吳 偉，邵廣輝，桂鵬飛，張 虔，魏浩元，李國利，任盼亮

（1.中國石油集團測井有限公司測井應(yīng)用研究院，西安 710000；2.中國石油集團測井有限公司生產(chǎn)測井中心，西安 710000；3.中國石油玉門油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅酒泉 735000）

0 引言

近年來，隨著油氣勘探程度的日益提升，砂礫巖體油氣藏已經(jīng)成為我國油氣田勘探開發(fā)主要戰(zhàn)場之一［1-2］。砂礫巖儲層儲集空間類型包括孔隙型、裂縫型和孔隙-裂縫復(fù)合系統(tǒng)三大類，又以次生溶蝕孔隙、裂縫和孔隙-裂縫復(fù)合系統(tǒng)為主［3］。鴨兒峽油田地處酒泉盆地，油田北部柳北鼻狀構(gòu)造扇三角洲前緣油氣富集。主力產(chǎn)層之一為下白堊統(tǒng)下溝組K1g0段，儲層巖性分為水下扇相砂礫巖和湖相泥云巖2 類，其中裂縫發(fā)育的砂礫巖是目前勘探開發(fā)的主力儲集層。柳北構(gòu)造帶裂縫發(fā)育區(qū)目前共完鉆8口井，電成像資料顯示目的層K1g0段均發(fā)育較多裂縫。但已完成試油的共12 個層段試油結(jié)論差異較大，有5 層獲得工業(yè)油流，3 層獲得低產(chǎn)油流，4層為干層。在儲集層巖性相同、試油工藝措施一致的情況下，認(rèn)為產(chǎn)能主要受裂縫的有效性影響，由此可見，裂縫測井評價是生產(chǎn)面臨的重要問題［4］。

鴨兒峽油田裂縫有效評價方法近些年鮮有報道，吳輝等［5］在酒泉盆地窟窿山油田裂縫測井評價上取得了重要的研究成果，認(rèn)為裂縫有效性與裂縫傾角和地層傾角的夾角有關(guān)，該方法早期在盆地的窟窿山油田、青西油田、柳溝莊油田、鴨兒峽油田等取得了較好的應(yīng)用效果，但隨著地質(zhì)情況的不斷復(fù)雜化，僅依靠裂縫傾角和地層傾角的夾角評價方法適用性越來越低，急需一種更加系統(tǒng)、全面的替代方法。根據(jù)電成像資料定量計算對白堊系K1g0段儲層滲流有重要意義的裂縫的寬度、密度等參數(shù)，和裂縫有效性評價重要指標(biāo)裂縫傾角和地層傾角關(guān)系，結(jié)合前人的研究成果，更加系統(tǒng)地分析裂縫有效性的影響參數(shù)，制定白堊系K1g0段儲層基于裂縫有效性評價的更加全面的儲層分類方案，以期為潛力層儲層分類評價及后續(xù)勘探開發(fā)提供指導(dǎo)。

1 裂縫有效性參數(shù)的定量計算

裂縫參數(shù)是評價、劃分儲層的重要參數(shù)，主要包括裂縫寬度、長度、密度、平均水動力寬度和裂縫孔隙度、視孔隙度等［5］。其中裂縫寬度反映裂縫開啟度，裂縫密度反映裂縫發(fā)育程度。裂縫寬度是裂縫物理性能的直觀表現(xiàn)，直接影響著裂縫孔隙度、視孔隙度和滲透率等參數(shù)，裂縫發(fā)育程度近似地認(rèn)為是裂縫密度、長度和組合形態(tài)的集中體現(xiàn)。有效裂縫是既有一定開啟度，又有一定發(fā)育程度的裂縫組合。有效裂縫的評價標(biāo)準(zhǔn)是裂縫滲流能力和裂縫發(fā)育程度的綜合反映。

優(yōu)選裂縫寬度和裂縫密度，以及二者構(gòu)建的中間參數(shù)（裂縫開啟度和裂縫發(fā)育程度），與裂縫傾角、裂縫段發(fā)育厚度、米采油指數(shù)相結(jié)合評價裂縫有效性。

1.1 電成像測井裂縫寬度

電成像測井計算的裂縫寬度并非天然裂縫的幾何寬度，而是基于數(shù)值模擬方法計算的理論寬度值［6-8］。計算結(jié)果需要巖心裂縫的物理測量進(jìn)行刻度，通過Schlumberger 軟件的參數(shù)設(shè)定和巖心實測值標(biāo)定。通常情況下裂縫寬度值在其延伸方向的不同位置是變化的，利用三維有限元模型推導(dǎo)了裂縫寬度和泥漿電阻率及淺側(cè)向電阻率的響應(yīng)關(guān)系，得到如下關(guān)系式［9］:

式中:W為計算的裂縫寬度，mm；Rm為泥漿電阻率，Ω·m；b和c為儀器常數(shù)，不同公司的儀器該值不同，Schlumberger 軟件該項參數(shù)的取值分別為0.004 8 和0.86；RXO為沖洗帶地層電阻率，Ω·m；A為裂縫引起的附加電流，μA，其計算如下［10］:

式中:Ve為紐扣電極和上部回路電極之間測量的電位差，V；Ib(h)為深度h處紐扣電極測量的裂縫響應(yīng)電流，μA；Ibm為天然裂縫處的電流測量值，μA；h0為影響紐扣電極測量數(shù)值的裂縫起始深度，m；hn為影響紐扣電極測量數(shù)值的裂縫終止深度，m。

電成像測井計算的裂縫寬度有算術(shù)平均寬度（FVA）和水動力平均寬度（FVAH）［11-12］。其中水動力平均寬度FVAH 考慮了裂縫尺寸對流體流動特性的影響，代表裂縫滲透能力的強弱，能更好地指示有效裂縫。一般認(rèn)為裂縫的水力傳導(dǎo)性與其寬度的立方有關(guān)，水動力平均寬度表達(dá)式如下［13］:

式中:Wi為圖像中某一條裂縫第i段的寬度，mm；Li為圖像中某一裂縫第i段的長度，mm。

通過對鴨兒峽油田柳北地區(qū)白堊系K1g0段8 口井18 層試油層和待試層的電成像數(shù)據(jù)處理，裂縫水動力平均寬度為0.02～0.12 mm（圖1）。

圖1 柳北地區(qū)白堊系裂縫平均水動力寬度直方圖Fig.1 Histogram of average hydrodynamic width of Cretaceous fractures in Liubei area

1.2 電成像測井裂縫密度

裂縫密度（或間距）是衡量裂縫發(fā)育程度的參數(shù)。針對統(tǒng)計對象的差異性，裂縫密度可細(xì)分為裂縫的線密度、面密度和體密度3 種。其中線密度指裂縫在井眼方向或裂縫面法線方向上（法向線密度）單位長度的裂縫條數(shù)，是一個相對穩(wěn)定的參數(shù)［8］，比較充分地反映了裂縫的發(fā)育程度，也是評價裂縫有效性的關(guān)鍵參數(shù)之一。裂縫線密度ρf計算如下［14-15］:

式中:H為統(tǒng)計窗長，m；C為井眼覆蓋率，%；θi為統(tǒng)計井段內(nèi)第i條裂縫的視傾角，（°）。

裂縫線密度統(tǒng)計分析結(jié)果如圖2 所示，K1g0段儲層裂縫密度變化范圍較大，主要為每米1～3條。

圖2 柳北地區(qū)白堊系裂縫線密度直方圖Fig.2 Histogram of Cretaceous fracture density in Liubei area

2 地層傾角與裂縫傾角角度差

2.1 傾角對裂縫寬度的影響

鴨兒峽油田柳北地區(qū)K1g0段儲層埋深約為4 500～4 800 m，上覆地層壓力較大。由于目的層儲層非均質(zhì)性強，砂、礫、泥薄互層發(fā)育，地層塑性較強。地層傾角和構(gòu)造、成巖作用形成的裂縫傾角更易受到地層高壓和強塑性影響。電成像測井探測深度淺，能夠很好地反映井壁附近的地層信息，通常被用來提取地層的傾角信息［16］。如圖3 所示，對研究區(qū)內(nèi)7 口井提取的地層信息，統(tǒng)計分析該區(qū)地層走向、傾向與傾角，地層走向以近南北向為主，傾向為近西向，地層傾角0°～40°，峰值為15°，地層傾角較低。

圖3 柳北地區(qū)白堊系地層走向（a）、傾向（b）與傾角特征（c）Fig.3 Characteristics of Cretaceous stratigraphic trend（a），tendency（b）and dip（c）in Liubei area

根據(jù)文獻(xiàn)［17］的研究，天然裂縫的開啟度與裂縫法向應(yīng)力相關(guān)。裂縫法向應(yīng)力是作用于裂縫面上三軸應(yīng)力的合力，是垂直于裂縫面的力（圖4）。

圖4 裂縫三軸應(yīng)力巖石力學(xué)建模示意圖Fig.4 Schematic diagram of rock mechanics modeling for fracture triaxial stress

圖中，裂縫面所受三軸應(yīng)力的計算式如下［18］:

式中:σn為法向應(yīng)力，MPa；σH，σh，σv均為三軸應(yīng)力，MPa；θ為最大水平主應(yīng)力方位與裂縫走向夾角，（°）；α為裂縫傾角，（°）。

其中，三軸應(yīng)力由一維巖石力學(xué)建模計算，最大水平主應(yīng)力方位與裂縫走向夾角、裂縫傾角由電成像資料獲得［14］。本文對法向應(yīng)力的計算結(jié)果不做討論，只說明當(dāng)?shù)貙觾A角較低時，裂縫法向受力與裂縫傾角的關(guān)系。

理論上，裂縫傾角和地層傾角的角度差影響裂縫面的法向應(yīng)力［15］。當(dāng)?shù)貙觾A角較低時，裂縫法向應(yīng)力主要分量為地層壓力；當(dāng)?shù)貙觾A角為0°時，裂縫法向應(yīng)力與地層壓力相等，裂縫面因所承受的地層法向應(yīng)力過大而閉合。已有的巖心實驗［17］表明:裂縫法向應(yīng)力越大，裂縫開啟度越小、延伸性變差。

裂縫法向應(yīng)力與裂縫寬度關(guān)系如圖5 所示。

通過對巖心資料的觀察統(tǒng)計，柳北地區(qū)K1g0段地層傾角與裂縫傾角的夾角關(guān)系對裂縫開啟度影響較大。因此，對傾角峰值變化不大的柳北地區(qū)K1g0段地層而言，裂縫傾角越小，裂縫開啟度越小。

圖5 裂縫裂縫寬度與法向應(yīng)力關(guān)系Fig.5 Relationship between width and normal stress of fractures

2.2 傾角對儲層產(chǎn)能的影響

裂縫傾角對產(chǎn)能的影響研究成果最早于2004 年青西油田的大規(guī)模開發(fā)過程中提出［5］，后逐漸推廣應(yīng)用到盆地的鴨兒峽等其他油田。青西油田位于酒西盆地西部的青南凹陷，儲集體主要是下白堊統(tǒng)下溝組扇三角洲前緣亞相礫巖，青西油田窟窿山區(qū)塊較鴨兒峽油田柳北區(qū)塊開發(fā)早，儲層特征與柳北區(qū)塊類似。孔隙類型為孔隙—裂縫型，斷層控制油氣分布，裂縫控制油氣富集。劉智穎等［19］針對窟窿山白堊系裂縫性油藏特征進(jìn)行了總結(jié)分析，亦對裂縫傾角和地層傾角的關(guān)系，及對產(chǎn)能的影響開展了研究，并認(rèn)為地層傾角與裂縫傾角的角度差決定儲層的產(chǎn)量。

L102 井、L13 井、L6 井、Q5 井為青西油田窟窿山油藏重點評價井。以L102 井和L13 井為例，試油段裂縫傾角和地層傾角如圖6 所示，L102 井的地層傾角和裂縫傾角峰值分別為15°和75°，L13 井的地層傾角和裂縫傾角峰值分別為5°和50°。結(jié)合試油結(jié)果對比發(fā)現(xiàn):L102 井傾角差值約60°，日產(chǎn)油63.0 m3/d，裂縫有效性好；L13 井傾角差值約45°，日產(chǎn)油22.0 m3/d，裂縫有效性好。與之相反，L6 井傾角差值小于10°，日產(chǎn)油3.8 m3/d，裂縫有效性差；Q5 井傾角差值約0°，無有效裂縫，試油為干層。對窟窿山地區(qū)K1g0段儲層而言，傾角差值越大，試油效果越好，裂縫有效性越好。

在青西油田早期的開發(fā)過程中，地層傾角與裂縫傾角的角度差在劃分裂縫性儲層、預(yù)測儲層類型等應(yīng)用中取得了較好的效果，但隨著勘探的深入，地質(zhì)條件和儲層條件不斷復(fù)雜化，方法的局限性凸現(xiàn)出來，近些年在柳北區(qū)塊的推廣應(yīng)用過程中，測井解釋符合率不斷降低。從早期的勘探經(jīng)驗可知，影響裂縫性儲層品質(zhì)的因素是多樣的，窟窿山裂縫性油藏儲層評價考慮了裂縫與地層的構(gòu)造形態(tài)，方法是有效的，但是地層傾角與裂縫傾角角度差只是評價裂縫有效性的重要指標(biāo)之一，也不能忽略裂縫本身的滲流性能和幾何參數(shù)。

圖6 青西油田窟窿山油藏地層傾角與裂縫傾角計算成果Fig.6 Calculation results of formation dip and fracture dip of Kulongshan reservoir in Qingxi oilfield

3 基于裂縫有效性的儲層分類

酒泉盆地鴨兒峽油田柳北地區(qū)白堊系K1g0段儲層，裂縫對油井的產(chǎn)能影響可通過裂縫有效性直觀地表現(xiàn)出來，但沒有具體的量化標(biāo)準(zhǔn)。裂縫有效性敏感參數(shù)為裂縫寬度、密度、地層傾角和裂縫傾角角度差。因為該地區(qū)白堊系砂巖油藏基本不含水，米采油量可以指示儲集層品質(zhì)和地層的產(chǎn)液能力，通過米采油指數(shù)能夠建立裂縫參數(shù)和儲層品質(zhì)的直接關(guān)系。裂縫參數(shù)與米采油指數(shù)計算如表1 所列。

柳北地區(qū)白堊系K1g0油藏共完鉆試油8 口井，試油層位13 層，未試油3 層。高產(chǎn)油層米采油量高，裂縫有效性好，為一類儲層；低產(chǎn)油層米采油量低，裂縫有效性差，為二類儲層；干層基本無產(chǎn)液能力，為三類儲層。

表1 柳北地區(qū)白堊系試油井裂縫參數(shù)Table 1 Fracture parameters of Cretaceous oil testing wells in Liubei area

裂縫發(fā)育厚度或者裂縫性儲層厚度是儲層產(chǎn)液能力的關(guān)鍵因素之一［11］。為了提高定量關(guān)系的數(shù)值敏感性，重新構(gòu)建了裂縫開啟度f1和裂縫發(fā)育度f2，認(rèn)為地層傾角與裂縫傾角角度差與水動力寬度的乘積代表裂縫開啟度，裂縫線密度與裂縫發(fā)育厚度的乘積代表裂縫發(fā)育度，關(guān)系式如下:

式中:H為裂縫發(fā)育厚度，m；θ為地層傾角與裂縫傾角角度差，（°）；K為水動力寬度，mm。

裂縫參數(shù)和儲層品質(zhì)的關(guān)系如圖7 所示。

圖7 裂縫開啟度與裂縫發(fā)育度交會圖Fig.7 Cross plot of fracture opening degree and fracture development degree

對于裂縫性儲層而言，裂縫密度、裂縫發(fā)育厚度和角度差均大于0，因此裂縫開啟度f1和裂縫發(fā)育度f2是大于0 的。將儲層分類簡化成3 條直線圍成的區(qū)域。

白堊系K1g0油藏未試油潛力層3 層，其中LB1井潛力層落在三類儲層區(qū)，根據(jù)圖版預(yù)測為干層；YX2-1 井潛力層落在二類儲層區(qū)，根據(jù)圖版預(yù)測為低產(chǎn)油層；YX2 井潛力層落在一類儲層區(qū)，根據(jù)圖版預(yù)測為高產(chǎn)油層。柳北地區(qū)白堊系裂縫性儲層分類及量化標(biāo)準(zhǔn)如表2 所列。

表2 柳北地區(qū)白堊系裂縫性儲層分類Table 2 Classification of Cretaceous fractured reserv oirs in Liubei area

4 應(yīng)用效果

根據(jù)裂縫有效性判別方法和儲層分類方案，對柳北地區(qū)LB3 井開展試油后評估。LB3 井位于鴨兒峽油田柳北鼻狀構(gòu)造扇三角洲前緣，完鉆井深5 305 m，鉆遇層位K1c。該井完井后分2 段試油，第1試油段5 007.4～5 083.5 m，層位K1g02，產(chǎn)液0.2 m3/d，含水100%，試油結(jié)論為干層；第2 試油段4 784.5～4 798.5 m，層位K1g03，采用3 mm 油嘴開井放噴，初產(chǎn)油34.8 m3/d，含水10%，試油結(jié)論為油層。電成像圖（圖8）顯示第1、第2 試油段均發(fā)育大量裂縫，但試油結(jié)果表明，第1試油段裂縫是無效的。

圖8 LB3 井試油段電成像圖局部（5 054.0～5 057.5 m，4 784.5～4 789.5 m）Fig.8 Local electrical imaging map of oil test section in well LB3

將LB3 井第1 試油段、第2 試油段所計算的裂縫開啟度和裂縫發(fā)育度落入儲層分類圖版（圖7）中，第1 試油段儲層參數(shù)位于三類儲層區(qū)，第2 試油段儲層參數(shù)位于一類儲層區(qū)，2 段試油層位裂縫發(fā)育度f2均大于12，說明裂縫都很發(fā)育，與電成像圖呈現(xiàn)的裂縫發(fā)育情況一致，但是第1 試油段裂縫開啟度f1約為0.1，低于有效裂縫（二類儲層滲流下限0.2），即該段裂縫是無效的，圖版結(jié)論與LB3 井試油情況吻合較好。

5 結(jié)論

（1）裂縫寬度、密度和傾角是評價柳北地區(qū)裂縫有效性的3 項關(guān)鍵參數(shù)，根據(jù)這3 項參數(shù)與裂縫發(fā)育厚度相結(jié)合，構(gòu)建的裂縫開啟度f1和裂縫發(fā)育度f2指數(shù)能進(jìn)一步地定量評價裂縫有效性。柳北地區(qū)白堊系砂礫巖儲層有效裂縫的下限為:f1＞0.2，f2＞1.0，f1＞-0.167f2+1.367。

（2）柳北地區(qū)白堊系砂礫巖儲層f1和f2與米采油量有較好的相關(guān)性。由裂縫指數(shù)和米采油量建立的定量評價圖版表明:一類儲層為高產(chǎn)油層，米采油量大于1 m3，同時f1＞-0.179f2+2.648；二類儲層為低產(chǎn)油層，米采油量為0.1～1.0 m3，f1＞-0.167f2+1.367；三類儲層為干層，米采油量小于0.1 m3，f1＜-0.167f2+1.367。