高 偉，劉 安，費世祥，曹少芳

（1.中國石油長慶油田公司，陜西西安 710021；2.中國石油塔里木油田公司）

庫車坳陷大北地區(qū)深部儲層裂縫綜合評價

高 偉1，劉 安1，費世祥1，曹少芳2

（1.中國石油長慶油田公司，陜西西安 710021；2.中國石油塔里木油田公司）

庫車坳陷大北地區(qū)白堊系儲層埋深一般大于6 000 m，壓實作用強烈，基質(zhì)致密，裂縫比較發(fā)育。通過露頭、巖心觀察及成像測井識別，對裂縫發(fā)育特征及分布規(guī)律進行了研究。在分析裂縫發(fā)育主控因素的基礎(chǔ)上，定量評價了裂縫發(fā)育程度，并結(jié)合現(xiàn)今應(yīng)力特征對裂縫有效性進行了驗證，預(yù)測了優(yōu)質(zhì)儲層的分布范圍。

裂縫－孔隙型儲層；裂縫定量評價；大北氣田；庫車坳陷

大北地區(qū)位于新疆維吾爾自治區(qū)阿克蘇地區(qū)拜城縣境內(nèi)，構(gòu)造上位于塔里木盆地庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶西段（圖1）。該區(qū)鉆探目的層巴什基奇克組埋深普遍大于6 000 m，儲層基質(zhì)致密，巖心孔隙度一般小于8%，基質(zhì)滲透率主要在（0.01～0.1）× 10－3μm2，屬于低孔低滲及特低孔特低滲儲層，但裂縫普遍發(fā)育，總體滲流性能好，近年來在該地區(qū)鉆探井大多數(shù)獲得了高產(chǎn)工業(yè)氣流。這類深埋藏的裂縫－孔隙性儲層性質(zhì)特殊，在國內(nèi)其他油田少見。國內(nèi)外低滲透油田開發(fā)實踐證明，低滲透油田之所以能夠進行有效開發(fā)，與油藏中存在的裂縫系統(tǒng)密切相關(guān)［1］。因此，加強對本區(qū)儲層物性起決定作用的裂縫特征及分布規(guī)律研究，對下一步油氣勘探及開發(fā)方案的部署有著重要的現(xiàn)實意義。

圖1 庫車前陸盆地構(gòu)造單元劃分及大北氣田位置

1 區(qū)域地質(zhì)概況

大北氣田自上而下鉆揭的地層有新近系、古近系和白堊系。氣層主要分布在白堊系巴什基奇克組砂巖段。前人研究表明：在巴什基奇克組沉積時期，大北地區(qū)主要發(fā)育了一套離物源較遠的扇（或辮狀）三角洲前緣沉積［2］。儲層巖性主要為褐色、褐灰色細砂巖、粉砂巖夾薄層泥巖，巖性致密，裂縫比較發(fā)育。裂縫和后期殘余粒間孔、粒間溶孔共同構(gòu)成了油氣的儲集空間。

2 裂縫特征

裂縫雖然是地殼上最小的構(gòu)造，但裂縫卻是良好的次生孔隙儲層和重要的滲流通道［3］，使油氣能夠有效的運移。巖心觀察和成像測井解釋表明，大北氣田白堊系巴什基奇克組砂巖儲層裂縫比較發(fā)育。

2.1 巖心觀察及測井識別

巖心觀察發(fā)現(xiàn)，大北地區(qū)裂縫多為高角度斜交縫、直立縫，其次為平行縫，線密度2條～42條／m，寬度多為0.01～1.00mm，延伸長度0.2～80 cm，半充填－未充填為主，充填物多為泥質(zhì)、石膏、方解石、白云石?？珊Y分出3期裂縫發(fā)育事件。

第Ⅰ期為高角度垂向直立縫，寬度大，縫內(nèi)半充填－充填泥質(zhì)、方解石、石膏等。該期裂縫形成較早，普見被后期形成的裂縫切割穿插現(xiàn)象。

第Ⅱ期主要發(fā)育近順層低角度縫，該類裂縫傾角一般小于30°，縫寬一般都小于0.5 mm，半充填－未充填泥質(zhì)、方解石，切割第一期構(gòu)造縫。

第Ⅲ期裂縫主要為斜交縫，傾角一般為45°～75°，寬1～2 mm，鉆遇延伸5～7 cm，切割前兩期構(gòu)造縫，因形成的時間比較晚，所以未被充填。

通過對大北201、大北202等5口井目的層段微電阻率成像測井資料研究表明，巴什基奇克組儲層存在大量的高角度裂縫，這些裂縫對儲層起到非常好的改善作用。與孔隙型儲層相比，裂縫性砂巖儲層的孔隙度下限可以大幅度降低［4］。通過對井壁成像測井資料分析，總結(jié)出巴什基奇克組儲層砂巖裂縫發(fā)育有4種組合形式：共軛縫組合、平行單斜狀組合、高角度縫主導(dǎo)的網(wǎng)縫帶、小斷層型組合。

分析統(tǒng)計表明，裂縫走向以近東西向為主，其次為北西向－南東向，裂縫傾角50°～80°，裂縫性質(zhì)為高角度構(gòu)造縫和斜交構(gòu)造縫。

2.2 裂縫平面發(fā)育特征

通過野外露頭考察裂縫發(fā)育型砂巖，發(fā)現(xiàn)在大北地區(qū)高角度逆沖擠壓寬緩背斜構(gòu)造中，背斜核部－兩翼－遠端構(gòu)造裂縫發(fā)育強度呈強－中－弱的變化趨勢，背斜的陡翼裂縫較緩翼構(gòu)造裂縫發(fā)育強烈，呈現(xiàn)出不對稱的分布規(guī)律。究其原因，是由于陡翼為被動受力翼部，應(yīng)力比較集中，故裂縫發(fā)育強烈。

3 裂縫發(fā)育主控因素

大北地區(qū)裂縫的形成與發(fā)育主要受最大有效古應(yīng)力大小 、砂巖原始組構(gòu)、砂巖厚度、砂巖埋深和熱演化成熟度以及上覆古近系膏鹽層厚度五種因素的影響［5］。

3.1 最大有效古應(yīng)力大小的影響

構(gòu)造縫與砂巖所受的最大有效古應(yīng)力密切相關(guān)。在成巖程度及巖礦成分相似條件下，最大有效古應(yīng)力越大，構(gòu)造縫密度越大，當應(yīng)力小于30 MPa時，構(gòu)造縫基本不發(fā)育，應(yīng)力大于90 MPa時，構(gòu)造縫最發(fā)育，密度可達2.5條／m。古構(gòu)造擠壓應(yīng)力的大小對構(gòu)造裂縫的發(fā)育直接起決定作用，控制著裂縫的數(shù)量和方位，同時決定著裂縫的規(guī)模和期次。

3.2 砂巖原始組構(gòu)的影響

構(gòu)造裂縫的發(fā)育程度與砂巖的粒度、剛性顆粒含量、分選系數(shù)、泥質(zhì)含量密切相關(guān)。統(tǒng)計分析表明：①細－中細粒砂巖、粉－極細粒砂巖構(gòu)造裂縫最易發(fā)育，而泥質(zhì)粉砂巖、中－粗砂巖構(gòu)造裂縫發(fā)育程度居中，不等粒－含礫（砂礫巖）砂巖，構(gòu)造縫最不易發(fā)育；②構(gòu)造縫的發(fā)育與硅質(zhì)顆粒的含量呈負相關(guān)，硅質(zhì)顆粒含量35%～50%時，構(gòu)造縫最發(fā)育，反之，當硅質(zhì)顆粒大于（或等于）75%時，構(gòu)造裂縫相對較少；③砂巖的分選性越好，構(gòu)造縫越發(fā)育，分選系數(shù)小于1時，構(gòu)造縫最發(fā)育，分選系數(shù)大于4.5時，構(gòu)造縫最不發(fā)育；④泥質(zhì)含量越高，構(gòu)造縫越不發(fā)育，當泥質(zhì)含量小于5%時，構(gòu)造縫最發(fā)育，泥質(zhì)大于15%時，構(gòu)造縫基本不發(fā)育。

3.3 砂巖厚度的影響

構(gòu)造裂縫的發(fā)育受巖層面控制，裂縫通常發(fā)育在巖層內(nèi)，與巖層面垂直，并終止在巖性界面上，極少穿過巖性界面。在相同地質(zhì)環(huán)境下，砂體厚度越薄，構(gòu)造縫數(shù)量越多，密度越大；反之，則構(gòu)造縫逐漸減小。統(tǒng)計表明，在同一微相內(nèi)，當砂體單層厚度小于2 m時，整體表現(xiàn)為脆性，在構(gòu)造擠壓作用下裂縫十分發(fā)育；當單砂體厚度大于4 m時，整體表現(xiàn)為剛性，抗壓實、抗變形能力強，構(gòu)造裂縫相對不發(fā)育。

3.4 砂巖埋深和熱演化成熟度

同一砂巖隨埋深的增加而所受的壓實效應(yīng)增強，容易形成構(gòu)造縫，而相同埋深條件下，砂巖所經(jīng)受的熱演化程度越高，其成巖程度越高，裂縫越易發(fā)育。大北地區(qū)白堊系砂巖在埋深大于5 000 m、熱演化成熟度大于200的條件下，構(gòu)造裂縫十分發(fā)育，密度達1條／m以上，可形成裂縫發(fā)育型有利砂巖儲層。

3.5 古近系膏鹽層厚度的影響

古近系庫姆格列木群膏鹽層的流動性降低了構(gòu)造應(yīng)力對砂巖的側(cè)向擠壓，減緩了成巖作用的進行，抑制了構(gòu)造裂縫的發(fā)育強度，同時也降低了上覆地層的垂向載荷，保護了儲層孔隙，為同等埋深下保存有效、優(yōu)質(zhì)儲層創(chuàng)造了良好的地質(zhì)條件［3］。研究表明：當古近系庫姆格列木群地層厚度大于1 000 m時，最大古構(gòu)造應(yīng)力、現(xiàn)今應(yīng)力一般小于80 MPa，而儲層孔隙度可大于6%，構(gòu)造裂縫密度則降至1.5條／m以下。

4 優(yōu)質(zhì)裂縫－孔隙型儲層分布預(yù)測

4.1 構(gòu)造裂縫發(fā)育程度的定量評價

研究表明，大北地區(qū)地應(yīng)力的方位整體呈北西－南東向，依據(jù)估算最大有效古構(gòu)造應(yīng)力的計算公式 ，恢復(fù)了大北地區(qū)白堊系巴什基奇克組最大水平有效古構(gòu)造應(yīng)力分布（圖2）。

從圖2中可以看出古構(gòu)造應(yīng)力的分布規(guī)律：自北往南有減小的趨勢，在北部靠近主斷層的地方，最大水平有效古構(gòu)造應(yīng)力可達到90 MPa，到了南部邊緣，其應(yīng)力值在80 MPa左右；東西方向上，自西往東有減小的趨勢；構(gòu)造背斜的翼部因構(gòu)造曲率較大，所以顯示出比較高的應(yīng)力值，而在核部和兩端應(yīng)力值相對偏小。如大北102井、大北101井區(qū)，處在同一背斜不同得構(gòu)造部位，位于背斜核部的大北102井區(qū)，其應(yīng)力值小于75 MPa；而處在翼部的大北101井，應(yīng)力值達到了84 MPa左右。隨著遠離翼部區(qū)域，應(yīng)力值逐漸下降。根據(jù)測井應(yīng)力計算和巖心力學(xué)實驗測定，大北地區(qū)目的層段巖石破裂門檻值為71 MPa，小于有效古構(gòu)造應(yīng)力值，所以研究區(qū)目的層段裂縫普遍比較發(fā)育。

裂縫分形維數(shù)是表征裂縫發(fā)育程度的數(shù)學(xué)參數(shù)，其數(shù)值越大，表示裂縫越發(fā)育，均質(zhì)性越好。依據(jù)目的層段的裂縫分維值，在平面上刻畫出了裂縫分形維數(shù)分布規(guī)律，主要表現(xiàn)為：裂縫分維值總體上自北向南逐漸減小，在北部靠近主斷層附近，分維值可達到1.6，而在南部斷層附近，分維值僅為1.2左右，這是由于構(gòu)造應(yīng)力由北往南擠壓造成的；東西方向上變化不大。局部區(qū)塊受斷裂帶影響明顯，隨著遠離斷裂帶，分維值逐漸減小。

圖2 大北地區(qū)白堊系巴什基奇克組最大水平有效古構(gòu)造應(yīng)力分布等值線

針對大北地區(qū)白堊系巴什基奇克組構(gòu)造裂縫發(fā)育程度的定量評價［6］，綜合分析以上單因素信息，結(jié)合露頭裂縫、單井巖心裂縫描述、FMI成像測井裂縫評價和區(qū)域地質(zhì)背景，定量評價了大北地區(qū)白堊系巴什基奇克組構(gòu)造裂縫發(fā)育程度。研究表明，在靠近主斷層的區(qū)域，由于應(yīng)力作用比較強烈，故裂縫密度比較大，可達3.0條／m，自北向南隨著最大水平有效古構(gòu)造應(yīng)力逐漸減小，構(gòu)造裂縫的發(fā)育程度總體也趨于減弱；二級斷裂帶附近裂縫相對也比較發(fā)育，遠離斷裂帶，發(fā)育程度降低，如在大北2井附近，裂縫密度仍達到3.0條／m；大北102井、大北3井和大北301井區(qū)處在背斜的核部，應(yīng)力弱，裂縫密度低于1.0條／m；而背斜翼部曲率驟變帶，裂縫發(fā)育比較強烈，如在大北101井附近，密度達到2.0條／m（圖3）。

4.2 構(gòu)造裂縫有效性定量評價

圖3 大北地區(qū)白堊系巴什基奇克組構(gòu)造裂縫密度分布等值線

現(xiàn)今應(yīng)力場對裂縫的影響，主要是指應(yīng)力對裂縫滲透率的影響。裂縫一旦產(chǎn)生，應(yīng)力隨之釋放，但由于庫車坳陷持續(xù)受到南天山由北往南的擠壓作用［7］，在裂縫形成之后，又有新的應(yīng)力場形成，新應(yīng)力場的存在，必然影響到裂縫的張開度。研究表明，大北地區(qū)目的層段現(xiàn)今應(yīng)力與裂縫有效滲透率呈負相關(guān)關(guān)系（圖4），隨著現(xiàn)今應(yīng)力的不斷增加，裂縫寬度減小，關(guān)閉程度增強，導(dǎo)致裂縫滲透率降低，因而地層滲透率降低。利用該關(guān)系可以定量表征裂縫的有效性。

圖4 大北地區(qū)目的層段垂直裂縫走向應(yīng)力與裂縫有效滲透率關(guān)系

在大北地區(qū)目的層段，實驗測得，當垂直裂縫面應(yīng)力值為84 MPa（即最大水平應(yīng)力105 MPa）時，裂縫完全關(guān)閉，即裂縫滲透率為0，裂縫不再對儲層滲透率起到貢獻作用。而大北地區(qū)現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力值通常在80～100 MPa之間，小于裂縫關(guān)閉應(yīng)力的臨界值105 MPa，所以該區(qū)砂巖目的層段的裂縫是開啟的，不考慮后期物質(zhì)的充填，大部分均為有效裂縫。

對于裂縫發(fā)育型儲層，利用前人的研究成果，可以得到裂縫滲透率方程。Kf＝8.3×109fe2，式中：f為裂縫孔隙度；e為有效裂縫寬度，cm；Kf為裂縫滲透率，10－3μm2。

利用該方程，可以得到大北地區(qū)各井目的層段裂縫滲透率值，從而恢復(fù)有效裂縫滲透率分布規(guī)律：在工區(qū)中部大北101井、大北102井、大北202井區(qū)，裂縫比較發(fā)育，且滲透率最大，均在1.0×10－3μm2以上；而在主斷層附近，雖然裂縫發(fā)育最強烈，但由于后期應(yīng)力的影響，其滲透性減弱，滲透率一般低于0.5×10－3μm2；進一步遠離主斷裂，由于構(gòu)造裂縫發(fā)育程度逐漸降低，裂縫密度逐漸減小，因而滲透率也隨之降低（圖5）。

4.3 優(yōu)質(zhì)儲層展布預(yù)測

在構(gòu)造裂縫密度分布和有效裂縫滲透率平面分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，綜合單井巖心裂縫刻畫、FMI成像裂縫表征、分形維數(shù)裂縫量化及現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力為依據(jù)，對大北地區(qū)白堊系儲層儲集性能進行了綜合評價，預(yù)測了儲層裂縫平面上的發(fā)育程度（圖6）：在研究區(qū)范圍內(nèi)，裂縫型儲層連片且大面積分布，在靠近主斷層區(qū)域，雖然裂縫發(fā)育程度比較高，但由于后期的應(yīng)力作用，先期形成的裂縫在應(yīng)力作用下部分閉合，失去了有效性，故優(yōu)級儲層（滲透率大于1.0 ×10－3μm2）在主斷層附近往往不是很發(fā)育，而主要集中在中部大北101井、大北103、大北1、大北2、大北201等井區(qū)，良級儲層（0.5×10－3μm2≤滲透率＜1.0×10－3μm2）在研究區(qū)中部、南部廣泛分布；進一步遠離主斷層，裂縫發(fā)育程度降低，密度減小，故儲層物性變差，為較差儲層（滲透率小于0.5×10－3μm2）。

圖5 大北地區(qū)白堊系巴什基奇克組有效裂縫滲透率分布等值線

圖6 大北地區(qū)白堊系巴什基奇克組裂縫發(fā)育型儲層評價預(yù)測

5 結(jié)論

（1）大北地區(qū)白堊系巴什基奇克組砂巖儲層致密，裂縫比較發(fā)育，以高角度構(gòu)造縫為主，走向呈東－西、北西－南東向，充填物主要為泥質(zhì)、石膏、方解石等，平面上不同構(gòu)造部位裂縫發(fā)育特征亦不相同。

（2）裂縫發(fā)育主要受最大有效古應(yīng)力、砂巖原始組構(gòu)、砂巖厚度、砂巖埋深和熱演化成熟度以及上覆膏鹽巖厚度五種因素影響。

（3）通過單因素綜合分析，定量評價了研究區(qū)目的層段構(gòu)造裂縫的發(fā)育程度?？拷鲾鄬訁^(qū)域，裂縫密度比較大，遠離主斷層，裂縫的發(fā)育程度也趨于減弱；二級斷裂帶附近裂縫相對也比較發(fā)育；構(gòu)造背斜翼部曲率驟變帶構(gòu)造裂縫相對發(fā)育，而背斜的核部和遠端裂縫相對不發(fā)育。

（4）研究區(qū)裂縫型儲層連片且大面積分布，優(yōu)級儲層（滲透率≥1.0×10－3μm2）主要集中在中部大北101井、大北103、大北1、大北2、大北201等井區(qū)；良級儲層（0.5×10－3μm2≤滲透率＜1.0×10－3μm2）在研究區(qū)中部、南部廣泛分布；遠離主斷層，裂縫發(fā)育程度降低，儲層物性變差，為較差儲層（滲透率小于0.5×10－3μm2）。

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編輯：吳官生

TE111.2

A

1673－8217（2012）03－0032－04

2011－10－20；改回日期：2011－11－22

高偉，碩士，1981年生，2011年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）地質(zhì)學(xué)專業(yè)，現(xiàn)從事沉積儲層綜合研究工作。

中國石油塔里木油田公司基礎(chǔ)研究項目（041008060020）。