基于岩心-电成像测井的裂缝定量表征方法——以库车坳陷ks2区块白垩系巴什基奇克组砂岩为例

屈海洲，张福祥，王振宇，杨向同，刘洪涛，巴旦，王茜（1.西南石油大学地球科学与技术学院；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室；.中国石油塔里木油田公司；4.中国石油休斯敦技术研究中心）



基于岩心-电成像测井的裂缝定量表征方法
——以库车坳陷ks2区块白垩系巴什基奇克组砂岩为例

屈海洲1， 2，张福祥3， 4，王振宇1， 2，杨向同3，刘洪涛3，巴旦3，王茜3
（1.西南石油大学地球科学与技术学院；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室；3.中国石油塔里木油田公司；4.中国石油休斯敦技术研究中心）

摘要：通过对大量岩心、成像测井等资料的对比分析，建立了砂岩构造裂缝的定量表征方法，对库车坳陷ks2区块白垩系巴什基奇克组裂缝“点”、“线”、“面”分布特征进行了研究。首先利用岩心校正相应深度的电成像测井裂缝参数，获得经验校正值，再对未取心段的电成像测井解释裂缝参数进行校正，最终得到目的层每米裂缝参数数据。研究发现，ks2区块巴什基奇克组裂缝主要为高角度构造缝，倾角主要为45°～75°，走向为近南北向和近东西向，单井裂缝线密度0.11～1.30条/m，面缝率0.027%～0.130%，平均宽度0.13～0.55 mm，长度0.39～1.20 m。依据裂缝线密度、面缝率数值，定量评价裂缝发育程度为Ⅰ类发育、Ⅱ类较发育、Ⅲ类欠发育3个级别。裂缝主要发育在巴一段、巴二段的砂岩中，形成具有较好连续性的4～6个裂缝段。裂缝参数、厚度、发育级别随至断裂、背斜轴部的距离增大呈指数减小，Ⅰ—Ⅱ类裂缝多分布在至断裂800 m、背斜轴部1 800 m范围内。据此，定量预测该区块裂缝平面分布发现，裂缝发育整体东部好于中西部、南部好于北部，ks201井、ks207—ks2-12井一带、ks203井周及断裂附近的裂缝线密度可达1条/m以上。图7表2参10

关键词：裂缝定量表征；裂缝发育程度；裂缝分布；成像测井；白垩系巴什基奇克组；库车坳陷；塔里木盆地

0 引言

岩心分析、电成像测井等被广泛应用于裂缝研究中，岩心能提供裂缝的最真实信息，但时间及经济成本高，且取心厚度较小，易“以偏概全”；电成像测井可实现对整个目的层段裂缝的评价，但需消除分辨率和诱导缝带来的影响以拾取真实天然裂缝。两种方法各有优、缺点［1-3］。本文综合利用岩心分析、电成像测井两种方法在裂缝研究中的优势，实现裂缝“点”（单井剖面）、“线”（连井对比）、“面”（平面预测）分布的定量表征及评价。

1 地质背景

ks2区块位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带东部克深段，北部与克拉2气田相邻，勘探面积约245 km2［4］（见图1a）。区块目的层段为埋深约5 000～7 500 m的下白垩统巴什基奇克组，受北东走向的克深断裂及次级断裂切割，呈狭长的楔形断背斜形态［4-5］，表现出东西部低、中部较高的构造特征（见图1b），背斜核部曲率值最大［4，6］。巴什基奇克组沉积时期，ks2区块及邻区为冲积扇—扇三角洲（辫状河三角洲）相，沉积了横向较连续的巨厚砂体，厚度多大于200 m，砂地比可达70%［4］。巴什基奇克组自上而下可分为巴一段、巴二段、巴三段3个岩性段，巴一段遭受不同程度的剥蚀，自东向西、由北向南呈逐渐变薄的趋势，与上覆古近系库姆格列木群膏盐层呈角度不整合接触［1］。巴什基奇克组的储集层岩石类型主要为岩屑长石砂岩，储集空间有裂缝、残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔及微孔隙［4］，形成了裂缝-孔隙型储集层，孔隙度为6%～8%［4-7］。

图1　ks2区块构造位置及白垩系巴什基奇克组顶面构造图

2 裂缝定量表征方法

2.1 裂缝参数定量表征思路

核心思路是先利用岩心标定相应深度的电成像测井解释的裂缝参数初始数据，获得经验校正值，再对该井电成像测井解释的未取心段的裂缝参数初始数据进行校正，然后得到单井目的层段每米的裂缝参数数据，最终进行数据分析、裂缝发育程度定量评价及预测，并制作相关地质图件。当该井未取心时，则用邻井经验差值的平均值进行校正。裂缝参数包括产状、长度、宽度、条数、线密度、面缝率等。通过对ks2区块巴什基奇克组14口井319.81 m岩心的观察发现，裂缝以构造缝为主，充填率较高。

2.1.1 裂缝产状

裂缝产状包括倾向、走向、倾角等参数。因为岩心原始方位、所在地层倾角、井斜角度等难以准确确定，岩心上的裂缝难以进行倾向、走向判识，倾角数据也难以准确恢复至地下真实状况。因此，裂缝产状数据仅从电成像测井资料读取，电成像测井图像右侧的“蝌蚪图”中，蓝色方格刻度表示裂缝倾角，“蝌蚪”尾部方向表示裂缝倾向，如图2中f1的倾向及倾角分别为316°、55°。受分辨率影响，电成像测井图像中无法识别裂缝f2、f3，但通过岩心标定后，可在裂缝轨迹上任选3点拟合出正弦曲线，通过人机交互方式求出裂缝的倾角和方位（见图2a—2e）。

图2　岩心-电成像测井裂缝参数表征方法示意图

2.1.2 裂缝宽度

裂缝宽度，即张开度，分为视宽度和真实宽度。当无法从垂直裂缝面的岩心断面读取真实宽度时，只能观察得到裂缝视宽度，需要经过公式修正才能得到裂缝的真实宽度（见图2a）。以ks207井6 877.5～6 878.5 m（第4筒48块岩心）为例，岩心上可观察并计算出（公式（1））裂缝f1、f2、f3的宽度为0.54 mm、0.25 mm、0.11 mm，而据成像测井计算的裂缝宽度初始值分别为0.82 mm、0.45 mm、0.34 mm（见图2d），故这3条裂缝的宽度校正值分别为-0.28 mm、-0.20 mm、-0.23 mm。用此方法共计算得到岩心、成像测井均识别出的裂缝宽度校正值33个，取平均值得到该井裂缝宽度的经验校正值为-0.25 mm，据此可对成像测井其余深度段裂缝宽度初始值进行校正，获得每米地层中每条裂缝的宽度。若某井未取心，则应用多个邻井裂缝宽度经验校正值的平均值，作为该井的经验校正值。ks2区块裂缝宽度集中分布在0.1～0.4 mm，其中宽度为0.1～0.2 mm的裂缝所占比例为40.0%，宽度为0.2～0.3 mm的裂缝占33.0%，宽度为0.3～0.4 mm的裂缝占13.4%。

2.1.3 裂缝长度

裂缝长度是裂缝延伸方向上的空间距离。岩心及电成像测井上观察到的裂缝长度仅代表裂缝在井筒范围内的延伸距离。根据库车河剖面、卡普沙良河剖面等野外露头上观测的大量裂缝参数，拟合出裂缝长度与宽度的经验公式L=1 360.45Wu+314.74［8］，以此来估算裂缝在井周地层中的延伸长度。

2.1.4 裂缝线密度

裂缝的线密度是指统计深度范围中的裂缝条数与厚度的比值。受分辨率的限制，岩心上可观察的较细小裂缝可能难以被电成像测井识别。如图2所示，岩心上可识别出f1、f2、f3等3条裂缝（见图2d），而对应深度电成像测井仅识别出1条裂缝f1（见图2e），岩心观察和电成像测井计算的线密度分别为3条/m、1 条/m，校正值即为2条/m。按照该方法，可计算得到该井40.5 m厚取心深度段内裂缝线密度的校正值共15个，取其平均值（0.15条/m）作为该井裂缝线密度的经验校正值。之后再对未取心深度段的电成像测井裂缝密度初始值进行校正，以获得该井巴什基奇克组每米地层裂缝密度数据。据此，该井成像测井裂缝线密度初始值为0.66条/m，校正后发现该井245 m厚的巴什基奇克组共发育裂缝198条，裂缝线密度为0.81条/m。

2.1.5 裂缝面缝率

裂缝面缝率是指裂缝围限的面积与统计的面积之比。岩心上裂缝面缝率可以直接采用带刻度的透明方格纸进行统计［7，9］。电成像测井上以每1 m井壁的表面积作为统计单位，先计算每条裂缝展开后的面积s（见图2b、2c），再以各条裂缝面积之和为分子、统计面积为分母，即可计算该深度段内裂缝面缝率γ，公式如下：

2.2 单井裂缝参数数据库建立

运用上述方法，对区块内27口井进行裂缝参数定量统计，并建立了各井巴什基奇克组3个层段中每米地层每条裂缝参数数据文件（见表1）。

表1　ks202井巴什基奇克组一段裂缝参数统计样表

3 应用结果

3.1 裂缝参数分布特征

应用上述方法，对ks2区块巴什基奇克组27口井5 997.34 m的电成像测井裂缝参数进行读取、校正，取各井每米裂缝参数的平均值，发现裂缝主要为高角度构造缝，倾角主要分布在45°～75°，走向为近北南向和近东西向。各井巴什基奇克组裂缝参数有差异，裂缝线密度0.11～1.30条/m，平均为0.37条/m；裂缝面缝率0.027%～0.130%，平均为0.061%；裂缝张开度0.13～0.55 mm，平均为0.28 mm；裂缝长度0.39～1.20 m，平均0.69 m。

3.2 裂缝发育程度定量评价

库车地区巴什基奇克组低孔砂岩储集层中裂缝对渗透率的贡献率高达99%，近似等于对产量的贡献率［10］，实际测试产能与裂缝参数有较好的正相关性，尤其是裂缝线密度、面缝率与产能的关系最为密切［7-9］。通过界定高、中、低（无）产能的界限，进而确定对应的裂缝线密度、面缝率数值，将ks2区块裂缝发育程度进行量化分级，共分为Ⅰ类发育、Ⅱ类较发育、Ⅲ类欠发育3个级别（见表2），可实现低孔裂缝型砂岩气藏中裂缝发育程度的定量评价，满足油气生产的需要。

表2　ks2区块巴什基奇克组裂缝发育程度划分表

3.3 裂缝发育特征

3.3.1 纵向发育特征

在单井裂缝及储集层发育剖面图上，加载由每米裂缝参数数据制作的曲线，依据表2，定量评价裂缝纵向发育特征。ks2井区巴什基奇克组裂缝主要发育在巴一段、巴二段的砂岩中，巴三段及泥岩中相对较少。裂缝发育段与储集层优劣具有较好的匹配性。以图3所示的ks202井为例，巴什基奇克组共发育裂缝109条，砂岩、泥岩中分别发育98条、11条，比例分别为89.9%、10.1%；巴一、巴二、巴三段分别发育35、71、3条裂缝，所占比例分别为32.1%、65.1%、2.8%。其中储集层内共发育裂缝94条，占总条数的86.2%。

3.3.2 横向发育特征

3.3.2.1 东西方向裂缝发育特征

研究区井间距离多小于2 km，大部分约为1 km。在大量对比邻井间裂缝特征的基础上，发现东西方向裂缝具有一定连续性，巴一、巴二段发育5～6个裂缝段，尤其是巴一段顶部、巴二段中上部的裂缝段具有较好的井间可对比性。自西向东，裂缝具有参数变好、发育段厚度（比例）增大、发育程度变好的趋势，受构造部位控制作用较明显。再选取不同构造位置的典型井进行对比，如图4所示的ks101、ks205、ks202、ks207、ks201井的裂缝线密度分别为0.38条/m、0.27 条/m、0.37条/m、0.81条/m、1.30条/m；裂缝段总厚度（比例）分别为93 m（40.1%）、70 m（30.4%）、125 m（42.4%）、111 m（45.1%）、204 m（68.7%）；其中，各井Ⅰ类裂缝段比例分别为46.2%、71.4%、80.8%、43.2%、100%。位于背斜核部的ks201、ks202井具有更大的裂缝参数、裂缝段厚度及更好的裂缝发育程度，而近断裂的ks207井、翼部的ks101、ks205井次之。

图3　ks202井巴什基奇克组裂缝及储集层发育剖面图

图4　ks2区块东西方向裂缝发育段对比图（剖面位置见图1）

3.3.2.2 南北方向裂缝发育特征

巴一、巴二段主要发育4个裂缝段，具有较好的连续性。自北向南，裂缝段发育程度呈Ⅰ+Ⅱ类组合、Ⅰ类、Ⅰ+Ⅱ类组合的变化趋势，即中部裂缝发育程度好于南部及北部，同时也明显受到构造部位差异的影响。如图5所示的ks1-1、ks206、ks2-1、ks207井的裂缝线密度分别为0.24条/m、0.33条/m、0.16条/m、0.81 条/m。裂缝段总厚度（比例）分别为106 m（53.0%）、149 m（44.4%）、68 m（32.0%）、120 m（48.7%）。其中，各井Ⅰ类裂缝段比例分别为59.4%、100%、54.4%、82.5%。位于核部的ks206井裂缝段厚度更大，均为Ⅰ类裂缝发育段，近断裂的ks207井次之，而翼部的ks1-1、ks2-1井的裂缝参数值更小，裂缝段厚度相对较薄，发育Ⅰ+Ⅱ类裂缝。

3.3.3 裂缝平面分布特征

3.3.3.1 构造位置对裂缝发育影响的定量分析

ks2区块各井裂缝参数随着井点至断裂、背斜距离的增大呈指数级降低，距离背斜轴部1 800 m、断裂800 m内，裂缝为发育—较发育、参数值较大（见图6）。整体上，断裂对裂缝参数的影响更大，但相同距离内，背斜核部更易发育大量裂缝。构造因素对裂缝线密度控制作用最明显（见图6a、6b），面缝率次之（见图6c、6d）。因为裂缝宽度、长度数值为单井所有裂缝的平均值，不能反映其主要数值的分布特征，因而与构造因素的相关性相对较差。

3.3.3.2 裂缝平面分布预测

图5　ks2区块南北方向裂缝发育段对比图（剖面位置见图1）

图6　ks2区块构造位置与裂缝参数关系图（R—相关系数）

应用各单井巴什基奇克组裂缝参数，结合构造位置与裂缝的量化关系，制作各参数平面分布等值线图（见图7），可定量预测裂缝的平面分布，为油气产能预测及井位部署提供参考。研究区背斜核部、近断裂位置的裂缝参数大于翼部、鞍部，断背斜的南翼好于北翼，东部好于中、西部地区。井区东部以ks201井、ks207—ks2-12井一带、ks203井周及断裂附近为裂缝线密度高值区，可达1条/m以上，ks2—ks2-1井一带位于鞍部，为线密度低值区，小于0.2条/m；中西部地区以ks3井、断裂附近为裂缝线密度高值区，大于0.6 条/m。背斜南翼的断裂相对北翼发育，裂缝也更为发育，如ks2-12—ks207井一带为裂缝参数高值区，线密度最高可达1条/m。该方法的裂缝预测结果与试油数据也吻合较好，且裂缝发育级别与产能整体具较好正相关性。如ks2-14井，裂缝线密度及面缝率预测值分别为0.36条/m、0.05%，实际值分别为0.3条/m、0.045%，为裂缝较发育井（Ⅱ类），测试日产天然气62.4×104m3；预测ks204井裂缝欠发育（Ⅲ类），测试日产量仅为9.2×104m3。因此该裂缝定量表征方法及评价标准较可靠，可为油气勘探生产提供参考。

图7　ks2区块巴什基奇克组裂缝线密度平面预测图

4 结论

综合岩心-电成像测井资料进行裂缝定量表征的核心思路是利用岩心标定相应深度的电成像测井解释的裂缝数据，再对未取心段电成像测井解释的裂缝数据进行校正，最终得到单井目的层段每米裂缝参数数据。ks2区块巴什基奇克组裂缝主要为高角度构造缝，倾角主要分布在45°～75°，走向为近南北向、近东西向，裂缝线密度0.11～1.30 条/m，面缝率0.027%～0.130%，张开度0.13～0.55 mm，长度0.39～1.20 m。依据裂缝线密度、面缝率数值，将裂缝发育程度划分为Ⅰ类发育、Ⅱ类较发育、Ⅲ类欠发育3个级别。

ks2区块巴什基奇克组裂缝主要发育在巴一段、巴二段的砂岩中，共发育具有较好连续性的4～6个裂缝段。裂缝段厚度、发育级别及参数等表现出断裂发育部位、背斜核部大于翼部、鞍部，其中，至断裂800 m、背斜轴部1 800 m范围内裂缝最为发育。研究区裂缝发育整体表现出东部好于中西部、南翼好于北翼的特征。

符号注释：

d——钻头直径，mm；h——统计厚度，取常数1 000 mm；l——裂缝在井筒范围内的延伸长度，mm；L——裂缝长度，mm；s——单条裂缝面积，mm2；Wu——裂缝宽度，mm；Ws——裂缝视宽度，mm；θ——裂缝倾角，（°）；α——测量面与裂缝面法线的夹角，（°）；γ——面缝率，%。下标：i——第i条裂缝，无因次。

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（编辑 黄昌武）

Quantitative fracture evaluation method based on core-image logging：A case study of Cretaceous Bashijiqike Formation in ks2 well area， Kuqa depression， Tarim Basin， NW China

QU Haizhou1， 2， ZHANG Fuxiang3， 4， WANG Zhenyu1， 2， YANG Xiangtong3， LIU Hongtao3， BA Dan3， WANG Xi3
（1.School of Geoscience and Technology， Southwest Petroleum University， Chengdu 610500， China； 2.State Key Laboratory of oil and gas reservoir geology and exploitation， Southwest Petroleum University， Chengdu 610500， China；3.Petrochina Tarim Oilfield Company， Korla 841000， China； 4.CNPC USA Corparation）

Abstract：A quantitative evaluation method of fracture is established based on core observation and image logging， and is used to characterize the distribution feature of fractures in Bashijiqike Formation of ks2 well area.This method gets the empirical corrections of fracture parameters between cores and image logging in the same depth， and these empirical values will be used in other depth where cores are not acquired to obtain all the fracture parameters per meter of the target layer.The study shows the fractures in ks2 well area are mainly high angle structural fractures between 45°-75°， and their strikes are near SN or near EW.The fracture linear density values are 0.11-1.30/m， the fracture area ratio is 0.027%-0.130%， the average fracture width is 0.13-0.55 mm， and the fracture length is 0.39-1.20 m.The development of fracture is divided into three levels （Ⅰ-developed， Ⅱ- relatively developed， Ⅲ-poorly developed） based on the linear density value and surface area ratio.Fractures in this well area are most abundant in sandstones of 1st and 2nd members of Bashijiqike Formation， forming 4-6 fracture segments with good continuity.The thicknesses， development levels， parameters of fracture segments decrease exponentially with the increase of distance to fault and to anticline axis.The most favorable area （Ⅰ-Ⅱ） is within 800 m from the fault， or within 1 800 m from the anticlinal axis.It is predicted the fractures in ks2 well area， are more developed in the eastern area than the middle-western area， and more developed in the southern area than the northern area， and that the linear fracture density can be up to 1.0/m around Well ks201， Well ks207-ks2-12， Well ks203 and areas near faults.

Key w ords：quantitative fracture characterization； fracture development level； fracture distribution； image logging； Cretaceous Bashijiqike Formation； Kuqa depression； Tarim Basin

中图分类号：TE122.2

文献标识码：A

文章编号：1000-0747（2016）03-0425-08

DOI：10.11698/PED.2016.03.13

基金项目：国家科技重大专项“超深超高压高温气井试油、完井及储层改造技术应用示范”（2011ZX05046-3）；四川省重点学科建设项目（SZD0414）

第一作者简介：屈海洲（1987-），男，河南信阳人，博士，现为西南石油大学地球科学与技术学院讲师，主要从事沉积学及储集层地质学方面的研究和教学工作。地址：四川省成都市新都区新都大道8号，西南石油大学地球科学与技术学院，邮政编码：610500。E-mail：quhz555@yahoo.com

收稿日期：2015-08-26 修回日期：2016-03-29