引用本文
丁文龙, 王兴华, 胡秋嘉, 尹帅, 曹翔宇, 刘建军. 致密砂岩储层裂缝研究进展. 2015, 30(7): 737-750
Ding Wenlong, Wang Xinghua, Hu Qiujia, Yin Shuai, Cao Xiangyu, Liu Jianjun. Progress in Tight Sandstone Reservoir Fractures Research. Advances in Earth Science, 2015, 30(7): 737-750  
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致密砂岩储层裂缝研究进展
丁文龙1,2,3, 王兴华1,2,3, 胡秋嘉4, 尹帅1,2,3, 曹翔宇1,2,3, 刘建军5
1.中国地质大学 能源学院,北京 100083
2.海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室,中国地质大学,北京 100083
3.非常规天然气地质评价与开发工程北京市重点实验室, 中国地质大学,北京 100083
4.华北油田长治煤层气勘探开发分公司,山西 长治 046000
5.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院,河北 任丘 062552

作者简介：丁文龙（1965-）,男,河南南阳人,教授,主要从事石油构造分析与控油作用、非常规油气构造和裂缝及其与含气量关系等方面的教学与研究.E-mail:dingwenlong2006@126.com

基金:国家自然科学基金面上项目“渤海湾盆地济阳坳陷古近系陆相富有机质页岩裂缝研究”（编号：41372139）和“中国南方下古生界海相富有机质页岩裂缝发育程度与主控因素定量关系研究”（编号：41072098）资助
摘要

裂缝是影响致密砂岩储层高产及稳产的关键。在对国内外该类储层裂缝研究现状系统调研及近期成果全面分析的基础上,深入分析了裂缝的类型及形成机理。分别从地质、测井、地震及实验等方面详细论述了致密砂岩储层裂缝的识别方法;基于野外露头、岩心及薄片观察、构造曲率、常规及特殊测井等方法可以获得储层裂缝密度、张开度、产状、组系及方向等主要特征参数;地质分析、构造曲率估算、纵波各向异性分析、地震相干体及倾角非连续性裂缝检测、构造应力场模拟等是裂缝分布预测的有效技术方法。综合分析认为,目前对国内海相和海陆过渡相煤系地层中的致密砂岩储层裂缝研究相对较少;尚未形成一套针对各类型沉积相及构造演化背景条件下的致密砂岩储层裂缝识别的有效方法及标准参数体系;对致密储层裂缝差异充填机制及微裂缝定量识别与表征缺少系统研究;地震裂缝识别的精度不高。指出各类裂缝研究方法相互结合、裂缝识别标准与参数体系建立、微裂缝研究、裂缝发育程度与主控因素间定量关系分析、提高地震预测裂缝的分辨率、水力缝与天然裂缝及地应力之间的耦合关系研究为致密砂岩储层裂缝研究的未来发展趋势。

关键词: 致密砂岩; 储层; 裂缝; 测井; 地震
中图分类号:P631 文献标志码:A 文章编号:1001-8166(2015)07-0737-14
Progress in Tight Sandstone Reservoir Fractures Research
Ding Wenlong1,2,3, Wang Xinghua1,2,3, Hu Qiujia4, Yin Shuai1,2,3, Cao Xiangyu1,2,3, Liu Jianjun5
1. School of Energy Resources, China University of Geosciences ,Beijing 100083,China
2. Key Laboratory for Marine Reservoir Evolution and Hydrocarbon Abundance Mechanism, Ministry of Education, China University of Geosciences,Beijing 100083,China
3. Beijing Key Laboratory of Unconventional Natural Gas Geology Evaluation and Development Engineering , China University of Geosciences,Beijing 100083,China
4. Changzhi from North China, huabei oilfield branch of coalbed methane exploration and development,Changzhi,046000
5.Research Institute of Petroleum Exploration and Development of Huabei Oilfield Lit．,PetroChina, Renqiu,062552
Abstract

Fracture is the key factor of getting the high and stable yield in the tight sandstone reservoir. Based on the systematic research and the recent study result of domestic and foreign tight sandstone gas reservoir fractures, the fracture types and its formation mechanisms are comprehensively described. The identification methods of fractures in tight sandstone reservoirs were in detail described in the aspects of geology, logging, seismic and experimental data. Through methods of the observation of field outcrops, cores and thin sections, as well as the structure curvature, the conventional and special logging, the fracture parameters of reservoir fracture densities, opening angles, occurrences, systems and orientations can be obtained. Fracture distribution forecasting methods mainly include geological analysis, analysis of tectonic curvature, p-wave anisotropy analysis, seismic coherence analysis, inclination discontinuity fracture detection technology and tectonic stress field simulation technology, etc. At present, the study of fractures in tight sandstone reservoirs of marine facies and transitional facies (within the coal-bearing formations) under the complex tectonic evolution background is relatively little in China, the differences of fractures’ filling mechanism and micro-fractures quantitative identification is lack of systematic research, the precision of seismic identification of fractures remains to be further improved, and effective fracture identification methods and standard parameter systems in tight sandstone reservoirs for various types of sedimentary facies and tectonic evolution backgrounds have not yet formed. It is pointed out that the future development trend of the research will mainly focus on the following: combination of all kinds of research methods of fractures, establishment of fracture identification standards and parameters systems, analysis of microfractures, description of fracture development degree and quantitative relationships among main controlling factors, improvement of the fractures resolution by seismic prediction, and study on the coupling relationship among the hydraulic fractures, natural fractures and ground stress.

Keyword: Tight sandstone; Reservoir; Fractures; Logging; Seismic.
1引言

随着常规油气资源的不断消耗, 非常规致密砂岩油气逐渐成为人们所重视的新的现实勘探、开发领域[1]。其有效开采势必能为保障国家天然气供需平衡, 提升国家在国际上的能源决策能力提供强大的支持及保障[2]。在致密砂岩油气资源存在良好发展前景的背景下, 许多国家都将发展致密砂岩油气上升为国家能源安全计划的重要组成部分[3]。

美国无疑是世界上致密砂岩油气发展最为成功的国家, 目前已在本土23个盆地发现了超过900个致密砂岩气田, 可采资源量约为13× 1012m3; 其中2010年致密砂岩气产量为1 754× 108m3, 约占当年天然气总产量的30%[4]。对于国内而言, 1971年在川西发现首个致密砂岩气田— 中坝气田[5]。之后, 随着压裂及采气技术的快速发展, 目前已在鄂尔多斯及四川盆地[7]获得了致密砂岩油气的商业规模开采[6, 7]; 同时, 塔里木、吐哈、松辽、南海、沁水盆地及渤海湾等盆地, 也获得了致密砂岩油气勘探重大进展[5~8]。国内致密砂岩油气资源量丰富, 其总资源量为17.4× 1012~ 25.1× 1012m3, 可采资源量为8.8× 1012~ 12.1× 1012m3[4]。2011年国内致密砂岩气产量达到256× 108m3, 占全国天然气总产量的25%[5]。

如果将国内这些致密砂岩油气资源的可采资源量全部开采出来, 则可以为中国提供另外一个至少100年的石油和天然气供应, 因此在当前能源紧迫及倡导低碳排放环境下, 不断加大力度发展致密砂岩油气资源势在必行。

中国国家能源局在2011年颁布了致密砂岩储层的行业判定标准(SY/T6832-2011)[9], 规范了致密砂岩储层的基本地质特征指标[9]：孔隙度低于10%; 原地渗透率低于0.1× 10-3μ m2(或空气渗透率低于1× 10-3μ m2); 孔喉半径小于1 μ m; 含气饱和度低于60%。致密砂岩油气藏的形成服从连续气聚集理论[1], 烃类通过扩散和裂缝进行近距离运移成藏[10], 源岩与砂体叠置分布, 无统一气水界面。在这种成藏模式条件下, 储层中气水关系复杂, 烃类大面积分布但聚集程度差异较大[11]。

越来越多的油气钻探实践表明, 裂缝发育程度是致密砂岩储层是否能获得高产及稳产的关键因素[7, 8]。裂缝的存在一方面可以显著提高低渗致密储层的基质渗透率[12, 13], 为流体运移提供渗流通道, 如区域裂缝的存在使美国Mesaverde致密砂岩储层渗透率相比基质渗透率提高2个数量级, 储集层平面渗透率各向异性相差100倍[14]; 对于裂缝性致密砂岩储层而言, 裂缝甚至可以成为油气分子的主要赋存场所[15, 16], 因此, 在裂缝发育区打井往往可获得高产[7]。但是, 受强应力场、先存构造挤压及破坏性成岩作用的影响, 天然裂缝在地下可能呈闭合态或被完全充填[17], 此时油气主要赋存在储层基质孔隙中, 裂缝一方面会使岩石破裂强度大幅降低; 另一方面使水力缝沿着天然裂缝延伸方向进行扩展, 形成复杂裂缝网络[18], 从而达到高产。但当开启性天然裂缝的垂向延伸距离过大时, 有可能会造成天然气的散失, 对致密气藏的保存不利; 压裂中水力缝的高度与天然裂缝分布状态、施工措施及地应力有关, 也应控制在一定合理范围内, 否则也会导致天然气的散失。

储层裂缝评价是油气地质学研究的热点和难点[19, 20], 国外最早对该方面的系统研究起始于20世纪70年代, 目前已有40多年的发展历史。天然裂缝特征综合评价是帮助人们深入认识裂缝对流体渗流贡献程度、裂缝形成演化、充填机制、发育主控因素及建立控气模式的有效途径[2, 3], 能为压裂施工、注水排采及井网优化等方面提供合理建议[12~14]。裂缝评价的最终目标是对裂缝发育区进行合理预测, 进而为寻找油气“ 甜点” 区提供重要指导[21]。对于致密砂岩储层而言, 在地质演化过程中普遍经历了深埋藏、强压实及复杂成岩作用[22], 储层发生了不同程度致密化, 相比常规储层而言, 具有更强的非均质性及各向异性[23]。这些特殊性导致致密砂岩储层中裂缝的发育特征极为复杂, 在裂缝类型、几何形态、形成演化及分布规律等方面均与常规储层间具有一定差别, 对裂缝识别、定量评价及分布预测等方面研究提出了更高的要求。因此, 联合地质、测井、地震及地球化学等方面方法定量表征致密砂岩储层不同级别裂缝发育层段、裂缝发育层段特征参数、裂缝形成机理、裂缝发育主控因素、裂缝发育程度与含气性间关系、裂缝控气模式、水力缝与天然裂缝及应力间耦合关系是裂缝评价的基本方法及重要研究内容, 前人对此已经进行了大量相关研究[1~30]。

2 致密砂岩储层裂缝类型及形成机理

国内致密砂岩储层多分布在古生代稳定克拉通基底之上[10], 沉积砂体受构造演化及沉积体系频繁迁移影响剧烈。不同沉积相、不同时代地层和埋深及构造演化程度条件下均有优质致密砂岩储层分布[24, 25]。前人主要从岩石力学破裂及地质成因角度对致密砂岩储层裂缝进行分类[26, 27], 基于地质成因的裂缝分类方案内容最为全面, 应用也最为广泛。按该分类方案, 致密砂岩储层裂缝可划分为构造裂缝和非构造裂缝。

2.1 构造裂缝及形成机理

构造裂缝是指直接或间接由于局部构造作用所形成的裂缝[28, 29], 该类型裂缝主要与断层、断裂带或褶曲相关[26, 28]。大量岩石力学实验结果表明, 宏观断层或断裂带的形成机理与岩体或岩样中裂缝的形成机理基本一致[30], 都大致经历了：①微裂缝形成、②微裂缝嵌合形成大裂缝、③断裂或破裂发生等3个主要演化阶段。构造裂缝通常与断层相伴而生, 距断层线一定范围内区域(如距东喀尔巴阡山逆掩断层10~40 m范围内[27])、断层末端、断层交汇区[31, 32]及外凸区等应力集中区往往均为裂缝发育区(图1)。

褶皱对裂缝发育程度的影响主要基于不同构造部位应力的非均匀分布, 应力与不同岩性、地层厚度相互耦合, 造成裂缝发育程度的差异性。一般来说, 褶皱隆起顶部、端部及陡翼裂缝均较为发育, 被次级褶皱复杂化的平缓翼部裂缝也较发育[33]。

从宏观断裂角度来说, 地层破裂机制及分布形态实质上受控于不同应力作用。根据地层实际受力状态, 断层可分为3类4种[34](图2)。Ⅰ a和Ⅰ b所受应力状态类似, 但Ⅰ a的σ x为压应力, 最终形成正断层; Ⅰ b的σ x为张应力, 最终形成张断裂或张剪断裂; Ⅱ 类应力状态条件下往往形成逆断层; Ⅲ 类应力状态条件下往往形成走滑断层。断裂往往沿着最大主应力方向并呈一定夹角以共轭方式分布, 但往往只有其中一组占主导。

致密砂岩储层中构造裂缝的形成及分布实质上也是受不同性质应力作用所致, 可以细分为[26, 27]：剪切裂缝、张裂缝及张剪缝3种基本类型, 其中张裂缝又可分为扩张裂缝和拉张裂缝。

剪切裂缝由剪切作用形成, 其与最大主应力方向(σ 1)以一定锐角夹角共轭产出, 剪裂角为45° -γ /2(γ 为岩石内摩擦角)。对于致密砂岩储层而言, 其γ 值一般分布在30° ~45° , 因而其剪裂角通常小于30° 。剪切裂缝的形成和分布与岩石物理与力学性质、沉积地层非均质性及应力性质有关[35]。当地层岩性变化较小、非均质性较弱, 同时地层应力较大时, 可能会形成2组共轭剪裂缝; 但实际情况下, 致密砂岩储层非均质性及各向异性均较强, 因此当剪应力超过临界值时, 只有一组剪裂缝相对发育[35]。鄂尔多斯盆地中部靖安— 安塞和西南部陇东地区露头剖面显示地层以两组正交裂缝为主, 该现象即与地层在侏罗纪末和白垩纪末— 古近纪2个构造活动期次挤压作用下分别形成一组主导裂缝相关[35]。

图1 辽中1号断裂中段金县构造断裂交汇应力集中区方差切片(1 000 ms)[31]Fig.1 Liaozhong 1th middle Jinxian tectonic fault stress concentration area cariance slice(1 000 ms)[31]

图2 地应力类型与断层性质示意图[34]σ z为垂向主应力; σ x和σ y为水平方向主应力Fig.2 In-situ stress classification and fault occurrence schematic[34]σ z is the vertical principal stress; σ x and σ y are the horizontal principal stress

致密砂岩储层中构造裂缝以高角度和垂直裂缝为主, 该类裂缝往往延伸范围较大, 多充填石英或方解石[14, 15]; 同时还发育一类近水平构造缝, 近水平构造缝主要由于局部水平构造挤压作用形成[36], 在中国西部盆地逆冲构造带的中砂岩及粗砂岩储层中较为发育[37]。其延伸范围小, 排布密集, 多呈马蹄型, 缝面与岩性层面可呈小角度斜交, 具有等间距分布的特征[38]。

张性裂缝是由于作用在地层岩石中的张应力大于岩石抗张强度而形成的一类构造裂缝, 张应力方向与最小主应力方向(σ 3)平行。当3个方向主应力均为挤压应力时, 所形成的张性裂缝为拉张裂缝; 当σ 3为张应力时, 所形成的张性裂缝为扩张裂缝。该类裂缝的形成与岩层弯曲及异常高压有关[37], 根据地层弯曲部位可分为：长轴背斜型、短轴(穹窿)背斜型及向斜型3类[27]; 异常高压可使σ 3由挤压应力转变为张应力, 从而形成拉张裂缝, 该类裂缝常被沥青、方解石充填, 可指示异常高的古地层压力[37]。

张剪裂缝为张性裂缝和剪切裂缝之间的过渡类型, 两种应力先后发生作用, 破裂缝面上可见一定擦痕。滑脱裂缝在致密砂岩储层中一般不发育。

2.2 非构造裂缝及形成机理

致密砂岩储层中非构造裂缝包括[26~28]：成岩裂缝、异常压力裂缝、差异压实裂缝、缝合线及风化裂缝等。这些裂缝的形成受成岩作用、异常地层压力、沉积压实及风化作用影响, 形态一般不规则, 方向较为杂乱, 延伸范围较小, 主要分布在层内。

致密砂岩储层中的成岩裂缝又可分为压实成岩过程中石英和方解石等矿物之间相互挤压破裂作用下形成的微裂缝、具剥离线理薄弱面间形成的层理缝及溶蚀成岩作用过程中形成的溶蚀缝3类[26~28]。

异常压力裂缝的形成则与古异常高流体压力相关, 缝面不规则, 往往不成组系。差异压实裂缝是由于上覆载荷不均或受先存构造的影响[32], 沉积物形成披覆构造, 进而产生裂缝。缝合线是在压实与压溶共同作用下, 矿物颗粒选择性溶蚀, 形成的齿状镶嵌穿插裂缝。风化裂缝的形成与岩体暴露遭受风化剥蚀[39, 40], 进而发生机械破裂相关(图3)。

图3 沙特鲁卜哈里盆地Unayzah组致密砂岩露头风化裂缝特征[39]Fig.3 Weathering fracture characteristics of Unayzah group tight sandstone outcrop in Chateauroux harry basin[39]

3 致密砂岩储层裂缝识别方法

致密砂岩储层裂缝特征较为复杂性, 只有联合各类方法进行综合判别才能准确识别不同类型裂缝特征并建立裂缝特征与测井岩电响应特征间的定量关系[41]。致密砂岩储层裂缝研究尺度主要可划分为3类[42]：宏观尺度裂缝、中等及小尺度裂缝、微观尺度裂缝。宏观尺度裂缝延伸长度或高度往往在米级以上; 中等及小尺度裂缝又称岩心尺度裂缝, 裂缝长度一般在米级以下; 微观尺度裂缝通常只有在镜下才能观察到, 长度小于0.05 mm, 开度一般小于40 μ m[42]。

3.1 地质识别方法

地质识别方法是指通过对致密砂岩储层野外露头剖面、岩心或岩石薄片进行裂缝观察, 从而对裂缝类型、产状、组系、方向、密度、长度、张开度及充填程度等方面特征进行描述和统计, 该方法可以对致密砂岩储层中3种尺度裂缝发育程度进行定量表征。岩石薄片观察中可以采用聚焦离子束抛光(FIB)技术、场发射扫描电镜、透射电子显微镜(TEM)、纳米CT(Nano-CT)三维无损扫描成像技术及核磁共振(NMR)等技术对致密砂岩储层的微裂缝及纳米级超微裂缝进行定性观察及定量表征。

岩心观察描述中, 应对取芯井段裂缝测井参数进行提取, 为后续裂缝测井识别打好基础。该方法所获取的裂缝参数代表卸载压力条件下的情况, 因此开度相对原位应力条件下可能偏大几个量级, 只能代表裂缝张开度的相对大小[7]; 同时, 当地下裂缝的规模较大时, 取芯观察到的裂缝只能是其部分特征。Ortega等[43]指出在进行岩心裂缝观察时, 应考虑不同裂缝开度对裂缝密度的影响(图4), 于是提出考虑尺度效应的裂缝统计新方法。该方法考虑了不同开度条件下所统计的裂缝密度分布特征。图4显示随着观察尺度(b)的增加, 裂缝平均间距增加, 而累积频率F(观测线上在某一b值尺度条件下裂缝条数与裂缝总长度的比值)减小。该方法对于不同地层或地区储集层间可对比性更强。

3.2 测井识别方法

测井资料由于单井纵向分辨率高, 因此常用来对裂缝进行识别。该方法主要包括基于常规测井资料的裂缝识别及基于特殊测井资料的裂缝识别[44]。对于常规测井而言, 裂缝的存在往往能引起地层声波时差增大; 密度测井值降低; 中子密度测井值增加; 电阻率略微发生降低。基于这些常规测井数据, 既可以根据经验公式计算裂缝产状、密度、张开度、裂缝孔隙度及裂缝渗透率参数[27]; 还可以构建如三孔隙度比值、等效模量差比、次生孔隙度指标、双感应幅度差指标、龟裂系数、井径相对异常、胶结指数指标等裂缝敏感参数[45]。通过指标参数的构建或提取的裂缝参数, 应用概率判别或人工神经网络方法[46], 实现对致密砂岩储层的裂缝识别。

图4 不同裂缝开度条件下裂缝密度参数分布特征图[43]Fig4 Fracture density parameter distribution diagram under the condition of different fracture width[43]

对于特殊测井方法, 如微电阻率成像测井(FMI)可以清晰的反映出裂缝的产状、类型、充填程度、方向及开度[47]。该方法所确定的裂缝开度量级往往大于常规测井方法计算结果, 但小于露头和岩心测量结果, 因此应进行校正。基于全波阵列声波测井资料的微裂缝声学反演探测方法也是识别地层有效裂缝的有效方法, 利用该方法所获取的微裂缝参数是在地层围压及地层压力共同作用下的特征, 因此相比常规方法而言具有一定优势[8]。丁文龙等[8]利用该方法对沁水盆地南部地区山西组煤系地层的孔— 裂隙特征进行测井识别, 结果表明利用该方法可以有效识别地层孔裂隙发育特征并划定裂缝发育段。此外, 地层倾角测井、长源距声波测井、电阻率时间推移测井、核磁共振测井及双侧向微球形聚焦测井等特殊测井方法也可以用于获取裂缝倾角、方向及渗透性等参数[44]。

3.3 实验测试识别方法

利用实验方法研究致密砂岩储层的裂缝特征, 主要方法包括：岩心导流实验测试法[48]、声学资料反演方法[49]及CT扫描研究方法[7]。

通过对裂缝性储层岩样进行岩心导流测试, 可以确定不同围压及孔隙压力条件下裂缝对岩心裂缝孔隙度及裂缝渗透率的影响程度[48]。声学反演方法主要基于微分等效介质(DEM)理论模型[50]和Biot相恰理论模型原理[51], 可确定岩样中裂缝密度ε 、裂缝形态、不同围压条件下发生闭合及依然保持张开的微裂缝比例, 还可以确定致密砂岩储层中不同类型微裂缝的应力敏感性。基于该方法所确定的微裂缝参数与岩石矿物组分、物性及力学性质进行对比[50~52], 可确定优势微裂缝发育程度主控因素, 从而为寻找裂缝发育“ 甜点区” 提供依据。CT扫描[53]不仅可以无损真实地反映岩体内部孔缝三维分布状态, 而且还可提供裂缝孔隙度及裂缝开度参数(图5)[53]。

除此之外, 前人还有采用声发射[54]、纵横波波速比[55]及真三轴破裂测试[56]等方面实验来识别裂缝, 研究其形成演化, 这些均是研究裂缝的有效实验方法。

3.4 地震识别方法

利用地震方法识别裂缝的主要依据是裂缝的存在会增强地层各向异性, 进而在地震波中产生显著响应[57]。地震方法预测裂缝, 所识别的目标一般为有一定发育规模的裂缝发育带。利用纵波各向异性预测裂缝[57]目前来说应用广泛, 该方法通过对地震方位角数据进行不断叠加和偏移, 获得纵波反射系数、方位角等参数, 进而根据一定转换获得相应裂缝地震特征参数[58]。但这种方法往往只能对高角度裂缝进行有效预测, 不适用于低角度裂缝的预测。

图5 塔里木克深气田致密砂岩储层岩心构造裂缝CT扫描[53](KS201井, 6 512.6 m)Fig5 CT scan of core structural fracture of Tarim grams deep tight gas sandstone reservoir[53](KS201 well, 6 512.6 m)

相干体及倾角检测、叠后属性融合、小波多尺度边缘检测、横波分裂裂缝预测、弹性反演、曲率体分析及蚂蚁追踪裂缝识别等技术方法[58, 59]均可对致密砂岩储层裂缝进行识别, 但地震识别方法存在的主要问题是受岩体及流体的剧烈变化影响较大。因此在利用地震方法对储层裂缝进行识别时, 应综合考虑多种地震方法反演结果。裂缝预测结果应与钻井岩心裂缝观察结果、测井解释结果及试井生产等方面结果进行综合对比, 确保预测结果的可靠性。

4 致密砂岩储层裂缝特征参数研究

致密砂岩储层的裂缝特征参数主要包括：裂缝产状(走向、倾向、倾角)、裂缝组系及方向、裂缝走向的分散性、裂缝密度(线密度、面密度及体积密度)、张开度(裂缝宽度)、裂缝长度、充填成分、充填程度(全充填、半充填及未充填)、交切关系、裂缝组合类型及样式、裂缝孔隙度(裂隙率)、裂缝渗透率、裂缝连通性、孔隙纵横比α (孔隙或裂缝的短轴与长轴之比)、裂隙密度ε 、裂缝饱和度及主渗透率值延伸方向等。这些参数一般是通过钻井岩心裂缝宏观和微观特征观察基础上, 由统计或经验公式、常规及特殊测井资料、岩石力学、声学及岩心导流实验测试、或数值模拟方法获得[2, 3]。在各种裂缝参数的准确获得基础上, 可以对裂缝发育段进行识别, 对不同类型裂缝发育程度进行等级划分, 并可以建立单井致密砂岩储层裂缝特征参数综合柱状剖面。

4.1 裂缝间距D、裂缝饱和度d及裂缝间距指数I等参数计算

这些参数均通过野外露头剖面的地质观察描述方法获得。一般来说, 测量裂缝间距应首先选取一条测线, 通过在垂直于裂缝组系的走向的平面或剖面上进行测量, 2个相邻的裂缝或节理的垂直距离(即裂缝间距)可以表示为[60, 61]：

(1)

式中：l为观测线的长度（m）, Di为任意两条相邻的裂缝或节理间的距离（m）, n为测线或剖面中的裂缝或节理数。

裂缝饱和度d(或称偏差)值越低, 表示裂缝越发育, 该参数的表达形式如下[60, 61]：

(2)

式中：mi为所划分单元格的数量, n1为垂直与裂缝走向的观测线的条数, n2(i)为观测线i上所穿过的裂缝的条数, S为所划分的观测间距（m）, Dij为测线所穿过的相邻的两条裂缝j和j+1之间的距离（m）。

对于井壁或层面的横截面, 此时没有S, 则裂缝饱和度d的计算方法变化为：

(3)

式中：Dj为测线所穿过的相邻的两条裂缝j和j+1之间的距离（m）, D为Dj的平均值。

单一岩性的一定范围区域内, 地层厚度T(一定层厚范围内)与单一裂缝的观测间距S之间往往是一种线性关系。基于这个现象, Wu和Narr[60, 61]应用这条回归线的斜率来表示裂缝或节理的密度, 即裂缝间距指数I：

(4)

式中：T为地层厚度（m）, S为所划分的观测间距（m）。

这种方法可以用来对比具有不同层厚的不同地层间的裂缝发育程度。

通过野外观察方法还可以对岩石裂缝孔隙度进行估算, 表达式为：

(5)

式中：Vf为裂缝所占的体积, Vr为岩石的总体积, af为裂缝的开度, Ti为单层厚度（m）。

4.2 钻井岩心裂缝密度

钻井岩心裂缝线密度Γ 、面密度P及体积密度T可以分别根据下式求取[29]：

Γ =

(6)
; P= ; T=

式中：Γ 为裂缝线密度值, Δ n为裂缝面法线上切割法线的裂缝条数, Δ L为法线长度, P为裂缝面密度值, Δ l为遍布单位体积上裂缝印痕长度的总和, Δ S为某个单位体积, T为裂缝的体积密度, Δ V为单位体积内全部裂缝面的面积的一半。

4.3 薄片微裂缝参数

薄片微裂缝参数主要包括：裂缝孔隙度、裂缝体积密度、面积密度及裂缝渗透率, 这些微裂缝参数主要根据Cmexoba等[62]提出的公式方法获取：

(7)

式中：Ф f为裂缝孔隙度（%）, bm为薄片中裂缝的平均宽度（mm）, l为薄片中裂缝平均长度（mm）, S为薄片观察视域总平均面积（mm2）, Vfd为裂缝的体积密度, Afd为裂缝的面积密度, n为微裂缝条数, Kf为裂缝渗透率, A为待定系数, 与裂缝组系及几何形态有关, 根据Cmexoba的定义[62]取值。

4.4 根据褶皱构造曲率计算裂缝孔隙度及渗透率

该方法的依据为褶皱构造面主曲率能在一定程度上反映与其相关的张性裂缝的发育情况, 从而对裂缝孔隙度和渗透率进行表征。Aguilera[63]给出了与圆柱状褶皱相关的张性裂隙的单位距离内裂缝孔隙度表达式：

(8)

式中：aav为裂缝孔隙度, H为脆性层半厚度（m）, δ 为破裂密度, r为曲率半径, 近似等于最大曲率值(λ 1)的倒数：

(9)

求取裂缝孔隙度之后, 进而可得到岩石破裂渗透率K：

(10)

4.5 常规测井方法裂缝特征参数估算

电流在经过裂缝时具有明显响应, 因而往往根据深、浅侧向电阻率等常规测井资料对裂缝参数进行表征。致密砂岩储层裂缝孔隙度公式如下[64]：

(11)

式中：RLLS为浅侧向电阻率（Ω · m）, RLLD为浅侧向电阻率（Ω · m）, RT= 2.589× RLLD-1.589× RLLS, RT为地层真实电阻率（Ω · m）, Rm为泥浆电阻率（Ω · m）, Ф f为裂缝孔隙度（%）, mf为裂缝孔隙度指数, 取值范围1~1.5。

对于裂缝宽度的计算, 可以根据斯仑贝谢公司西比等人的研究成果, 低角度裂缝的张开度b可以表示为[63~65]：

(12)

式中：b为裂缝张开度, μ m; C为低角度裂缝的深侧向或浅测向电导率, S/m; Cb为地层岩块电导率, S/m; Cm为泥浆电导率, S/m; α 为裂缝面与近于垂直井轴面的交角, 即裂缝面视倾角, 当α 为定值时, 裂缝张开度与地层电导率差值(C-Cb)成正比, 与泥浆电导率(Cm)成反比。

高角度裂缝的张开度b可以表示为[63, 64, 65]：

CLLS-CLLD=bCmf(Gs-Gd) (13)

其中：

式中:Cmf为泥浆滤液的电导率（S/m）; Ds, Dd分别为浅、深侧向测井仪的探测直径（cm）; r为井眼半径（cm）; H为聚焦电流层厚度（m）。

4.6 裂缝开启压力Pi

在油田注水开发过程中, 不同组系裂缝的渗流作用与其开启压力Pi有关, 在对地层岩石力学及地应力性质进行实验分析与测井解释基础上, 可获得相应Pi, 其表达式为[66]：

(14)

式中：μ 为泊松比, H为埋深（m）, θ 为裂缝倾角, ρ s为岩石密度（g/cm3）, ρ w为水的密度（g/cm3）, fσ 1和fσ 3分别为现今最大和最小主应力梯度（MPa/m）, β 为现今应力场的最大主应力与裂缝走向之间的夹角（° ）。

4.7 孔隙纵横比α 及裂隙密度ε 估算

这两个参数可以通过声学测试或全波阵列声波测井资料反演获得[50, 51], 代表地层围压及流体压力共同作用条件下致密砂岩储层中的微裂隙特征。

岩石孔隙纵横比α 为岩石椭球状孔隙短轴与长轴之比(范围0~1), 当α > 0.1时指示孔隙, 当α < 0.1时指示微裂缝[50, 51]。该参数以Berryman[50]早期给出的有关岩石体积及剪切模量的耦合常微分模型为基础, 通过微分等效介质（DEM）理论反演方法获取。

地层裂隙密度ε [51]反演结果能从微观角度评价致密砂岩储集性及有利分布区, 为指导致密砂岩勘探提供依据。该参数反演方法建立在经典Biot理论基础上, 主要依据为裂隙的存在一定程度上能使岩石的体积模量发生降低[8], 如下式：

(15)

式中：Kd为干岩样体积模量（GPa）, 为孔隙度（%）。

应用该方法对沁水盆地南部地区二叠系山西组含气砂泥岩地层ε 进行反演[8], 对单井进行测井解释。结果表明, 研究区山西组致密砂岩ε 主要分布在0.06~0.09内, 要大于泥岩ε 分布范围(0.02~0.07); 随着ε 的增加, 地层岩石裂缝孔隙度增加, 并逐渐趋向于一个极值。微裂隙能显著提高山西组含气致密砂岩的储集性及渗流能力, ε 反演结果对寻找裂缝甜点层段及裂缝井间对比都具有重要参考价值。

5 致密砂岩储层裂缝分布预测研究
5.1 地质分析法

利用地质分析方法预测裂缝分布特征是建立在露头、岩心及薄片裂缝观察、描述与统计分析基础上, 同时还要对影响裂缝发育的主控因素进行探讨。对于致密砂岩储层而言, 影响裂缝发育程度的因素包括构造及非构造因素。Bogdonov[67]首次提出裂缝密度随地层厚度的增加而减小; Nelson[68]总结认为影响致密砂岩储层裂缝发育程度的地质因素主要有4个, 即矿物成分、结构(包含颗粒大小及孔隙度)、构造位置、地层厚度; Handin等[69]通过野外露头剖面详细研究了组分对岩石中裂缝密度的影响; Marin等[70]的研究表明成岩作用能引起岩石力学性质发生变化, 进而对裂缝发育程度及样式产生影响。

影响致密砂岩储层裂缝发育程度的影响因素多种多样, 各有不同, 其中构造因素和非构造因素中的岩性及地层厚度往往对裂缝发育程度的影响最为普遍[67~69]。致密砂岩中随着泥质含量的增加, 裂缝发育程度逐渐变差; 高孔隙度、细粒级及薄层状砂体有利于裂缝发育, 当单层致密砂体厚度大于3 m时, 裂缝往往不发育[67, 68]。

5.2 地层构造曲率分析技术

致密砂岩储层主要发育构造裂缝, 因此可以采用地层构造曲率法对裂缝进行预测。Murray[71]最早引入构造面曲率的概念, 并进行裂缝预测; 曾锦光[72]根据薄板小扰度弯曲理论, 假设地层为连续均质且各向同性介质, 推导出了背斜地层的主曲率计算方法; 李志勇等[73]推导出适用于裂缝性储层的构造曲率计算方法。随着构造应力的增加, 地层发生弯曲变形, 在中性面外侧派生张性裂缝, 而在中性面内侧派生挤压性裂缝, 距离中性面越远, 派生应力越大[74]。地层构造曲率越大, 应力越集中, 破裂程度也相应增大。因而在张裂缝相对发育区钻井, 则可能会获得相对较高的单井油气产能[75]。

5.3 纵波各向异性分析技术

该技术立足于断层构造解释基础上, 首先对地层岩性和流体属性进行精细地震反演。利用叠前纵波地震数据, 使用叠前NMO道集数据, 通过叠加和偏移, 得到含方位角的地震数据体, 根据数据体的相对波阻抗、振幅、频率及衰减等属性的拟合获得地层裂缝密度和方向的预测[58]。该方法要求叠前地震数据应为保幅数据, 且地震数据体通过宽方位方法采集(纵横比> 0.5)。

当地震数据体采集方位角范围较窄时, 可以采用叠前远近偏移属性地震正演及方位地震属性差异的正演[76]的方法, 寻找裂缝在地震资料中的地球物理响应, 通过叠前参数反演、地震属性差异分析及方位各向异性分析对裂缝进行检测, 最终完成致密砂岩储层的裂缝三维分布预测。

5.4 地震相干体及倾角非连续性裂缝检测技术

三维地震数据体记录了纵横向地层连续地震波响应, 对于相邻的道集之间, 地震波组形态存在相似性。但断层及裂缝等非连续地质体的出现, 会使地震波形态产生一定程度变化。对于相干体技术[77]来说, 通过对不同道集间的地震数据体进行相关运算, 划分出不同部位岩层的相干强度, 对于强烈相干的部位, 往往代表有断层或裂缝的分布。

倾角检测[78]则主要通过对地震数据体进行处理, 获得地层的局部倾角数据及任意点的振幅方差, 断层或裂缝的存在会使该振幅方差增大, 从而实现裂缝发育区的检测。这些方法往往只能对较大尺度裂缝进行检测, 当储层中主要发育微裂缝时, 预测效果较差。

5.5 构造应力场模拟技术

构造应力场模拟基于三维有限元原理, 对目的层建立三维地质模型, 对不同沉积相及构造单元进行网格剖分及岩石力学性质赋值[79]。利用声发射地应力实验分析确定构造裂缝发育期应力大小[80], 结合区域构造应力场期次、方向和性质, 确定目的层力学模型的边界条件（应力加载大小和方向）, 给出约束条件, 进行三维有限元应力场数值模拟, 确定研究区目的层的主应力及剪应力分布。在构造应力场模拟基础上, 考虑到致密砂岩储层中裂缝以张裂缝及剪裂缝为主, 分别采用格里菲斯岩石破裂准则和库伦— 摩尔岩石破裂准则, 求取张裂缝破裂率(张应力与抗张强度之比)、剪裂缝破裂率(剪应力值与抗剪强度之比)[81]。根据钻井岩心观察统计获得的这两种方式所产生的张裂缝与剪裂缝破裂之间的比值关系, 计算出所研究区内目的层的综合破裂率大小及平面分布, 当综合破裂率等于1时, 岩石达到临界破裂状态, 该值越大, 岩石破裂程度越大, 裂缝也越发育。据此可以评价预测目的层构造裂缝的平面分布特征。

当致密砂岩储层中不仅包含构造裂缝, 同时还发育异常丰富的非构造裂缝时[82], 需要对非构造裂缝的形成演化及主控因素进行研究。在此基础上, 综合考虑主要构造因素及非构造因素对储层中裂缝发育程度的影响, 通过分配不同权重, 最终对裂缝发育有利区进行综合预测。

6 存在的主要问题及发展趋势
6.1 存在的主要问题

虽然目前国内外对致密砂岩储层裂缝研究方面已经取得了许多重要成果和认识, 但是作者综合分析认为, 目前尚存在着以下主要问题：

(1)致密砂岩储层存在陆相、海陆过渡相及海相3种类型, 目前, 国外对海相致密砂岩储层裂缝开展了较多研究, 而我国仅在四川盆地陆相及鄂尔多斯盆地石炭系— 二叠系海陆过渡相致密砂岩地层中进行了大量裂缝研究, 却对我国海相致密砂岩储层裂缝研究相对较少。

(2)我国海陆过渡相煤系地层厚度大, 分布广泛, 是致密砂岩富集的重要场所, 对于该类型储集层, 目前的裂缝研究主要集中在具弱构造演化背景的鄂尔多斯盆地。此与发育在复杂构造演化背景条件下的沉积盆地(如沁水盆地)中的裂缝形成和发育特征差别较大, 但目前对该类致密砂岩储层裂缝系统评价研究较少, 在国内尚属空白区。

(3)断层或天然裂缝系统的存在会引起应力的转向, 进而影响到施工中水平井定向及储层压裂改造措施制定等。对于具体影响机制, 目前还不清晰。

(4)致密砂岩储层具有强非均质性及各向异性, 裂缝往往被石英及方解石充填, 但充填程度具有一定差异。因此, 需要结合构造演化和流体包裹体分析, 确定裂缝发育期次; 通过热液充填模拟实验和岩石力学实验, 揭示裂缝充填机制及其在多期应力作用下裂缝的萌生、扩展和叠加过程。深入研究裂缝充填特征及差异充填机制对了解裂缝形成演化、流体活动及寻找优势“ 甜点区” 具有重要意义。目前这方面的研究还很少。

(5)至今尚未形成一整套针对各类型沉积相及构造演化背景条件下的致密砂岩储层的裂缝识别有效方法及标准参数体系。

(6)针对致密砂岩储层的微裂缝识别及发育程度的定量研究方面, 目前开展的工作相对较少, 缺少有效的裂缝综合识别与定量表征的先进技术方法。

6.2 发展趋势

中国致密砂岩油气资源丰富, 其勘探开发技术较为成熟, 目前是非常规天然气最现实的勘探领域, 其发展趋势主要体现在以下几个方面：

(1)非常规油气勘探主要是寻找优质储层, 而裂缝是致密油气储层高产的关键。未来将更加重视储层裂缝评价。在评价中应该做到“ 裂缝地质观察描述与测井解释和地震检测相结合” 、“ 宏观尺度与微观尺度裂缝研究相结合” 、“ 定性识别与定量判别研究相结合” 、“ 统计与计算方法相结合” 、“ 实验分析与数值模拟方法相结合” 。

(2)随着研究的深入开展, 未来将建立适合于各类沉积相及构造演化背景条件下致密砂岩储层裂缝的识别标准及参数体系。

(3)致密砂岩储层普遍经历了复杂致密化, 宏观裂缝往往发生充填, 因而对微裂缝研究至关重要。定量识别微裂缝及其分布的方法将成为裂缝评价的重要研究内容。

(4)重视不同类型致密砂岩储层裂缝发育程度与主控因素间的定量关系研究, 并建立相应的数学模型。

(5)针对各种类型致密砂岩储层的复杂裂缝特征, 不断探索和改进地震预测方法, 提高地震预测裂缝的精度。

(6)压裂改造是实现致密砂岩储层高产的重要途径, 压裂效果除受压裂施工措施影响外, 还受天然裂缝分布及产状、地层压力及地应力的综合影响。因此, 未来应加强这些因素耦合条件下天然裂缝对水力缝扩展的影响方面研究, 从而为天然气高产、稳产提供合理建议。

The authors have declared that no competing interests exist.

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