0 引言

近年来，随着油气勘探程度的日益提升，砂砾岩体油气藏已经成为我国油气田勘探开发主要战场之一^[1-2]。砂砾岩储层储集空间类型包括孔隙型、裂缝型和孔隙-裂缝复合系统三大类，又以次生溶蚀孔隙、裂缝和孔隙-裂缝复合系统为主^[3]。鸭儿峡油田地处酒泉盆地，油田北部柳北鼻状构造扇三角洲前缘油气富集。主力产层之一为下白垩统下沟组K₁g₀段，储层岩性分为水下扇相砂砾岩和湖相泥云岩2类，其中裂缝发育的砂砾岩是目前勘探开发的主力储集层。柳北构造带裂缝发育区目前共完钻8口井，电成像资料显示目的层K₁g₀段均发育较多裂缝。但已完成试油的共12个层段试油结论差异较大，有5层获得工业油流，3层获得低产油流，4层为干层。在储集层岩性相同、试油工艺措施一致的情况下，认为产能主要受裂缝的有效性影响，由此可见，裂缝测井评价是生产面临的重要问题^[4]。

鸭儿峡油田裂缝有效评价方法近些年鲜有报道，吴辉等^[5]在酒泉盆地窟窿山油田裂缝测井评价上取得了重要的研究成果，认为裂缝有效性与裂缝倾角和地层倾角的夹角有关，该方法早期在盆地的窟窿山油田、青西油田、柳沟庄油田、鸭儿峡油田等取得了较好的应用效果，但随着地质情况的不断复杂化，仅依靠裂缝倾角和地层倾角的夹角评价方法适用性越来越低，急需一种更加系统、全面的替代方法。根据电成像资料定量计算对白垩系K₁g₀段储层渗流有重要意义的裂缝的宽度、密度等参数，和裂缝有效性评价重要指标裂缝倾角和地层倾角关系，结合前人的研究成果，更加系统地分析裂缝有效性的影响参数，制定白垩系K₁g₀段储层基于裂缝有效性评价的更加全面的储层分类方案，以期为潜力层储层分类评价及后续勘探开发提供指导。

1 裂缝有效性参数的定量计算

裂缝参数是评价、划分储层的重要参数，主要包括裂缝宽度、长度、密度、平均水动力宽度和裂缝孔隙度、视孔隙度等^[5]。其中裂缝宽度反映裂缝开启度，裂缝密度反映裂缝发育程度。裂缝宽度是裂缝物理性能的直观表现，直接影响着裂缝孔隙度、视孔隙度和渗透率等参数，裂缝发育程度近似地认为是裂缝密度、长度和组合形态的集中体现。有效裂缝是既有一定开启度，又有一定发育程度的裂缝组合。有效裂缝的评价标准是裂缝渗流能力和裂缝发育程度的综合反映。

优选裂缝宽度和裂缝密度，以及二者构建的中间参数（裂缝开启度和裂缝发育程度），与裂缝倾角、裂缝段发育厚度、米采油指数相结合评价裂缝有效性。

1.1 电成像测井裂缝宽度

电成像测井计算的裂缝宽度并非天然裂缝的几何宽度，而是基于数值模拟方法计算的理论宽度值^[6-8]。计算结果需要岩心裂缝的物理测量进行刻度，通过Schlumberger软件的参数设定和岩心实测值标定。通常情况下裂缝宽度值在其延伸方向的不同位置是变化的，利用三维有限元模型推导了裂缝宽度和泥浆电阻率及浅侧向电阻率的响应关系，得到如下关系式^[9]：

$W = cAR_{\rm{m}}^bR_{{\rm{XO}}}^{1 - b} $

(1)

式中：W为计算的裂缝宽度，mm；R_m为泥浆电阻率，Ω·m；b和c为仪器常数，不同公司的仪器该值不同，Schlumberger软件该项参数的取值分别为0.004 8和0.86；R_XO为冲洗带地层电阻率，Ω·m；A为裂缝引起的附加电流，μA，其计算如下^[10]：

$A = \frac{1}{{{V_e}}}\int_{{h_0}}^{{h_n}} {\left[ {{I_{\rm{b}}}(h) - {I_{{\rm{bm}}}}} \right]} {{\rm{d}}_h} $

(2)

式中：V_e为纽扣电极和上部回路电极之间测量的电位差，V；I_b(h)为深度h处纽扣电极测量的裂缝响应电流，μA；I_bm为天然裂缝处的电流测量值，μA；h₀为影响纽扣电极测量数值的裂缝起始深度，m；h_n为影响纽扣电极测量数值的裂缝终止深度，m。

电成像测井计算的裂缝宽度有算术平均宽度（FVA）和水动力平均宽度（FVAH）^[11-12]。其中水动力平均宽度FVAH考虑了裂缝尺寸对流体流动特性的影响，代表裂缝渗透能力的强弱，能更好地指示有效裂缝。一般认为裂缝的水力传导性与其宽度的立方有关，水动力平均宽度表达式如下^[13]：

${\rm{FVAH}} = \sqrt[3]{{\frac{{\sum\limits_{i = 1}^n {{L_i}} W_i^3}}{{\sum\limits_{i = 1}^n {{L_i}} }}}} $

(3)

式中：W_i为图像中某一条裂缝第i段的宽度，mm；L_i为图像中某一裂缝第i段的长度，mm。

通过对鸭儿峡油田柳北地区白垩系K₁g₀段8口井18层试油层和待试层的电成像数据处理，裂缝水动力平均宽度为0.02~0.12 mm（图 1）。

1.2 电成像测井裂缝密度

裂缝密度（或间距）是衡量裂缝发育程度的参数。针对统计对象的差异性，裂缝密度可细分为裂缝的线密度、面密度和体密度3种。其中线密度指裂缝在井眼方向或裂缝面法线方向上（法向线密度）单位长度的裂缝条数，是一个相对稳定的参数^[8]，比较充分地反映了裂缝的发育程度，也是评价裂缝有效性的关键参数之一。裂缝线密度ρ_f计算如下^[14-15]：

${\rho _{\rm{f}}} = \sum {\frac{1}{{2\pi HC\cos {\theta _i}}}} $

(4)

式中：H为统计窗长，m；C为井眼覆盖率，%；θ_i为统计井段内第i条裂缝的视倾角，（°）。

裂缝线密度统计分析结果如图 2所示，K₁g₀段储层裂缝密度变化范围较大，主要为每米1~3条。

2 地层倾角与裂缝倾角角度差 2.1 倾角对裂缝宽度的影响

鸭儿峡油田柳北地区K₁g₀段储层埋深约为4 500~4 800 m，上覆地层压力较大。由于目的层储层非均质性强，砂、砾、泥薄互层发育，地层塑性较强。地层倾角和构造、成岩作用形成的裂缝倾角更易受到地层高压和强塑性影响。电成像测井探测深度浅，能够很好地反映井壁附近的地层信息，通常被用来提取地层的倾角信息^[16]。如图 3所示，对研究区内7口井提取的地层信息，统计分析该区地层走向、倾向与倾角，地层走向以近南北向为主，倾向为近西向，地层倾角0°~40°，峰值为15°，地层倾角较低。

根据文献[17]的研究，天然裂缝的开启度与裂缝法向应力相关。裂缝法向应力是作用于裂缝面上三轴应力的合力，是垂直于裂缝面的力（图 4）。

图中，裂缝面所受三轴应力的计算式如下^[18]：

${\sigma _n} = {I^2}{\sigma _H} + {m^2}{\sigma _h} + {n^2}{\sigma _v} $

(5)

$I = \sin \theta \sin \alpha $

(6)

$m = \cos \theta \sin \alpha $

(7)

$n = \cos \alpha $

(8)

式中：σ_n为法向应力，MPa；σ_H，σ_h，σ_v均为三轴应力，MPa；θ为最大水平主应力方位与裂缝走向夹角，（°）；α为裂缝倾角，（°）。

其中，三轴应力由一维岩石力学建模计算，最大水平主应力方位与裂缝走向夹角、裂缝倾角由电成像资料获得^[14]。本文对法向应力的计算结果不做讨论，只说明当地层倾角较低时，裂缝法向受力与裂缝倾角的关系。

理论上，裂缝倾角和地层倾角的角度差影响裂缝面的法向应力^[15]。当地层倾角较低时，裂缝法向应力主要分量为地层压力；当地层倾角为0°时，裂缝法向应力与地层压力相等，裂缝面因所承受的地层法向应力过大而闭合。已有的岩心实验^[17]表明：裂缝法向应力越大，裂缝开启度越小、延伸性变差。

裂缝法向应力与裂缝宽度关系如图 5所示。

通过对岩心资料的观察统计，柳北地区K₁g₀段地层倾角与裂缝倾角的夹角关系对裂缝开启度影响较大。因此，对倾角峰值变化不大的柳北地区K₁g₀段地层而言，裂缝倾角越小，裂缝开启度越小。

2.2 倾角对储层产能的影响

裂缝倾角对产能的影响研究成果最早于2004年青西油田的大规模开发过程中提出^[5]，后逐渐推广应用到盆地的鸭儿峡等其他油田。青西油田位于酒西盆地西部的青南凹陷，储集体主要是下白垩统下沟组扇三角洲前缘亚相砾岩，青西油田窟窿山区块较鸭儿峡油田柳北区块开发早，储层特征与柳北区块类似。孔隙类型为孔隙-裂缝型，断层控制油气分布，裂缝控制油气富集。刘智颖等^[19]针对窟窿山白垩系裂缝性油藏特征进行了总结分析，亦对裂缝倾角和地层倾角的关系，及对产能的影响开展了研究，并认为地层倾角与裂缝倾角的角度差决定储层的产量。

L102井、L13井、L6井、Q5井为青西油田窟窿山油藏重点评价井。以L102井和L13井为例，试油段裂缝倾角和地层倾角如图 6所示，L102井的地层倾角和裂缝倾角峰值分别为15°和75°，L13井的地层倾角和裂缝倾角峰值分别为5°和50°。结合试油结果对比发现：L102井倾角差值约60°，日产油63.0 m³/d，裂缝有效性好；L13井倾角差值约45°，日产油22.0 m³/d，裂缝有效性好。与之相反，L6井倾角差值小于10°，日产油3.8 m³/d，裂缝有效性差；Q5井倾角差值约0°，无有效裂缝，试油为干层。对窟窿山地区K₁g₀段储层而言，倾角差值越大，试油效果越好，裂缝有效性越好。

在青西油田早期的开发过程中，地层倾角与裂缝倾角的角度差在划分裂缝性储层、预测储层类型等应用中取得了较好的效果，但随着勘探的深入，地质条件和储层条件不断复杂化，方法的局限性凸现出来，近些年在柳北区块的推广应用过程中，测井解释符合率不断降低。从早期的勘探经验可知，影响裂缝性储层品质的因素是多样的，窟窿山裂缝性油藏储层评价考虑了裂缝与地层的构造形态，方法是有效的，但是地层倾角与裂缝倾角角度差只是评价裂缝有效性的重要指标之一，也不能忽略裂缝本身的渗流性能和几何参数。

3 基于裂缝有效性的储层分类

酒泉盆地鸭儿峡油田柳北地区白垩系K₁g₀段储层，裂缝对油井的产能影响可通过裂缝有效性直观地表现出来，但没有具体的量化标准。裂缝有效性敏感参数为裂缝宽度、密度、地层倾角和裂缝倾角角度差。因为该地区白垩系砂岩油藏基本不含水，米采油量可以指示储集层品质和地层的产液能力，通过米采油指数能够建立裂缝参数和储层品质的直接关系。裂缝参数与米采油指数计算如表 1所列。

柳北地区白垩系K₁g₀油藏共完钻试油8口井，试油层位13层，未试油3层。高产油层米采油量高，裂缝有效性好，为一类储层；低产油层米采油量低，裂缝有效性差，为二类储层；干层基本无产液能力，为三类储层。

裂缝发育厚度或者裂缝性储层厚度是储层产液能力的关键因素之一^[11]。为了提高定量关系的数值敏感性，重新构建了裂缝开启度f₁和裂缝发育度f₂，认为地层倾角与裂缝倾角角度差与水动力宽度的乘积代表裂缝开启度，裂缝线密度与裂缝发育厚度的乘积代表裂缝发育度，关系式如下：

${f_1} = \theta K, {f_2} = {\rho _{\rm{f}}}H $

(9)

式中：H为裂缝发育厚度，m；θ为地层倾角与裂缝倾角角度差，（°）；K为水动力宽度，mm。

裂缝参数和储层品质的关系如图 7所示。

对于裂缝性储层而言，裂缝密度、裂缝发育厚度和角度差均大于0，因此裂缝开启度f₁和裂缝发育度f₂是大于0的。将储层分类简化成3条直线围成的区域。

${\rm{一类储层:}}{f_1} > 0.5, {f_2} > 2.0, {f_1} > - 0.179{f_2} + 2.648 $

(10)

${\rm{二类储层:}}{f_1} > 0.2, {f_2} > 1.0, {f_1} > - 0.167{f_2} + 1.367 $

(11)

${\rm{三类储层:}}{f_1} < 0.2, {f_2} < 1.0, {f_1} < - 0.167{f_2} + 1.367 $

(12)

白垩系K₁g₀油藏未试油潜力层3层，其中LB1井潜力层落在三类储层区，根据图版预测为干层；YX2-1井潜力层落在二类储层区，根据图版预测为低产油层；YX2井潜力层落在一类储层区，根据图版预测为高产油层。柳北地区白垩系裂缝性储层分类及量化标准如表 2所列。

4 应用效果

根据裂缝有效性判别方法和储层分类方案，对柳北地区LB3井开展试油后评估。LB3井位于鸭儿峡油田柳北鼻状构造扇三角洲前缘，完钻井深5 305 m，钻遇层位K₁c。该井完井后分2段试油，第1试油段5 007.4~5 083.5 m，层位K₁g₀²，产液0.2 m³/d，含水100%，试油结论为干层；第2试油段4 784.5~ 4 798.5 m，层位K₁g₀³，采用3 mm油嘴开井放喷，初产油34.8 m³/d，含水10%，试油结论为油层。电成像图（图 8）显示第1、第2试油段均发育大量裂缝，但试油结果表明，第1试油段裂缝是无效的。

将LB3井第1试油段、第2试油段所计算的裂缝开启度和裂缝发育度落入储层分类图版（图 7）中，第1试油段储层参数位于三类储层区，第2试油段储层参数位于一类储层区，2段试油层位裂缝发育度f₂均大于12，说明裂缝都很发育，与电成像图呈现的裂缝发育情况一致，但是第1试油段裂缝开启度f₁约为0.1，低于有效裂缝（二类储层渗流下限0.2），即该段裂缝是无效的，图版结论与LB3井试油情况吻合较好。

5 结论

（1）裂缝宽度、密度和倾角是评价柳北地区裂缝有效性的3项关键参数，根据这3项参数与裂缝发育厚度相结合，构建的裂缝开启度f1和裂缝发育度f2指数能进一步地定量评价裂缝有效性。柳北地区白垩系砂砾岩储层有效裂缝的下限为：f₁ > 0.2，f₂ > 1.0，f₁ >-0.167 f₂+1.367。

（2）柳北地区白垩系砂砾岩储层f₁和f₂与米采油量有较好的相关性。由裂缝指数和米采油量建立的定量评价图版表明：一类储层为高产油层，米采油量大于1 m³，同时f₁ > -0.179 f₂+2.648；二类储层为低产油层，米采油量为0.1~1.0 m³，f₁ > -0.167 f₂+1.367；三类储层为干层，米采油量小于0.1 m3，f₁ < -0.167 f₂+1.367。

致谢: 在本文完成过程中，中国石油集团测井有限公司测井应用研究院总工程师缪定云给予了悉心指导，在此表示感谢！