庫車坳陷大北1氣藏白堊系儲層裂縫發育規律

李世川 成榮紅 王勇 劉玉艷 徐文圣

1.中國石油塔里木油田公司勘探開發研究院 2.中國石油集團東方地球物理公司研究院庫爾勒分院

庫車坳陷大北1氣藏白堊系儲層裂縫發育規律

李世川1成榮紅1王勇1劉玉艷2徐文圣1

1.中國石油塔里木油田公司勘探開發研究院 2.中國石油集團東方地球物理公司研究院庫爾勒分院

為了搞清塔里木盆地庫車坳陷大北1氣藏白堊系儲層裂縫發育規律，以便為該氣藏后續井位部署、完井酸化壓裂以及建立裂縫和基質統一的三維非均質地質模型提供依據和參數，通過對該氣藏單井巖心裂縫的觀察描述、鏡下薄片和成像測井資料的分析統計，運用系列經驗公式計算求取了單井裂縫密度、開度、裂縫孔隙度、裂縫滲透率等表征大北1氣藏白堊系儲層裂縫發育情況的參數；并在此基礎上，從氣藏地層厚度與裂縫發育程度的關系，巖相、沉積微相與裂縫發育程度關系，以及構造角度與裂縫發育程度的關系等方面分析了影響裂縫發育的控制因素。最后得出結論：大北1氣藏白堊系儲層裂縫在粒度較細的薄砂層、構造角度大的部位中比較發育。

塔里木盆地 庫車坳陷 大北1氣藏 白堊紀 儲集層 裂縫發育 控制因素 分布規律 開度 線密度

對致密砂巖氣藏來說，對裂縫發育規律的研究不僅對油氣勘探極為關鍵［1］，對氣藏開發也至關重要。塔里木盆地庫車坳陷大北1氣藏白堊系儲層描述成果及動態資料表明：試井解釋動態滲透率遠大于測井解釋滲透率。測試動態資料解釋認為該氣田儲層段發育裂縫。因此儲層裂縫研究就成為大北1氣藏儲層描述的關鍵和重點內容之一。因為把裂縫描述清楚，做好單井裂縫發育參數統計及分析，搞清裂縫發育程度與巖性、構造、沉積儲層的基本關系并得到裂縫的孔隙度、滲透率等物性參數，對后續裂縫有效性評價、井位部署和完井酸化壓裂，以及氣田開發方案編制研究和指標預測提供裂縫和基質統一的三維非均質地質模型均具有重要意義。

1 表征單井裂縫發育程度的參數統計及分析

表征裂縫發育程度的參數一般包括：裂縫密度、裂縫開度、裂縫孔隙度、滲透率［2－3］。本次研究主要以成像測井和巖心資料為基礎對單井裂縫的以上參數進行統計和分析［4－5］。

1.1 裂縫密度

裂縫密度分為線密度、面密度和體密度。由于巖心破碎，本次研究只對裂縫線密度進行統計分析。線密度（Dlf）是裂縫間距的倒數，指某一方向上單位長度巖心觀測到的裂縫的條數，單位為條／m。

本次共觀察3口巖心16.07 m，發現裂縫66條，平均裂縫線密度為4.1條／m。其中大北1井觀測巖心長度2.3 m，平均裂縫線密度3.91條／m；大北101井心長7.01 m，平均裂縫線密度3.57條／m；大北102井觀測巖心長度6.76 m，平均裂縫線密度為4.73條／m。

1.2 裂縫開度

裂縫開度統計主要根據巖心和成像測井資料，如果薄片資料豐富，微裂縫開度也可以根據薄片資料來統計。

開度是裂縫物性參數計算中的關鍵參數。從實用的角度出發，以肉眼能否識別為依據，裂縫的規模可以簡單分為兩類：宏觀裂縫（大于0.1 mm）和微裂縫（小于0.1 mm）。一般而言，宏觀裂縫反映形成時期的構造應力強，微裂縫則相反，地下裂縫的真實開度是裂縫參數描述中的難題。巖心觀測中實際測量的裂縫開度或裂縫充填脈寬度要比地下裂縫的真實開度大，需要修正。修正的第一步需將巖心中觀測到的視開度bs進行換算，得到真實的裂縫開度b。公式如下：

式中b表示裂縫的真實開度；bs表示裂縫的視開度；θ表示測量面與裂縫面的夾角。

第二步需進行經驗修正，將第一步所得裂縫開度乘以2／π作為地下裂縫的真實開度。

根據巖心觀察和校正后，大北氣田儲層段宏觀裂縫開度大于0.2 mm占多數（圖1），其中大北101井開度大于0.2 mm占75%；小于0.2 mm的占25%。大北102井開度大于0.2 mm占統總數的89%，說明儲層宏觀裂縫開度發育，對氣藏開發具有建造性作用。

圖1 大北1氣藏宏觀裂縫開度分布直方圖

微觀裂縫的開度主要是在鏡下用薄片法進行統計分析，公式為：

式中e表示裂縫的真實開度，μm；ei表示鏡下微裂縫的測量開度，μm；n表示為微裂縫的條數；β表示薄片法線方向與微裂縫面的夾角。這里的cosβ為一個修正值，一般取經驗值。

根據鏡下觀察結果，利用以上公式修正后大北1氣藏微觀裂縫開度主要分布在0.006 4～0.076 4 mm之間，其中開度小于0.01 mm的裂縫占20%，開度介于0.01～0.05 mm的裂縫占57%，開度介于0.05～0.076 4 mm的裂縫占23%。

1.3 裂縫孔隙度、滲透率

根據以上觀察結果，修正測井資料后，建立裂縫孔隙度［3］計算公式為：

式中Cm表示鉆井液電導率，S／m；Rm表示鉆井液電阻率，Ω·m；Cs表示淺電導率，S／m；Cd表示深電導率，S／m；mf表示經驗指數，無量綱。

單井裂縫孔隙度主要介于0～1.0%，最大值為2.2%，平均值不到0.3%，整體較小，對儲層的儲集性能影響不大。

裂縫滲透率計算主要采用裂縫滲透率與裂縫孔隙度、裂縫張開度［3］的關系式計算：

式中Kf表示裂縫滲透率，mD；φf表示裂縫孔隙度；ε表示裂縫張開度，μm。

裂縫滲透率主要分布在0～10 m D，最大值146.78 mD，平均值為0.26 mD（圖2），裂縫的發育對改善儲層物性，尤其是滲透率有非常重要的作用。

2 裂縫發育規律

在統計裂縫發育參數的基礎上，對裂縫發育的規律進行了總結分析，主要規律如下所述。

2.1 裂縫密度與砂巖厚度關系

低孔隙度、低滲透率滲砂巖儲層的厚度也是影響裂縫發育的重要因素。由于厚層砂巖的總體強度比薄層砂巖的總體強度大，抵抗外力破壞的能力強。如果其他條件一致的話，薄層比厚層有更高的裂縫密度，裂縫的線密度也比較大。從本區裂縫發育與砂巖厚度關系可以看出，單砂層厚度在11 m以下時裂縫最發育（圖3）。

2.2 裂縫發育程度與沉積巖（相）關系

大北單井平均裂縫開度統計結果表明，在泥質粉砂巖中裂縫開度最大，平均開度大于1.2 mm；粉砂巖、細砂巖裂縫平均開度相差不大，平均裂縫開度都介于0.8～0.9 mm之間（圖4），裂縫的存在大大改善了泥質粉砂巖的孔隙度和滲透率，提高了單井產能。

圖2 大北1氣藏白堊系巴什基奇克組測井解釋裂縫孔隙度、滲透率直方圖

圖3 裂縫線密度與單砂體厚度關系圖

圖4 大北氣田不同巖性與裂縫開度關系圖

圖5 大北氣田不同微相與裂縫線密度關系圖

圖6 裂縫密度分布與構造角度的關系圖

而根據單井統計的裂縫線密度與沉積微相的關系圖表明：河口壩平均裂縫線密度為11條／m，平均裂縫線密度最大，裂縫最發育；水下分流河道微相平均裂縫線密度為5條／m；分流間灣裂縫最不發育，平均線密度只有不到1條／m（圖5）。

2.3 構造角度與裂縫發育與關系

根據大北7口井成像資料統計分析，裂縫的發育程度與構造角度［6－7］存在一定相關性（圖6）：構造角度越大，裂縫密度越大，裂縫越發育。

3 結論與認識

1）裂縫的存在是影響大北1氣藏白堊系氣藏滲流特征的重要因素；準確的計算裂縫密度、開度等參數是精確描述裂縫滲透率的關鍵；經校正后的裂縫參數能基本滿足開發方案儲層描述的需求。

2）裂縫發育受儲層厚度的制約。薄層比厚層有更高的裂縫密度，對于本次研究區塊，單砂層厚度在11 m以下時裂縫發育程度較高。

3）裂縫開度與巖性有一定關系，泥質粉砂巖中裂縫開度較大，而粉砂巖、細砂巖裂縫平均開度略低；裂縫線密度在不同沉積微相有不同表現，河口壩裂縫線密度最大，裂縫最發育，水下分流河道微相居中，分流間灣裂縫最不發育。

4）裂縫的發育程度與構造角度存在一定相關性，構造角度越大，裂縫密度越大，裂縫越發育。

［1］張貴生.川西坳陷須家河組致密砂巖儲層裂縫特征［J］.天然氣工業，2005，25（7）：11－13.

［2］宋惠珍.裂縫性儲集層研究理論與方法——塔里木盆地碳酸鹽巖儲集層裂縫預測［M］.北京：石油工業出版社，2001.

［3］趙良孝，補勇.碳酸鹽巖儲層測井評價技術［M］.北京：石油工業出版社，1994.

［4］周文.裂縫性油氣儲集層評價方法［M］.成都：四川科學技術出版社，1998.

［5］賈文玉.成像測井技術與應用［M］.北京：石油工業出版社，2000.

［6］周新桂，張林炎，范昆，等.儲層構造裂縫定量預測研究及評價技術［J］.地球學報，2003，24（2）：175－180.

［7］陳輝，胡英，李軍.數學形態學在地震裂縫檢測中的應用［J］.天然氣工業，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.庫車坳陷大北1氣藏白堊系儲層裂縫發育規律.天然氣工業，2012，32（10）：24－27.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.005

李世川，1966年生，高級工程師，西南石油大學博士研究生；目前在中國石油塔里木油田公司勘探開發研究院天然氣所從事天然氣開發地質方面的研究工作。地址：（841000）新疆維吾爾自治區庫爾勒市中國石油塔里木油田公司勘探開發研究院。電話：18609962606。E－mail：tlmlsc＠126.com

（修改回稿日期 2012－08－07 編輯 居維清）

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