库车坳陷大北1气藏白垩系储层裂缝发育规律

李世川 成荣红 王勇 刘玉艳 徐文圣

1.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院 2.中国石油集团东方地球物理公司研究院库尔勒分院

库车坳陷大北1气藏白垩系储层裂缝发育规律

李世川1成荣红1王勇1刘玉艳2徐文圣1

1.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院 2.中国石油集团东方地球物理公司研究院库尔勒分院

为了搞清塔里木盆地库车坳陷大北1气藏白垩系储层裂缝发育规律，以便为该气藏后续井位部署、完井酸化压裂以及建立裂缝和基质统一的三维非均质地质模型提供依据和参数，通过对该气藏单井岩心裂缝的观察描述、镜下薄片和成像测井资料的分析统计，运用系列经验公式计算求取了单井裂缝密度、开度、裂缝孔隙度、裂缝渗透率等表征大北1气藏白垩系储层裂缝发育情况的参数；并在此基础上，从气藏地层厚度与裂缝发育程度的关系，岩相、沉积微相与裂缝发育程度关系，以及构造角度与裂缝发育程度的关系等方面分析了影响裂缝发育的控制因素。最后得出结论：大北1气藏白垩系储层裂缝在粒度较细的薄砂层、构造角度大的部位中比较发育。

塔里木盆地 库车坳陷 大北1气藏 白垩纪 储集层 裂缝发育 控制因素 分布规律 开度 线密度

对致密砂岩气藏来说，对裂缝发育规律的研究不仅对油气勘探极为关键［1］，对气藏开发也至关重要。塔里木盆地库车坳陷大北1气藏白垩系储层描述成果及动态资料表明：试井解释动态渗透率远大于测井解释渗透率。测试动态资料解释认为该气田储层段发育裂缝。因此储层裂缝研究就成为大北1气藏储层描述的关键和重点内容之一。因为把裂缝描述清楚，做好单井裂缝发育参数统计及分析，搞清裂缝发育程度与岩性、构造、沉积储层的基本关系并得到裂缝的孔隙度、渗透率等物性参数，对后续裂缝有效性评价、井位部署和完井酸化压裂，以及气田开发方案编制研究和指标预测提供裂缝和基质统一的三维非均质地质模型均具有重要意义。

1 表征单井裂缝发育程度的参数统计及分析

表征裂缝发育程度的参数一般包括：裂缝密度、裂缝开度、裂缝孔隙度、渗透率［2－3］。本次研究主要以成像测井和岩心资料为基础对单井裂缝的以上参数进行统计和分析［4－5］。

1.1 裂缝密度

裂缝密度分为线密度、面密度和体密度。由于岩心破碎，本次研究只对裂缝线密度进行统计分析。线密度（Dlf）是裂缝间距的倒数，指某一方向上单位长度岩心观测到的裂缝的条数，单位为条／m。

本次共观察3口岩心16.07 m，发现裂缝66条，平均裂缝线密度为4.1条／m。其中大北1井观测岩心长度2.3 m，平均裂缝线密度3.91条／m；大北101井心长7.01 m，平均裂缝线密度3.57条／m；大北102井观测岩心长度6.76 m，平均裂缝线密度为4.73条／m。

1.2 裂缝开度

裂缝开度统计主要根据岩心和成像测井资料，如果薄片资料丰富，微裂缝开度也可以根据薄片资料来统计。

开度是裂缝物性参数计算中的关键参数。从实用的角度出发，以肉眼能否识别为依据，裂缝的规模可以简单分为两类：宏观裂缝（大于0.1 mm）和微裂缝（小于0.1 mm）。一般而言，宏观裂缝反映形成时期的构造应力强，微裂缝则相反，地下裂缝的真实开度是裂缝参数描述中的难题。岩心观测中实际测量的裂缝开度或裂缝充填脉宽度要比地下裂缝的真实开度大，需要修正。修正的第一步需将岩心中观测到的视开度bs进行换算，得到真实的裂缝开度b。公式如下：

式中b表示裂缝的真实开度；bs表示裂缝的视开度；θ表示测量面与裂缝面的夹角。

第二步需进行经验修正，将第一步所得裂缝开度乘以2／π作为地下裂缝的真实开度。

根据岩心观察和校正后，大北气田储层段宏观裂缝开度大于0.2 mm占多数（图1），其中大北101井开度大于0.2 mm占75%；小于0.2 mm的占25%。大北102井开度大于0.2 mm占统总数的89%，说明储层宏观裂缝开度发育，对气藏开发具有建造性作用。

图1 大北1气藏宏观裂缝开度分布直方图

微观裂缝的开度主要是在镜下用薄片法进行统计分析，公式为：

式中e表示裂缝的真实开度，μm；ei表示镜下微裂缝的测量开度，μm；n表示为微裂缝的条数；β表示薄片法线方向与微裂缝面的夹角。这里的cosβ为一个修正值，一般取经验值。

根据镜下观察结果，利用以上公式修正后大北1气藏微观裂缝开度主要分布在0.006 4～0.076 4 mm之间，其中开度小于0.01 mm的裂缝占20%，开度介于0.01～0.05 mm的裂缝占57%，开度介于0.05～0.076 4 mm的裂缝占23%。

1.3 裂缝孔隙度、渗透率

根据以上观察结果，修正测井资料后，建立裂缝孔隙度［3］计算公式为：

式中Cm表示钻井液电导率，S／m；Rm表示钻井液电阻率，Ω·m；Cs表示浅电导率，S／m；Cd表示深电导率，S／m；mf表示经验指数，无量纲。

单井裂缝孔隙度主要介于0～1.0%，最大值为2.2%，平均值不到0.3%，整体较小，对储层的储集性能影响不大。

裂缝渗透率计算主要采用裂缝渗透率与裂缝孔隙度、裂缝张开度［3］的关系式计算：

式中Kf表示裂缝渗透率，mD；φf表示裂缝孔隙度；ε表示裂缝张开度，μm。

裂缝渗透率主要分布在0～10 m D，最大值146.78 mD，平均值为0.26 mD（图2），裂缝的发育对改善储层物性，尤其是渗透率有非常重要的作用。

2 裂缝发育规律

在统计裂缝发育参数的基础上，对裂缝发育的规律进行了总结分析，主要规律如下所述。

2.1 裂缝密度与砂岩厚度关系

低孔隙度、低渗透率渗砂岩储层的厚度也是影响裂缝发育的重要因素。由于厚层砂岩的总体强度比薄层砂岩的总体强度大，抵抗外力破坏的能力强。如果其他条件一致的话，薄层比厚层有更高的裂缝密度，裂缝的线密度也比较大。从本区裂缝发育与砂岩厚度关系可以看出，单砂层厚度在11 m以下时裂缝最发育（图3）。

2.2 裂缝发育程度与沉积岩（相）关系

大北单井平均裂缝开度统计结果表明，在泥质粉砂岩中裂缝开度最大，平均开度大于1.2 mm；粉砂岩、细砂岩裂缝平均开度相差不大，平均裂缝开度都介于0.8～0.9 mm之间（图4），裂缝的存在大大改善了泥质粉砂岩的孔隙度和渗透率，提高了单井产能。

图2 大北1气藏白垩系巴什基奇克组测井解释裂缝孔隙度、渗透率直方图

图3 裂缝线密度与单砂体厚度关系图

图4 大北气田不同岩性与裂缝开度关系图

图5 大北气田不同微相与裂缝线密度关系图

图6 裂缝密度分布与构造角度的关系图

而根据单井统计的裂缝线密度与沉积微相的关系图表明：河口坝平均裂缝线密度为11条／m，平均裂缝线密度最大，裂缝最发育；水下分流河道微相平均裂缝线密度为5条／m；分流间湾裂缝最不发育，平均线密度只有不到1条／m（图5）。

2.3 构造角度与裂缝发育与关系

根据大北7口井成像资料统计分析，裂缝的发育程度与构造角度［6－7］存在一定相关性（图6）：构造角度越大，裂缝密度越大，裂缝越发育。

3 结论与认识

1）裂缝的存在是影响大北1气藏白垩系气藏渗流特征的重要因素；准确的计算裂缝密度、开度等参数是精确描述裂缝渗透率的关键；经校正后的裂缝参数能基本满足开发方案储层描述的需求。

2）裂缝发育受储层厚度的制约。薄层比厚层有更高的裂缝密度，对于本次研究区块，单砂层厚度在11 m以下时裂缝发育程度较高。

3）裂缝开度与岩性有一定关系，泥质粉砂岩中裂缝开度较大，而粉砂岩、细砂岩裂缝平均开度略低；裂缝线密度在不同沉积微相有不同表现，河口坝裂缝线密度最大，裂缝最发育，水下分流河道微相居中，分流间湾裂缝最不发育。

4）裂缝的发育程度与构造角度存在一定相关性，构造角度越大，裂缝密度越大，裂缝越发育。

［1］张贵生.川西坳陷须家河组致密砂岩储层裂缝特征［J］.天然气工业，2005，25（7）：11－13.

［2］宋惠珍.裂缝性储集层研究理论与方法——塔里木盆地碳酸盐岩储集层裂缝预测［M］.北京：石油工业出版社，2001.

［3］赵良孝，补勇.碳酸盐岩储层测井评价技术［M］.北京：石油工业出版社，1994.

［4］周文.裂缝性油气储集层评价方法［M］.成都：四川科学技术出版社，1998.

［5］贾文玉.成像测井技术与应用［M］.北京：石油工业出版社，2000.

［6］周新桂，张林炎，范昆，等.储层构造裂缝定量预测研究及评价技术［J］.地球学报，2003，24（2）：175－180.

［7］陈辉，胡英，李军.数学形态学在地震裂缝检测中的应用［J］.天然气工业，2008，28（3）：48－50.

Fracture development pattern in the Cretaceous reservoirs in the Dabei－1 gas pool of the Kuqa Depression，Tarim Basin

Li Shichuan1，Cheng Ronghong1，Wang Yong1，Liu Yuyan2，Xu Wensheng1
（1.Research Institute of Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla，Xinjiang 841000，China；2.Korla Branch of Bureau of Geophysical Prospecting INC.，CNPC，Korla，Xinjiang 841001，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 10，pp.24－27，10／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

To understand the fracture development pattern of the Cretaceous reservoirs in the Dabei－1 gas pool of the Kuqa Depression，Tarim Basin，is crucial to future well emplacement，completion and acid－fracturing as well as 3D geologic modeling.Based on single well core fracture observation，microscopic fracture observation of thin section，and the analysis of image logging data，a series of empirical formulae were used to achieve various single well fracture parameters such as density，openness，porosity and permeability.The factors controlling fracture development were identified through analyzing the relationships between fracture development and formation thickness，lithofacies，sedimentary microfacies，structural dips，etc.It is believed that fractures are well developed in relatively fine and thin sandstone layers and in the locations with large structural dips in the Cretaceous reservoirs in the Dabei－1 gas pool.

Tarim Basin，Kuqa Depression，Dabei－1 gas pool，Cretaceous，reservoir，fracture development，controlling factor，dis－tribution pattern，openness，linear density

李世川等.库车坳陷大北1气藏白垩系储层裂缝发育规律.天然气工业，2012，32（10）：24－27.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.005

李世川，1966年生，高级工程师，西南石油大学博士研究生；目前在中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院天然气所从事天然气开发地质方面的研究工作。地址：（841000）新疆维吾尔自治区库尔勒市中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院。电话：18609962606。E－mail：tlmlsc＠126.com

（修改回稿日期 2012－08－07 编辑 居维清）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.005

Li Shichuan，senior engineer，born in 1966，is engaged in research of natural gas development geology.

Add：Korla，Xinjiang 841000，P.R.China

E－mail：tlmlsc＠126.com