袁 龍， 信 毅， 吳思儀， 虞 兵， 羅丹婷， 馬旭東

( 1. 中國石油集團測井有限公司 測井應用研究院，陜西 西安 710000； 2. 中國石油塔里木油田公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000； 3. 中國石油集團測井有限公司 長慶分公司，陜西 西安710000； 4. 中國石油大學(北京) 地球物理學院，北京 102249 )

0 引言

庫車坳陷克深區(qū)塊是塔里木油田天然氣勘探開發(fā)的重點區(qū)域，其儲層為白堊系巴什基奇克組，具備優(yōu)越的油氣地質條件及良好的天然氣勘探前景。儲集層埋藏深度為5～8 km，基質孔隙度為1.5%～5.5%，基質滲透率為(0.01～0.10)×10-3μm2，裂縫滲透率為(1.00～10.00)×10-3μm2，為深層低孔超低滲致密砂巖，研究區(qū)單井平均產氣量為37×104m3/d 。發(fā)育構造裂縫是儲集層高產的主要原因[1-3]。庫車坳陷克深地區(qū)裂縫具備裂縫發(fā)育的普遍性、裂縫分布規(guī)律的復雜性和儲層中裂縫的重要性特點。因此，儲層裂縫對油氣產能具有重要作用，從測井定性識別、優(yōu)化定量參數(shù)和裂縫發(fā)育控制條件等方面進行研究具有重要意義[4]。

裂縫性油氣藏在世界范圍內廣泛分布，具有可觀的油氣量[5]。隨非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的發(fā)展，深層裂縫性致密砂巖儲集層評價研究成為目前勘探領域熱點之一[6]。在裂縫識別方面，NELSON R A[7]、王允誠[8]利用巖心分析，結合常規(guī)測井曲線對裂縫進行定性識別和特征分析。在裂縫參數(shù)計算方面，SIBBIT A M等[9]利用三維有限元素方法，給出單一裂縫在傾角為0°和90°兩種極端情況下的雙側向測井響應和單一裂縫張開度公式；在研究Star—Ⅱ成像測井中井壁微電阻率掃描成像、井周聲波回波幅度成像及回波時間成像等基礎上，徐星等[10]提出裂縫參數(shù)計算公式。在測井新技術綜合評價方面，結合常規(guī)測井方法，關雎等[11]、柳建華[12]、司馬立強[13]，探討成像、偶極聲波和核磁共振測井裂縫發(fā)育控制因素與裂縫測井評價方法[14]。

裂縫測井評價方法主要是對水基泥漿提出的，有關油基泥漿裂縫方法的研究較少。在對水基和油基泥漿裂縫進行巖心刻度并分類的基礎上，研究聲電成像測井定性識別裂縫；分別從構造位置、巖性及現(xiàn)今最大主應力等方面，分析致密砂巖儲層裂縫發(fā)育程度和主控因素，為非常規(guī)致密油氣藏裂縫方面研究提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質背景

1.1 構造特征

庫車坳陷位于新疆阿克蘇地區(qū)拜城縣、塔里木盆地北部，北與南天山斷裂褶皺帶以逆沖斷層相接，南為塔北隆起，東起陽霞凹陷，西至烏什凹陷，是一個以中、新生代沉積為主的疊加型前陸盆地(見圖1)。庫車坳陷自北向南劃分為“兩帶一凹”，即克拉蘇沖斷帶、拜城凹陷、秋里塔格沖斷帶。

克拉蘇沖斷帶是天山南麓第一排沖斷構造，由北部單斜帶、克拉蘇構造帶兩個次級構造單元組成，構造帶南北向以克拉蘇斷裂為界可進一步劃分為克拉區(qū)帶和克深區(qū)帶。主力研究區(qū)Ks2氣藏位于Ks2區(qū)塊構造上。氣藏范圍內的儲層為白堊系巴什基奇克組第一、二、三巖性段。

1.2 儲集層特征

深層裂縫性致密儲集層埋深大，熱動力成巖作用相對較強，成巖過程中流體與巖石間的成巖反應也較強，導致儲集空間類型復雜多樣，有裂縫、粒內溶孔及殘余原生粒間孔，也有各種類型的溶蝕孔[15-17]。

(1)巖石類型及組分。研究區(qū)500余塊巖石薄片鑒定表明，巴什基奇克組巖石類型以巖屑長石砂巖為主，長石巖屑砂巖次之；石英(含硅質碎屑)質量分數(shù)為40.0%～60.0%，長石質量分數(shù)為20.0%～32.0%，以鉀長石為主，巖屑質量分數(shù)為16.0%～38.0%，主要為巖漿巖巖屑，其次為變質巖巖屑。

(2)儲集層物性。白堊系巴什基奇克組第一、二、三巖性段孔隙度主要分布在1.0%～7.0%之間，平均為4.1%；滲透率主要分布在(0.010～0.500)×10-3μm2之間，平均為0.055×10-3μm2，屬于特低孔、特低滲儲層。

(3)儲集空間特征。根據(jù)普通薄片、鑄體薄片及實驗鑒定結果，克拉蘇構造帶白堊系巴什基奇克組致密砂巖儲層孔隙類型主要有裂縫、粒間孔(包括粒間溶孔及殘余原生粒間孔)、粒內溶孔和微孔隙(見圖2)。

2 裂縫定性識別

2.1 精確標定成像測井

以水基泥漿巖心標定成像測井為例，精確識別油基泥漿裂縫。首先，對比由巖心掃描得到的地面伽馬與測井采集得到的自然伽馬，將巖心深度歸位到測井深度；其次，觀察巖心裂縫、誘導縫及層理等特征，與同一深度段的成像測井資料進行對比，分析不同類型裂縫在成像測井圖像上的規(guī)律特征；最后，對沒有取心資料的成像測井資料進行解釋(見圖3)。

圖3 研究區(qū)巖心標定成像測井

根據(jù)水基泥漿巖心刻度，總結高導裂縫(包含高、低角度裂縫及水平縫，為有效縫)、直劈縫、高阻縫(無效縫)及層理的典型圖像特征，其中高角度縫、直劈縫易被井眼垮塌、誘導縫信息覆蓋。因此，有收斂趨勢的正弦條帶可作為天然裂縫。

通過巖心精確標定成像測井，將巖心深度歸位到測井深度，觀察巖心裂縫、誘導縫及層理等特征，與對應深度段的成像測井對比，總結不同泥漿體系不同類型裂縫、誘導縫、層理及井眼垮塌在成像測井圖像上的響應特征(見圖4)。

水基泥漿成像儀器能獲取井壁或近井壁微小構造特征，獲取地質資料的能力取決于成像物體的大小。正常情況下，水基泥漿成像儀器能夠精確識別裂縫及井壁構造。采用油基泥漿成像儀器進行構造分析依據(jù)分辨率，可以進行大到中等厚度的地層分析，描述厚度更大、連續(xù)性更強的層理組合，反映不同的沉積環(huán)境，但是裂縫及井壁構造識別率較低。

在油基泥漿體系下評價裂縫是困難的：一方面，油基泥漿成像儀器是在非導電性泥漿中進行測量的，可以探測到幅度較大和構造明顯的裂縫確定方位，但某些因素將導致圖像模糊而影響裂縫識別率。另一方面，油基泥漿電成像儀器用較亮顏色顯示高電阻率，用較暗顏色顯示低電阻率，充填導電性水基泥漿的張開裂縫顯示具有導電性的暗顏色，閉合裂縫充填電阻率高的礦物，圖像顯示明亮顏色；充填非導電性油基泥漿的張開裂縫電阻率高，圖像顯示為白色，難以區(qū)分張開裂縫和閉合裂縫導致油基泥漿裂縫有效判別困難。以Ks2-12井為例(見圖5)，裂縫識別方面，水基泥漿電成像識別裂縫206條，油基泥漿電成像識別裂縫53條，油基泥漿電成像裂縫識別率為水基泥漿的25.7%；裂縫有效判別方面，油基泥漿電成像識別的高阻裂縫在水基泥漿中為高導裂縫，說明在油基泥漿中張開裂縫和閉合裂縫是難以區(qū)分的。

2.2 油基泥漿裂縫識別模塊研發(fā)與方法

在裂縫識別中，超聲成像測井資料不僅解決油基鉆井液井壁微電阻率成像質量差和圖像模糊問題，還可以提高原測井采集數(shù)據(jù)的利用率并降低成本。裸眼井中超聲成像測井技術具有攜帶信息量大、縱向分辨率高和方位探測等特性，較好滿足復雜儲層評價需求。

在井下偏心、井眼垮塌井段測量時，超聲成像儀器導致測量的信息部分過強或過弱，壓制地質信息，不利于后期解釋處理，需要進行環(huán)境校正(見圖6)提高圖像分辨率。

圖6 環(huán)境影響超聲成像效果

(1)在井下測量時，超聲成像儀器的偏心、擴徑圖像效果受到嚴重影響，不易后期處理解釋，需要采取方法進行校正。

(2)對超聲成像測井資料進行加速度校正，目的是基于GPIT資料消除由儀器非勻速運動導致的超聲成像圖像錯動。加速度校正采用經(jīng)典的積分方法，求出真深度曲線，對測量數(shù)據(jù)進行加速度校正。

(3)對超聲圖像進行自適應濾波，原圖像與濾波結果相減，得到高頻細節(jié)分量，對濾波結果進行偏心校正，將偏心校正結果和高頻細節(jié)分量疊加，得到新環(huán)境校正的處理結果。

(4)對超聲成像模擬數(shù)據(jù)增加模擬噪聲、裂縫及偏心，進行校正和動態(tài)增強處理(見圖7)。

圖7 校正后超聲成像增強效果對比

在典型成像測井特征分析的基礎上，對研究區(qū)成像測井進行精細處理與裂縫識別。為解決油基泥漿成像裂縫識別率低問題，開展聲、電成像測井識別裂縫， 27口井聲、電成像測井精細解釋(見圖8)表明，聲、電成像測井可以大幅提高裂縫識別精度。

圖8 油基泥漿聲電成像測井裂縫識別

3 裂縫參數(shù)計算

庫車坳陷Ks2井區(qū)的成像數(shù)據(jù)較為復雜(包含F(xiàn)MI、FMI—HD、EI、STAR—Ⅱ、XRMI等)，主要采用斯倫貝謝的Techlog軟件進行解釋處理。此外，根據(jù)不同泥漿類型和研究區(qū)塊進行分類處理解釋，即在不同井區(qū)的條件下，對油基和水基泥漿類型進行計算及評價。水基泥漿裂縫參數(shù)評價通過計算裂縫長度、裂縫密度、裂縫寬度及裂縫視孔隙度等參數(shù)完成；油基泥漿裂縫參數(shù)評價通過計算裂縫長度和裂縫密度參數(shù)完成。

3.1 裂縫參數(shù)

根據(jù)LUTHI S M等[18]提出的裂縫寬度計算關系式：

(1)

式中：W為裂縫寬度；Rm為泥漿電阻率；Rxo為侵入帶電阻率；a、b為與儀器相關的常數(shù)；A為由裂縫引起的電導異常面積。

(2)

式中：Ue為測量電極與回流電極間的電位差；Ib(h)為深度h處電極的電流；Ibm為天然裂縫的電流測量值；h0為裂縫影響電極測量開始時的深度；hn為裂縫影響電極測量結束時的深度。

裂縫長度即單位面積井壁上的裂縫軌跡長度之和:

(3)

式中：F1為裂縫長度；R為井眼半徑；L為井段的統(tǒng)計長度；C為成像測井的井眼覆蓋率；Li為成像測井圖上第i條裂縫的長度。

裂縫密度即在單位長度井壁上的裂縫總條數(shù):

(4)

圖9 裂縫性砂巖體積模型

Fig.9 Fracture sand-stone volume model

引入校正因子校正裂縫密度，考慮在單位長度井壁上裂縫的傾斜角度，通過裂縫條數(shù)校正計算能反映具有一定貢獻率的裂縫條數(shù)(見圖9)。

校正后的裂縫密度為

(5)

k=1/cosQ,

(6)

裂縫孔隙度即在單位面積井壁上的裂縫面積累計之和:

(7)

校正后的裂縫孔隙度為單位體積井壁上的裂縫體積累計之和，孔隙體積模型為

(8)

3.2 成像測井參數(shù)處理

對Ks2區(qū)塊35口井成像測井資料進行聲電成像數(shù)據(jù)處理與解釋，其中以水基泥漿電成像裂縫定量評價為主(見圖10)，油基泥漿電成像參數(shù)評價只計算裂縫長度和裂縫密度。

4 裂縫主控因素

4.1 構造位置

在巖心歸位的基礎上，對Ks2區(qū)塊35口井進行聲、電成像測井裂縫參數(shù)精細解釋處理，按照區(qū)塊構造統(tǒng)計建立數(shù)據(jù)庫，其中，裂縫參數(shù)包括裂縫產狀、裂縫密度、裂縫長度、裂縫寬度及裂縫孔隙度。裂縫密度反映井壁上裂縫的集中發(fā)育程度；裂縫長度反映構造裂縫的局部發(fā)育程度；裂縫寬度反映構造裂縫的有效性；裂縫孔隙度反映構造裂縫的連通性。

不同構造部位裂縫參數(shù)的差異性明顯，近斷裂附近控制區(qū)的裂縫參數(shù)最好，其次為背斜核部控制區(qū)的，背斜翼部控制區(qū)的較差(見圖11)。

根據(jù)Ks2區(qū)塊裂縫參數(shù)，裂縫寬度為0.01～2.00 mm，平均為0.35 mm，整體普遍發(fā)育；受巖心斷塊影響較為普遍，裂縫長度為0.5～15.0 m-1，平均為2.6 m-1；裂縫密度主要為1.5～19.0 條/m，平均為5.6 條/m；裂縫孔隙度主要為0.011%～0.130%，平均為0.053%。

4.2 巖性

致密砂巖儲層裂縫是否發(fā)育與巖性相關[19-21]。通常泥巖的裂縫密度和寬度要小于砂巖的，但泥巖存在大量脆性礦物(鈣質、白云質等)時，其裂縫發(fā)育程度高于砂巖的。根據(jù)庫車地區(qū)裂縫分布規(guī)律，裂縫發(fā)育程度在不同巖性中有所差異，脆性含量高的巖性構造裂縫十分發(fā)育[22-23]。巖屑中含有鈣質和白云質的砂巖裂縫最為發(fā)育，其次為粉砂質泥巖、細砂巖、粉砂巖和泥質粉砂巖；泥巖的裂縫發(fā)育程度較低，中砂巖和粗砂巖等粗粒巖的裂縫發(fā)育程度最低。

結合Ks2區(qū)塊儲層巖性與測井裂縫參數(shù)關系分析(見圖12)，泥質粉砂巖構造裂縫最為發(fā)育，其測井計算校正后的裂縫密度較高，為15.4 條/m，測井裂縫平均長度較高，為4.1 m-1，測井裂縫平均寬度為0.54 mm，測井裂縫平均孔隙度為0.047%；其次是泥質細砂巖、細砂巖和中砂巖的；較差的是泥巖和粉砂質泥巖的。泥巖和粉砂質泥巖裂縫密度相對較高，不小于11.2 條/m，說明可能是泥巖和粉砂質泥巖含有較多脆性高的礦物成分，也可能是研究區(qū)泥巖常存在上下兩套薄砂層之間受地應力影響而形成的。雖然泥巖和粉砂質泥巖測井裂縫密度較高，但是測井平均長度和平均寬度相對較低；結合成像測井的動、靜態(tài)圖，泥巖和粉砂質泥巖構造裂縫雖然相對發(fā)育，但是受到成巖作用影響導致大量泥巖裂縫被泥質、方解石及其他膠結物充填或部分充填，(見圖12(b-c))。在研究區(qū)裂縫普遍發(fā)育的條件下，泥巖和粉砂質泥巖的構造裂縫是很難達到砂巖裂縫的有效滲透率，除非泥巖和粉砂質泥巖發(fā)育大規(guī)模的構造裂縫且不被泥質和其他礦物充填，才能對儲層油氣的滲透具有一定貢獻?？傊?，泥巖和粉砂質泥巖的構造裂縫平均密度相對較高，但在對油氣運輸作用上不及砂巖構造裂縫有效。

圖12 Ks2區(qū)塊儲層巖性與測井裂縫參數(shù)的關系

4.3 現(xiàn)今最大主應力

最大主應力是指地層現(xiàn)今水平最大主應力，確定其方向對裂縫評價及后續(xù)壓裂施工至關重要。當Ks2區(qū)塊構造裂縫系統(tǒng)中有效縫的走向與現(xiàn)今最大水平主應力方向一致或角度很小時，發(fā)育的裂縫能最大程度地發(fā)揮滲濾通道作用，區(qū)塊構造裂縫的有效性較強；反之，當二者垂直或斜交角度較大時，裂縫的滲濾作用大幅降低，甚至在較強地應力的作用下可能使裂縫閉合。

研究井區(qū)構造裂縫發(fā)育具有分段、分構造部位差異的特征：最大主應力方向主要為南北向，與大部分井裂縫走向夾角在30°以內，部分井裂縫走向夾角大于30°，區(qū)塊兩側最大主應力方向與南北向有所差異，東部為北偏西，西部為北偏東(見圖13)；裂縫角度以中、高角度為主，部分井垂直縫發(fā)育。Ks2區(qū)塊裂縫走向與最大主應力方向夾角可間接反映致密砂巖氣藏是否高產。

圖13 Ks2區(qū)塊裂縫產狀及最大主應力方向平面分布

4.4 裂縫期次及充填性

根據(jù)巖心、露頭構造裂縫切割關系、充填物碳氧同位素及包裹體測溫，研究區(qū)宏觀構造裂縫可以劃分早、中、晚三期，早期構造裂縫傾角較小、開度小，基本被泥質或膏質全充填，且排列方式較為紊亂；中期構造裂縫開度較大，被泥質和少量方解石半充填—少量充填，以高角度為主，裂縫開度為0.01～3.00 mm，排列方式以雁列、斜交為主；晚期構造裂縫充填性較弱，僅為少量充填—未充填，有效改善儲層滲流條件，對致密氣藏高產穩(wěn)產具有重要意義。

5 應用效果

根據(jù)庫車前陸沖斷帶超深層裂縫性儲集層的儲集空間特點和裂縫發(fā)育的控制因素，應用裂縫性致密砂巖氣儲集層裂縫識別、定量評價及裂縫有效性評價技術，綜合裂縫發(fā)育程度、裂縫參數(shù)、裂縫有效性的特征參數(shù)及新技術等對儲層進行綜合評價，為勘探開發(fā)提供技術支撐。

對現(xiàn)今最大主應力、巖性、構造位置、裂縫密度、裂縫寬度、裂縫長度及測井物性等因素進行分析，綜合評價白堊系致密砂巖儲層。深層白堊系致密砂巖儲層相對發(fā)育，縱向埋深為7 km，優(yōu)質儲層主要分布在構造斷裂帶附近，其次分布在現(xiàn)今最大主應力與裂縫走向一致(見圖14中第7道裂縫走向和第8道現(xiàn)今最大主應力方向)、裂縫有效性好的構造部位(背斜核心部位)。經(jīng)測試日產氣87×104m3，結合測試資料，與研究成果一致。

圖14 Ks2-1-1井裂縫性儲層測井識別及綜合評價成果

通過巖心觀察、裂縫定性識別、裂縫參數(shù)建模和控制因素井等方面分析，對致密油氣藏裂縫性儲層測井識別及綜合評價方法進行研究，其結果與成像測井結果比較吻合較好，為深層白堊系裂縫性致密油氣藏的評價與開發(fā)提供方法。

6 結論

(1)塔里木盆地庫車坳陷克深地區(qū)超深裂縫性致密砂巖儲層的孔隙類型主要以粒間孔、裂縫為主，裂縫發(fā)育類型多樣，利用巖心刻度成像和聲電成像測井結合定性識別不同泥漿體系裂縫特征及有效性。

(2)根據(jù)不同泥漿類型進行分類處理，引入裂縫傾角對裂縫密度和裂縫孔隙度參數(shù)的計算方法進行改進，為裂縫主控因素研究提供可靠資料。從構造位置、巖性及現(xiàn)今最大主應力等對致密砂巖儲層裂縫發(fā)育程度和主控因素進行分析，研究區(qū)裂縫發(fā)育的主控因素為現(xiàn)今最大主應力方向與裂縫走向夾角。該套測井評價方法效果明顯，為勘探開發(fā)致密砂巖油氣藏提供依據(jù)。