超深層復雜生物礁氣藏裂縫表征
——以A氣田長興組為例

劉遠洋，李國兵，陳 瑤

（1．中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川成都 610041；2．中國石化西南石油工程有限公司地質錄井分公司，四川綿陽 621000；3．斯倫貝謝中國公司，四川成都 610500）

A氣田儲層主要發(fā)育于晚二疊世的長興組，是目前國內埋藏最深的條帶狀生物礁大氣藏[1-3]，該氣藏動用儲量達千億立方米。現階段氣藏正處于穩(wěn)產階段，隨著生產的持續(xù)深入以及靜動態(tài)資料的日益豐富，氣藏逐步展現出新的特點，主要表現在以下兩個方面：一是氣藏西北端構造高部位投產井生產效果優(yōu)于開發(fā)設計方案。傳統(tǒng)方法是在半對數坐標系統(tǒng)中對孔隙度和滲透率進行簡單的線性回歸[4]（圖1中藍色部分），當存在微裂縫時，滲透率與孔隙度之間不再呈線性關系（圖1中紅色部分），裂縫的存在將使低滲儲層的滲透性明顯提高[5]（據R.A.Nelson，2001）。二是氣藏東南段構造低部位投產井生產效果差于開發(fā)設計方案，氣藏低部位存在水體錐進通道，水體沿裂縫或高滲通道高速錐進。

圖1 儲層孔-滲相關關系

前人對A氣田長興組裂縫的研究多集中于定性到半定量研究[6-7]。趙向原等（2017）利用巖心、薄片、成像測井及生產動態(tài)等資料，在評價天然裂縫特征的基礎上，對不同類型裂縫的有效性進行了研究，分析影響裂縫有效性的主要地質因素并闡明有效裂縫的開發(fā)意義[8]。王浩等（2018）采用最大似然法裂縫預測，表征了中小尺度裂縫并能獲得裂縫的方位信息，提高了裂縫檢測的精度[9]。然而，到了氣藏開發(fā)階段，需要在前人研究的基礎上進一步對裂縫進行定量表征與建模，由單孔介質模型向雙孔介質模型轉變，從而更好地進行數值模擬研究，對水體大小及產水量進行定量預測，優(yōu)化氣井的合理配產，提高穩(wěn)水采氣能力，夯實氣藏穩(wěn)產基礎。

1 裂縫的識別、分析及分類

裂縫-孔隙型氣藏具有典型的“二元性”，即基質孔隙加有效裂縫（不包括成巖裂縫、高阻縫、人工誘導縫等）。當基質孔隙與裂縫兩者同時起作用時，天然氣源源不斷地從基質進入裂縫并流入井筒。

1.1 裂縫的識別

裂縫的識別主要依據靜態(tài)和動態(tài)數據。靜態(tài)數據主要包括泥漿漏失量、巖心描述、測井信息、構造信息、地震信息等。其中，成像測井具有定量性、高分辨性、真實性，可以準確地測量裂縫產狀、連續(xù)高覆蓋率裂縫信息（5 mm）、裂縫在地層中的應力狀態(tài)，有利于裂縫的識別[5]。長興組共有取心井27口，成像測井17口，基本涵蓋了氣藏主體區(qū)。為此，靜態(tài)上主要采用連續(xù)分布的高分辨率成像測井并結合巖心標定進行識別。動態(tài)方面主要依據試井分析、生產曲線。試井分析結果是確定裂縫系統(tǒng)幾何形狀和連通性，利用試井數據識別各向異性裂縫的幾何形態(tài)，能夠揭示裂縫的長度和連通性[10]。

1.2 裂縫的分析

通過成像測井資料得到蝌蚪圖，進而分析裂縫的傾角和方位角，將井點數據投放到玫瑰圖上，根據圖上裂縫簇分布特征對裂縫進行分類。碳酸鹽巖巖性大多數脆性大，容易產生裂縫，裂縫分析基于走向（與受力有關）而不是傾角，長興組天然裂縫的走向總體上以北西-南東向為主，同時發(fā)育少量近東西向和北東-南西向裂縫（圖2）。

圖2 天然裂縫走向玫瑰花圖

1.3 裂縫的分類

受同一期構造事件的影響，裂縫展布和屬性具有相關性的一組裂縫代表占主導地位的裂縫方向。在裂縫產狀分析的基礎上，對裂縫進行分類并統(tǒng)計各裂縫組系的參數（表1）。其中北西-南東向裂縫在FMI成像測井上比其它方向的裂縫響應更明顯，北西-南東向裂縫數占總裂縫數的 56.0%。通過對井眼垮塌及鉆井誘導縫分析，現在應力場方向為北西-南東向（平均120°～129°）。張景和、孫宗欣（2001）研究表明，天然裂縫與現今地應力方向近平行或小于30°為有效縫。因此，A氣田長興組氣藏北西-南東向裂縫的地下張開度大、連通性好、滲透率高，是區(qū)內的主滲流裂縫。

2 裂縫的縱橫向分布特征

通過對鉆遇井上的裂縫進行分析，從而對研究區(qū)整個裂縫系統(tǒng)有一個宏觀的認識，裂縫的密度（縱向、橫向）反映裂縫的發(fā)育程度和分布規(guī)律，裂縫密度越大則裂縫發(fā)育越好。

表1 長興組氣藏天然裂縫不同組系有效性統(tǒng)計

2.1 裂縫的縱向分布特征

統(tǒng)計鉆遇井的縱向密度分布時一般計算線密度，即單位長度內裂縫的條數。通過統(tǒng)計鉆井（泥漿漏失等）、巖心、FMI成像測井、常規(guī)測井等資料獲得。從圖3可以看出長二段裂縫發(fā)育密度要遠大于長一段，長二段裂縫密度最大值 3.80 條/m，均值0.82 條/m，方差0.75；長一段裂縫密度最大值1.20條/m，平均值0.45條/m，方差0.31。

圖3 A氣田長興組氣藏上下亞段裂縫密度分布

2.2 裂縫的橫向分布特征

裂縫的縱向分布特征主要反映井眼周圍裂縫，裂縫的預測難點及關鍵點是反應井間裂縫的橫向分布特征。A氣田海相地層受力較弱，主體區(qū)斷層不發(fā)育，多見褶皺，斷層和古應力對裂縫的影響相對較弱。前期地震資料采集時橫縱比為0.565，不具備利用疊前方位縱波進行各向異性裂縫檢測的條件。A氣田長興組生物礁為繼承性原生沉積正地貌構造，受區(qū)域構造影響程度小，為與古地貌有關的背斜油氣藏。因而該區(qū)與褶皺等局部構造事件相關的構造裂縫發(fā)育，因此，裂縫的橫向分布特征研究主要利用疊后幾何屬性，而幾何屬性對反射層阻抗和形態(tài)的橫向變化比較敏感，一般特別平坦地質體的幾何屬性響應是零。顯然，當脆性巖石彎曲時會產生裂縫。裂縫與褶皺的彎曲程度有關，彎曲部分裂縫發(fā)育密度最大（Murray,1968），曲率體和露頭區(qū)實測裂縫密度直接存在相關性（Lisle，1994）（圖4）。

圖4 裂縫發(fā)育帶示意圖（Lisle，1994）

2.3 裂縫發(fā)育的主控因素

裂縫在平面上和縱向上的發(fā)育程度差異明顯，主要受到巖性、地層厚度、沉積微相和巖層非均質性的影響[11-12]，其中沉積作用和成巖作用造成的巖石非均質性是影響裂縫發(fā)育的主要地質因素。所有裂縫的形成都是外因和內因的綜合結果，外因主要受控于原生沉積正向古地貌引起的地層曲率的變化；內因主要受控于巖性、孔隙度發(fā)育情況，白云巖越發(fā)育則裂縫越發(fā)育，物性越好。

3 裂縫的定量表征及建模

三維裂縫建模是裂縫性油藏表征的有效工具之一，通過三維空間中的裂縫網絡構建裂縫模型，實現對裂縫系統(tǒng)從幾何形態(tài)到滲流行為的客觀描述與表征。關鍵是定量描述裂縫的參數要素：裂縫組系、裂縫開度（滲透率）、裂縫規(guī)模（長度）、裂縫密度。如圖5所示，A氣田長興組裂縫以高角度裂縫為主，平均傾角 61°，裂縫平均長度 16.51 m，平均開度48.9 μm。通過成像測井裂縫走向進行對比，主裂縫方向為北西-南東向，進一步驗證了裂縫展布規(guī)律。

大尺度裂縫通常與區(qū)域斷裂、區(qū)域構造及應力場等宏觀控制因素有關，小尺度裂縫通常與層位、巖性、層理及構造部位存在更強的對應性。因此，小尺度裂縫概念模型較大尺度裂縫更為復雜。A氣田長興組氣藏以小尺度裂縫為主，具有極強的多解性，特別是裂縫定量表征時參數的確定。需要進一步加強與生產動態(tài)結合，在實際工作中應通過試井的KH值（地層系數）對模型進行參數校正。

圖5 生物礁儲層與裂縫疊合分布

4 結論

（1）A氣田長興組地層受古應力影響較弱，裂縫發(fā)育規(guī)模以小微尺度為主；A氣田共發(fā)育三組天然裂縫，其中北西-南東向裂縫最為發(fā)育，占總裂縫數的56%，受現今地應力的影響，裂縫有效性好，平均開度為48.9 um，實鉆資料表明，井軌跡垂直該方向時，泥漿漏失量大、無阻流量高、單井產量大。

（2）縱向上裂縫發(fā)育主要受基質巖石類型影響，優(yōu)質儲層往往包含高導流能力的天然裂縫；非儲層內發(fā)育高導流能力的天然裂縫概率大大降低，平面上，裂縫展布主要受控于長興組局部地區(qū)的地貌形態(tài)；基于雙重介質的數值模擬對泄氣半徑及水體錐進的刻畫更加符合生產實際，對方案調整井位部署及合理配產具有指導意義。