Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 6: 1000 - 1013

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.11.010

Multi-scale fracture modeling method and its application： A case study of tight sandstone reservoir in Keshen 2 Gas Field， Tarim Basin

  • Qian LUO , 1 ,
  • Haifa TANG 2 ,
  • Qunming LIU 2 ,
  • Yanshu YIN 1 ,
  • Lixin WANG , 1 ,
  • Haojie SHANG 1
Expand
  • 1. School of Earth Sciences，Yangtze University，Wuhan 430100，China
  • 2. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Beijing 100083，China

Received date: 2023-09-01

  Revised date: 2023-11-18

  Online published: 2023-11-28

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42372137)

Fold

Abstract

The development of tight sandstone fractures in the Lower Cretaceous Bashijiqike Formation Keshen 2 Gas Field in Kuqa Depression， Tarim Basin is complicated， which greatly affects the development of gas reservoirs. Therefore， it is urgent to accurately characterize the fracture characteristics and establish a three-dimensional geological model to serve the development strategy and efficient adjustment of gas reservoirs. Based on core， logging and seismic data， the study carried out fracture identification and characterization research， completed the division of multi-scale fractures， developed a new method for multi-scale fracture modeling， and realized the establishment of a detailed multi-scale fracture model. The results show that： （1） There are three levels of fractures in the study area. The medium and small scale fractures are identified by core and imaging logging， and the extension direction is EW and NS. The large scale fracture is identified by seismic， and the extension direction is EW. （2） Based on the fault extension distance and opening， the fractures in the study area can be divided into large-scale fractures， medium-scale fractures and small-scale fractures. The large-scale fracture extends for tens of meters to hundreds of meters， and the opening is 1-100 mm， and it penetrates single layer. The medium-scale fracture extends for meters to tens of meters， and the opening is 0.5-1 mm， and it develops in sand layer. The small-scale fracture extends for centimeters to meters， and the opening is 0.001-0.5 mm， and it develops in sand layer. （3） Different scales of fractures have different development densities， and the formation curvature and fault distance have an impact on the fracture development strength. A fracture development strength attribute body integrated with the formation curvature and fault distance is established to constrain the strength of fractures at different scales. （4） An improved DFN method is developed， which takes the fracture combinations such as conjugate shear fractures as a whole to describe and cast， and uses multiple straight lines to characterize the curved fractures. Different scales of fractures are regarded as different sedimentary units， and the multi-scale fracture model in the study area is established. The sampling verification shows that the average error value of the model is 11.4%， while the average error value of the traditional software DFN method is 24.6%， and the model is more accurate.

Key words： Keshen 2 Gas Field; Tight sandstone reservoir; Multi-scale fracture; Characterization method; DFN method

Cite this article

Qian LUO , Haifa TANG , Qunming LIU , Yanshu YIN , Lixin WANG , Haojie SHANG . Multi-scale fracture modeling method and its application： A case study of tight sandstone reservoir in Keshen 2 Gas Field， Tarim Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(6) : 1000 -1013 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.11.010

0 引言

我国致密气资源量占天然气探明总储量的40%，致密砂岩气产量预计可达（800~1 200）×108 m3 ［1］，已经成为我国天然气增储上产的重要领域。致密砂岩储层基质物性差，非均质性强，在多期构造变形作用下裂缝普遍发育［2-3］，能显著提高致密砂岩储层的基质渗透率［4-6］。但由于裂缝与基质渗透率级差大，造成开发过程中气藏产量递减快、多向非均匀水侵严重，对采收率造成严重影响。所以，裂缝已成为影响致密砂岩储层开发最重要的因素［7-12］。在三维空间中定量表征裂缝对于油气田开发至关重要。
克深2气田是超深层致密砂岩气藏，截至2022年2月，克深2气田共有采气井29口，开井11口，日产气平均186.23×104 m3，累计产气120×108 m3，采出程度为15.96%，为塔里木盆地天然气开发和上产的主力区块之一。天然裂缝的成因受多种因素的控制，其发育特征具有很强的不确定性，分布规律也具有较强的随机性［13-15］，虽然前人［16-21］针对克深2气田裂缝发育模式做了大量研究，但忽略了应力、位置等对裂缝发育的影响，建立的模型较为简单，难以准确反映克深2气田多尺度裂缝分布特征。因此，本文在详细分析克深2气田致密砂岩储层裂缝的尺度、发育密度、延展长度及分布规律等因素的基础上，构建了不同尺度裂缝发育的约束条件，研发了一套考虑裂缝任意形态与组合样式的多尺度裂缝三维建模方法，建立了研究区多尺度裂缝模型，通过与传统裂缝建模方法比较，验证了该方法的准确性，为克深2气田开发提供了可靠的模型保证，也为相似区块多尺度裂缝建模提供了技术保障。

1 区域地质概况

克深2气田位于塔里木盆地北缘，处于塔里木盆地和天山造山带的交界处，库车坳陷克拉苏构造带东部（图1），是在燕山运动和喜马拉雅运动构造背景下发育的致密砂岩气藏。其东北侧与克拉区带毗邻，西北、东北、南侧分别受克拉苏北断裂西段、克拉苏断裂、拜城断裂3条边界大断层控制。研究层位是白垩系巴什基奇克组，砂岩分布稳定且连续性较好［22-24］。储层沉积环境为辫状河三角洲和扇三角洲沉积，自上而下划分为3段，巴什基奇克组一段（简称巴一段，下同）和巴二段以辫状河三角洲前缘沉积为主，巴三段以扇三角洲前缘沉积为主［25］。埋藏深度介于6 500~7 500 m之间，储层平均厚度大于300 m。由于埋深大，储层基质物性差，基质致密，岩心基质孔隙度主要分布在4%~7%之间，基质渗透率为（0.01~0.5）×10-3 μm2［26］。岩心观察表明，砂岩中裂缝普遍发育，发育超微缝、显微缝、小尺度、中尺度、大尺度裂缝等不同级次的构造裂缝，超微缝及显微缝作为微观级次裂缝，主要起到改善基质孔隙并且使其起到连通的作用，大尺度、中尺度、小尺度裂缝作为宏观级次裂缝，改善了储层连通性，是天然气运移产出与气藏水侵的优势通道，也是目前开发关注的焦点之一。
图1 克深2气田构造（a）区域与岩心—成像测井柱状图（b）

Fig.1 Structure area（a） and core-imaging logging column（b） of Keshen 2 Gas Field

2 多尺度裂缝识别与表征

2.1　岩心裂缝识别与描述

岩心裂缝的研究包括对单井裂缝的分布特征、组合模式、产状、密度、延展长度及充填程度等要素的描述及评价。本文研究对克深2气田4口取心井中的构造裂缝进行了识别与描述（图2），岩心中共观察到522条不同尺度的构造裂缝，通过观察发现研究区裂缝存在共轭剪切缝［图2（a），图2（d）］、孤立缝［图2（b）］、网状缝［图2（c）］的组合模式。统计表明：垂直小缝发育频率为33%，斜交小缝发育频率为27%，水平小缝发育频率为23%，垂直中缝发育频率为11%，斜交中缝发育频率为5%，水平中缝发育频率为1%［图3（a）］；裂缝开度是决定渗透率的一项重要指标，分布范围在0.1~4 mm之间［图3（b）］，其中分布在0.1~0.5 mm之间的占比为28%，分布在0.5~1 mm之间的占比为55%，高于1 mm的裂缝占比为17%，研究区裂缝开度主要分布在0.1~1 mm之间。
图2 克深2气田典型岩心构造裂缝

（a） KS201井，6 705 m，垂直、高角度小缝，方解石充填，浅褐色细砂岩；（b） KS205井，6 509 m，高角度中缝，方解石半—全充填，褐色泥质粉砂岩；（c） KS202井，6 797 m，高角度中缝，未充填，褐色细砂岩；（d） KS207井，6 869 m，高角度中缝，方解石全充填，褐色细砂岩

Fig.2 Typical core structural fractures in Keshen 2 Gas Field

图3 克深2气田岩心裂缝频率分布直方图

（a）裂缝产状统计直方图；（b）裂缝开度统计直方图；（c）裂缝充填程度统计直方图；（d）裂缝倾角统计直方图

Fig.3 Histogram of core fracture frequency distribution in Keshen 2 Gas Field

裂缝倾角分布范围为10°~88°［图3（d）］，其中分布在0°~15°之间的占比为1%，分布在15°~45°之间的占比为5%，分布在45°~75°之间的占比为65%，分布在75°~90°之间的占比为29%，研究区以高角度裂缝为主，低角度裂缝发育较少。此外，研究区还发育水平裂缝，该类裂缝在砂岩和泥岩中均有分布，发育程度低。裂缝主要以半充填和未充填裂缝为主，其中未充填裂缝占比为36%，半充填裂缝占比为34%，共占裂缝总数的70%，全充填裂缝占裂缝总数的30%［图3（c）］。

2.2　成像测井裂缝识别与描述

由于研究区取心井资料缺乏，需对未取心井区的裂缝进行描述，利用成像测井技术可以对未取心井区的裂缝产状、发育规模、组合形态等要素进行识别与描述，结合岩心识别结果与成像测井解释的裂缝进行对比，获得相对应的校正公式，对成像测井中的未取心井段裂缝参数进行校正，从而获取准确的裂缝规模数据。
克深2气田共计有27口井在目的层段进行了FMI成像测井，据统计得出，测井上共识别3 088条裂缝，其中水平缝14条、低角度缝169条、高角度缝2 007条、垂直缝898条，其中高角度缝占比为65%、其次为垂直缝，占比为29%，通过对单井成像资料统计分析表明：研究区裂缝倾向以WS向为主，走向主要发育近EW向和近NS向2组裂缝，EW向裂缝主要发育在克深206井区西翼，其他区域主要发育近NS向裂缝，裂缝倾角变化范围为6°~85°，平均倾角为68°，主要发育高角度缝。本文研究中，裂缝密度（FVDC）采用线密度进行计算［25］，其公式为：
F V D C = N / L
式（1）中： L为统计的井段长度，m； N为裂缝条数。
通过上述公式对克深2井区裂缝密度进行计算，单井裂缝密度最大值为1.37 条/m；最小值为0.17 条/m；整体平均值为0.45 条/m，对不同构造位置统计对比表明（图4），单井裂缝密度的高值主要集中在近断层部的KS207井区，此处的裂缝发育程度最高，平均值达到0.52 条/m，其中KS207井与KS2-1-12井裂缝密度达到0.82 条/m，近断层部的部分井也有一定差异性；背斜翼部整体裂缝密度次之，介于0.24~0.65 条/m之间，平均值为0.44 条/m；背斜鞍部的裂缝密度低于近断裂处和背斜翼部，鞍部处于背斜核部长轴末端和次级断裂背斜核部共同控制区，介于0.19~0.75 条/m之间，平均值为0.43 条/m。背斜核部整体密度最小，介于0.17~1.37 条/m之间，平均值为0.4 条/m。故在不同构造部位的单井裂缝密度情况为：近断层部>翼部>鞍部>核部。
图4 克深2气田不同构造部位单井裂缝密度直方图

Fig.4 Fracture density histogram of single well at different structural positions in Keshen 2 Gas Field

裂缝延伸长度（FVTL）的计算采用每平方米井壁所见到的裂缝长度之和［27］，其计算公式为：
F V T L = 1 2 π R L C ∑ i = 1 n L i
式（2）中： R为井眼半径，m； L为统计的井段长度，m； C为电成像井眼覆盖率，无量纲，FMI成像测井一般为80%； L i为电成像图像上第i条裂缝的长度，m。
通过式（2）对克深2井区裂缝长度进行计算，单井平均裂缝长度最大值为6.99 m，最小值为2.01 m，整体平均值为3.4 m，对不同构造位置统计表明，最大值区域分布在近断层部，分布范围介于2.4~6.99 m之间，平均值为4.4 m，变化较大，呈阶梯状分布；其次为背斜核部区域，介于2.01~5.62 m之间，平均值为3.5 m；背斜翼部和背斜鞍部的裂缝在剪切应力作用下裂缝面较为平直，背斜翼部介于2.02~3.58 m之间，平均值为2.9 m，背斜鞍部介于2.28~4.41 m之间，平均值为3.4 m。背斜翼部和鞍部的裂缝延展长度变化幅度不大，故在不同构造部位的单井延展长度情况为：近断层部>核部>鞍部>翼部。在不同构造位置，裂缝密度与延展长度的表现不同（图5）。
图5 克深2气田不同构造部位单井裂缝延展长度直方图

Fig.5 Histogram of fracture stretch length of single well at different structural positions in Keshen 2 Gas Field

裂缝开度分为视开度和有效开度，但由于视开度不能直接反映地下裂缝的真实开度，所以成像测井得到的裂缝开度和地面岩心观察得到的裂缝开度都属于视开度，需要对其进行校正［28］。其计算公式为：
w u = 2 w s c o s   a / π
式（3）中： w u为裂缝真实开度，mm； w s为裂缝视开度，mm； a为测量面与裂缝面的夹角，°； 2 / π为经验系数。
利用经验公式校正后的裂缝开度大部分小于1 mm，占总体裂缝的89%，综合岩心—成像测井对比的统计结果（表1）表明岩心的裂缝倾角分布范围高于成像测井，均为高角度缝；但由于岩心上观察的裂缝延展长度受限，最大值为1.04 m，而在成像测井中分布范围更广，通过公式计算最大值达到6.99 m；裂缝开度集中而且介于0.1~1 mm之间；通过成像测井对未取心段的井组进行识别之后，部分井组裂缝发育程度低，实际线密度要低于岩心描述的结果。
表1 克深2气田单井岩心—成像测井裂缝参数对比统计

Table 1 Correlation statistics of fracture parameters of single well core-imaging logging in Keshen 2 Gas Field

统计类型 裂缝倾角/（°） 延展长度/m 开度/mm 裂缝密度/（条/m）
岩心 10~88（平均61） 0.02~1.04（平均0.16） 0.1~4（平均0.5） 0.61~2.15（平均1.15）
成像测井 6~85（平均68） 2.01~6.99（平均3.4） 0.1~1.56（平均0.28） 0.17~1.37（平均0.45）

2.3　多尺度裂缝划分

自然界的裂缝分布具有明显的多尺度性，不同尺度的裂缝具有不同的参数特征和分布特征，前人提出了不同类型的划分方案，主要有以下3类：一是根据裂缝对储层的贡献进行划分［29-30］；二是根据地球物理中裂缝长度与地震波长的关系进行划分［31-32］；三是根据裂缝资料与生产动态数据进行划分［33］。但裂缝的识别方法和发育程度的主控因素也存在差异，因此本文根据岩心和FMI成像测井资料综合考虑天然裂缝的规模、穿层性、发育主控因素、识别方法、裂缝渗透频率范围和渗流特征等因素，通过宏观的角度将克深2气田天然裂缝划分为大尺度、中尺度和小尺度裂缝3个级别（表2）。其中：大尺度裂缝延展长度为数十米至百米级，裂缝开度为1~100 mm，穿单层，中尺度裂缝延展长度为米级至数十米级，裂缝开度为0.5~1 mm，砂层内发育；小尺度裂缝延展长度为厘米级至米级，裂缝开度为0.001~0.5 mm，砂层内发育。大尺度、中尺度、小尺度裂缝均受到构造应力及断层的共同影响，其可作为流体层内渗流的主要通道。
表2 克深2气田宏观天然裂缝3级分类

Table 2 Three-level classification table of macroscopic natural fractures in Keshen2 Gas Field

裂缝级别 分级指标 裂缝发育主控因素 识别方法 裂缝渗透频率范围/（10-3 μm2） 渗流特征
裂缝延展长度/m

裂缝开度

/mm

 穿层性
裂缝 Ⅰ 大尺度裂缝 数十米级至百米级 1~100 穿单层 构造应力、断层 露头、常规地震、蚂蚁体追踪 数十至数百

流体层内渗流

主要通道

Ⅱ 中尺度裂缝 米级至数十米级 0.5~1 砂层内

露头、岩心、成像测井、

微米CT、动态资料等

 十几至几十
Ⅲ 小尺度裂缝 厘米级至米级 0.001~0.5 砂层内

3 多尺度裂缝分级建模方法

由于致密砂岩储层裂缝分布的强非均质性和复杂性，建立与实际情况相符合的裂缝模型是十分困难的。目前，国内外储层裂缝建模方法主要分为2类，即等效连续模型和离散裂缝网络模型（DFN）。其中等效连续模型可适用于连续变化储层的描述，对孔隙度、流体饱和度、渗透率的空间分布有着易于模拟的优点，但连续模型没有考虑裂缝的多尺度性质，仅反映裂缝系统中某一特性，使得模拟结果与实际相差甚远［29］。而DFN方法中定义的每个裂缝片都有坐标、产状、延展长度、开度等相关属性，能够较好地反映不同规模的裂缝分布。但DFN方法获取的裂缝仅能以多边形表示，且无法表征弯曲裂缝以及组合裂缝。
为此，本文对DFN方法进行了改进，对于任意的弯曲裂缝，可以将其近似为多条直线，多条拼接的直线在平面上就可以表征弯曲的裂缝形态。在剖面上，采用类似弯曲的思想将直线拼接，刻画剖面上具有弯曲特征的裂缝，由此实现了任意形态裂缝的建模。
对于裂缝组合模式，例如研究区发育的共轭剪切缝，可以定义共轭剪切缝的组合模式，通过对一次生成2条相关联的裂缝进行描述。定义裂缝的相交角度、相交位置、倾角以及2条裂缝各自形态与规模，就能够实现共轭剪切缝的空间表征（图6）。
图6 任意形态裂缝再现原理示意图

Fig.6 Schematic diagram of the reproduction principle of arbitrary fracture

针对克深2气田构造裂缝多尺度的特性，采用分级建模的方法，即分大尺度、中尺度和小尺度3个级次分别建立离散裂缝网络模型。对于断层，采用确定性方法实现其分布预测，以断层模型为基础，获得断层距离体属性，约束大尺度、中尺度和小尺度裂缝建模。对于大尺度、中尺度和小尺度裂缝，则采用DFN方法与自研的裂缝建模方法相结合进行模拟。首先通过动态资料、岩心、测井、地震和文献调研等数据对裂缝进行识别与描述，然后根据裂缝不同的产状、开度、长度等信息对裂缝进行级次划分，建立不同尺度的裂缝密度模型。在此基础上，定义不同的裂缝属性，采用改进的裂缝建模方法构建起多尺度三维地质模型，并与基质模型和断层模型融合，生成最终三维地质模型。建模流程见图7。
图7 克深2致密砂岩储层多尺度裂缝分级建模技术路线

Fig.7 Multi-scale fracture modeling technology roadmap of Keshen 2 tight sandstone reservoir

4 多尺度裂缝三维表征

4.1　裂缝约束模型

4.1.1　断层距离与构造曲率约束模型

断裂带附近裂缝的发育规律与断层有着密不可分的关系，断层的发育程度直接决定了裂缝的发育程度［34-36］，一般来说，受应力场影响，在断裂带附近裂缝发育。克深2井区发育49条不同规模的断层，其中大断层38条，这些断层附近、延伸方向变化的转弯处、断层交会处及断层端部及小断层发育带均有可能成为好的裂缝发育区。统计表明，断层距离与单井裂缝密度呈负相关关系［图8（a）］，相关性达到0.537 1，据此构建断层距离属性体。
图8 克深2气田断层距离、构造曲率与裂缝密度的关系

（a）断层距离与裂缝密度的关系；（b）构造曲率与裂缝密度的关系

Fig.8 Relationship between fault distance， tectonic curvature and fracture density in Keshen 2 Gas Field

构造层面的曲率也是用来反映裂缝发育情况的重要参数之一，与地层的弯曲程度呈类线性的正相关关系，地层弯曲程度则与其受到构造应力作用的强弱大小相关，构造应力则直接影响到裂缝的发育程度［18］。因此，裂缝发育程度可以通过构造曲率来约束。根据统计表明，克深2气田构造曲率与单井裂缝密度呈正相关关系［图8（b）］，相关性达到0.83，由此来构建构造曲率属性体，与断层距离属性体融合来约束裂缝模型的建立。

4.1.2　裂缝强度模型

裂缝强度模型是建立多尺度裂缝模型的关键。首先将断层约束体和曲率约束体通过多项式方法融合生成新的概率体，根据曲率与断层距离的相关性，赋予各因素的权重结果，来建立融合约束体。再通过FMI成像测井和岩心描述获取研究区的裂缝数据，结合断层和曲率的融合体建立裂缝强度模型。由裂缝强度平面图（图9）可以看出，裂缝在空间上并不是均匀分布的，不同尺度的裂缝发育程度在不同的区域具有明显的差异性，大尺度裂缝强度模型高值区处于近断层发育的位置；中尺度裂缝强度模型高值区处于长轴背斜鞍部、边部及近断层部发育的位置；小尺度裂缝强度模型高值区在中部长轴背斜顶部、鞍部、边部和近断层部的位置均有发育。
图9 克深2气田裂缝强度平面图

（a）小尺度裂缝强度平面图；（b）中尺度裂缝强度平面图；（c）大尺度裂缝强度平面图

Fig.9 Fracture strength map of Keshen 2 Gas Field

4.2　裂缝建模

4.2.1　裂缝模型的建立

大尺度、中尺度、小尺度裂缝的模型分别采用DFN方法和自研方法进行建模，根据在不同构造位置下裂缝的发育程度不同，以裂缝强度属性体作为裂缝发育程度的约束条件。由于克深2气田裂缝发育3个期次，考虑到裂缝发育的复杂性，仅运用岩心、FMI成像测井中的裂缝产状信息不足以反映不同尺度裂缝倾角和方位的发育情况，还需要从常规地震数据中提取蚂蚁体属性，作为裂缝产状的约束条件。利用不同裂缝尺度、不同裂缝组系、不同构造部位以及井点周围对地层天然裂缝发育产状、密度进行精细表征与刻画，建立克深2气藏大尺度、中尺度、小尺度裂缝模型（图10）。
图10 克深2气田多尺度裂缝模型

（a）DFN方法—多尺度裂缝模型；（b）自研方法—多尺度裂缝模型

Fig.10 Multi-scale fracture model of Keshen 2 Gas Field

在本文裂缝离散网络模型中：大尺度、中尺度、小尺度裂缝最大长度分别为500 m、50 m、10 m，平均长度分别为205 m、30.25 m、3.55 m；裂缝片最大开度分别为100 mm、1 mm、0.5 mm，平均开度为68 mm、0.87 mm、0.12 mm；倾角分布介于5°~88°之间，平均值为68°。DFN方法模拟裂缝片数量，大尺度裂缝占比为0.241%，中尺度裂缝占比为17.345%，小尺度裂缝占比为82.414%；自研算法中大尺度裂缝占比为2.367%，中尺度裂缝占比为14.433%，小尺度裂缝占比为83.199%。通过成像测井中统计的数据：小缝占总裂缝的83.8%，中缝和大缝占比分别为13.7%和2.5%，分析得出自研方法模拟的裂缝数量与研究区实际的大尺度、中尺度、小尺度裂缝占比较为一致。通过整体上对比裂缝的分布与形态，DFN方法［图10（a），图11（a）］模拟的大尺度裂缝片在模型中呈现的形态与分布并不明显，而自研算法模拟出来的模型［图10（b），图11（b）］，从整体上看，大尺度、中尺度裂缝在近断层部、背斜顶部、鞍部、边部均有裂缝发育，与实际地质认识较为吻合。
图11 克深2气田裂缝投影栅状图

（a）DFN方法—裂缝投影栅状图；（b）自研算法—裂缝投影栅状图

Fig.11 Grid diagram of fracture projection in Keshen 2 Gas Field

4.2.2　模型检验

为验证本文建立裂缝模型的准确性，抽稀了KS202井与KS206井不参与裂缝建模，通过裂缝数据统计，结果表明：①通过比较DFN方法与自研算法模拟的裂缝统计表（表3）分析得出，在KS202井中，自研方法与DFN方法大尺度、中尺度、小尺度裂缝密度的误差分别为：60%、38.9%~52.6%、3.7%~59.6%，平均误差DFN方法为38.8%，自研算法为36.2%；KS206井中，自研算法与DFN方法大尺度、中尺度、小尺度裂缝密度的误差值分别为：14.3%~28.5%、9.2%~32.7%、10.8%~12.5%，平均误差DFN方法为24.6%，自研算法为11.4%；结果表明自研算法大尺度、中尺度、小尺度过井裂缝与实际发育的误差值较DFN方法中的要低，在模拟裂缝的精度上要高于DFN方法。②通过裂缝过井剖面［图12（b）］可以看出，下部裂缝由网状和共轭剪切缝向上过渡到孤立缝的组合模式与弯曲形态在自研制算法中得到很好再现，更接近实际的裂缝组合模式。
表3 抽稀井检验DFN方法与自研算法对比统计

Table 3 Statistical table comparing DFN test method with self-developed algorithm

KS202井 实际裂缝数量/条 实际裂缝密度/（条/m） DFN方法裂缝数量/条 DFN方法裂缝密度/（条/m） DFN方法密度误差/% 自研方法裂缝数量/条 自研方法裂缝密度/（条/m） 自研算法密度误差/%
大尺度 5 0.065 2 0.026 60.0 2 0.026 60.0
中尺度 35 0.19 17 0.09 52.6 21 0.116 38.9
小尺度 84 0.27 86 0.28 3.7 78 0.244 9.6
KS206井 实际裂缝数量/条 实际裂缝密度/（条/m） DFN方法裂缝数量/条 DFN方法裂缝密度/（条/m） DFN方法密度误差/% 自研方法裂缝数量/条 自研方法裂缝密度/（条/m） 自研算法密度误差/%
大尺度 6 0.021 3 0.01 28.5 5 0.018 14.3
中尺度 22 0.098 26 0.13 32.7 23 0.107 9.2
小尺度 62 0.24 75 0.27 12.5 74 0.266 10.8
图12 抽稀井检验DFN方法与自研方法连井剖面

（a）DNF方法：KS202—KS206连井剖面；（b）自研方法：KS202—KS206连井剖面

Fig.12 DFN test method and self-developed well profile for rarefy well

4.2.3　融合模型的建立与粗化

本文物性模型的建立采用相控序贯模拟，以此建立孔隙度、渗透率模型，通过对裂缝网络模型网格的属性采用Oda的计算方法［37］，可以得到相对应的裂缝属性，即等效裂缝属性，主要包括等效裂缝孔隙度、渗透率以及形状因子等。统计表明，大尺度裂缝模型等效平均渗透率为223.05×10-3 μm2，中尺度裂缝模型等效平均渗透率为30.21×10-3 μm2，小尺度裂缝模型等效平均渗透率为10.16×10-3 μm2。由图13可知，等效渗透率在裂缝发育的中部长轴背斜顶部、鞍部、边部和近断层部的裂缝发育区呈现高值，与实际地质认识相吻合。
图13 克深2气田等效渗透率模型

Fig.13 Equivalent permeability model of Keshen 2 Gas Field

5 结论

（1）提出了塔里木盆地克深2气田宏观裂缝尺度的3级划分方案，将裂缝划分为大尺度、中尺度和小尺度裂缝级次。其中：大尺度裂缝延展长度为数十米到百米级，裂缝开度为1~100 mm，穿单层；中尺度裂缝延伸长度为米级到数十米级，裂缝开度为0.5~1 mm，分布在砂层内；小尺度裂缝延伸长度厘米到米级，裂缝开度为0.001~0.5 mm，分布在砂层内。
（2）克深2气田裂缝以高角度缝为主，平均倾角为68°，占比达到94%，整体发育近EW向和近NS向2组方向裂缝，倾向以SW为主；平均裂缝密度为0.45 条/m，延展长度主要范围在2.01~6.99 m之间，主要发育中小尺度裂缝；裂缝未充填与半充填占比为70%，裂缝有效性较好。裂缝整体上密度近边界断层部>翼部>鞍部>核部，延展长度近边界断层部>核部>鞍部>翼部。
（3）采用自研多尺度裂缝建模方法建立了研究区多尺度裂缝模型。并与传统Petrel的DFN裂缝建模方法进行对比，抽稀检验表明：DFN方法大尺度、中尺度、小尺度裂缝密度的平均误差值为24.6%，而自研算法的平均误差值为11.4%，精度高于传统DFN方法。该模型再现了研究区致密砂岩储层下部发育网状缝和共轭剪切缝，上部逐渐过渡为孤立缝的组合模式，由此可见自研算法精度更高，裂缝占比、组合模式、形态与地质分析更接近，模型能够应用于指导后期油田生产开发。

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