深层白垩系致密砂岩裂缝定性识别、参数建模与控制因素分析——以塔里木盆地库车坳陷克深地区白垩系巴什基奇克组储层为例

袁 龙， 信 毅， 吴思仪， 虞 兵， 罗丹婷， 马旭东

( 1. 中国石油集团测井有限公司 测井应用研究院，陕西 西安 710000； 2. 中国石油塔里木油田公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000； 3. 中国石油集团测井有限公司 长庆分公司，陕西 西安710000； 4. 中国石油大学(北京) 地球物理学院，北京 102249 )

0 引言

库车坳陷克深区块是塔里木油田天然气勘探开发的重点区域，其储层为白垩系巴什基奇克组，具备优越的油气地质条件及良好的天然气勘探前景。储集层埋藏深度为5～8 km，基质孔隙度为1.5%～5.5%，基质渗透率为(0.01～0.10)×10-3μm2，裂缝渗透率为(1.00～10.00)×10-3μm2，为深层低孔超低渗致密砂岩，研究区单井平均产气量为37×104m3/d 。发育构造裂缝是储集层高产的主要原因[1-3]。库车坳陷克深地区裂缝具备裂缝发育的普遍性、裂缝分布规律的复杂性和储层中裂缝的重要性特点。因此，储层裂缝对油气产能具有重要作用，从测井定性识别、优化定量参数和裂缝发育控制条件等方面进行研究具有重要意义[4]。

裂缝性油气藏在世界范围内广泛分布，具有可观的油气量[5]。随非常规油气勘探开发的发展，深层裂缝性致密砂岩储集层评价研究成为目前勘探领域热点之一[6]。在裂缝识别方面，NELSON R A[7]、王允诚[8]利用岩心分析，结合常规测井曲线对裂缝进行定性识别和特征分析。在裂缝参数计算方面，SIBBIT A M等[9]利用三维有限元素方法，给出单一裂缝在倾角为0°和90°两种极端情况下的双侧向测井响应和单一裂缝张开度公式；在研究Star—Ⅱ成像测井中井壁微电阻率扫描成像、井周声波回波幅度成像及回波时间成像等基础上，徐星等[10]提出裂缝参数计算公式。在测井新技术综合评价方面，结合常规测井方法，关雎等[11]、柳建华[12]、司马立强[13]，探讨成像、偶极声波和核磁共振测井裂缝发育控制因素与裂缝测井评价方法[14]。

裂缝测井评价方法主要是对水基泥浆提出的，有关油基泥浆裂缝方法的研究较少。在对水基和油基泥浆裂缝进行岩心刻度并分类的基础上，研究声电成像测井定性识别裂缝；分别从构造位置、岩性及现今最大主应力等方面，分析致密砂岩储层裂缝发育程度和主控因素，为非常规致密油气藏裂缝方面研究提供依据。

1 区域地质背景

1.1 构造特征

库车坳陷位于新疆阿克苏地区拜城县、塔里木盆地北部，北与南天山断裂褶皱带以逆冲断层相接，南为塔北隆起，东起阳霞凹陷，西至乌什凹陷，是一个以中、新生代沉积为主的叠加型前陆盆地(见图1)。库车坳陷自北向南划分为“两带一凹”，即克拉苏冲断带、拜城凹陷、秋里塔格冲断带。

克拉苏冲断带是天山南麓第一排冲断构造，由北部单斜带、克拉苏构造带两个次级构造单元组成，构造带南北向以克拉苏断裂为界可进一步划分为克拉区带和克深区带。主力研究区Ks2气藏位于Ks2区块构造上。气藏范围内的储层为白垩系巴什基奇克组第一、二、三岩性段。

1.2 储集层特征

深层裂缝性致密储集层埋深大，热动力成岩作用相对较强，成岩过程中流体与岩石间的成岩反应也较强，导致储集空间类型复杂多样，有裂缝、粒内溶孔及残余原生粒间孔，也有各种类型的溶蚀孔[15-17]。

(1)岩石类型及组分。研究区500余块岩石薄片鉴定表明，巴什基奇克组岩石类型以岩屑长石砂岩为主，长石岩屑砂岩次之；石英(含硅质碎屑)质量分数为40.0%～60.0%，长石质量分数为20.0%～32.0%，以钾长石为主，岩屑质量分数为16.0%～38.0%，主要为岩浆岩岩屑，其次为变质岩岩屑。

(2)储集层物性。白垩系巴什基奇克组第一、二、三岩性段孔隙度主要分布在1.0%～7.0%之间，平均为4.1%；渗透率主要分布在(0.010～0.500)×10-3μm2之间，平均为0.055×10-3μm2，属于特低孔、特低渗储层。

(3)储集空间特征。根据普通薄片、铸体薄片及实验鉴定结果，克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组致密砂岩储层孔隙类型主要有裂缝、粒间孔(包括粒间溶孔及残余原生粒间孔)、粒内溶孔和微孔隙(见图2)。

2 裂缝定性识别

2.1 精确标定成像测井

以水基泥浆岩心标定成像测井为例，精确识别油基泥浆裂缝。首先，对比由岩心扫描得到的地面伽马与测井采集得到的自然伽马，将岩心深度归位到测井深度；其次，观察岩心裂缝、诱导缝及层理等特征，与同一深度段的成像测井资料进行对比，分析不同类型裂缝在成像测井图像上的规律特征；最后，对没有取心资料的成像测井资料进行解释(见图3)。

图3 研究区岩心标定成像测井

根据水基泥浆岩心刻度，总结高导裂缝(包含高、低角度裂缝及水平缝，为有效缝)、直劈缝、高阻缝(无效缝)及层理的典型图像特征，其中高角度缝、直劈缝易被井眼垮塌、诱导缝信息覆盖。因此，有收敛趋势的正弦条带可作为天然裂缝。

通过岩心精确标定成像测井，将岩心深度归位到测井深度，观察岩心裂缝、诱导缝及层理等特征，与对应深度段的成像测井对比，总结不同泥浆体系不同类型裂缝、诱导缝、层理及井眼垮塌在成像测井图像上的响应特征(见图4)。

水基泥浆成像仪器能获取井壁或近井壁微小构造特征，获取地质资料的能力取决于成像物体的大小。正常情况下，水基泥浆成像仪器能够精确识别裂缝及井壁构造。采用油基泥浆成像仪器进行构造分析依据分辨率，可以进行大到中等厚度的地层分析，描述厚度更大、连续性更强的层理组合，反映不同的沉积环境，但是裂缝及井壁构造识别率较低。

在油基泥浆体系下评价裂缝是困难的：一方面，油基泥浆成像仪器是在非导电性泥浆中进行测量的，可以探测到幅度较大和构造明显的裂缝确定方位，但某些因素将导致图像模糊而影响裂缝识别率。另一方面，油基泥浆电成像仪器用较亮颜色显示高电阻率，用较暗颜色显示低电阻率，充填导电性水基泥浆的张开裂缝显示具有导电性的暗颜色，闭合裂缝充填电阻率高的矿物，图像显示明亮颜色；充填非导电性油基泥浆的张开裂缝电阻率高，图像显示为白色，难以区分张开裂缝和闭合裂缝导致油基泥浆裂缝有效判别困难。以Ks2-12井为例(见图5)，裂缝识别方面，水基泥浆电成像识别裂缝206条，油基泥浆电成像识别裂缝53条，油基泥浆电成像裂缝识别率为水基泥浆的25.7%；裂缝有效判别方面，油基泥浆电成像识别的高阻裂缝在水基泥浆中为高导裂缝，说明在油基泥浆中张开裂缝和闭合裂缝是难以区分的。

2.2 油基泥浆裂缝识别模块研发与方法

在裂缝识别中，超声成像测井资料不仅解决油基钻井液井壁微电阻率成像质量差和图像模糊问题，还可以提高原测井采集数据的利用率并降低成本。裸眼井中超声成像测井技术具有携带信息量大、纵向分辨率高和方位探测等特性，较好满足复杂储层评价需求。

在井下偏心、井眼垮塌井段测量时，超声成像仪器导致测量的信息部分过强或过弱，压制地质信息，不利于后期解释处理，需要进行环境校正(见图6)提高图像分辨率。

图6 环境影响超声成像效果

(1)在井下测量时，超声成像仪器的偏心、扩径图像效果受到严重影响，不易后期处理解释，需要采取方法进行校正。

(2)对超声成像测井资料进行加速度校正，目的是基于GPIT资料消除由仪器非匀速运动导致的超声成像图像错动。加速度校正采用经典的积分方法，求出真深度曲线，对测量数据进行加速度校正。

(3)对超声图像进行自适应滤波，原图像与滤波结果相减，得到高频细节分量，对滤波结果进行偏心校正，将偏心校正结果和高频细节分量叠加，得到新环境校正的处理结果。

(4)对超声成像模拟数据增加模拟噪声、裂缝及偏心，进行校正和动态增强处理(见图7)。

图7 校正后超声成像增强效果对比

在典型成像测井特征分析的基础上，对研究区成像测井进行精细处理与裂缝识别。为解决油基泥浆成像裂缝识别率低问题，开展声、电成像测井识别裂缝， 27口井声、电成像测井精细解释(见图8)表明，声、电成像测井可以大幅提高裂缝识别精度。

图8 油基泥浆声电成像测井裂缝识别

3 裂缝参数计算

库车坳陷Ks2井区的成像数据较为复杂(包含FMI、FMI—HD、EI、STAR—Ⅱ、XRMI等)，主要采用斯伦贝谢的Techlog软件进行解释处理。此外，根据不同泥浆类型和研究区块进行分类处理解释，即在不同井区的条件下，对油基和水基泥浆类型进行计算及评价。水基泥浆裂缝参数评价通过计算裂缝长度、裂缝密度、裂缝宽度及裂缝视孔隙度等参数完成；油基泥浆裂缝参数评价通过计算裂缝长度和裂缝密度参数完成。

3.1 裂缝参数

根据LUTHI S M等[18]提出的裂缝宽度计算关系式：

(1)

式中：W为裂缝宽度；Rm为泥浆电阻率；Rxo为侵入带电阻率；a、b为与仪器相关的常数；A为由裂缝引起的电导异常面积。

(2)

式中：Ue为测量电极与回流电极间的电位差；Ib(h)为深度h处电极的电流；Ibm为天然裂缝的电流测量值；h0为裂缝影响电极测量开始时的深度；hn为裂缝影响电极测量结束时的深度。

裂缝长度即单位面积井壁上的裂缝轨迹长度之和:

(3)

式中：F1为裂缝长度；R为井眼半径；L为井段的统计长度；C为成像测井的井眼覆盖率；Li为成像测井图上第i条裂缝的长度。

裂缝密度即在单位长度井壁上的裂缝总条数:

(4)

图9 裂缝性砂岩体积模型

Fig.9 Fracture sand-stone volume model

引入校正因子校正裂缝密度，考虑在单位长度井壁上裂缝的倾斜角度，通过裂缝条数校正计算能反映具有一定贡献率的裂缝条数(见图9)。

校正后的裂缝密度为

(5)

k=1/cosQ,

(6)

裂缝孔隙度即在单位面积井壁上的裂缝面积累计之和:

(7)

校正后的裂缝孔隙度为单位体积井壁上的裂缝体积累计之和，孔隙体积模型为

(8)

3.2 成像测井参数处理

对Ks2区块35口井成像测井资料进行声电成像数据处理与解释，其中以水基泥浆电成像裂缝定量评价为主(见图10)，油基泥浆电成像参数评价只计算裂缝长度和裂缝密度。

4 裂缝主控因素

4.1 构造位置

在岩心归位的基础上，对Ks2区块35口井进行声、电成像测井裂缝参数精细解释处理，按照区块构造统计建立数据库，其中，裂缝参数包括裂缝产状、裂缝密度、裂缝长度、裂缝宽度及裂缝孔隙度。裂缝密度反映井壁上裂缝的集中发育程度；裂缝长度反映构造裂缝的局部发育程度；裂缝宽度反映构造裂缝的有效性；裂缝孔隙度反映构造裂缝的连通性。

不同构造部位裂缝参数的差异性明显，近断裂附近控制区的裂缝参数最好，其次为背斜核部控制区的，背斜翼部控制区的较差(见图11)。

根据Ks2区块裂缝参数，裂缝宽度为0.01～2.00 mm，平均为0.35 mm，整体普遍发育；受岩心断块影响较为普遍，裂缝长度为0.5～15.0 m-1，平均为2.6 m-1；裂缝密度主要为1.5～19.0 条/m，平均为5.6 条/m；裂缝孔隙度主要为0.011%～0.130%，平均为0.053%。

4.2 岩性

致密砂岩储层裂缝是否发育与岩性相关[19-21]。通常泥岩的裂缝密度和宽度要小于砂岩的，但泥岩存在大量脆性矿物(钙质、白云质等)时，其裂缝发育程度高于砂岩的。根据库车地区裂缝分布规律，裂缝发育程度在不同岩性中有所差异，脆性含量高的岩性构造裂缝十分发育[22-23]。岩屑中含有钙质和白云质的砂岩裂缝最为发育，其次为粉砂质泥岩、细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩；泥岩的裂缝发育程度较低，中砂岩和粗砂岩等粗粒岩的裂缝发育程度最低。

结合Ks2区块储层岩性与测井裂缝参数关系分析(见图12)，泥质粉砂岩构造裂缝最为发育，其测井计算校正后的裂缝密度较高，为15.4 条/m，测井裂缝平均长度较高，为4.1 m-1，测井裂缝平均宽度为0.54 mm，测井裂缝平均孔隙度为0.047%；其次是泥质细砂岩、细砂岩和中砂岩的；较差的是泥岩和粉砂质泥岩的。泥岩和粉砂质泥岩裂缝密度相对较高，不小于11.2 条/m，说明可能是泥岩和粉砂质泥岩含有较多脆性高的矿物成分，也可能是研究区泥岩常存在上下两套薄砂层之间受地应力影响而形成的。虽然泥岩和粉砂质泥岩测井裂缝密度较高，但是测井平均长度和平均宽度相对较低；结合成像测井的动、静态图，泥岩和粉砂质泥岩构造裂缝虽然相对发育，但是受到成岩作用影响导致大量泥岩裂缝被泥质、方解石及其他胶结物充填或部分充填，(见图12(b-c))。在研究区裂缝普遍发育的条件下，泥岩和粉砂质泥岩的构造裂缝是很难达到砂岩裂缝的有效渗透率，除非泥岩和粉砂质泥岩发育大规模的构造裂缝且不被泥质和其他矿物充填，才能对储层油气的渗透具有一定贡献。总之，泥岩和粉砂质泥岩的构造裂缝平均密度相对较高，但在对油气运输作用上不及砂岩构造裂缝有效。

图12 Ks2区块储层岩性与测井裂缝参数的关系

4.3 现今最大主应力

最大主应力是指地层现今水平最大主应力，确定其方向对裂缝评价及后续压裂施工至关重要。当Ks2区块构造裂缝系统中有效缝的走向与现今最大水平主应力方向一致或角度很小时，发育的裂缝能最大程度地发挥渗滤通道作用，区块构造裂缝的有效性较强；反之，当二者垂直或斜交角度较大时，裂缝的渗滤作用大幅降低，甚至在较强地应力的作用下可能使裂缝闭合。

研究井区构造裂缝发育具有分段、分构造部位差异的特征：最大主应力方向主要为南北向，与大部分井裂缝走向夹角在30°以内，部分井裂缝走向夹角大于30°，区块两侧最大主应力方向与南北向有所差异，东部为北偏西，西部为北偏东(见图13)；裂缝角度以中、高角度为主，部分井垂直缝发育。Ks2区块裂缝走向与最大主应力方向夹角可间接反映致密砂岩气藏是否高产。

图13 Ks2区块裂缝产状及最大主应力方向平面分布

4.4 裂缝期次及充填性

根据岩心、露头构造裂缝切割关系、充填物碳氧同位素及包裹体测温，研究区宏观构造裂缝可以划分早、中、晚三期，早期构造裂缝倾角较小、开度小，基本被泥质或膏质全充填，且排列方式较为紊乱；中期构造裂缝开度较大，被泥质和少量方解石半充填—少量充填，以高角度为主，裂缝开度为0.01～3.00 mm，排列方式以雁列、斜交为主；晚期构造裂缝充填性较弱，仅为少量充填—未充填，有效改善储层渗流条件，对致密气藏高产稳产具有重要意义。

5 应用效果

根据库车前陆冲断带超深层裂缝性储集层的储集空间特点和裂缝发育的控制因素，应用裂缝性致密砂岩气储集层裂缝识别、定量评价及裂缝有效性评价技术，综合裂缝发育程度、裂缝参数、裂缝有效性的特征参数及新技术等对储层进行综合评价，为勘探开发提供技术支撑。

对现今最大主应力、岩性、构造位置、裂缝密度、裂缝宽度、裂缝长度及测井物性等因素进行分析，综合评价白垩系致密砂岩储层。深层白垩系致密砂岩储层相对发育，纵向埋深为7 km，优质储层主要分布在构造断裂带附近，其次分布在现今最大主应力与裂缝走向一致(见图14中第7道裂缝走向和第8道现今最大主应力方向)、裂缝有效性好的构造部位(背斜核心部位)。经测试日产气87×104m3，结合测试资料，与研究成果一致。

图14 Ks2-1-1井裂缝性储层测井识别及综合评价成果

通过岩心观察、裂缝定性识别、裂缝参数建模和控制因素井等方面分析，对致密油气藏裂缝性储层测井识别及综合评价方法进行研究，其结果与成像测井结果比较吻合较好，为深层白垩系裂缝性致密油气藏的评价与开发提供方法。

6 结论

(1)塔里木盆地库车坳陷克深地区超深裂缝性致密砂岩储层的孔隙类型主要以粒间孔、裂缝为主，裂缝发育类型多样，利用岩心刻度成像和声电成像测井结合定性识别不同泥浆体系裂缝特征及有效性。

(2)根据不同泥浆类型进行分类处理，引入裂缝倾角对裂缝密度和裂缝孔隙度参数的计算方法进行改进，为裂缝主控因素研究提供可靠资料。从构造位置、岩性及现今最大主应力等对致密砂岩储层裂缝发育程度和主控因素进行分析，研究区裂缝发育的主控因素为现今最大主应力方向与裂缝走向夹角。该套测井评价方法效果明显，为勘探开发致密砂岩油气藏提供依据。