Development characteristics of natural fractures in horizontal wells for deep shale gas and their implications for enhanced development: a case study of Wufeng-Longmaxi formations in Luzhou area, southern Sichuan Basin
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摘要: 天然裂缝发育特征分析是深层页岩气勘探开发评价的重要环节，对储层品质综合评价、压裂差异化设计具有指导意义。以四川盆地南部(以下简称川南)泸州区块五峰组—龙马溪组深层页岩为研究对象，综合利用岩心分析化验、水平井成像测井和地震等资料，从岩心天然裂缝描述、水平井成像测井发育特征、水平井天然裂缝与地震预测裂缝带之间的匹配关系等方面进行了系统研究。结果表明：水平井成像测井可准确识别3种天然裂缝类型，即高导缝、高阻缝和微断层；水平井识别裂缝走向与现今最大水平主应力方向一致，裂缝倾角分布规律与处于相同构造部位的评价井直井段总体相似；地震预测裂缝带控制成像测井岩心尺度天然裂缝发育，中强度曲率体裂缝带、低强度曲率体裂缝带、蚂蚁体裂缝带对岩心尺度天然裂缝的影响距离分别为110、80、30~50 m。泸州区块岩心尺度天然裂缝具“双高”特征(倾角高、方解石充填程度高)，揭示的水平井岩心尺度天然裂缝发育特征与直井段、地震预测裂缝带之间的对应匹配关系，可为川南地区海相页岩天然裂缝精细表征、储层分类评价和差异化压裂工艺试验攻关方向提供借鉴。Abstract: The analysis of natural fracture development characteristics is crucial for evaluating deep shale gas exploration and development. It provides valuable insights for assessing reservoir quality comprehensively and designing fracturing strategies differentially. This study focused on the deep shale of the Wufeng-Longmaxi formations in Luzhou area of southern Sichuan Basin (hereinafter referred to as southern Sichuan). Using core analysis, horizontal well imaging logging and seismic data, this study systematically investigated aspects such as descriptions of core natural fractures, development characteristics of horizontal well imaging logging, and the correlation between natural fractures in horizontal wells and seismically predicted fracture zones. The results show that horizontal well imaging logging can accurately identify three types of natural fractures: high-conductivity fractures, high-resistance fractures, and micro-faults. The fracture orientations identified by horizontal wells align with the direction of the current maximum horizontal principal stress, with fracture dip distribution patterns similar to those observed in vertical evaluation wells in the same structural positions. Seismically predicted fracture zones control the development of core-scale natural fractures identified through imaging logging. The influence distances of medium-intensity curvature body fracture zones, low-intensity curvature body fracture zones, and ant-track fracture zones on core-scale fractures are 110, 80, and 30-50 m, respectively. The Luzhou area's core-scale natural fractures exhibit "double-high" characteristics (high dip angle and high degree of calcite filling). The revealed correlations between the deve-lopment characteristics of core-scale natural fractures in horizontal wells, vertical well sections and seismic fracture zones serve as valuable references for the fine characterization of natural fractures, reservoir classification evaluation and differential fracturing technology testing of marine shale in southern Sichuan.
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Key words:
- horizontal well /
- natural fracture /
- deep shale gas /
- Wufeng Formation /
- Longmaxi Formation /
- Luzhou area /
- Sichuan Basin
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美国页岩气开发革命性突破，支撑美国2019年实现能源独立，2021年页岩气产量为7 643×108 m3，在油气总产量中的占比达50%以上[1]。我国在美国页岩气成功开发示范效应带动下，与实际地质工程条件相结合，历经十余年理论技术攻关与开发实践，2022年页岩气产量为240×108 m3，成为世界第二大页岩气生产国。页岩气勘探开发实践证实，四川盆地南部海相页岩具有优越的页岩气资源条件，可采资源量达12.85×1012 m3，具备规模开发潜力[2-7]。
页岩气作为一种非常规天然气资源，需借助人工改造以实现效益开发，实践已证明天然裂缝发育对页岩气高效开发具显著影响[8-14]。国内学者针对海相页岩天然裂缝识别方法、类型划分、发育控制因素等三大方面进行了广泛而深入的研究。在天然裂缝识别方面，主要包括测试分析、地质描述、测井、地震等手段，识别表征纳米级—米级裂缝[15-21]；在裂缝类型划分方面，已初步明确了页岩天然裂缝分类方案，在不同观察尺度可依据成因、产状、充填程度、与岩层关系等方面进行分类[22-27]；在裂缝发育控制因素方面，主要聚焦于岩性及矿物组成、沉积环境、岩石力学性质、构造和岩层厚度等方面，而不同成因裂缝所受的主控因素有所差异[22-23, 25, 28]。
水平井天然裂缝表征方面，在碳酸盐岩和致密砂岩中研究相对较多，利用成像测井(FMI/XRMI)实现了水平井碳酸盐岩天然裂缝定性分析、定量解释[29-30]；对于致密砂岩，通过水平井裂缝的常规测井异常响应特征，提取裂缝的响应信息，建立水平井天然裂缝综合判别模型[31]。而在海相页岩水平井天然裂缝表征方面，由于岩心及成像测井资料限制，主要通过声波测井、地震预测和经验图版等方法进行预测和研究[32-33]。因此，当前针对海相页岩水平井裂缝的表征主要集中于裂缝发育段的识别和相对发育程度的评价，无法定量表征裂缝的发育程度，同时水平井天然裂缝发育特征及其与地震预测天然裂缝间匹配对应关系也尚不明确。
本文以川南泸州区块五峰组—龙马溪组深层页岩为例，基于钻井岩心、水平井成像测井、地震预测天然裂缝等资料，对泸州区块水平井天然裂缝发育特征进行了系统研究，明确了水平井裂缝发育特征及与地震预测天然裂缝平面分布间的匹配关系。该成果可以进一步深化对川南海相页岩天然裂缝发育规律的认识，并为深层页岩储层分类评价和差异化压裂工艺试验攻关方向提供一定的参考。
1. 地质概况
泸州区块深层页岩气是川南页岩气下步增储上产主力区块，预期“十五五”末年产气量将达100×108 m3。截至目前，区内累积投产气井190余口。受地质及工程因素的综合影响，气井效果参差不齐，其中天然裂缝是影响气井效果的一项主要因素。从整体气井效果而言，网状缝发育区气井平均最终可采储量(EUR)高于单向缝发育区。为深入研究水平井天然裂缝发育特征及分布规律，在福集向斜北部LU12平台的LU12-2井开展了水平井成像测井录取工作。
LU12平台地理位置位于重庆市荣昌区，储层埋深3 780~3 800 m，周边不发育Ⅰ、Ⅱ级断层，3 km范围内仅发育1条北东向Ⅲ级断层(图 1)。依据研究区地层及储层平面分布规律，预测LU12平台U/Th值大于1.25的优质页岩厚度4~6 m，龙马溪组地层厚度500~550 m，五峰组—龙一1亚段Ⅰ+Ⅱ类储层厚度56 m，Ⅰ类储层连续厚度10.5 m，储层参数优越(脆性矿物含量62.5%、有机碳(TOC)含量2.5%、孔隙度4.7%、总含气量5.7 m3/t)；地层压力系数为1.9~2.1，整体为高压气藏，保存条件好。
图 1 四川盆地南部泸州区块区域构造位置(a)和五峰组底界构造(b)Figure 1. Structural location (a) and bottom structure of Wufeng Formation (b) of Luzhou area, southern Sichuan Basin依据泸州区块龙一1亚段7分小层划分方案，自下而上依次为①、②、③、④、⑤、⑥、⑦小层；同时根据沉积环境、储层类别、力学品质、储量动用特征，将五峰组—龙马溪组页岩气主力开发层段五峰组—龙一1亚段纵向上划分为2个开发层系，下部开发层系(以下简称下层系)五峰组—④小层、上部开发层系(以下简称上层系)⑤—⑦小层[34]。水平井LU12-2井设计目标靶体为①—②小层，井轨迹方位165°(垂直于最大水平主应力方向)，水平段长度2 350 m。钻井实施过程中对水平段长进行了优化调整，完钻水平段长2 509 m，水平井轨迹整体穿行在下层系。由于地层局部起伏，靶体少量钻遇五峰组和③小层，目标靶体①—②小层钻遇率为82.9%。
LU12平台未开展取心作业，周边区域完钻取心评价井有4口，即LU203、LU1、LU2、LU3井。LU12-2井水平段平面上距评价井LU2井距离最近(3.4~3.8 km)，开发层段五峰组—龙一1亚段地层与储层厚度大体相近(图 2)，同时气井均分布于宽缓向斜区，且仅为1条20~80 m断距的Ⅲ级断层所分割，因此，可开展岩心尺度天然裂缝发育特征的对比分析。
图 2 四川盆地南部泸州区块LU2井五峰组—龙一1亚段储层综合柱状图Figure 2. Comprehensive histogram of Wufeng Formation to S1l11 sub-member reservoir in well LU2, Luzhou area, southern Sichuan Basin岩心及测井天然裂缝综合描述结果显示，LU2井五峰组—龙一1亚段地层厚度61 m，共发育裂缝87条。按裂缝成因，研究区裂缝类型主要为5类，即页理缝、顺层滑脱缝、剪切缝、张性缝和异常高压缝(图 3)。依据行业标准《页岩气井岩心描述技术要求: NB/T 10400-2020》中的裂缝产状分类方案(水平缝的裂缝倾角小于15°、低角度斜交缝的裂缝倾角15°~45°、高角度斜交缝的裂缝倾角45°~75°、直立缝的裂缝倾角大于75°)，研究区以大于75°的直立缝发育为主，其中水平缝发育20条(占比22.9%)、低角度斜交缝5条(占比5.8%)、高角度斜交缝19条(占比21.8%)、直立缝43条(占比49.5%)。五峰组—龙一1亚段平均裂缝线密度1.42条/m，下层系裂缝发育密度较高，以直立缝和滑脱缝为主，多被方解石和黄铁矿充填；上层系裂缝发育密度整体偏低，主要发育于⑤—⑥小层的局部层段。
图 3 四川盆地南部泸州区块LU2井天然裂缝发育特征a.龙一1亚段①小层，水平页理缝，充填方解石，缝面平整；b.五峰组，水平顺层滑脱缝，全充填方解石，缝面见擦痕；c.龙一1亚段④小层，直立剪切缝，全充填方解石，缝面平直、光滑；d.五峰组，直立张性缝，全充填方解石，缝面弯曲、缝体宽度变化明显；e.龙一1亚段⑤小层，异常高压缝，半充填方解石和沥青，形状不规则，缝体中部宽，向两端快速减小。Figure 3. Development characteristics of natural fractures in well LU2, Luzhou area, southern Sichuan Basin2. 水平井成像测井识别
成像测井技术是一种用于获取井壁图像的测井技术，原理是利用探头在井壁上扫描时所记录下的井壁电阻率、声波速度等参数，通过计算和处理将这些数据转化为井壁图像。常用的成像测井仪器主要包括微电阻率扫描成像仪(FMI/EMI)、油基成像测井仪(OBMI)和声波成像测井仪[30, 35-39]。
泸州区块页岩气主力开发层段五峰组—龙一1亚段页岩页理缝发育、脆性矿物含量高(>65%)，导致在钻井过程中易出现掉块、垮塌现象，因此，在水平段选用强封堵高抑制性油基钻井液进行钻井施工，以预防裂缝性漏失和井壁失稳，保障钻井安全。泸州区块油基泥浆钻井液技术要求：破乳电压大于等于800 V，在电压较低未引起破乳时，油基钻井液不导电，因此，FMI/EMI成像仪器不能适用；而OBMI和声波成像测井仪因识别精度受限，不能很好反映水平井井周裂缝发育特征[37]。油基泥浆电成像测井仪(NGI)创新采用的探头通过测量8个电极板上192个微电极的交流电，提高对竖直和横向特征的敏感度，从而提高图像的分辨率，可适应水平井油基钻井液环境下对井周裂缝的识别。因此，为了深入研究水平井段天然裂缝发育特征，在LU12-2井钻头尺寸8.5英寸的2 509 m水平段开展了油基泥浆电成像测井(NGI)和解释工作。
相较于岩心宏观裂缝描述和统计，成像测井的优势在于能直观显示裂缝的走向及倾向方位，精确计算裂缝倾角的大小。在进行裂缝识别时，正弦曲线波谷指示方位为裂缝倾向，与倾向垂直方向为裂缝走向方位，裂缝倾角可依据正弦曲线高度和井眼直径进行准确计算。评价井直井—斜井段斜交缝的岩心展开图及成像图呈现典型正弦曲线特征；水平缝岩心展开图及成像图呈低角度正弦水平分布，与井筒垂直；直立缝岩心展开图及成像图呈高角度正弦曲线特征，局部呈现两侧直立—对称的分布特征，与井筒平行(图 4)。转换为水平井段时，斜交缝在成像图中仍然呈典型正弦曲线特征；但水平地层界面和直立缝在成像图中分布特征与直井—斜井段相反，即水平岩层界面在成像图中呈高角度正弦曲线分布特征(局部呈现两侧直立—对称分布特征)，与井筒平行；直立缝在成像图中呈低角度正弦或水平分布，与井筒垂直(图 5)。
图 4 评价井成像测井裂缝识别示意(a)及四川盆地南部泸州区块天然裂缝岩心滚扫照片和对应成像测井特征(b)a图据参考文献[38]修改。Figure 4. Fracture identification by imaging logging for appraisal wells (a), and rolling scan photos and corresponding imaging logging characteristics of natural fractures in Luzhou area, southern Sichuan Basin (b)
图 5 四川盆地南部泸州区块水平井成像测井上岩层界面及直立缝发育特征Figure 5. Development characteristics of rock layer interface and vertical fractures shown by imaging logging of horizontal wells in Luzhou area, southern Sichuan Basin3. 水平井天然裂缝发育特征
利用成像测井资料进行裂缝定量评价，可进行裂缝类型识别及裂缝参数(走向、倾向、线密度)定量计算[37-39]。
3.1 裂缝类别
根据裂缝充填矿物电阻差异及正弦曲线特征[38]，水平井LU12-2井识别天然裂缝可细分为3种类别，即微断层、高阻缝和高导缝(图 6)。微断层是指正弦曲线见明显错动，成像测井解释错动位移一般在2 cm以内；高阻缝即缝内充填不易导电的高阻矿物，成像图上呈亮色正弦曲线特征；高导缝即缝内充填易导电的矿物或缝内未被完全充填，成像图上显示为黑褐色正弦曲线。前人对泸州区块岩心裂缝充填特征研究表明，裂缝充填物主要为方解石、黄铁矿和沥青等矿物，以方解石和黄铁矿为主[22]。因此，成像测井裂缝解释中的高阻缝充填矿物主要为方解石和沥青，高导缝充填矿物主要为黄铁矿。岩心观察中最常见的页理缝，由于在测井识别中会与页岩纹层、黄铁矿层、斑脱岩层等产生干扰，因此，无法仅依靠成像测井资料进行准确识别。
图 6 四川盆地南部泸州区块LU12-2井水平井成像测井裂缝特征a.微断层，图像可见轻微错动；b.高阻缝，图像见典型亮色正弦曲线；c.高导缝，图像见近水平的暗色低角度正弦曲线。Figure 6. Fracture characteristics shown by imaging logging of horizontal well LU12-2 in Luzhou area, southern Sichuan Basin3.2 裂缝产状
成像测井识别LU12-2井裂缝倾向为0.2°~359.6°，裂缝走向玫瑰花图显示，裂缝发育主要方位为100°(图 7a)。同处于福集向斜4口邻近评价井测井解释①—②小层现今最大水平主应力方向为85°~105°；受两侧Ⅲ级断层的影响，井轨迹穿行区域地震预测裂缝带走向主要为50°~75°(图 8)，因此，综合判定LU12-2井裂缝优势走向方位为50°~75°。
图 7 四川盆地南部泸州区块LU12-2井裂缝产状分布Figure 7. Fracture occurrence in well LU12-2, Luzhou area, southern Sichuan Basin
图 8 四川盆地南部泸州区块LU12-2井井周地震预测多级天然裂缝分布据参考文献[6] 修改。Figure 8. Distribution of multi-level natural fractures predicted by seismic logging around well LU12-2, Luzhou area, southern Sichuan Basin成像测井识别LU12-2井裂缝倾角为1.9°~ 89.9°，平均值为76.4°。裂缝总体表现为倾角越大、占比越高，倾角大于等于75°的直立缝占比达72.4%。与邻近直井LU2井岩心裂缝描述的倾角分布特征对比发现，二者分布特征总体一致，大于等于75°的直立缝占绝对优势；15°~45°的低角度斜交缝占比、45°~75°的高角度斜交缝占比与水平井相似(图 7b)。水平井与直井裂缝倾角最大的差异在于对水平缝的比例，岩心上可清晰识别页理缝和顺层滑脱缝，但在水平井成像测井识别过程中，由于岩层层面、纹层等干扰，无法准确对水平缝进行识别。
3.3 裂缝线密度
LU12-2水平井成像测井3 589~6 098 m共识别507条裂缝，其中，裂缝404条、微断层103条。按1 m为统计单位进行天然裂缝线密度计算，2 509 m水平段线密度为0~8条/m，平均为0.2条/m，线密度最高位于①小层(4 978~4 979 m)。裂缝最发育井段为4 317.79~4 533.37 m，主要位于②小层，裂缝发育总条数为201条，平均线密度0.93条/m，以直立缝为主(倾角平均值为84.08°)。
4. 成像测井与地震预测耦合性
针对深层页岩气构造及断裂复杂、地层挠曲发育的难题，地球物理攻关形成了基于三维地震叠后数据的多级断层刻画技术，通过耦合相干、曲率、蚂蚁体地震属性参数，实现了不同尺度断层和天然裂缝的分级刻画，预测准确度较好，单井裂缝预测符合率超过65%[6]。依据多级天然裂缝分布图中解释方法的差异性划分为蚂蚁体裂缝带和曲率体裂缝带2种类别，其中曲率体裂缝带按照能量的强度进一步划分为3种，即高强度曲率体裂缝带(红色)、中强度曲率体裂缝带(黄色)和低强度曲率体裂缝带(绿色)(图 8)。
为探究地震预测多级裂缝带与水平井岩心尺度裂缝发育的耦合性，将LU12-2井水平井井轨迹与多级天然裂缝分布图进行叠合，叠合发现水平段穿过5个地震解释多级裂缝发育带。通过与水平井段测井解释裂缝发育段对比分析发现，可见4处成像测井微断层发育段与地震解释多级裂缝发育带存在较好吻合性(吻合度为80%)，水平段从A点—B点依次穿过蚂蚁体裂缝带(黑色)—中强度曲率体裂缝带(黄色)—低强度曲率体裂缝带(绿色)—蚂蚁体裂缝带(黑色)(图 8)。
页岩野外剖面宏观裂缝发育特征显示，靠近断层附近天然裂缝发育密度急剧增加(图 9)[14, 22, 28, 40-41]。因此，地震预测裂缝带对应于水平井井筒上即为存在微位移的微断层发育带，岩心尺度观察描述的裂缝类型与成像测井解释的裂缝相对应。由此可通过成像测井裂缝发育带特征，判定不同类型地震预测裂缝带对岩心尺度天然裂缝的影响范围。具体而言，以水平段穿行的第(2)处(图 8)中强度曲率体裂缝带(黄色)为例，中强度曲率体裂缝带(黄色)对应的微断层发育带宽度为55 m，以微断层带附近裂缝连续密集发育、倾角以75°以上的直立缝发育为主，裂缝发育带宽度为223 m，因此，以地震预测中强度曲率体裂缝带(黄色)中心为分界线，其对岩心尺度裂缝的影响距离为110 m。同理，低强度曲率体裂缝带(绿色)影响距离为80 m，蚂蚁体裂缝带(黑色)影响距离为30~50 m(图 10)。
图 9 四川盆地十八道湾剖面五峰组—龙马溪组断层附近天然裂缝发育特征据参考文献[41] 修改。Figure 9. Development characteristics of natural fractures near faults in Wufeng-Longmaxi formations of Shibadaowan section in Sichuan Basin
图 10 四川盆地南部泸州区块LU12-2井水平井成像测井天然裂缝分布Figure 10. Natural fracture distribution from horizontal well imaging logging in well LU12-2, Luzhou area, southern Sichuan Basin综上，地震预测裂缝带宽度分布在40~55 m，裂缝带的分布控制岩心尺度天然裂缝的发育程度，曲率体裂缝带较微细蚂蚁体裂缝带影响范围更大，曲率体裂缝带强度越大，影响范围越大。
5. 启示与讨论
5.1 页岩储层分类评价攻关方向
现今常用页岩储层分类评价主要聚焦于生气潜力(有机碳含量)、基质储层物性(孔隙度)、基质易压裂性(脆性矿物含量)和含气性(总含气量)此4项关键参数(表 1)[42-43]。但页岩气藏属人造气藏，在页岩气保存条件优越的区块，水平井高产与否与压裂改造后复杂缝网形态密不可分，而天然裂缝的存在对于气井套变、压窜等复杂工况及压裂体积改造均具有重要影响[44-45]。因此，强非均质性页岩储层分类评价亟需进一步补充添加天然裂缝指标参数，重点可优先聚焦于分析资料最丰富的厘米级岩心尺度天然裂缝(岩心、成像测井)以及可实现平面预测的米级天然裂缝(地震预测)。
表 1 四川盆地五峰组—龙马溪组储层分类标准[42]Table 1. Reservoir classification standard for Wufeng-Longmaxi formations in Sichuan Basin参数 页岩储层 Ⅰ类储层 Ⅱ类储层 Ⅲ类储层 有机碳含量/% ≥3 2~3 1~2 有效孔隙度/% ≥5 3~5 1~3 脆性指数 ≥55 45~55 30~45 含气量/(m3/t) ≥3 2~3 1~2 5.2 压裂体积改造试验攻关方向探讨
5.2.1 含酸液压裂液体系试验
前人针对四川盆地五峰组—龙马溪组页岩进行了酸液溶蚀实验研究，分析结果表明酸化溶蚀过程中有微裂缝产生，页岩的孔隙度、渗透率同时增大[46-49]。选取泸州区块已实施井进行统计分析，其中在天然裂缝发育特征方面，L1井区蚂蚁体裂缝和曲率体裂缝共同发育，Y1井区以蚂蚁体裂缝发育为主[6]，剔除恶性套变及压窜井后，共计分析气井59口。在水平井钻井靶体钻遇率水平相当、压裂施工主体参数相近的情况下，气井折算每米平均最终可采储量(EUR)为(3.71~10.96)×104 m3，存在显著差异。通过气井折算每米EUR与压裂液酸液比例的单因素统计分析表明，二者呈现正相关关系，随着酸液比例的增加，每米EUR呈现上升的趋势，每米EUR大于7×104 m3的气井，对应压裂液酸液比例主要为0.35%~0.60%(图 11)。因此，针对泸州区块水平井开发目的层天然裂缝以大于等于75°的直立缝发育为主、充填程度高且充填矿物主要为方解石的发育特征，压裂改造是否可通过加入适度酸液、促进缝内方解石充填物的溶蚀，从而有助于支撑缝形成、增加导流能力，还需进一步开展页岩储层酸敏实验和现场试验攻关。
图 11 四川盆地南部泸州区块气井压裂液酸液比例与每米EUR相关性Figure 11. Correlation between acid liquid ratio of gas well fracturing fluid and EUR per meter in Luzhou area, southern Sichuan Basin5.2.2 压裂规模差异化设计试验
由于裂缝面并非由碳酸盐矿物组成，不会与缝中充填的方解石发生晶体键合作用，因此方解石充填裂缝容易在压裂过程中再次破裂而开启[50]，此时原始微细天然裂缝将成为页岩气短距离运移优势通道，极大改善缝控区域页岩渗流能力，促进页岩气从基岩孔隙流入井筒，从而利于气井产出[11, 51-52]。综上，针对泸州区块天然裂缝充填物中59.4%为方解石充填的地质条件[22]，可根据裂缝发育程度的差异性，开展压裂规模优化试验。具体而言，在水平井微细天然裂缝发育段，压裂可降低规模，以轻微改造激活和支撑原始天然裂缝为主要目的；而在水平井微细天然裂缝不发育段，可适当增加压裂强度，促进人工缝网延伸、提升缝网复杂程度。
6. 结论
(1) 页岩气水平井成像测井可实现3种天然裂缝的准确识别，即高导缝、高阻缝和微断层；裂缝走向与现今最大水平主应力方向基本一致，裂缝倾角分布与处于相同构造部位的评价井直井段分布规律相似。
(2) LU12-2井水平井井轨迹与地震预测多级裂缝分布图叠合显示，地震预测裂缝带控制成像测井岩心尺度天然裂缝的分布。地震预测中强度曲率体裂缝带对岩心尺度裂缝的影响距离为110 m，低强度曲率体裂缝带影响距离为80 m，蚂蚁体裂缝带影响距离为30~50 m。
(3) 依据泸州区块岩心尺度裂缝“双高”特征(倾角高：倾角大于等于75°的裂缝占比达50%；方解石充填程度高：方解石充填的裂缝占比59.4%)，可针对性开展储层分类评价优化及压裂体积改造攻关试验。
致谢: 本文撰写和修改期间审稿专家和编辑提出许多宝贵意见和建议，在此致以衷心感谢！利益冲突声明/Conflict of Interests所有作者声明不存在利益冲突。All authors disclose no relevant conflict of interests.作者贡献/Authors’Contributions杨学锋、夏自强、赵圣贤参与论文设计、写作和修改，何沅翰、高瑞琪、曹埒焰参与数据整理与绘图。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。YANG Xuefeng, XIA Ziqiang and ZHAO Shengxian participated in the design, writing and revision of the paper. HE Yuanhan, GAO Ruiqi and CAO Lieyan contributed to data compilation and drawing. All authors have read the last version of the paper and consented to its submission. -
图 1 四川盆地南部泸州区块区域构造位置(a)和五峰组底界构造(b)
Figure 1. Structural location (a) and bottom structure of Wufeng Formation (b) of Luzhou area, southern Sichuan Basin
图 2 四川盆地南部泸州区块LU2井五峰组—龙一1亚段储层综合柱状图
Figure 2. Comprehensive histogram of Wufeng Formation to S1l11 sub-member reservoir in well LU2, Luzhou area, southern Sichuan Basin
图 3 四川盆地南部泸州区块LU2井天然裂缝发育特征
a.龙一1亚段①小层，水平页理缝，充填方解石，缝面平整；b.五峰组，水平顺层滑脱缝，全充填方解石，缝面见擦痕；c.龙一1亚段④小层，直立剪切缝，全充填方解石，缝面平直、光滑；d.五峰组，直立张性缝，全充填方解石，缝面弯曲、缝体宽度变化明显；e.龙一1亚段⑤小层，异常高压缝，半充填方解石和沥青，形状不规则，缝体中部宽，向两端快速减小。
Figure 3. Development characteristics of natural fractures in well LU2, Luzhou area, southern Sichuan Basin
图 4 评价井成像测井裂缝识别示意(a)及四川盆地南部泸州区块天然裂缝岩心滚扫照片和对应成像测井特征(b)
a图据参考文献[38]修改。
Figure 4. Fracture identification by imaging logging for appraisal wells (a), and rolling scan photos and corresponding imaging logging characteristics of natural fractures in Luzhou area, southern Sichuan Basin (b)
图 5 四川盆地南部泸州区块水平井成像测井上岩层界面及直立缝发育特征
Figure 5. Development characteristics of rock layer interface and vertical fractures shown by imaging logging of horizontal wells in Luzhou area, southern Sichuan Basin
图 6 四川盆地南部泸州区块LU12-2井水平井成像测井裂缝特征
a.微断层，图像可见轻微错动；b.高阻缝，图像见典型亮色正弦曲线；c.高导缝，图像见近水平的暗色低角度正弦曲线。
Figure 6. Fracture characteristics shown by imaging logging of horizontal well LU12-2 in Luzhou area, southern Sichuan Basin
图 7 四川盆地南部泸州区块LU12-2井裂缝产状分布
Figure 7. Fracture occurrence in well LU12-2, Luzhou area, southern Sichuan Basin
图 8 四川盆地南部泸州区块LU12-2井井周地震预测多级天然裂缝分布
据参考文献[6] 修改。
Figure 8. Distribution of multi-level natural fractures predicted by seismic logging around well LU12-2, Luzhou area, southern Sichuan Basin
图 9 四川盆地十八道湾剖面五峰组—龙马溪组断层附近天然裂缝发育特征
据参考文献[41] 修改。
Figure 9. Development characteristics of natural fractures near faults in Wufeng-Longmaxi formations of Shibadaowan section in Sichuan Basin
图 10 四川盆地南部泸州区块LU12-2井水平井成像测井天然裂缝分布
Figure 10. Natural fracture distribution from horizontal well imaging logging in well LU12-2, Luzhou area, southern Sichuan Basin
图 11 四川盆地南部泸州区块气井压裂液酸液比例与每米EUR相关性
Figure 11. Correlation between acid liquid ratio of gas well fracturing fluid and EUR per meter in Luzhou area, southern Sichuan Basin
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