Question

裂缝测井识别与评价

Answer 1

利用常规测井资料识别裂缝, 特别是用深浅电阻率测井值识别裂缝前人研究较多 (范宜仁等, 1999; 邓攀等, 2002), 它利用的是裂缝储层的侵入特征。 用微电阻率扫描成像测井、 声波成像测井及多极子声波测井识别裂缝的方法也相对较为成熟 (吴海燕等,2002; 李毓, 2009)。 但是, 运用常规测井资料识别裂缝, 影响因素较多, 不确定性也随储层性质和井眼条件的变化而增大, 一般在无成像测井时应用较为广泛。

成像测井为裂缝识别提供了直观和准确的手段, 应用成像测井可以划分裂缝的类型、准确地确定裂缝的产状, 提供相应的裂缝参数。 不过成像测井识别裂缝也有一定的不确定性, 有时很难识别裂缝的类型和性质。 具体表现为:

1) 通常钻井液电阻率比井壁环型地层剖面的电阻率低得多, 由于钻井液的侵入, 开口缝一般表现为低阻黑色。 充填缝在充填高阻矿物 (如方解石) 时一般表现为高阻白色,半充填缝, 充填部分表现为高阻白色, 开口部分表现为低阻黑色。 但充填缝在充填低阻矿物、 特别是高含水的低阻矿物时则较难识别, 很容易误判为开口缝。

2) 在地应力各向异性较强、地层破裂压力较低的情况下, 会产生一定数量的钻井诱导缝。 在诱导高度较小的情况下相对较易识别, 在诱导高度较大时, 其特征几乎与直劈裂缝的形态完全一致, 识别极为困难。

3) 当火山岩的流面倾角较大时, 极易和裂缝混淆, 特别是裂缝的倾角和流面的倾角差别不大时更是如此。 图4-48为L16井玄武岩井段的FMI图像。 该井段流面极为发育,且构造倾角较大。 从FMI图像上看, 高角度的流面与裂缝的特性几乎完全一致。 该井段试油为干层。

4) 火山集块岩的集块边缘和自碎的火山熔岩的碎块边缘在成像测井图上与网状裂缝的特征几乎完全一致, 极易与网状裂缝混淆。 图4-49为L17井火山集块岩的FMI图像。由于火山集块较大, 集块边缘形成了完整的正弦曲线, 极易与裂缝混淆。

图4-48 L16井玄武岩井段高倾角流面的FMI图像

图4-49 L17井火山集块岩的FMI图像

图4-50为L18井自碎玄武岩的FMI图像。 自碎的火山熔岩边缘极易与网状裂缝混淆, 但仔细观察, 碎块边缘未形成完整的正弦曲线。 该井段试油为干层。

图4-50 L18井自碎玄武岩的FMI图像

幸运的是, 综合应用多极子声波测井可以较好地排除上述裂缝识别不确定性。

纵波、 横波和斯通利波对裂缝的反映极为敏感, 其响应特征受裂缝倾角的影响较大,裂缝的倾角不同, 其响应特征也有所不同。 多极子声波测井仪在火山岩地层、 特别是块状的火山岩地层可提供高质量的体波和斯通利波信息, 为火山岩地层的裂缝识别提供了极为有利的条件。

声波纵波、 横波对裂缝有敏感的反映, 这是由声波传播的固有特点所决定的。 在声波的传播路径上, 任何各向异性或非连续性, 只要其尺寸与信号的波长相比不可忽略均会在声波测量结果上产生影响。 另外, 流体和固体的弹性特征有着极大的差异。 所以, 如果不连续介质为流体时将对声波的传播产生巨大的影响, 这种情况就是开口裂缝的情况。 裂缝对纵、 横波的影响可归纳为: ①各种波相时差增大; ②各种波相出现程度不同的能量衰减, 波形的幅度减小; ③模式转换引起杂乱显示; ④出现反射现象。

实验和研究证明, 在低角度裂缝和网状裂缝发育段, 纵、 横波能量均有较大的衰减,在直劈裂缝发育段纵、 横波能量均有衰减, 横波衰减尤为严重。 切入井壁较浅的诱导缝,由于声波测井的探测深度较大, 对纵、 横波的能量衰减影响不大, 用能量衰减基本上可以划分出此类裂缝。

和纵波和横波不同, 斯通利波不是体波, 而是一种制导波, 在低频的情况下, 它近似为管波。 它在井筒内沿井壁表面传播, 其能量从井壁开始向两侧呈指数衰减。 井壁上由于裂缝的存在会导致斯通利波传播速度的变化, 产生斯通利波的反射, 导致斯通利波的能量衰减。

在裂缝宽度恒定的情况下, 斯通利波的能量衰减随裂缝倾角的增加而增加。 裂缝对斯通利波的影响可归纳为: ① 斯通利波的能量减小, 时差增大; ② 出现斯通利波的反射,斯通利波出现 “人”字型图, “人”字出头的位置为裂缝的发育位置; ③ 出现斯通利波的模式转换。

裂缝对斯通利波的影响是由流体在裂缝中的流动引起的。 因此, 斯通利波识别的仅仅是开口裂缝, 且对各种倾角的裂缝均有影响, 倾角越大影响越大。

综上所述, 在有条件的情况下, 微电阻率扫描成像测井和多极子声波测井联测是识别裂缝最为有效的方法。 用微电阻率扫描成像测井可以直观的识别裂缝、 准确地描述裂缝的产状、进行裂缝的分类、 提供完整的裂缝参数。 用多极子声波可以有效地识别排除诱导缝及各种充填缝, 直观地观察裂缝的渗透性, 有效地划分裂缝发育井段, 缺点是无法准确的描述裂缝的产状及相关裂缝参数。

图4-51为准噶尔盆地L19井次火山岩井段的常规测井曲线及裂缝综合评价图。 图中, 头四道为常规测井曲线和深度道, 第五道为应用FMI识别的各种裂缝倾角图, 第六道为DSI测井PS测量模式第六接收探头接收的全波波形的VDL显示。 该井的次火山岩体与二叠系地层呈岩性不整合接触, 次火山岩 (花岗斑岩) 经过强烈的风化改造。 FMI图上显示, 次火山岩体的上部高导缝和高阻缝均较为发育。 高阻缝基本为方解石充填形成的。 高导缝分可分为3类: 一类为高角度的大型开口纵向裂缝 (蓝色), 裂缝的走向与构造的轴线平行; 一类是风化、 淋滤形成的微细裂缝 (绿色), 该类裂缝倾角的范围及倾向较为杂乱; 一类是钻井诱导缝, 该类裂缝的走向与水平主应力的方向一致。 DSI测井获得的全波波形显示, 在3600m以上的大部分井段, 纵波波至、 横波波至及斯通利波至幅度有较大的衰减, 与FMI识别的裂缝分布一致性好, 表明天然开口裂缝发育。 但全波中斯通利波无大型反射, 表明无大的开口低角度裂缝, 与FMI裂缝显示情况也基本一致。3600m以下, FMI显示有大型的高导缝, 但声波全波均无衰减, 表明为钻井诱导缝。

图4-51 L19井次火山岩井段的常规测井曲线及裂缝综合评价图

该井钻井诱导缝在FMI图像上的显示模式及走向见图4-52。 该诱导缝发育井段DSI接收波形上, 各种波至均无衰减, 为典型的诱导缝的特征。 图像上诱导缝的形态为初始开裂时的图像, 随着诱导高度的延伸, 多条诱导缝将连接成一条走向为最大水平主应力方向的直劈缝。 该诱导缝的走向显示了现最大水平主应力的方向为西北一东南向, 与古挤压应力的方向几乎垂直。

从FMI图像观察, 构造裂缝主要有两类, 一类为与构造轴线平行的倾角分布在60°～90°之间南偏西倾和北偏东倾的高角度裂缝, 走向为西北—东南, 与现最大水平主应力方向一致 (图4-53)。 由于该类裂缝的走向与后地应力的方向一致, 裂缝得到有效地保存,基本为有效的开口天然裂缝。 另一类为该类裂缝的共轭裂缝, 该类裂缝的走向几乎与后地应力的反方向垂直, 裂缝保存条件差, 现能观察到的基本为方解石充填缝和半充填裂缝。开口的构造裂缝虽然裂缝发育密度小, 但裂缝宽度相对较大, 渗透性好。 在DSI接收波形上, 各种波至均有较大的衰减, 表明渗透性较好。

图4-52 L19井钻井诱导缝的图像模式及走向图

图4-53 L19井构造缝的图像模式及倾向、 走向统计图

FMI图像上显示的另一类裂缝为风化淋滤缝, 主要发育于火山岩顶部150m的范围内。该类裂缝发育密度大,但主要为微细裂缝(图4-53中的微细缝),倾角分布范围大,走向无规律性 (图4-54), 为风化、 淋滤岩石破碎形成。

图4-54 L19井风化淋滤裂缝的倾角与倾向图

在不整合面以下150m的范围内, 构造裂缝和风化、 淋滤缝极为发育, 形成了复杂的裂缝网络。 在此范围内, DSI的各种波至均有较大程度的衰减, 表明裂缝为有效裂缝, 渗透性好。 裂缝的发育, 为次生溶蚀作用提供了有效的渗流通道, 在裂缝发育井段次生溶蚀孔也较为发育, 形成物性较好的裂缝、 孔隙性储层。

图4-55为准噶尔盆地L20井的裂缝识别图。 显示井段中部高自然伽马、 低密度段为沉凝灰岩, 其他井段均为沉火山角砾岩。 测井资料显示上下沉火山角砾岩自然伽马测井值和密度测井值及纵、 横波时差基本一致, 岩性变化不大。 在FMI图像上, 上下井段均有似直劈裂缝的显示, 裂缝轨迹在FMI图像上似铁轨状展布 (图4-56)。 由于显示的直劈裂缝与最大水平主应力方向完全一致, 其中夹杂着大量的诱导缝。 这样, 识别真假裂缝,划分裂缝发育段对于此类储层的划分就十分重要。 由于直劈裂缝和钻井诱导缝走向一致,在FMI图像上展布形态一致, 仅用FMI图像无法有效的识别。 由于诱导缝一般诱导深度较浅, 不会引起斯通利波和纵、 横波能量的衰减, 而在天然裂缝发育井段, 不同声波波至则会出现不同程度的能量衰减。

从整个井段的声波能量衰减处理结果看, 凝灰岩夹层上部的地层各种波至均无显著的衰减, 上部地层显示的直劈裂缝应为诱导缝。 下部地层3430～3447m斯通利波能量出现较大的衰减, 从常规测井看不应是岩性变化和物性变化引起的, 应当是裂缝发育造成的。 该井段纵波能量未见明显衰减, 而横波能量衰减显著, 为典型的直劈裂缝的特征。

综合分析认为, 该井大井段上显示的直劈裂缝主要为诱导缝, 仅在3430～3447m直劈裂缝发育。 该井段射孔试油获得了高产油气流。

图4-55 准噶尔盆地L20井综合裂缝识别图

图4-56 裂缝在FMI图像上的展布特征