川西地区须二段致密砂岩储层裂缝特征及识别

王亮国 李学明 王志文 邓 莉 刘博闻

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059；2.中国石化西南油气分公司 勘探开发研究院，成都610081；3.中国石化集团西南石油局 测井公司，成都610100；4.西南石油大学 石油工程学院，成都610500）

川西地区上三叠统须家河组第二段（简称“须二段”）厚度为560～660m，主要属三角洲环境的砂、泥岩频繁不等厚互层沉积。须二段储层孔隙度、渗透率极低，油气产能往往与储层中裂缝发育程度密切相关。对须二致密砂岩储层的勘探有成功也有失败，主要经验是钻井部署需要寻找裂缝，特别是网状裂缝发育带。因为裂缝不仅可以使孤立的孔洞得以连通，发育成有效的储集空间，极大地提高基质渗透率，更是油气的主要运移通道。已有研究表明，裂缝对储层孔隙度贡献有限，但其对储层渗透性的改善作用十分明显。当储层中发育裂缝时，渗透率呈数量级的增加。如果没有裂缝对储层渗透性的有效改善，须二段中许多储层难以成为有效储层。大量生产实践和研究成果表明，裂缝是川西地区须二气藏获得高产的重要条件之一。

致密储层裂缝的研究与识别在目前技术条件下难度较大，且往往是从单方面进行研究。目前致密储层裂缝研究主要有以下几个方面：（1）地表观察与钻井岩心裂缝统计、分析、对比；（2）成像测井裂缝分析；（3）地震资料分析构造裂缝发育带。且这些研究往往局限于单方面的研究，没有把各种方法有机结合在一起。为了提高勘探开发钻井靶点命中率，使部署井成为高产井的目的，通过对川西致密储层特征与裂缝的研究识别，结合了地质研究、实验分析、测井识别，特别是采用国内外最新的三维CD扫描、全直径岩心裂缝实验分析、双侧向三维有限元法裂缝解释，及最前沿的3D3C地震资料支撑的多波横波分裂技术进行预测裂缝在平面上的分布，对川西致密储层裂缝从多方面、点线面进行系统的研究，这样就可为勘探开发钻井部署提供精确靶点[1]。这就是须二致密储层裂缝研究需要解决的真正问题。

1 裂缝地质描述与实验分析

1.1 宏观裂缝特征

川西拗陷须二段储层孔隙度、渗透率极低，裂缝发育与否决定了天然气产能大小。储层中裂缝发育，裂缝虽然对孔隙度贡献小（平均贡献5.2%），但却促进了渗透率的极大改善[2]。当存在裂缝时，渗透性增加明显，裂缝发育样品渗透率是裂缝不发育样品的21.6倍。

据岩心观察，裂缝相互切割，缝与缝连通性好，延伸远，极大地提高了储层的渗流能力。发育的裂缝按成因可以分为层理缝、泄压缝和构造缝3类。总体上层理缝和泄压缝十分发育，主要属低角度缝；而构造成因的斜缝和直立缝等高角度缝也较为常见。

定量统计资料表明，须二段储层一般发育水平－低角度裂缝，是高角度裂缝发育的4.55～32.2倍。统计XC－10井低角度缝，多数缝长70 mm，缝宽＜0.5mm，共计378条低角度缝中有261条为开启缝，其余为充填或者闭合裂缝，方解石和石英等充填裂缝中[3]。

储层孔隙度增大时，一般渗透率也趋于变好，但孔－渗相关性不好。渗透率的增加主要靠裂缝而非孔隙度。储层孔隙度虽小，但裂缝发育时，同样具备天然气工业产能[4]。

1.2 微观裂缝特征

薄片观察川西须二段储层裂缝形态类型十分丰富，大致可分为如下几种：定向－半定向微裂缝、粒内裂缝（纹）、粒（砾）缘微裂缝、溶蚀改造裂缝、粒间缝合线。定向－半定向微裂缝的主要特征是裂缝切穿颗粒与填隙物，延伸长度较大，可达5mm甚至更长；裂缝一般宽度约为2～5μm，少数可达20μm；在局部范围内有较好定向性。另外，由于研究区内存在较多解理发育的矿物（如云母、长石、碳酸盐等），在构造应力或其他应力作用下，解理面会进一步开启并形成可识别的裂缝[4]，其缝宽较小，延伸不大，彼此独立，沟通性差。

裂缝对须二段储集空间的影响，除相对宏观的裂缝对储层渗透率有实质性影响外，还有数量众多的薄片尺度的与孔隙连通的微裂缝，对岩心总渗透率也有积极的贡献。根据须二段岩心孔隙度和渗透率的研究，须二段裂缝渗透率对总渗透率的贡献非常显著。据CX565井统计，64%的渗透率由裂缝贡献。

1.3 岩心三维CT扫描分析

三维CT扫描岩石的原理是：X射线对断层面进行照射，然后测定透过的X射线量，经数字化后计算出单位体积的吸收系数，在进行数模转换后，就可以得出裂缝发育数据与三维分布图像（图1）。重建的图像能够给出每一个像素X射线衰减系数[5]。

对于给定的每一个像素X射线衰减系数（μ）的数值，即单位体积元的X射线衰减系数，通常换算成CT值（CTN），CT值与X射线衰减系数的关系为：

其中μ物，μ水分别为物体和水的X射线衰减系数。水的CTN为0；由于在空气中X射线几乎没有衰减，所以空气的CTN为－1 000。然后通过计算机软件转换还原计算出所测样品的裂缝孔隙度。

选送了X5、X8、X201井与DY5井共4口井7个含裂缝样品进行三维CT扫描分析（表1）。从表1可以看出，岩心裂缝孔隙度介于0.11%～1.25%，平均为0.59%。与氦气法孔隙度比较，裂缝孔隙度占总孔隙度的2.34%～15.06%，平均为9.33%，该数值比其他方法求取的结果偏高，是因为挑选的岩样裂缝特别发育，可作为研究裂缝性致密砂岩储层的参考与测井解释结果比对。

图1 X5井须二段三维CT扫描裂缝形态Fig.1 The fracture shape of 3－D CT scanning of T3x2 formation in the Well X5

表1 三维CT扫描裂缝孔隙度及氦气法总孔隙度比较Table1 The comparison between the porosity of 3－D scanning and the total porosity of the helium method

1.4 全直径岩心裂缝孔隙度

裂缝性气藏储集空间主要为裂缝与基质孔隙，这两种储集空间组成了该类油气藏的总孔隙度，采用全直径岩心测定来获得岩心的裂缝孔隙度[6]。

缺少成像测井资料时，对裂缝性油气藏，需要充分利用岩心资料，通过全直径岩心分析获得岩心的裂缝孔隙度，与对常规测井识别的裂缝孔隙度，以及利用深、浅双侧向测井计算的裂缝孔隙度进行分析，就可以准确地获得储层裂缝孔隙度[7]。

全直径岩心裂缝孔隙度分析，首先分析总孔隙度，然后测定基质孔隙度，这样分析后得出的总孔隙度与基质孔隙度之差即为裂缝孔隙度[6]。计算公式为：Φf＝Φt－Φb。根据24块全直径岩心裂缝孔隙度分析，2个构造裂缝平均孔隙度分别为0.161%和0.29%，与测井校对后对全储层井段研究结果很接近（表2）。

表2 须二段全直径岩心分析与测井裂缝孔隙度（厚度加权）对比Table2 The comparison between the porosities of entire diameter core and logging fractures（thickness weight）

2 测井裂缝解释

2.1 常规测井裂缝解释

常规测井的双侧向、AC、CNL、DEN、GR曲线对高角度缝、网状缝、低角度缝具有不同程度的响应模式。当存在高角度裂缝时，在双侧向曲线中，裂缝的电导率与张开度成正比；遇低角度缝时，双侧向测井曲线呈尖锐状；声波时差响应特征明显[8]，遇未充填缝和含气丰度较高的张开缝时，声波时差增大或“跳波”（表3）。

利用全波测井可研究裂缝的发育情况。当声波穿过裂缝时，其幅度会变小。低角度裂缝使横波衰减较大，而高角度缝则使纵波幅度衰减，网状缝却使纵波幅度和横波幅度均出现一定的衰减[8]（表3）。从X851井主产层段的全波测井资料（图2）可以看出：井段4 831～4 836m、4 842.1～4 846.2m、4 850.1～4 852m纵波、横波能量幅度均发生衰减，网状裂缝发育；其中4 836～4 842 m、4 846.2～4 850.1m 井段纵波能量幅度有衰减，横波能量较强，说明高角度缝发育[9]。

2.2 成像测井解释裂缝

根据裂缝发育层段的围岩与电阻率存在的差异，可利用成像测井来研究裂缝。在成像测井图上，诱导缝相对于天然缝的特点是：（1）较低电阻率，无完整的正弦曲线形状；（2）走向与主应力方位相一致；（3）发育不长，呈分开形状，一般止于较软地层。据上述特点就可以进行天然缝与诱导缝的判别。成像测井可以高精度、高分辨率地对需要研究井段进行各类裂缝识别[10]，还可对裂缝的产状、宽度、长度和密度等进行计算。

表3 常规及全波列测井裂缝响应特征Table3 The fracture response characteristics of conventional logging and the whole train of waves logging

图2 X851井须二产层段常规测井及全波列测井裂缝响应特征Fig.2 The fracture response characteristics of conventional logging and the whole train of waves logging in T3x2 of Well X851

图3 X856井低角度缝、网状缝特征Fig.3 The characteristics of low angle fractures and net fractures

图3为X856井显示的裂缝图像，图的上部分显示为低角度缝与网状裂缝，图的下部分显示为斜交裂缝。裂缝在图像上表现为深纹。该段FMI图像（电成像）反映斜交缝发育；右侧的探测范围较深，ARI图像上也存在交织在一起的斜交缝，可判断为有效的天然缝。成像测井谱分析法技术在双孔介质储层评价中可发挥重要作用，它主要用电成像测井资料进行裂缝识别、基质与裂缝孔隙度大小定量分析。将电成像图像转换成井周视孔隙度图像，经浅侧向刻度的电成像实际上是井壁的电导率图像，利用Archie模型可将电成像图像转变为井周视孔隙度图像。对井周视孔隙度频率分布谱进行统计分析，寻找基质孔隙与裂缝孔隙的分界点，从而确定基质孔隙与裂缝孔隙的比率，在利用全直径岩心裂缝孔隙度进行校正的基础上，求取储层裂缝孔隙度（表2），与全直径分析结果很接近。

2.3 双侧向三维有限元法裂缝解释

由于不同产状的裂缝在双侧向测井曲线上具有不同的响应特征，因此对没有电成像测井资料的井，根据校正后的双侧向电阻率曲线采用三维有限元法计算裂缝孔隙度。

2.3.1 判断裂缝状态

根据裂缝的双侧向响应特征，将裂缝分为3种类型：低角度裂缝[0，50]，倾斜裂缝（50，74]，高角度裂缝（74，90]。用产状判断公式

当Y＞0.1时，为高角度裂缝；当Y＜0时，为低角度裂缝；当0＜Y＜0.1时，为倾斜裂缝。

2.3.2 裂缝孔隙度计算公式

式中：Φf为裂缝孔隙度；ρmf为裂缝中泥浆滤液电阻率；A1，A2，A3为反演拟合系数，取值为：

由于ρmf是一个变化值，因此需要确定裂缝中的泥浆滤液的电阻率。由阿尔奇公式

ρmfa＝ρxo／（b F）＝ρxoΦm／（a b）

成像测井谱分析法与双侧向三维有限元法，这2种裂缝孔隙度计算方法中，成像谱分析法计算成果的纵向分辨率高，且能反映储层的孔径分布区间，故以电成像谱分析法为主。对于没有测得电成像资料的井采用双侧向三维有限元法为补充，但2种计算模型均主要利用全直径岩心裂缝分析数据进行标定，才有较好的实际效果。

3 地震裂缝平面预测

采用地质分析与地震属性分析相结合的方法，通过构造应力场反演，叠后地震几何属性（相干、曲率等）预测裂缝发育程度。在此基础上，采用多波横波分裂预测裂缝分布[11]。根据横波通过裂缝时分化出快横波和慢横波原理找出快横波的方向，就能确定出裂缝发育的方向；并根据快慢横波的层间时差，就指示出裂缝发育的程度，而不同方向裂缝有效性往往不同[12]。这样运用多波横波分裂技术就可以预测裂缝平面上的分布[13]（如图4，其中红黄色区域为裂缝发育区）。

图4 孝新地区须二段裂缝发育分布图Fig.4 The distribution of the fractures of T3x2 in the Xiaoxin area

4 结论

致密砂岩储层天然气勘探开发深受裂缝的影响，而裂缝的研究是致密储层研究中的难题与关键问题。通过多年对川西须二致密砂岩储层勘探部署与裂缝影响的分析，认为裂缝的研究需要从多方面进行才可以较准确地刻画裂缝状况，达到可以在现有测井与地震资料上较准确地对裂缝进行判别，然后结合地震资料在平面上进行识别。研究首先从岩心裂缝地质宏观与微观描述、三维CT扫描、全直径岩心分析3个不同方面对裂缝进行点上的判识；然后再进一步通过储层段常规测井分析不同类型的裂缝响应特征，采用成像测井及双侧向三维有限元法进行裂缝在线上的识别，并以全直径岩心研究数据对深度和岩心进行标定[6]，这样测井裂缝孔隙度计算模型就具有较高的可信度，研究成果可应用于测井资料上裂缝的定量评价与识别；最后利用3D3C地震资料采用多波横波分裂技术预测裂缝的平面分布。这就形成了点、线、面相辅相成的裂缝识别研究方法系列，为川西须二致密砂岩储层进行了裂缝识别、裂缝储量计算，在勘探开发钻井部署时提供了精确靶点。

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