不发育，裂缝线密度小于条/m。

3 储层裂缝分布预测

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］。

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。

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

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

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。

储层属性建模

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

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

模型可靠性评价

储量检验

根据有效储层下限标准，取孔隙度大于％，渗透率大于×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％。

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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