气驱应力敏感性实验
实验在室温下进行，实验中应用113型氦孔隙度仪和112型高低渗透率仪按“岩心常规分析方法（SY/T5336-1996）、覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法（SY/T6385-1999）”标准执行。
（一）常规孔渗分析
1.氦孔隙度
样品测试前均在105℃下烘干至恒重。样品颗粒体积用岩心公司的孔隙度仪测得，其原理为波耳定律：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
颗粒体积计算：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：P1为参比室中的压力，MPa;Vref为参比室体积，cm3;P2为氦气扩散进岩心柱后的压力，MPa;Vmatrix为岩心柱体积，cm3;Vgrain为样品的颗粒体积，cm3。
柱塞样品总体积由千分尺度量样品的直径和长度计算而得；总体积减去颗粒体积即为孔隙体积。
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：Vp为孔隙体积，cm3;Vb为总体积，cm3。
2.空气渗透率
使用岩心公司的空气渗透率仪对柱塞岩样进行空气渗透率测试。用200psi环压将样品密封在哈斯勒夹持器中，让干燥的空气稳定通过样品，测其进出口压力和空气流速。样品渗透率通过达西公式计算，其表达式为
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：K为渗透率，10-3μm2;Patm为大气压，760mmHg（lmm Hg=133.3224Pa，下同）；μ为气体粘度，mPa·s;P1为进口压力，psi;P2为出口压力，psi;Qa为流速，cm3/s;A为截面积，cm2;L为长度，cm。
（二）覆压孔渗分析
1.测试过程
岩心在105℃下烘干至恒重，将样品装入岩心夹持器，建立模拟上覆压力，测量岩石孔隙度、渗透率，然后逐点增加上覆压力，同时测量各上覆压力下的孔隙度、渗透率。覆压增加到最大值后再逐点降低覆压，降压同时测量各压力下的孔隙度、渗透率。
实验在室温25℃条件下进行，最大覆压分别为35MPa和40MPa。
2.实验结果校正
实验测定的孔隙度φ（1）、渗透率ka（1）为静水压力条件，需要校正为单轴压力下的孔隙度φ（2）、渗透率Ka（2），校正步骤如下：
a.应用实验室测定的静水压力条件孔隙度φ（1）、渗透率Ka（1）分别除以常压条件下孔隙度φ（0）、渗透率Ka（0），在同一坐标系下绘制孔隙度变化系数Fφ（1）＝φ（1）/φ（0）、渗透率变化系数FKa（1）=Ka（1）/Ka（0）与上覆压力的关系曲线1和曲线2。
b.根据下式计算出单轴向孔隙度φ（2）：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：φ（0）为常压条件下的原始孔隙度，%；φ（1）为静水压力下测定的孔隙度，%；φ（2）为校正后单轴压力下的孔隙度，%。
c.校正后单轴孔隙度φ（2）除以常压条件下孔隙度φ（0），得出单轴向孔隙度变化系数Fφ（2），在孔隙度变化曲线上找出对应A点。
d.由A点垂直向下交渗透率变化系数曲线2于B点，交点B对应的纵坐标值即为单轴向渗透率变化系数FKa（2）。
e.单轴向渗透率变化系数FKa（2）乘以常压下渗透率值Ka（0），即为单轴向渗透率值。
（三）实验结果及分析
实验中共测试及收集样品21块，样品克氏渗透率为（0.37～165）×10-3pm2，平均值为26.93×10-3pm2。定义参数——渗透率百分数＝Kpi/K0×100%，孔隙度百分数＝φp/φ0×100%。式中：φpi、Kpi为某一净覆压力（pi）下的孔隙度、渗透率；φ0，K0为初始孔隙度、渗透率（pi=0）。
1.渗透率与净覆压力的关系
图4-2-1 渗透率百分数与净覆压力的关系
图4-2-2 渗透率随净覆压力的变化
分析实验结果（图4-2-1，图4-2-2），高渗样品的渗透率百分数与净覆压力的相关程度好于低渗样品，渗透率越高，线性相关性越强。中、高渗储层（K=165×10-3μm2,89×10-3μm2）好于低渗储层（10×10-3μm2K50×10-3μm2），特低渗储层（1×10-3μm2Kl0×10-3μm2）好于超低渗储层（K1×10-3μm2）。这种趋势在净覆压增加过程尤为明显，这也表明渗透率高储层弹性变形占主导。渗透率越低，解除净覆压其渗透率的恢复程度越差，其原因是低渗储层中刚性颗粒含量低，软、塑性矿物含量高，同时也可能有微裂缝存在（图版4-2-1）。有效应力增加时，软、塑性矿物被重新压实，裂缝、微裂缝闭合，且上述过程的可逆性较差。
图版4-2-1
随净覆压力增大，渗透率呈非线性降低。净覆压力0～15MPa范围内，渗透率随净覆压力的增加急剧降低，渗透率损失大；净覆压力高于20MPa后，渗透率随净覆压力增加降低的趋势变缓并趋于稳定。分析认为，岩石承受净覆压力作用先后经历压实、弹性变形、弹－塑性变形、塑性变形几个过程。从图中也可以看出，岩石渗透率越低，渗透率与净覆压力的线性相关性越弱，渗透率的可恢复程度越差，渗透率损失越大，储层应力敏感性越强。
岩石渗透率随净覆压力的不断增加而减小，且刚开始受到净覆压力时下降的速度较快，净覆压力大干20MPa以后趋于平缓。解除净覆压力，渗透率不能恢复至初始值，且渗透率越低，可恢复程度越差。在有效应力作用下，原来处于张开状态的喉道缩小变形，并趋于闭合。地层岩石为不均匀各向异性介质，随净覆压力增加，刚性颗粒发生弹性变形，塑性颗粒重新压实。弹性形变主要表现为岩石骨架或孔隙的弹性压缩。压实变形主要表现为柔性、塑性颗粒的变形及脆性颗粒的破坏等。解除净覆压力，已缩小变形或趋于闭合的喉道因颗粒的压实变形恢复不到初始状态，造成渗透率的不完全恢复。分析中发现净覆压增加过程，早期渗透率下降较快（渗透率越低，越明显）的原因是此过程中微裂缝闭合及岩石的重新压实占主导作用，而后渗透率下降较慢岩石发生弹性变形。文东油田原始地层压力系数高达1.71～1.88，储层岩石处于欠压实状态。岩心从井筒中取出，地层压力释放，岩石颗粒更加疏松、膨胀。应力敏感性实验中，低围压阶段，颗粒的压缩、压实程度较大。
净覆压力解除过程中净覆压力与渗透率的相关性好于净覆压力增加过程中净覆压力与渗透率的相关性（渗透率越低越明显。渗透率越低，微裂缝越发育，微裂缝的可恢复性差，即微裂缝的弹性变形差。），相关性好的过程说明弹性变形占优势，微裂缝欠发育。
净覆压力由1.38MPa增至20MPa，岩心气测渗透率损失率多为15%～30%。净覆压力由1.38MPa增至40MPa时，渗透率损失率为15%～35%。渗透率减小主要集中在20MPa以前，净覆压超过20MPa后渗透率变化量很小。
2.孔隙度与净覆压力的关系
由实验结果得出净覆压力增加及降低过程的孔隙度百分数（图4-2-3）。随净覆压力增大，孔隙度呈非线性降低。在有效压力0～15MPa范围，孔隙度随有效压力的增加急剧降低，孔隙度损失大；当净覆压力高于20MPa，孔隙度随净覆压力增加降低的趋势变缓；当有效压力继续增大，孔隙度趋于稳定。分析认为，当净覆压力超过一定值后，岩石颗粒压缩、压实基本结束，颗粒的压缩变形空间较小，孔隙度随净覆压力的增加降低不明显。
净覆压力增加及降低过程中，孔隙度参数与净覆压力的相关关系好于此过程中渗透率与净覆压力的相关关系。这也说明净覆压力变化过程中孔隙的弹性变形好于喉道的弹性变形。即孔、喉组成的变形介质系统中喉道的塑性形变较强，而孔隙的弹性形变较强。砂岩受压时，最先被压缩的是喉道，而非孔隙。随净覆压力增加，未闭合的喉道数越来越少。渗透率不断降低，下降趋势逐渐变缓。
由图4-2-1，图4-2-2可知，当有效压力变化时，孔隙度、渗透率随净覆压力的变化具有不均衡性，净覆压力较低时变化幅度较大。净覆压力变化时，渗透率变化远远高于孔隙度的变化（图4-2-3，图4-2-4），这说明渗透率对净覆压力变化的敏感程度高于孔隙度。特别是较低净覆压力范围，渗透率随净覆压力增大而降低的幅度更大。储层岩石是一种不均匀介质，故受有效应力作用时发生不均匀变形。
净覆压力由1.38MPa增至20MPa时，孔隙度损失率多为5%～10%；净覆压力由1.38MPa增至40MPa时，孔隙度损失率多为6%～12%。孔隙度的减小主要集中在20MPa以前，净覆压力超过20MPa以后其变化量很小（图4-2-4）。
比较相同净覆压力下的渗透率损失率与孔隙度损失率发现，渗透率损失率明显高于孔隙度损失率（图4-2-5）。即由孔、喉组成的变形介质系统中，渗透率对净覆压力的反映更加敏感。
由文东油田沙三中油藏的实际特点，实际油藏的应力～应变关系与图4-1-1c较为接近。
图4-2-3 孔隙度百分数与净覆压力的关系
图4-2-4 孔隙度损失率与净覆压力的关系
3.渗透率和孔隙度损失的不可逆性
深层高压低渗油藏开发，随地层压力降低，储层逐渐受到净覆压力（有效压力）的作用，渗透率不断下降，油井产量下降。当生产压差增加（油井井底压力降低）到一定程度后，随着流体的采出油井产量不是上升反而下降。这是因为储层孔隙流体压力降低，作用在岩石骨架上的有效应力增加，压缩岩石发生变形，储层渗透性尤其是近井地带大幅度降低，渗流能力变差，采油指数大幅下降。该变化过程是不可逆的，如图4-2-1～图4-2-4所示，深层高压油藏开发渗透率和孔隙度的应力敏感性损失具有明显的不可逆性。
图4-2-5 净覆压力增加过程渗透率百分数与孔隙度百分数
由图4-2-1，图4-2-2可知，储层岩心的气测渗透率随净覆压力的增大呈非线性递减。在净覆压力由40MPa降至15MPa过程中，渗透率逐渐恢复，但渗透率恢复曲线在其降低曲线之下。将加载－卸载循环过程初始状态下岩心渗透率值与有效压力由40MPa降至1.5MPa后的渗透率值之差称为渗透率不可逆损失量。文13西储层岩心气测渗透率不可逆损失量为（1～6）×10-3μm2，渗透率不可逆损失率为4%～10%。
由图4-2-3，图4-2-4可知，储层岩心气测孔隙度随净覆压力的增加呈非线性递减。净覆压力由40MPa降至1.5MPa过程中，孔隙度逐渐恢复，但低于对应净覆压下的初始孔隙度值。图4-2-3，图4-2-4表明，文13西储层岩心气测孔隙度不可逆损失量一般低于2%。孔隙度的应力敏感性损失远远小于渗透率的应力敏感性损失。储层渗透率和孔隙度的应力敏感性损失源于储层骨架受力发生不均匀变形所致。
深层高压油藏开发，净覆压力增加相当于油井井底压力降低。所以，利用气驱和水驱过程中有效压力增加和降低过程可以分析异常高压油藏弹性开采和注水开采特征[103-105]:
a.弹性开采过程油井井底压力降低，形成生产压差，生产压差越大，即油井井底压力越小，初期原油产量越高。但是，弹性开采阶段如果生产压差过大（井底压力过低），井底附近油藏有效压力增加过快、过大会导致其渗透率的损失过大，油井产量和产能都会急剧降低。如果控制生产压差生产，初期产量不会太高，但也不会出现产量和产能急剧下降的现象。适当小的生产压差条件生产，弹性开采控制的区域更大、总产油量高、弹性开采的采收率也较高。因此，弹性开采（包括注水开采）中，不能过分追求初期产量，必须合理控制生产压差。
b.注水开采，油藏孔隙压力逐渐升高（尤其是近井附近），渗透率随之恢复。但如果弹性开采阶段油藏压力下降过大、过快，其有效压力高于弹性变形的临界压力，即使压力恢复到原始油藏压力，渗透率也不可能恢复到初始值。如果生产中出现注水井压力非正常降低将会导致注水井附近油藏产生不可逆的渗透率损失，尤其在裂缝性油藏注水开发中，这种渗透率不可逆损失更为严重。这是深层高压低渗油藏注水能力低的一个原因。
4.加压方式对渗透率变化的影响
为研究深层高压低渗油藏地层压力下降速度及地层压力恢复速度对储层物性的影响，实验室在注入速度一定的情况下，通过快速和慢速加压实验、慢速连续加压－恢复循环实验模拟深层高压油藏开发中不同有效压力下储层渗透率的变化。
（1）有效压力变化速度对渗透率损失的影响
采用与气测渗透率相同的装置对岩心进行快速和慢速加压实验，以分析有效压力（净覆压力）变化速度对储层的伤害。为增加可对比性，选择同一口井、同一深度点的岩心W13-281（2-1），w13-281（2-2）进行实验。对W13-281（2-1）进行快速加压和恢复实验，有效压力为1.5,20和40MPa；对W13-281（2-2）进行慢速加压和恢复实验，有效压力为1.5,5,10,15,20等5MPa间隔一直增大到40MPa。实验结果如图4-2-6所示。
图4-2-6 有效压力变化速度对渗透率损失的影响
分析可知，有效压力增加速度对岩心渗透率影响明显。有效压力快速增至40MPa，渗透率损失率为13.3%（W13-281（2-1））.有效压力慢速增至40MPa，渗透率损失率为12.2%（W13-281（2-2））。有效压力降低速度对岩心渗透率恢复影响也较大。有效压力快速增加的岩心W13-281（2-1）在有效压力降低至1.5MPa后，其渗透率损失率为7.7%；而有效压力缓慢增加的岩心W13-281（2-2）在有效压力降至1.5MPa后，其渗透率损失率为4.6%。可见，有效压力快速变化所造成的渗透率不可恢复损失大于有效压力缓慢变化造成的渗透率不可恢复损失，这与图4-1-1c相吻合。有效压力变化速率决定应变率的高低，有效压力快速变化导致高应变率，有效压力慢速变化导致低应变率。
根据以上研究结果，深层高压低渗油藏开采中井底压力从较高水平缓慢降至生产压力有利于减小储层渗透率的应力敏感损害。因此，深层高压低渗油藏开发应合理控制采油速度、缓慢降低油层压力，以减小渗透率损失、提高油藏最终采收率。
（2）慢速连续加压－恢复循环实验
通过减小有效压力的方法模拟地层压力恢复过程，通过“连续加压－恢复循环实验”模拟油藏实际开采中的连续关井恢复地层压力过程。实验中以氮气为流动介质，所用实验装置与气测渗透率相同。
增压过程有效压力点依次为1.5,5,10,15,20,25,30,35,40MPa。加压过程按设计的有效压力点依次加压到该有效压力值，然后按相反顺序降低有效压力至初始值，再进入下一个加压－降压循环。图4-2-7给出了203-35（2-2）岩心连续循环加压渗透率的变化曲线。由图4-2-7可知，第一次加压渗透率下降幅度大，且有效压力松弛后，渗透率恢复程度小。这是因为第一次增压过程中存在地层压实和压缩双重作用，而以地层压实为主。随有效循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小，且有效压力降低后，渗透率恢复程度增加。第二次及第二次以后的增压过程地层压实已经完成，以地层压缩为主。故每一次增、减压渗透率的恢复程度都优于前一次。在围压升高初期，渗透率下降幅度大。随围压松弛渗透率恢复程度小。随围压循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小。降围压松弛后，渗透率恢复程度增加。
图4-2-7 岩心203-35（2-2）连续循环加压
经过六次循环，203-35（2-2）岩心加压到30MPa，其渗透率损失率为9.2%（这个值并不大）。经过六次增减压循环，岩石基本可以看做是弹性体（本体变形占绝对优势）。油田开发实践证明，如果油田开发初期地层能量释放过快就会引起近井地带渗透率显著下降，并且恢复程度小。通过频繁关井并不能从根本上减小由于地层压力下降所造成的地层伤害。也就是说，如果某一生产压力造成地层伤害，关井后进行压力恢复，然后再次以相同的生产压力开采，还会造成更严重的地层伤害。
因有效应力加载过程岩石存在重新压实及压缩过程，故储层应力敏感性评价应采用卸载曲线（卸载曲线更接近于弹性变形过程）。砂岩在应力作用下由弹性向塑性转变的转化应力一般超过100MPa，油气藏开发中涉及的有效应力范围一般低于100MPa，基本属于压实、压缩背景上的弹性变形过程。
5.应力敏感的时间效应
岩石受到应力作用需要经过一段时间才能完成全部变形。氮气驱实验中测定净覆压力作用不同时间后的渗透率，从而确定渗透率变化达到稳定的时间，即岩心的形变时间。为表征特定压力条件下岩心渗透率随加压时间的变化，定义不同时刻渗透率与稳定渗透率之比为渗透率比值。W13-358（4-1）样品（Kg=41.1×10-3μm2）的“时间效应”如图4-2-8所示。渗透率在不同有效压力作用下随时间的增加，变化幅度不断减小，并逐渐趋于某一稳定值。有效压力为20MPa，渗透率达到稳定时间为2.5小时；有效压力为40MPa,5.0h后渗透率仍未稳定。储层变形具有蠕变特性，有效压力越高，渗透率达到稳定所需的时间越长。
图4-2-8 渗透率变化的时间效应
（四）应力敏感性评价结果
以表4-2-1的6块常规气测应力敏感性样品为例探讨气测应力敏感性结果。实验数据如表4-2-1，表4-2-2，表4-2-3和图4-2-9所示。根据储层应力敏感性评价标准（敏感指数SI0为负敏感；SI0.1为弱敏感；SI=0.1～0.3为中等敏感；SI0.3为强敏感；SI0.5为超强敏感），气驱实验中储层应力敏感性为中等－强敏感。
表4-2-1 实验岩心编号与基本参数
表4-2-2 净覆压力与渗透率的关系实验数据
表4-2-3 净覆压力与孔隙度的关系实验数据
图4-2-9 净覆压力与物性的关系图
主要测井方法
近几十年来，人们为了通过测井使裂缝更容易被探测与评价，已做出了很大努力。然而，人们也发现裂缝的定性和定量评价比原来预计的情况复杂得多。各种方法都基于这一事实，即在井眼尺寸不变的均质地层中，裂缝带将在探测的正常响应上产生异常。如果裂缝是张开的，则这种异常相当大；如果是闭合的，这种异常则微不足道。裂缝的分布极为复杂，裂缝性储集层产量变化大而递减快，高产井、低产井、干井交替出现，开发这类储层需付出很高的代价。随着测井技术的进步，对裂缝性储层的描述与开发已形成了一定的技术系列。以声波及放射性为主的裂缝测井系列与地震资料结合，进行横向预测，可以划分裂缝发育带及其分布，对裂缝发育带应用微电极扫描和井下声波电视测井，可以直观地把裂缝形态、宽度、长度、走向，以及它们的含油产状展示在人们面前。虽然有了这些技术上的进步，但由于地震资料受到地质因素的影响，在一个新区判断裂缝发育带仍然有很大的多解性。这些技术只能提高我们的成功率而不能在任何条件下得出单一而又肯定的解释。由于裂缝发育的随机性，以及层理、岩性等因素的影响，导致了测井响应的多解性，在一定程度上影响了用测井资料探测裂缝的成功率。探测裂缝及其分布规律的主要依据是裂缝与基质岩块具有不同的地质、地球物理特征，故在多数测井曲线上都有相应的显示。用测井来探测裂缝只能限于那些张开或部分充填的裂缝，很难把天然裂缝从人工诱导缝中区分开来。
1.电测井方法
①双侧向测井。这种仪器强烈地受到裂缝的影响，因为裂缝网络构成低电阻率通道，这种通道具有分流电流的作用。在与钻井轴成亚平行的裂缝情况中，如果钻井液比存在于裂缝中的导电流体导电性更强，则浅侧向电阻率RLLS比深侧向电阻率RLLD低，曲线呈现双轨；而在致密带内，孔隙少，无裂缝，RLLS与RLLD读出的电阻率值相近，两条曲线基本重合。②微侧向测井。与双侧向相同，应用电阻率的异常来确定裂缝带，微侧向测井受垂向电阻率变化的影响，由于它们具有极板，因此面向极板的裂缝才能观测到。但是，一般说来，由于钻孔在裂缝附近易破碎，井眼成椭圆形，而极板有沿着长轴定向的趋势。微侧向测井仪器探测的深度很浅，裂缝系统的存在将大大影响这些仪器的响应。③感应测井。在假设裂缝产生电阻率异常的前提下，感应测井可用于确定裂缝的存在，由于其感应电流的分布是呈环状的，所以感应测井受水平电阻率变化的影响，微侧向测井与感应测井之间的振幅差异可用于显示垂直与水平裂缝的存在。④电磁波传播测井。千兆级高频电磁波探测很浅的地层，具特高垂向分辨率，使传播时间和衰减曲线反映很薄的岩性变化。对水平和低角度裂缝有不同的反映特征，水平缝以两条曲线的尖锐高尖出现，泥页岩的衰减更剧烈。如果极板遇上高角度缝，则出现较长井段的相应异常。
2.核测井方法
①补偿密度测井。当井身结构较好时，补偿密度曲线能较好地反映地层岩性和进行裂缝识别。②岩性密度测井。当采用重晶石钻井液钻井时，由于重晶石的光电吸收截面指数Pe值很大，Pe曲线在裂缝段将急剧增高。如果裂缝段井壁上形成重晶石泥饼，则裂缝段不仅有高的Pe值，而且还会有负的补偿密度曲线值。③自然伽马能谱测井。由于裂缝是流体循环的好场所，所以在漫长的地质年代里，如果有铀或其他放射性元素存在，NGS就能探测到裂缝。
3.声波测井方法
①声幅测井。这种方法可能比其他方法更多地用于探测裂缝。据Marris（1964）和其他学者的研究，纵波遇到垂直或高角度裂缝时减弱，而横波遇到水平或低角度裂缝时更敏感。当纵波遇到充满流体的裂缝时，由于接触面上的反射，它的振幅降低。当横波遇到充满流体的裂缝时，它的振幅基本消失（AquileraVanpoollen，1977）。另外，Welex把相长和相消干涉描述为平行井身但并不横切井身的裂缝标志。然而，经验表明，由于岩性变化及仪器居中状况会使幅度产生像裂缝引起那样大的变化。实际上，由于裂缝中固体颗粒的连接会使声特性的不连续消失。因此，很难普遍使用这种方法。②变密度测井。变密度测井记录的是在一个声波传送脉冲后，深度和振幅与时间的变化关系，大部分声波波列被记录下来并以近似地震道的形式显示在测井记录上。测井记录上的阴影变化表明了振幅变化。暗色阴影表明最大的正振幅，淡色阴影表明最大的负振幅。根据Aguilera和Vanpoollen（1977）的工作，这种方法就是通过在测井记录上寻找两个独特平行波组之间的跳跃或杂乱带来表现裂缝。一些学者不是依靠跳跃带而是寻找特殊的W形图案来发现裂缝。然而，无论哪种情况，如果分析者未能很好地了解地层剖面，那么，可能把岩性变化误认为裂缝带。由于岩性与孔隙度的变化在图上可能产生类似于裂缝产生的突变，因此，解释这种测井图必须特别小心。③环形声波测井。记录沿井壁呈水平环形传播的声波，以声波幅度的衰减来探测垂直高角度裂缝。实践表明，这种方法是一种很有潜力的高倾角裂缝探测系统。④阵列声波测井。通过时间窗口控制，可获得纵波、横波、斯通利波的能量曲线。利用斯通利波的衰减来探测裂缝，是一种探测裂缝的新途径。斯通利波是一种频率为2～5Hz的波，它对裂缝有很强的响应。斯通利波在裂缝面产生的机理是由于入射波在裂缝面的压缩作用产生的流体脉冲进入井筒，使井壁产生压缩及膨胀。因为流体由裂缝压入井眼和流体进入裂缝，使转换的斯通利能量消耗，因此能量衰减与裂缝发育有密切的关系。
4.成像测井方法
利用电流束和声波波束对井轴进行扫描，从而得到有关井壁的“图像”的一类测井方法。它是近20年发展起来的，并在继续发展和完善中。通过成像测井可得到有关地层产状、溶孔、溶洞等其他测井方法无法获得的重要信息。这对地层、构造、岩性和裂缝性储层的研究等方面意义都很大。包括：①井下电视。显示井眼表面声波响应的连续图像。这种仪器能给出一张井壁声波影像。它是通过记录一部分声波能量获得的，由声源发出并由井壁折回，反射到本身发射极，因此它起着接收器的作用。当岩石致密而光滑时地层的反射能量更高。如果岩石表面粗糙，有裂缝或者孔洞，那就会存在能量失散，而这些不规则出现在胶片上更阴暗。这种仪器不仅能够探测裂缝而且能够确定裂缝的产状，能很好地显示岩石表面的形状。它只能发现宽的、开启的破裂面。当时间和振幅测井双重显示时，可发现充填物与基质具有声波差异的裂缝。由于这是一种新的定向方法，因而也能确定裂缝的方向（Wily，1980；Aillet，1981）。这种方法在裂缝定量方面具有较好的应用前景。但是为了避免能量失散和有花斑的图像的出现，不仅要求在钻井液中没有呈现悬浮状态的组分，而且没有厚的泥饼，还要求井眼不是椭圆形井眼，钻井液中不含天然气。②微电阻率扫描测井（FMS）。井壁附近的电阻率是重要的岩石物理性质之一，可用来描述地层的细微结构。微电阻率测井沿井壁测量，探测浅而垂向分辨率高，因而对井壁地层的电性不均匀极为敏感。微电阻率测井无法确定裂缝的产状，无法区分裂缝、小溶洞、溶孔，这些问题可以通过微电阻率扫描来解决。当致密层中存在裂缝时，钻开后高电导率的钻井液或滤液就回流或渗入地层中。FMS仪器扫描到此处时，就记录下裂缝的高电导信息。在相应的FMS图像上显示为深灰或黑色，而没有裂缝的地方，岩石为高电阻率，对应的FMS图像上为浅灰或白色。FMS记录的信息的清晰程度取决于以下几个因素：ⓐ裂缝的张开度，如果裂缝的张开度大，钻井液进入得就多而深，裂缝处的FMS图像颜色就深，否则就浅；如果裂缝是闭合的，FMS就扫描不出来。ⓑ钻井液性质，钻井液电导率越大，对应裂缝处的FMS图像就越暗。ⓒ钻井液侵入程度，钻井液取代地层中的烃越多，对应的FMS图像就越暗。利用FMS图像研究裂缝是一种新的测井手段，它能给出其他识别裂缝的测井方法不能给出的裂缝视产状，能把裂缝和溶孔两种不同的储集层区分开，能估计裂缝视宽度而不受其他参数控制。这种方法是测井识别裂缝的补充和发展，它以直观、简单两大特点使解释人员易懂易用。③全井眼地层微扫描测井（FMI）：20世纪80年代中期，斯伦贝谢公司推出了第一支电法成像仪———地层扫描仪。这种仪器与倾角仪相似，但较之倾角仪，它安装了大量的附加电极“电扣”去采样电流，获得的数据经处理后产生一幅对应于井壁的高清晰度图像。1991年推出的FMI具有更大的井眼覆盖率和更高的分辨率。FMI极板安装在8in井眼中应有80%的覆盖率、0.2in的垂向分辨率。FMI极板有192个电扣，能测定92条微电阻率曲线，能对井内每一条微电阻率曲线精确定位。现在已能用诸如FRACVIEW程序来分析井眼图像电导率所反映的裂缝密度、张开度和孔隙度。张开度是根据裂缝加在电图像背景上的电导率计算的；计算裂缝密度时计入井眼偏移并作为“校正密度”供井间对比使用；孔隙度用每一条裂缝的平均开度计算。
5.地层倾角测井方法
①双井径曲线。在很好地掌握了地层剖面后，井径测井是发现井中裂缝带的有效方法。简言之，若井眼钻遇高密度裂缝带，则井径扩大。特别是钻遇高角度裂缝时，往往在与形成区域性裂缝的最小应力方向相平行的方向上产生井眼定向扩径。②电导率异常检测。该方法是排除地层层理引起的电导率异常，突出与裂缝有关的电导率异常。求出各极板与相邻两个极板的电导率读数之间的最小电导率正差异，把这个最小正差异叠加在该极板的方位曲线上，作为识别裂缝的标志。③地层倾角矢量图。在地层倾角测井矢量图中，裂缝或者表现为层段之间无法进行对比，或者表现为倾角看起来很杂乱。也可根据孤立的高倾角显示识别裂缝的存在。
6.其他测井方法
①温度测井。钻井液中的温度梯度受开启裂缝带存在的影响，由于裂缝网隅被钻井液侵入，使地层变冷，从而使温度降低。②磁粉测井。可探测流体能与井眼流体交换的任何裂缝以及它们的方位和范围。③重复式地层测试器（RFT）。系统测取地层压力和钻井液柱压力，能分析压力系统、寻找新裂缝系统。能直观地认识地层渗透性，计算渗透率，评价生产能力。从仪器推靠和封闭成败及预测压力恢复情况，分析地层是干层、较小裂缝或孔隙、纵向连通很好的大裂缝，还是分散孤立的高角度裂缝，这也有助于研究高角度裂缝。
从以上的分析可以看出，在过去40年中，裂缝的探测与分析对电缆服务来说一直是个持续的挑战。井下声波电视测井（Taylor，1983）是一种成功的方法，然而却难以区分开启与闭合裂缝；环形声波测井（Guy，1987）可用于探测垂直的或近于垂直的裂缝。斯通利波的能量衰减能显示开启裂缝的特征（Brie，1988），尤其是用阵列声波仪器规一化的差值能量。然而垂向平均间隔仍很大。除声波方法外，在水基钻井液中应用微电场获得了成功。很久以来在裂缝性储集层中一直使用倾角测井和SHDT（Lehne，1988），但仍然存在井眼粗糙度的影响问题。已经证明地层微扫描仪（Ekstrom等，1986）是富有成效的，但受粗糙度的影响，并且有时开启与闭合裂缝的存在而使问题更加繁琐。因此，对测井来说可靠的裂缝分析方法仍然是一种挑战。
裂隙率怎么测试
要再引申下渗透性和土的孔隙率和岩石裂隙率的关系，就更是深层次了，目前还没有攻克这个难关。岩石里可能一条不起眼的裂隙就决定了岩体的渗透性，而不是直接和岩石裂隙率有关！！！Hoek在岩石边坡工程里试图用裂隙间距、张开度等参数计算渗透性，我想和有经验工程师目估差不多，因此，也没有几个人用。是个理念！实践中，就是进行野外渗透试验。
岩石物理实验仪器：孔隙度，渗透率，粒度等都用什么仪器测试？具体仪器型号等，望具体，分想要就有！
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3 美国麦克公司 X光沉降粒度仪（如SediGraph5100型等）
4 美国布鲁克海文公司 圆盘沉降粒度仪等（测试下限达0.01um）
5 德国飞驰公司 激光粒度仪等（干法、湿法）
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7 日本掘场公司 激光粒度仪、离心沉降仪等
8 日本清新公司 激光仪、离心沉降仪等
9 法国激光公司 激光粒度仪等
与国外先进粒度仪相比，国产仪器还存在测试范围偏小，制造工艺水平较低，自动化智能化水平不高，纳米粒度仪和在线等专用粒度仪还是空白等不足。
裂缝参数与测量方法
（一） 裂缝的基本参数
对于一个裂缝组系来说，裂缝的基本参数是指裂缝的宽度、大小、产状、间距、密度、充填性质等。这些参数可在野外露头和岩心上直接测量，也可以利用测井资料间接求取。
1. 裂缝宽度 （张开度）
裂缝宽度，也叫张开度 （或叫开度），是指裂缝壁之间的距离。这个参数是定量描述裂缝的重要参数，它与裂缝孔隙度和渗透率，特别是渗透率的关系很大。裂缝宽度可以在露头表面、岩心及铸体薄片上直接测得，也可以通过测井间接求取。
斯伦贝谢公司A. M. Sibbitt et al. （1985） 仅对最简单的一条裂缝 （水平或垂直） 用二维有限元法进行了数值计算，得出双侧向测井解释方法。他们没有考虑不同角度、多组裂缝的情况，得到了计算一条裂缝宽度的公式。
垂直裂缝：
油气田开发地质学
水平裂缝：
油气田开发地质学
式中：b——裂缝宽度，mm；CLLD，CLLS——深、浅双侧向电导率，S/m；Cm——泥浆电导率，S/m；Cb——基质电导率，S/m。
周文 （1998） 提出了垂直 （近垂直） 裂缝的双侧向测井计算公式：
油气田开发地质学
式中：b——裂缝宽度，μm；gd，gs——深、浅双侧向几何因子；α——裂缝平均倾角，（°）；Dd，Ds——深、浅双侧向电极探测深度 （根据测量仪系列选定），m；r——井筒半径，m；H——侧向测井聚集电流层厚度，m；RLLD，RLLS——深、浅双侧向电阻率，Ω·m；Rm——泥浆电阻率，Ω·m。
2. 裂缝的间距
裂缝间距是指两条裂缝之间的距离。对于岩石中同一组系的裂缝，应对其间距进行测量。所谓同一组系裂缝，是指那些具有成因联系、产状相近的多条裂缝的组合。裂缝间距变化较大，由几毫米可变化到几十米。
裂缝间距小于井径时，要在岩心上进行观测，并统计裂缝的间距。观测过程中要注意不同岩性中裂缝间距的变化和裂缝间距的级别。
裂缝间距大于井径时，在岩心上是无法直接观测裂缝间距的，因而至今尚无一种较好的估算裂缝间距的方法。Narr （1994） 提出了根据岩心资料估算地下裂缝间距的概率统计方法，称为裂缝间距指数法。
大量野外露头观测表明，在一套岩石性质相同的岩层中，裂缝间距（S）与裂缝所在层的层厚（T）呈线性关系。Narr定义裂缝所在层的层厚与裂缝间距之比为裂缝间距指数 （I）：
I＝T/S
对于同一种岩性，I是常数。缝所在层愈厚，裂缝间距愈大；缝所在层愈薄，裂缝间距愈小。对于不同的岩性，若层厚相同，则I愈大，裂缝间距愈小，裂缝愈发育，或者密集；I愈小，裂缝间距愈大，裂缝愈不发育或者稀疏。
Narr认为，可利用岩心上一套岩性大致相同的岩层中各层 （出现裂缝的和未出现裂缝的层） 的层厚和出现裂缝层的层数计算裂缝间距，这就是裂缝间距指数法（图4-36）。
图4-36 钻孔穿透4层岩性大致相同、层厚不同的岩层裂缝分布示意图
裂缝间距指数法的具体步骤是：
（1） 在研究区，根据几口井岩心观测到的同一层位、岩性大致相同、同一方向裂缝的层厚、裂缝发育层数、岩心直径、岩心轴与层面和裂缝的夹角等编制E-I关系曲线（图4-37）。这条曲线是依据一系列裂缝层数、层厚及计算出的相应裂缝间距指数而得到的，也称为理论曲线。应该对研究区常见的每种岩石类型和不同方位的裂缝分别编制E-I曲线，因为裂缝间距指数法计算裂缝间距指数或裂缝间距时是对每种岩性、每组裂缝单独进行的。
（2） 只要确定岩心上裂缝层数 （E） 投到E-I理论曲线上，就可得到相应的裂缝间距指数。
应用裂缝间距指数法对同一地区多口井同一层位 （岩性） 的分析，可作出研究区裂缝间距指数等值线图，根据该图可预测研究区裂缝的发育程度，并做出地质解释。对同一井裂缝间距指数的分析可以判断裂缝的发育程度与岩性和裂缝方位的关系。这对裂缝的定量描述和预测都有十分重要的意义。
裂缝间距指数法的优点在于：(1)在可分辨裂缝方位的情况下，可分组分岩性确定裂缝间距；(2)考虑了影响裂缝间距的两个主要因素，即岩性和层厚；(3)能较客观地反映裂缝的发育程度。
图4-37 E-I关系曲线 （据Narr，1984）D—井径；θ和β—岩心轴与层面和裂缝的夹角；T—不同力学性质的层厚
3. 裂缝密度
裂缝密度反映了裂缝的发育程度，是十分重要的裂缝参数。它与裂缝孔隙度和渗透率直接相关。根据测量的参照系的不同，可分为3种密度类型。
（1） 线性裂缝密度 （LfD，简称线密度）
指与一条直线 （垂直于流动方向的直线或岩心中线） 相交的裂缝条数与该直线长度的比值：
油气田开发地质学
式中：LfD——线性裂缝密度，也称为裂缝频率或裂缝率，m-1；LB——所作直线的长度，m；nf——与所作直线相交的裂缝数目，条。
（2） 面积裂缝密度 （AfD，简称面密度）
指流动横截面上裂缝累计长度 （L） 与该横截面积 （SB） 的比值：
油气田开发地质学
式中：AfD——面积裂缝密度，m-1；L——裂缝总长度，m；nf——裂缝总条数，条；l——裂缝平均长度，m：SB——流动横截面积. m2。
（3）体积裂缝密度 （VfD，简称体密度）
指裂缝总表面积 （S） 与岩石总体积 （VB） 的比值：
油气田开发地质学
式中：VfD——体积裂缝密度，m-1；S——裂缝总表面积，m2；VB——岩石总体积，m3。
上述3种裂缝密度的单位均为长度的倒数，常以m-1来表示。裂缝体积密度是静态参数，而面积密度和线性密度都与流体流动的方向有关。
在油田，也常把每米岩心上见到的裂缝条数或长度定义为裂缝密度。
影响裂缝密度的因素很多，其中地质因素有岩石成分、粒度、孔隙度、层厚及构造位置等。总的来说，相对坚硬、致密、层薄的岩层，在应力集中或曲率大的构造部位具有较高的裂缝密度。
利用岩心是计算油田裂缝密度的主要途径。T·D·范高尔夫-拉特 （1989） 推导了基于理想模型的裂缝密度和基于岩心模型的裂缝密度计算方法。后一种方法更符合油田实际，介绍如下。
体积裂缝密度的表达式为：
油气田开发地质学
式中：Si——单一裂缝表面积，可由裂缝参数通过计算获得，m2；Vt——计算单元内岩心柱体积，其值等于πD2H/4，其中，H——计算单元内岩心长度，通常为0.5m，与侧向测井分辨率相匹配，D——岩心直径，m。
体积裂缝密度的定量计算关键在于裂缝面积的定量计算。根据裂缝与岩心的交切关系，推导计算裂缝面积的数学表达式如下：
当裂缝倾角0°≤αi 90°，且裂缝与岩心的交切较为规则时（图4-38A）：
油气田开发地质学
式中：αi——裂缝倾角， Li——裂缝倾向长度，m；D——岩心直径，m。
当裂缝倾角为0°≤αi 90°，且裂缝与岩心交切不规则时（图4-38B），设裂缝切割岩心的弧长为M，则
油气田开发地质学
式中：M——裂缝切割岩心的弧长，m；其他参数同上。
当裂缝倾角为αi＝90°时 （图4-38 C）：
Si＝LiCi
式中：Ci——裂缝走向长度；其他参数同上。
由上3式可计算出各种情况下的裂缝面积，由此计算出岩心裂缝体积密度。
图4-38 裂缝切入岩心的几种方式
4. 裂缝产状
裂缝产状指裂缝的走向、倾向及倾角。在岩心描述中，根据裂缝与岩心横截面的夹角将裂缝分为4个类别：
◎水平缝：夹角为0°～15°。
◎低角度斜交缝：夹角为15°～45°。
◎高角度斜交缝：夹角45°～75°。
◎垂直缝：夹角为75°～90°。
裂缝产状有助于裂缝的预测，且在油藏开采过程中对流体流动有很大的影响，因此准确测定裂缝产状 （走向、倾向和倾角） 对于注采井排方向选择具有十分重要的意义。
确定裂缝产状的方法主要有如下：(1)直接露头测量；(2)定向岩心测量；(3)古地磁定向测量。
古地磁确定裂缝走向的方法如下 （图4-39）：
（1） 在岩心上，垂直于裂缝方向画平行的标志线，并在每块岩心上钻取2～3个古地磁样 （直径25 mm，高22mm）。
（2） 测出岩石原生剩磁方向，并取平均值，把平均剩磁走向标在岩心截面上，量出它与标志线的夹角θ。
（3） 根据剩磁走向与标志线的关系，可分别确定裂缝相对于剩磁的走向为 （90°-θ）或 （90°＋θ）。
图4-39 裂缝走向确定示意图
（4） 侧向测井。用双侧向测井识别产状：
r=(RLLD-RLLS)/(RLLDRLLS)1/2
式中：r——裂缝倾角指数；RLLD，RLLS——深、浅双侧向电阻率，Ω·m。r0.1时裂缝产状为垂直，r0时裂缝产状为低角度，r＝0～0.1时裂缝产状为高角度。
（5） 成像测井。在井壁成像图上（FMS） 可以清楚看见深黑色的裂缝，也可以看到地层的层理和地层倾角。当选定某一裂缝 （或地层层面） 时，只要读出成果图中任意一组3个点的数据就可以得到裂缝的产状和方位 （图4-40）。
图4-40 FMS确定裂缝产状
斜交裂缝在图像上出现类似正弦状的弯曲界面，只要量出正弦曲线的高度差H（极大值与极小值之间的高程差）与该深度点的井径值d，就可以按下式计算裂缝视倾角：
油气田开发地质学
5. 裂缝的性质
裂缝的性质主要涉及裂缝张开与闭合性质、裂缝充填情况和裂缝壁特性等。根据裂缝的张开与闭合性质及充填情况，可将裂缝分为4类。
◎张开缝：缝宽较大，基本无充填物，为有效裂缝，流体可在其中流动。
◎闭合缝：基本闭合，基本无充填物。对这类裂缝的有效性要慎重分析。在油藏条件下充满流体的张开裂缝，当取心至地面或因构造运动抬升至地面时，由于孔隙压力被释放，裂缝宽度可能变小甚至闭合。因此，在岩心和地面露头上观察到的闭合裂缝在油藏条件下有可能是张开的，即有效的。另外，即使在地下条件下为闭合的裂缝，当油田注水开发或在压裂过程中，这些裂缝可能会被启动而张开。
◎半充填缝：裂缝间隙被充填物部分地充填。常见的充填矿物有石英、方解石和泥质。实际的有效裂缝为未被矿物充填的部分空间。这类裂缝也是有效缝。
◎全充填缝：裂缝完全被充填物质充填，有效缝宽为零，为无效缝。实际上，这种裂缝是流体渗流的隔板。
对于裂缝的开启和闭合，或者说影响裂缝开启、闭合的因素，过去没有进行过系统的、定量的研究。一般认为裂缝的开启和闭合与裂缝的力学性质、裂缝的埋深、裂缝面上的正应力以及岩石力学性质有关。Nelson曾指出，裂缝的开启和闭合与岩石的强度、脆性和塑性有关，这些性质又由深度、应变率、应力大小、岩性及结构等因素所决定。Nelson认为，在强度较大、脆性较大的岩石中趋向于产生擦痕面裂缝；而形成开启裂缝的岩石应比具擦痕裂缝的岩石具有更大的强度和相对高的脆性。
6. 裂缝的延伸长度和切层深度
裂缝的延伸长度和切层深度是研究程度最低的参数。因为即使在露头区，对级别较大的裂缝也无法直接观测到这两个参数。至于在地下，延伸长度和缓倾角裂缝的切层深度目前还无法观测和探测。
目前只有一些有关延伸长度、切层深度、间距等参数之间的经验统计关系，根据它们以及裂缝间距推测裂缝的延伸长度和切层深度。这些经验统计关系大多适用于某一特定地区，一般无普遍意义，但也说明它们之间确实存在一定的关系，有待于今后深入研究。
Narr （1984，1991） 曾指出裂缝间距与裂缝发育层的层厚呈线性关系。这里的层厚即裂缝的切层深度。应强调指出，裂缝发育层是指力学层，而不是岩性层。力学层是依据岩石力学性质划分的，它可能与岩性层一致，也可能不一致，裂缝终止于力学层，而不一定终止于岩性层。可以看出，裂缝切层深度受力学层或岩石力学性质所控制，或者说受岩性组合控制。
Nar（1990） 还指出，裂缝延伸长度可能还与层厚 （切穿深度） 有关，认为裂缝延伸长度的中值 （Lmed） 与层厚中值 （Tmed） 之间大致存在以下关系：
Lmed＝100Tmed
陈然 （1985） 曾得出某地区不同性质裂缝长度与裂缝间距的经验公式：
对于张裂缝，L＝1.89D＋0.56 （L/D＝2～2.5）；
对于剪裂缝，L＝2.94D＋1.17 （L/D＝3.5～10）。
式中：L——裂缝长度，m；D——裂缝间距，m。
（二） 裂缝孔隙度
裂缝性储集岩一般具有两种孔隙度系统，即双重孔隙介质。一种为基质岩块的孔隙介质，一种为裂缝和 （或） 溶洞的孔隙介质。基岩孔隙分布比较均匀，而裂缝与溶洞孔隙分布则很不均匀，这就造成了裂缝性储集岩的孔隙分布的非均质性。
岩石裂缝孔隙度定义为裂缝孔隙体积与岩石体积之比。用下式表示：
油气田开发地质学
式中：φf——裂缝孔隙度，％；Vf——裂缝孔隙体积，m3；V——岩石体积，m3。
裂缝孔隙度一般较小，大都小于0.5％。因此，当基岩孔隙度较大时，评价φf的精确度无多大意义，而只有当岩石孔隙度很小时 （φ5％），评价φf才是重要的。裂缝孔隙度可通过裂缝宽度与密度、特殊岩心分析、三维岩心试验等方法求得，亦可用测井方法间接求取。
1. 利用岩心和野外露头观测的裂缝宽度和密度求取裂缝孔隙度的方法
如果通过岩心和野外露头观测获得了裂缝的平均宽度和体积密度资料，则可直接计算裂缝孔隙度。因为体积裂缝密度 （VfD） 为：
油气田开发地质学
而裂缝总体积为裂缝总表面积与平均裂缝宽度的乘积，即 因此：
油气田开发地质学
实际上，体积裂缝密度并不容易测得，而测定面积裂缝密度则较容易，因此常用面积裂缝密度和裂缝平均宽度来求取裂缝的面孔率：
油气田开发地质学
式中：φ′f——裂缝面孔率，小数；Sf——裂缝面积，m2；S——测量截面积，m2； ——裂缝平均宽度，m；L——测量截面积上裂缝总长度，m。
由此可见，裂缝孔隙度的大小与裂缝宽度和密度成正比。
2. 根据岩心和野外露头观测的裂缝宽度、间距等参数计算宏观裂缝孔隙度
裂缝孔隙度可用裂缝宽度 和间距 （D） 表示为：
油气田开发地质学
可根据研究区裂缝宽度 和间距 （D） 的取值范围和分布频率，按上式计算裂缝孔隙度。也可用图解的方法 （Nelson，1985） 求取，如图4-41所示。若有相似露头区，也可用露头得到的裂缝间距值代入上式计算φf。
图4-41 裂缝孔隙度与裂缝宽度和裂缝间距的关系
3. 实验室岩心测试方法求裂缝孔隙度
用岩心测试方法求出的是总孔隙度，即裂缝孔隙度和基质孔隙度之和。通常先用流体饱和法求取岩样的总孔隙度，然后再用压汞和铸体薄片法计算裂缝孔隙度。
除上述方法外，还可使含裂缝岩块吸入有色染料流体，然后用全息摄影方法求裂缝孔隙度。此外，CT扫描也是一种求裂缝孔隙度的精确而有效的手段。
4. 根据薄片观测的裂缝参数计算裂缝微观孔隙度
微观裂缝孔隙度可采用薄片面积法在镜下进行统计和计算，计算公式为：
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式中：bi——第i条裂缝的宽度，m；li——第i条裂缝的长度，m；n——为裂缝条数；S——薄片面积，m2。
5. 双侧向测井裂缝孔隙度解释模型
四川油气田在20世纪80年代初开展了双侧向测井在裂缝性石灰岩与裂缝模型井 （水槽模型） 的应用和研究，证实了垂直裂缝具有双侧向正差异 （RLLD RLLS），水平裂缝则为负差异 （RLLD RLLS）。针对四川油气田碳酸盐岩裂缝以垂直裂缝为主，提出了利用双侧向测井计算裂缝孔隙度的公式 （廖明书，1980）：
油气田开发地质学
式中：RLLD，RLLS——深、浅双侧向电阻率，Ω·m；Rmf——泥浆滤液电阻率，Ω·m；a——经验系数。
1985年A.M.Sibbit用数值模拟获得了裂缝孔隙度值公式：
油气田开发地质学
式中：mf——裂缝的孔隙度指数，数值为1～1.5，一般取1.3；Kr——裂缝畸变系数，数值为1～1.3，水平缝为1.3，垂直缝为1；RLb——岩块 （无裂缝层） 电阻率，Ω·m；RLLS——浅双侧向电阻率，Ω·m。
哥伦比亚大学P. A.Pezard et al.（1990） 介绍了两条平行裂缝条件下宏观各向异性电性质的计算，即电导率张量矩阵。他们按二维模型简化计算，考察了不同倾角裂缝的双侧向测井响应，并得出计算裂缝孔隙度的模型：
垂直裂缝
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水平裂缝
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式中：CLLD，CLLS——深浅双侧向电导率，S/m；Cm——泥浆电导率，S/m。
1990年，塔指设立了双侧向测井物理模拟、数值模拟及解释研究课题。1990～1992年开展了大量应用研究，观测与研究岩心裂缝孔隙度，并用它刻度双侧向测井。1992～1996年完成双侧向测井的三维实体物理模拟、三维有限元与三维电导率张量矩阵数值计算、二维电导率张量矩阵数值计算。经对任意角度、任意裂缝宽度、多组裂缝数值计算、岩心观测与实际测井、测试应用研究，建立了正演的简化测井解释方法：
φf=(A1CLLS+A2CLLD+A3)Rmf
对低角度缝，A1＝-0.992417，A2＝1.97247，A3＝0.000318291；
对倾斜裂缝，A1＝-17.6332，A2＝20.36451，A3＝0.00093177；
对高角度缝，A1＝8.52253，A2＝-8.242788，A3＝0.00071236。
式中：Rmf——泥浆滤液电阻率，Ω·m；CLLD，CLLS——深、浅双侧向电导率，S/m。
6. 孔隙度测井计算裂缝孔隙度
对于裂缝性油气藏，油气储藏在裂缝孔隙 （包括与裂缝连通的溶洞孔隙） 与岩块孔隙中。储层总孔隙体积等于裂缝孔隙体积与岩块孔隙体积之和。并可表示为：
Vt ＝Vf＋Vb
式中：Vt——储层总孔隙体积，m3；Vf——裂缝孔隙体积，m3；Vb——岩块孔隙体积，m3。
等式两边除以储层体积，可获得储层总孔隙度 （φt）、裂缝孔隙度 （φf） 及岩块孔隙度 （φb） 的关系：
φ1＝φf＋φb
（1） 总孔隙度计算
具有CSU系列和3700测井系列时，总孔隙度可应用补偿中子、密度资料根据Schlumberger图版或各种解释软件计算。但在一些老油田，孔隙度系列为中子伽马和声波时差，总孔隙度必须根据中子伽马计算，而计算图版是根据岩心分析结果确定。
（2） 岩块孔隙度计算
声波测井在水平裂缝处一般出现曲线的跳跃，不反映地层的孔隙特征，但在高角度裂缝和网状裂缝发育段，声波测井曲线反映地层的基质孔隙，即岩块孔隙。因此，岩块孔隙度可根据声波测井曲线确定。
（3） 裂缝孔隙度计算
根据体积模型，裂缝孔隙度可根据下式计算：
φf＝φt-φb
（三） 裂缝渗透率
裂缝性储集岩由裂缝和基质岩块组成，具有双重孔隙介质，因此存在两种渗透率，即裂缝渗透率和基岩渗透率。岩石总渗透率是这两种渗透率之和。通常，裂缝渗透率很高，而基岩渗透率相对较低，裂缝渗透率往往要高于基岩渗透率数百倍至数千倍以上。裂缝性储层的孔隙度与渗透率之间没有任何唯一的正比关系。例如，裂缝孔隙度很小，但由于裂缝连通性很好，因而渗透率很高；而基岩孔隙度虽然比裂缝孔隙度大，但它的孔隙连通性相对较差，因此基岩渗透率较低。
1. 裂缝渗透率
裂缝渗透率具有两种含义，即固有裂缝渗透率和岩石裂缝渗透率。
（1） 固有裂缝渗透率 （Kff）
固有裂缝渗透率是流体沿单一裂缝或单一裂缝组系流动而与其周围基岩无关的裂缝渗透率。流体流动截面积只是裂缝孔隙面积。
图4-42给出了一个计算固有裂缝渗透率的简单模型。对于图中的裂缝(1)来说，裂缝平行于流动方向，根据流体驱动力与粘滞力的平衡方程，可知通过该裂缝的单位时间的流量 （Qf）：
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式中：Qf——通过裂缝的单位时间的流量，m3/s；a——岩块宽度，m；L——岩块长度，m；b——裂缝宽度，μm；p1，p2——上游和下游的压力，MPa；μ——流体粘度，mPa·s。
另一方面，根据达西定律，流经截面a·b的流量可表达为：
油气田开发地质学
式中：Kff——固有裂缝渗透率，μm2；其他参数同上。
对比上述两式，则可求得固有裂缝渗透率 （Kff）：
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对于裂缝(2)来说，裂缝与流动方向有一夹角α，则裂缝(2)的固有裂缝渗透率 （Kff）：
油气田开发地质学
从上可知，固有裂缝渗透率与裂缝宽度和裂缝与流动方向的夹角有关。
图4-42 计算裂缝渗透率的简单地质模型
（2） 岩石裂缝渗透率
固有裂缝渗透率只与裂缝本身有关而与基质岩块没有关系。在常规计算渗透率时（根据达西方程），是将孔隙空间与岩石骨架作为统一的流体动力学单元来考虑的，因此，在以岩石为单元计算裂缝渗透率时，应将裂缝与基质岩块作为统一的流体动力学单元。这时所计算的裂缝渗透率为岩石裂缝渗透率。常用的裂缝渗透率即为岩石裂缝渗透率。
在用达西方程计算流体流量时，流动截面积就不是a·b了，而是a·h（h为岩石厚度），因此，有：
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式中：Kf——岩石裂缝渗透率，μm2；h——岩块厚度，m；其他参数同上。
将上式与前述Qf公式对比，则可求得岩石裂缝渗透率Kf：
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即对于图4-42中的裂缝(1)来说，岩石裂缝渗透率可表达为
对于裂缝(2)来说，岩石裂缝渗透率Kf：
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岩石裂缝渗透率与固有裂缝渗透率的关系为：
Kf＝φf·Kff
前面介绍的是单一裂缝的渗透率。对于具多条裂缝的岩石，裂缝渗透率则为所有单一裂缝渗透率之和。如对于一个由两组裂缝组系 （以A组、B组表示） 构成的裂缝网络来说，岩石裂缝渗透率为：
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式中：Kf——岩石裂缝渗透率，μm2；h——岩层流动截面的高度，m；α——裂缝组系A与流动方向的夹角，度；bi——裂缝组系A中第i（i＝1，2，…，n） 条裂缝的宽度，μm；β——裂缝组系B与流动方向的夹角，度；bj——裂缝组系B中第j （j＝1，2，…，m） 条裂缝的宽度，μm。
（3） 岩石总渗透率
裂缝性岩石的总渗透率为岩石裂缝渗透率与基质岩块渗透率之和，即：
Kt＝Kf＋Km
式中：Kt——岩石总渗透率，μm2；Kf——岩石裂缝渗透率，简称裂缝渗透率，μm2；Km——基质岩块渗透率，μm2。
由于裂缝渗透率与流动方向有关，因此岩石总渗透率亦取决于流动方向。在不同的流动方向上，具有不同的总渗透率值。
2. 裂缝渗透率测量方法
裂缝渗透率的确定方法主要有以下几种：
（1） 实验室岩心测试方法求裂缝渗透率
在实验室，可对同一深度的两块样品进行渗透率测定，其中一块样品有裂缝，一块没有裂缝，这时：
Kf＝K1-Km
（2） 利用岩心和野外露头观测的裂缝宽度和密度求取岩石裂缝渗透率
假设有一组裂缝，流动方向与裂缝平行，则：
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式中：Kf——裂缝渗透率，μm2 ；LfD——线性裂缝密度，条/m； ——裂缝平均宽度，μm。
在岩心和露头上测量出裂缝的线性密度和裂缝平均宽度，代入上式即得裂缝渗透率。
（3） 根据薄片观测的裂缝参数计算裂缝微观渗透率
微观裂缝渗透率 （Kf） 一般采用斯麦霍夫 （1969） 提出的薄片面积法在镜下统计和计算，计算公式为：
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式中：Kf——裂缝渗透率，μm2；bi——第i条裂缝的宽度，μm；li——第i条裂缝的长度，μm；S——薄片面积，μm2；n——为裂缝条数，C——比例系数。
C值取决于微裂缝的分布，不同裂缝系统的C值如表4-1所示。
表4-1 不同裂缝系统的C值 （据斯麦霍夫，1969）
（四） 裂缝性储层的分类
根据岩石裂缝孔隙度和渗透率的相对大小以及基质储能和产能特征，可将裂缝性储层分为3类。
1. 裂缝型储层
裂缝提供了基本的储层孔隙度和渗透率。岩石裂缝孔隙度和渗透率均大于基质岩块的孔隙度和渗透率 （φfφm，KfKm）。基质岩块既无储能，又无产能，而裂缝既作为储层的储集空间 （几乎全为裂缝） 又作为渗流通道。
裂缝性泥岩储层、变质岩储层、泥质灰岩储层大都属于此类。
2. 裂缝性特低渗一致密储层
裂缝提供了基本的渗透率，而基质岩块提供了基本的孔隙度。岩块有一定孔隙度（φmφf），具备储能。但由于渗透率低，因而基质岩块基本无产能，储层的产能主要依据裂缝的连通作用 （Kf≥Km）。因此，在这类储层中，裂缝主要作为渗透通道，而作为储集空间的意义不大。
3. 裂缝性常规储层
裂缝提高和改善了储层的渗透率。基质岩块为常规储层，其孔隙度较高 （φm φf），具有储能，同时本身具有渗流能力，即具有产能。裂缝的作用仅是加大了储层的渗流能力，即主要作为渗流通道，增加基质岩块本身已具有的产能。
这类储层在我国东部古近-新近系油田较多，而最为典型的当属中东地区古近-新近系的阿斯马利石灰岩储层，其石灰岩基岩孔隙度在7.5％左右，渗透率为10×10-3～20×10-3μm2，本身具有较低的产能。但在裂缝的影响下，其储层渗透率达5000×10-3μm2，从而使得储层具有很高的产能。
岩石渗透率的实验室测定
岩石渗透率的实验室测定方法都是基于达西定律，所以尽管采用各种不同的仪器设备，原理都是一致的。只要测出岩心样品两端的压力差和通过样品的流量，便可以依据所用流体的黏度，利用相应的达西公式计算出渗透率。
测试的样品有常规小岩心和全直径岩心两种。对于非均质储层，采用全直径岩心进行测定，结果更具代表性。测定时，如采用Hassler型岩心夹持器（图1－11），可分别测出同一岩样的水平方向和垂直方向的渗透率。
图1－11 Hassler型岩心夹持器的结构示意图
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