构造裂缝定量评价和预测在油气勘探和油藏工程研究领域具有极其重要意义，在低渗透致密脆性油气储集层中，Van Golf and Racht(1982)、Nelson(1988)、王允诚(1992)、寿建峰等(2005)、宋永东和戴俊生(2007)、张鼐等(2008)和孟万斌等(2011)认为构造裂缝是油气主要的储集空间和输导通道。针对前陆盆地区特低物性(孔隙度3.5%~9%，渗透率0.01~0.1mD)、裂缝性孔隙型、强非均质性(纵向物性变化快，横向连通性差，孔隙结构排驱压力0.01~10MPa，孔喉半径0.2~2μm)、高稳产(探井日产气均高于20×10⁴m³，最大达120×10⁴m³)砂岩储层，目前一般用构造裂缝密度定性-半定量描述其发育程度，但该方法仅限于野外露头、岩心和成像测井方面(Murray，1968；李忠等，2009)。国内有学者运用分形学方法对其研究，但仅限于讨论其可行性或有限岩心段(或断裂级)的单一分形分析(张吉昌等，1996；李海燕和彭仕宓，2002；童亨茂和钱祥麟，2004)。李同德和文世鹏(1996)、张帆和贺振华(2002)和王金琪(2005)等学者运用地震技术研究构造裂缝，但多限于高分辨率地震资料和精细构造解释地区。目前，利用应力场、形变场、地球物理场等多研究手段相结合方法，从裂缝发育的岩性、岩层厚度、构造应力等主控因素入手，在构造应力场数值模拟的基础上，综合岩石破裂准则和岩心破裂标定，判断岩石是否达到破裂及其发育程度，是目前定量预测裂缝分布规律的最有效途径(丁中一等，1998；黄辅琼等，1999；戴俊生和汪必峰，2003；周新桂等，2003；徐言岗等，2004；李忠等，2006a；曾联波等，2007；朱光有等，2009；肖芳锋等，2010；崔军文和唐哲民，2011)。

本文在库车前陆盆地区提出露头构造裂缝建模、古挤压应力场恢复、钻井构造裂缝刻画、测井构造裂缝分形分析、储层性质数学模型预测5种方法相融合、5个步骤相支持的技术思路。目的是要在钻井资料(岩心、成像测井)缺乏、地震资料分辨率有限的情况下，半定量-定量刻画构造裂缝发育型砂岩储层的发育规模、有效性和空间展布，为前陆盆地区油气富集带(尤其是大北地区、克深构造带等)白垩系油气藏整体评价和滚动勘探提供了相对可靠的理论依据和技术方法。

1 方法体系和思路

针对构造裂缝发育型特低渗透砂岩储层，其构造裂缝地质模型建立方法体系和思路见图 1，该体系强调的构造裂缝最重要参数是裂缝方位产状组系、裂缝密度、裂缝切穿性、裂缝充填性、裂缝孔渗性。为定量描述、刻画该5个参数，在研究中基于构造地质、砂岩储层动力成岩(寿建峰等，2006)、成像测井、分形分析、数理统计等多学科理论结合，引入了5项关键配套技术与方法：相似露头构造裂缝建模、岩石力学-测井学构造应力场恢复、岩心-成像测井构造裂缝刻画、分形分析裂缝定量评价、储层性质数学模型预测。5项关键技术相互融合验证，能够有效半定量-定量评价构造裂缝发育型砂岩储层的裂缝规模、有效性和空间展布。

2 关键技术和应用效果

在构造裂缝的定量评价过程中，要遵循实施5项关键技术，分5步走的策略。本文以塔里木盆地库车前陆区大北1气田白垩系巴什基奇克组为例，具体探讨其应用过程和勘探生产应用效果。

2.1 地质背景

库车坳陷是在海西晚期晚二叠世开始发育，经历了多期构造运动叠加的在古生代被动大陆边缘之上发育起来的中、新生代叠合前陆盆地(贾承造，1997)。白垩系现今残余地层为下白垩统，缺失上白垩统，与下伏侏罗系呈不整合接触。其中白垩系巴什基奇克组厚30~400m，其沉积期早期，构造活动相对强烈，地形陡、物源近，气候炎热、干燥，形成扇三角洲沉积，东西相带展布稳定，南北相带变化明显，由北往南，相带依次为冲积扇、扇三角洲平原、扇三角洲前缘沉积相带。巴什奇克沉积期中晚期，地形差降小，输入坳陷的物质变细，但相带仍呈东西分区、南北分带格局，库车河、克拉苏河和卡普沙良河露头均处于辫状三角洲平原亚相带，大北1、克拉2等主要气田位于辫状河三角洲前缘地带，往南岩相渐变为粉砂岩，属辫状河三角洲前缘远端沉积。

白垩系巴什基奇克组是该坳陷最重要的含油气层段，迄今已发现了大北1、克拉2等5个油气田，其中克拉2、大北1气田已成为国家重点工程“西气东输”的主力资源基地(图 2)。大北1气田位于库车坳陷克拉苏构造带西端，目前已完钻的10口探井，9口井获工业油气流，1口井获重要油气显示，其勘探目的层巴什基奇克组砂岩基质总体属于低孔低渗-特低孔特低渗储层，非均质性强。纵向上自下而上，测井物性趋于变好，巴什基奇克组第三段储层孔隙度平均6.78%，集中分布在5%~10%；渗透率平均1.47mD，集中在0.1~10mD之间。 巴什基奇克组组第二段储层孔隙度平均8.01%，集中分布在6%~10%；渗透率平均1.83mD，集中在1~3mD之间，其次为3~30mD之间，相对较高的渗透率主要为裂缝所致(张荣虎等，2008)。

2.2 关键技术 2.2.1 露头构造裂缝建模

通过相似露头构造裂缝建模可以明确不同构造背景下裂缝的发育规律、规模和主控因素。如针对库车坳陷大北地区白垩系逆冲挤压推覆背斜型构造，选取在库车河露头区相似的构造背斜，在岩石原始沉积组构基本一致的情况下，随着距背斜核部距离的增大，古应力、裂缝密度、裂缝分形分维值、期次、充填特征均呈规律性变化，尤其是裂缝密度具有较强-强-弱的趋势，表明逆冲推覆背斜在侧向挤压应力的作用下不同部位的受力变形程度不均一，背斜核部较强、翼部强、远端弱的特征(图 3)。

2.2.2 古挤压应力场恢复

前陆盆地古构造挤压应力是构造裂缝形成的核心因素，因此恢复高精度的古挤压应力场是寻找裂缝有利发育区的首选。目前主要通过两种方法进行古应力恢复：分别为声发射法应力实验(郑荣才，1998)、测井法古应力计算，其中测井法可以通过对厚层泥岩段的应力敏感性反应求取(公式1适合于强挤压应力场，公式2适合于弱挤压应力场)。平面上的应力分布规律主要通过露头构造建模、单井应力值及区域应力分布规律来约束实现，如大北地区最大有效古应力值一般80~90MPa，古应力自北西向南东趋于递减，局部差异与构造背景有关，逆冲挤压背斜两翼较大，背斜核部相对较小(图 4)。

注：σmax_eff：最大有效古应力(MPa)；Rt：浅侧向电阻率(Ω·m)；Δt：声波时差(μs/ft)

2.2.3 钻井构造裂缝刻画

通过成像测井、岩心联合标定的钻井构造裂缝发育特征模板图可以很好地刻画裂缝的产状、形态、开启性、充填情况和密度大小，如高角度缝(不规则组合断续现状模式，FMI成像上呈高角度断续暗线，半充填方解石，图像上见暗斑溶蚀孔，见图 5)，此外还可以建立高角度缝(不规则组合暗色现状模式)、高角度缝(单一暗线模式)、充填高角度缝(亮块背景下的断续线状模式)、网状缝(不规则组合断续线状模式)、斜交缝(不规则组合断续线状模式)等。依据大量的构造裂缝识别模板可以从全井段定量刻画构造裂缝的发育规模(产状、线密度条/米、开启性、充填性)和空间展布(倾向)，为裂缝发育型储层的评价奠定物质基础。大北1气田白垩系巴什基奇克组砂岩以网状缝为主，发育3期：第1期为高角度方解石(白云石)半充填-充填的垂向直立缝；第2期以近顺层低角缝为主，倾角<20°，宽<0.5mm，半充填-未充填泥质、方解石，切割第一期构造缝； 第3期为斜交缝，倾角为45°~70°，宽1~2mm，钻遇延伸5~7cm，为未充填缝，切割前两期构造缝。

2.2.4 测井构造裂缝分形分析

以常规声波测井资料为基础，引入裂缝性储层的定量描述方法――变尺度分形法(李海燕和彭仕宓，2002)，即R/S分析(Rescaled analysis)，其中R称为极差，是最大累积离差与最小累积离差之差，代表时间序列的复杂程度，S称为标准差，即变差的平方根，代表时间序列的平均趋势，二者之比R/S就代表无因次的时间序列相对波动强度，其公式为：

n-为逐点分析层段测井采样点数，为量纲-的量；u-为由端点开始在0~n之间依次增加的样点数，为量纲-的量；i、j-为表示样点个数的变量，为量纲-的量；R(n)-为过程序列全层段极差，其单位视研究的具体问题而定；S(n)-为过程序列全层段标准差，其单位视研究的具体问题而定。

R(n)/S(n)就是分析第n个样点所对应的R/S值。有一个n值，就有一个R(n)/S(n)值与之相对应。如果R(n)/S(n)与n呈明显的双对数线性关系，则储层参数序列Z(t)具有自标度相似性的分形特征。R(n)/S(n)曲线的斜率H称为Hurst(赫斯特)指数，Z(t)的分形维数则通过D=2-H计算得出，代表Z(t)在一维t上变化的复杂程，其意义代表构造裂缝发育强度、充填程度和均匀性，分维值越大，裂缝发育越强烈(密度越大)、充填程度越低、空间展布均匀性越好，当大于1.2时即表明裂缝十分发育，有效性良好-优。

对大北1气田目的层段进行R/S分析后表明分形维数值与岩心、成像测井识别的构造裂缝密度呈良好的正相关性，分维值越大，构造裂缝越发育，密度值越高，这与岩心、薄片、钻井漏失及油气产能显示的裂缝发育状况吻合良好。如大北1井5550~5577.5m井段裂缝分维值为1.2658，表明构造裂缝相对发育(分维值大于1.34，裂缝即可自由渗滤)，而且开启性良好(图 6)。

2.2.5 储层性质数学模型预测

理论上，正常情况下储层物性随埋深的增大而减少，当埋深大于5000m时，储层进入中成岩期，此时埋深对储层的影响主要表现为裂缝发育(寿建峰等，2006；李忠等，2006b，见图 6左上)。当构造挤压叠加作用时，储层孔隙度将进入迅速递减期，随着埋深增大至7000m左右时，裂缝性孔隙型储层孔隙度将进入稳定期，渗透率因裂缝的发育而有所增加；随后进入裂缝性微孔型储层，其孔隙度、渗透率总体趋于减小，直至中-细砂岩有效储层的底限埋深(大北气田区为8150m，孔隙度=3.5%，以大北1气田试油气下限为准)(图 7左下、右)。通过建立前陆区裂缝发育型储层埋深与实钻孔隙度相关性数学模型，可以定量预测有效储层的埋深生命线，弥补了岩心、测井物性的空间局限性，为合理预测有效储层的发育空间奠定理论基础。

2.3 应用效果

构造裂缝综合评价和预测思路为：依据钻井构造裂缝刻画(岩心段、FMI成像)、全井段目的层分形分维值、钻井液漏失量、现今构造应力(反映裂缝的开启度)，建立量化标准(裂缝密度、开启性、分维值、漏失量)，综合分析确定构造裂缝的优劣，如大北1气田构造裂缝自北向南因构造应力的减弱而裂缝的密度降低、有效性变差，总体而言断裂带附近(如大北2井)裂缝密度大，以剪切缝为主，有效性好；背斜核部裂缝密度较小，以张性高角度缝为主，开启度大，有效性好，而背斜翼部裂缝密度大，以挤压性网状缝为主，开启度小，裂缝有效性较差(图 8、图 9、图 10)。

裂缝发育型砂岩储层综合评价思路为：依据沉积微相展布、古构造挤压应力、储层埋深、裂缝密度、裂缝有效渗透率、岩心及测井物性单因素分布，通过叠合分析进而综合评价、预测储层展布。如大北气田白垩系巴什基奇克组有效储层相对发育，纵向埋深可达8100m，优质储层主要分布在断裂带附近，其次在古挤压应力较弱、埋深浅、裂缝有效性好(相当于有效裂缝渗透率高)的构造部位(如构造背斜核部)(图 11、图 12)，这一结果与现今实钻目的层储层特征、油气测试成果符合良好(如构造背斜核部大北202井，用6mm油嘴测试，获天然气120×10⁴m³/d；大北1井用6mm油嘴测试，获天然气30.1×10⁴m³/d；大北102井用6mm油嘴测试，获天然气22×10⁴m³/d；断裂带附近大北2井用6mm油嘴测试，获天然气28.2×10⁴m³/d；大北北103井用6mm油嘴测试，获天然气25.4×10⁴m³/d)。

3 结论

(1) 基于构造裂缝露头建模、古构造应力场恢复、钻井岩心成像测井裂缝刻画、测井R/S分形分析和数学模型预测的多方法融合技术体系，能够初步实现对构造裂缝发育型特低孔-特低渗砂岩(基质)储层进行半定量-定量地综合评价和预测。

(2) 基于5种技术方法相融合的思路，研究认为大北1气田白垩系巴什基奇克组构造裂缝发育型砂岩有效储层相对发育，纵向埋深可达8150m，优质储层主要分布在断裂带附近，其次在古挤压应力较弱、埋深较浅、裂缝有效性好(相当于有效裂缝渗透率高)的构造部位(如构造背斜核部)。

致谢 感谢三位评审专家提出的宝贵修改意见。文中的一些观点认识曾与朱国华、寿建峰、李忠、沈扬等教授和专家进行过充分讨论，并获得有益见解，在此一并致以衷心感谢！