裂缝表征及建模在迪那2气田的应用

吴永平，昌伦杰，陈文龙，邵才瑞，张杰，胡素明，孙勇

（1.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000；2.中国石油大学（华东），山东 青岛 266580）

裂缝表征及建模在迪那2气田的应用

吴永平1，昌伦杰1，陈文龙1，邵才瑞2，张杰1，胡素明1，孙勇1

（1.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000；2.中国石油大学（华东），山东 青岛 266580）

迪那2气田为超高压低孔裂缝性砂岩凝析气藏。气田范围内，裂缝较为发育且非均质性较强，同时，储层裂缝发育程度与单井产能密切相关，因而，对该气田裂缝参数的定量表征及建模将显得尤为重要。本次研究，综合迪那2地区丰富的岩心、测井、录井及测试资料，对各项主要裂缝参数进行定量表征，并在此基础上分析了控制迪那2气田裂缝发育的构造及地质因素；采用多属性体权重约束方法，建立了迪那2气田裂缝强度预测三维模型，实现了断层共生缝、构造成因缝、地质成因缝间的有效耦合，为裂缝属性参数的建立提供了可靠的约束趋势体；同时，利用动态参数优化等效参数模型，大大提高了裂缝属性参数模拟的精度，形成了一套针对裂缝性油气藏由裂缝表征到建模的有效技术方法。

低孔裂缝性气藏；裂缝强度；裂缝建模；迪那2气田

0 引言

裂缝性油气藏的裂缝表征及建模是世界性的难题，主要体现在裂缝成因机理研究、裂缝参数表征、井间裂缝预测及裂缝建模等方面［1-7］。

裂缝参数表征可以为裂缝的定量预测及建模提供可靠的硬数据。目前，国内外学者对裂缝参数的表征，主要从静态数据和动态数据2个方面考虑。1）静态数据主要从岩心观察、ICT扫描及成像测井获得。岩心观察及测量的裂缝通常是肉眼可识别的裂缝，ICT扫描裂缝可识别出更小级别的裂缝，对裂缝的充填程度及裂缝开度的测算较为精确。这2种方法由于都是通过取心层段的岩心进行测量，因而从样品的代表性方面均存在较大的局限性。成像测井获得的裂缝则有效地避免了样品不足这一难题，但是在裂缝参数解释精度方面存在一定的误差，需要通过采用多种方法对其进行校正。2）动态数据主要包括井漏数据及动态试井资料等，这些数据从间接的角度反映了裂缝发育程度。由于动态数据在单井中并不连续，因而通常作为对静态裂缝参数及裂缝预测数据的合理性验证；同时，利用试井解释裂缝渗透率值可对静态参数进行校正，从而使得裂缝模型更符合动态认识。

裂缝建模是将单井裂缝表征、裂缝成因分析及裂缝预测等综合研究成果，通过地质建模方法，实现裂缝在三维立体空间中的定量预测及立体展布。裂缝建模的核心及难点主要包括2个方面：一是裂缝预测方法繁多，主要包括构造主曲率法、地应力场恢复、构造趋势面分析、地震资料评价，以及断层共生缝评价等［5-10］，每种方法都仅能预测某一类裂缝的分布特征；但是，针对裂缝成因复杂的地区，单一方法预测裂缝必然存在预测结果与实际不符的情况，如何将不同的裂缝预测方法获得的裂缝信息在裂缝建模中进行有机整合显得尤为重要。二是如何运用岩心观察、测井识别、随钻漏失跟踪、试井解释等各项裂缝研究成果，综合建立合理的裂缝三维地质模型。

针对以上问题，将地球物理、地质、油气藏工程等多方面的数据充分耦合在一起，通过综合研究区域构造、断层、岩性、层厚、地应力等裂缝影响因素，从一维到二维，从静态到动态，最终形成一套系统评价裂缝及建模的工作流程。

1 裂缝参数表征

裂缝密度、裂缝开度及裂缝产状是影响迪那2气田产能的重要参数。本次研究，基于研究区具备电成像资料的25口井的处理结果，对以上裂缝参数进行了定量表征。

1.1 裂缝密度

裂缝密度是定量表征裂缝的重要参数指标，通常分为体密度、面密度及线密度。体密度和线密度主要通过岩心观测获得，而线密度则可通过成像测井识别进行测算，线密度为统计窗长（深度段）内的裂缝条数。在进行多井或多井段统计对比时，更实用的测算裂缝线密度的方法，是用统计井段内的裂缝条数除以统计井段长度。迪那2气田主力生产层段E2-3s1，E2-3s3，E1-2km2裂缝密度相对较大，东部又较西部大。

1.2 裂缝开度

裂缝开度，也称裂缝宽度，其定量刻度主要通过成像测井、岩心观察、ICT扫描等手段。由于受到井眼环境、钻井液电阻率和地层岩石电阻率的差异性影响，电成像资料处理得到的结果与真实岩心参数之间存在一定差别，需要利用岩心资料进行定量刻度。岩心裂缝开度的测量采用钢尺（精度0.5 mm）与游标卡尺（精度0.01 mm）、刻度放大镜（精度0.05 mm）、便携数码显微镜（目测精度0.01 mm，图像分析3 μm），分别测量了地面岩心中大缝、中细缝及微裂缝的开度（见图1，DN2-12井1-33/41岩心裂缝，数码显微镜图像分析缝宽0.098 8 mm，刻度放大镜下为0.100 0 mm）。利用岩心测量的裂缝开度对成像解释结果进行刻度校正，校正后，成像解释的裂缝开度主要分布在0.05～0.15 mm。

图1 DN2-12岩心裂缝测量实例

1.3 裂缝产状

由于任何一个与井轴不垂直或不平行的平面与圆柱形井眼相交后，其交面是一个椭圆面，对应在FMI二维平面图中即为一个正弦波曲线。正弦曲线最低点（波谷）处的方位就代表了这个平面的倾向，与之垂直的方向是走向，倾角就等于正弦波的幅度除以井径；因此，利用成像测井所获得的裂缝产状较为可靠。迪那2气田裂缝倾角主要分布在65～85°，以高角度裂缝为主，裂缝方位主要集中在NNW—SSE向。

2 裂缝成因类型分析

迪那2气田的裂缝成因主要有2个方面：一是构造成因，主要包括褶皱变形作用和断层破碎带的共生作用；二是地质成因，主要包括岩性、层厚的影响。

2.1 裂缝的构造成因

2.1.1 褶皱变形作用

前人研究均证实，岩石褶皱变形过程中，可以形成各种特征不同、产状不同的拉张、扩张和剪切破裂缝，而构造面主曲率法可定量分析褶皱变形所形成的裂缝相对发育区。该方法在不同地区预测构造裂缝均取得了良好的效果［8-11］。迪那2构造总体表现为一长轴背斜和穹窿构造，因此该区裂缝的形成和分布与岩石变形弯曲密切相关。迪那2气田已完钻井成像测井识别裂缝密度及归一化曲率值统计结果表明，裂缝发育程度与归一化后的构造曲率值趋势基本一致 （见图2），部分井裂缝与曲率值相关性较差，如DN202井，该井位于气田东部的断层破碎带附近，因而裂缝较为发育。

图2 迪那2气田苏维依组归一化曲率与裂缝密度关系

2.1.2 断层破碎带共生作用

迪那2气田不同级别的断层密集发育，综合迪那2气田井旁断层特征及断层对裂缝的影响因素来看，裂缝发育的主要影响因素有2个：一是裂缝与断层相距的远近，距离断层越近，裂缝越发育。二是断层的发育规模，不同延伸长度的断层对其附近裂缝的控制程度具有差异。其中，一级南界东秋里塔格断裂对裂缝发育的控制范围可达500～1 000 m，二级断层有效控制裂缝发育范围为100～200 m，三、四级断层距离有效控制裂缝发育范围40～100 m。

2.2 裂缝的地质成因

2.2.1 岩性对裂缝发育的影响

裂缝的发育程度与岩性密切相关。不同的岩石类型因其成分、结构和构造不同，力学性质各异。在相同的构造应力作用下，裂缝发育程度不同，一般脆性强的岩石容易发生破裂而具有较高的裂缝密度。对迪那2气田6口取心井共计301 m的岩心裂缝观察，不同岩性裂缝发育程度具有明显差异。其中，粉砂岩、细砂岩中构造裂缝最为发育，约占岩心裂缝的64.4%，其次为粉砂质泥岩、中砂岩［12］。这反映了迪那2气田古近系宏观裂缝主要发育在粒度较细的岩性中，而在粒度较粗的中砂岩及砂砾岩中裂缝不发育。

2.2.2 层厚对裂缝发育的影响

相同岩性下，裂缝发育程度通常与单一岩性的层厚密切相关。许多学者对构造裂缝的发育程度与单层厚度的关系进行了研究，普遍认为在一定范围内（一般层厚小于3 m），裂缝的线密度与单层厚度存在较明显的负相关关系。即当其他岩石参数和所受应力条件相同时，薄层岩石中的裂缝较发育，裂缝间距较小［13-16］。

统计迪那2气田成像测井拾取的裂缝条数与单层厚度关系发现，岩层厚度与其平均裂缝密度整体上呈座椅式负相关。当砂体单层厚度为1～4 m，裂缝密度降低较快；当砂体单层厚度为4～8 m，裂缝密度变化出现了一个平台区；当砂体单层厚度为8～12 m，裂缝密度又急速降低。

3 裂缝建模

裂缝建模通过将裂缝表征结果及各类裂缝影响因素集成，解决裂缝参数三维空间分布的问题。而对于迪那2气田这样一个裂缝影响因素较多的复杂区块，需考虑如何集成构造、层厚、岩性的综合影响效果，将裂缝变量与这些地质影响因素建立相应的函数关系，同时结合动态试井解释参数有效地模拟气田范围内的渗透率分布情况。

3.1 裂缝影响因素权重分析

迪那2气田裂缝发育程度的构造成因，主要与褶皱变形大小及断层分布相关。因此，首先利用构造数据及断层数据分别建立断层距离模型、构造主曲率模型（见图3a，3b）；同时在模型中考虑岩相、层厚因素采用多属性权重约束方法建立迪那2气田裂缝发育的裂缝强度属性体（见图3c）。由于裂缝性气藏的产能大小是裂缝发育的综合反映，本次建立的裂缝强度值与产能趋势基本吻合（见图4），从而实现了断层共生缝、构造成因缝、地质成因缝间的有效耦合，为裂缝属性参数的建立提供了可靠的约束趋势体。

3.2 动态参数优化等效参数模型

常规裂缝建模方法，通常很难将模型中裂缝的等效参数与实际动态解释参数进行有效拟合，从而使得所建立的三维裂缝属性参数与真实地下储层孔渗特征存在一定误差。迪那2气田多口井试井解释曲线均表现为明显的双重介质特征。利用迪那2气田4口井的试井解释地层系数（Kh），分别设置其影响半径及射孔层段。运用Fracaflow软件内部的遗传算法进行迭代优化裂缝传导率、长度等参数，使模型结果与试井解释结果的相对误差达到10%以下（见表1），从而得到优化的裂缝参数。利用优化后的裂缝参数重新建立全区的离散裂缝网络（DFN）模型，并进行全区等效，建立了裂缝属性参数场模型。以上裂缝建模思路及方法，大大提高了迪那2气田裂缝属性参数模拟的精度。

图3 迪那2气田古近系裂缝主要控制因素属性体

图4 无阻流量与裂缝强度的关系

表1 模拟前后Kh误差分析

4 结束语

由于低孔裂缝性砂岩气藏裂缝分布的复杂性和不确定性，导致裂缝表征及建模较难，主要表现在裂缝参数的精确表征、裂缝主控因素分析，以及基于多因素控制的裂缝强度模型的建立3个方面。裂缝参数定量表征的精确程度，取决于如何将岩心裂缝测量结果定量刻度成像测井；裂缝主控因素分析，要基于裂缝的构造及地质成因综合分析；多因素控制的裂缝强度模型，通过多属性权重约束来实现各主控因素间的有效耦合，最终建立更加符合地质认识的裂缝属性参数模型。

［1］李阳.低渗透砂岩油藏储集层建模研究［J］.石油勘探与开发，2004，31（4）：99-104.

［2］穆龙新.裂缝储层地质模型的建立［J］.石油勘探与开发，1995，22（6）：78-82.

［3］斯麦霍夫E M.裂缝性油气储集层勘探的基本原理与方法［M］.北京：石油工业出版社，1985：1-10.

［4］Bourbiaux B，Basquet R，Cacas M C，et al.An integrated workflow to account for multi-scale fractures in reservoir simulation models: Implementation and benefits［C］.Abu Dhabi：Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference，2002.

［5］梁官忠，王群超，夏欣，等.阿北安山岩油藏裂缝发育特征对开发的影响［J］.石油勘探与开发，2001，28（2）：64-66，72.

［6］宋永东，戴俊生.储层构造裂缝预测研究［J］.油气地质与采收率，2007，14（6）：9-13.

［7］王时林，秦启荣，苏培东.储层裂缝识别与预测［J］.断块油气田，2009，16（5）：31-33.

［8］Murray G H.Quantitative fracture study：Sanish Pool McKenzie Country，North Dakota［J］.AAPG Bulletin，1968，52（1）：57-65.

［9］曾锦光，罗元华，陈太源.应用构造面主曲率研究油气藏裂缝问题［J］.力学学报，1982，2（2）：202-206.

［10］张淑娟，王延斌，梁星如，等.蚂蚁追踪技术在潜山油藏裂缝预测中的应用［J］.断块油气田，2011，18（1）：51-54.

［11］李志勇，曾佐勋，罗文强.裂缝预测主曲率法的新探索［J］.石油勘探与开发，2003，30（6）：83-85.

［12］吴永平，朱忠谦，肖香姣，等.迪那2气田古近系储层裂缝特征及分布评价［J］.天然气地球科学，2011，22（6）：989-995.

［13］王志章.裂缝性油藏描述及预测［M］.北京：石油工业出版社，1999：5-20.

［14］Cooke M L，Simo J A，Underwood C A，et al.Mechanical stratigraphic controls on fracture patterns within carbonates and implications for groundwater flow［J］.Sedimentary Geology，2006，184（3）：225-239.

［15］Narr W，Suppe J.Joint spacing in sedimentary rocks［J］.Journal of Structural Geology，1991，13（9）：1037-1048.

［16］曾联波，漆家福，王永秀.低渗透储层构造裂缝的成因类型及其形成地质条件［J］.石油学报，2007，28（4）：52-56.

（编辑 王淑玉）

Application of fracture characterization and modeling in Dina 2 Gas Field

Wu Yongping1,Chang Lunjie1,Chen Wenlong1,Shao Cairui2,Zhang Jie1,Hu Suming1,Sun Yong1
(1.Research Institute of Exploration and Development,Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla 841000,China; 2.China University of Petroleum,Qingdao 266580,China)

Dina 2 Gas Field belongs to a fractured sandstone condensate gas reservoir with low porosity and high pressure.In this area,the fractures develop and heterogeneity is strong.The degree of reservoir fracture development is closely related to the individual well productivity.As a result,the fracture characterization and modeling become particularly important.This paper quantitatively characterizes the fracture parameters based on the rich data from core tests,imaging logging,borehole log and production performance.Then,the major control factors on fracture development are analyzed and the 3D fracture intensity models are established with the method of constraining multi-attribute weight.Finally,a reliable fracture development restricted tendency cube is constructed by coupling variables which fault with fractures and tectonic origin fractures and geologic origin fractures.The dynamic parameters are used to optimize the equivalent parameter model,which greatly improves the accuracy of fracture parameter simulation,forming a set of effective technical methods from fracture characterization to modeling for fractured gas reservoirs.

fractured gas reservoirs with low porosity;fracture intensity;fracture modeling;Dina 2 Gas Field

TE344

：A

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2011ZX05046）

10.6056/dkyqt201501017

2014-09-17；改回日期：2014-12-06。

吴永平，男，1979年生，高级工程师，博士，主要从事石油天然气综合地质研究及裂缝建模研究。电话：0996-2174787；E-mail：wuyp-tlm@petrochina.com.cn。

吴永平，昌伦杰，陈文龙，等.裂缝表征及建模在迪那2气田的应用［J］.断块油气田，2015，22（1）：78-81.

Wu Yongping，Chang Lunjie，Chen Wenlong，et al.Application of fracture characterization and modeling in Dina 2 Gas Field［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（1）：78-81.