袁 靜，曹 宇，李 際，董道濤，楊 蓉，李春堂，昌倫杰，楊俊生

[1.中國石油大學(xué)(華東) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580； 2.中國石油 新疆油田分公司 實驗檢測研究院，新疆克拉瑪依 834000； 3.中國石化 勝利油田 森諾勝利工程有限公司，山東 東營 257000； 4.中國石化 華北分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450000； 5.中國石油 塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000]

庫車坳陷迪那氣田古近系裂縫發(fā)育的多樣性與差異性

袁 靜1，曹 宇1，李 際2，董道濤1，楊 蓉3，李春堂4，昌倫杰5，楊俊生1

[1.中國石油大學(xué)(華東) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580； 2.中國石油 新疆油田分公司 實驗檢測研究院，新疆克拉瑪依 834000； 3.中國石化 勝利油田 森諾勝利工程有限公司，山東 東營 257000； 4.中國石化 華北分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450000； 5.中國石油 塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000]

以巖心觀察和薄片鑒定為基礎(chǔ)，輔以掃描電鏡、粘土礦物X-衍射、流體包裹體、油層物性分析等手段，結(jié)合區(qū)域地質(zhì)研究成果，系統(tǒng)研究塔里木盆地庫車坳陷迪那氣田古近系低滲-特低滲砂巖儲層裂縫的多樣性和差異性。結(jié)果表明：宏、微觀裂縫主要為構(gòu)造裂縫，其余依次為溶蝕裂縫、成巖裂縫和超壓裂縫。構(gòu)造裂縫分為剪切裂縫、擴張裂縫和震裂縫3種主要類型(以剪切裂縫為主)和3個發(fā)育期次；其中對儲集烴類最為有效的裂縫形成于晚喜馬拉雅期(上新世末期，即2.6～1.81 Ma)的構(gòu)造擠壓作用；溶蝕裂縫、成巖裂縫與超壓裂縫與油氣注入引起的溶蝕作用、粘土礦物脫水收縮、強烈構(gòu)造擠壓、快速深埋及流體增壓造成的地層超壓有關(guān)，主要形成時間為庫車末期至西域期(2 Ma至現(xiàn)今)。裂縫發(fā)育的差異性主要受巖石類型、沉積相帶、單層厚度和與主控斷層距離的控制。位于氣田中部的水下分流河道以粉細砂巖為主，裂縫最發(fā)育，單井產(chǎn)能高。裂縫線密度與單層厚度呈“座椅”式負相關(guān)，隨著與主控斷層距離增大而減小；泥巖裂縫線密度小于0.4 條/m，且與單層厚度無關(guān)。

構(gòu)造裂縫；溶蝕裂縫；成巖裂縫；超壓裂縫；裂縫特征;低滲砂巖儲層;迪那氣田;塔里木盆地

迪那氣田是塔里木盆地繼克拉2氣田發(fā)現(xiàn)之后又一新的重大發(fā)現(xiàn)，地質(zhì)儲量超過千億方3[1]，不僅進一步證實了庫車前陸盆地屬于富氣盆地，也使塔里木油田天然氣年產(chǎn)能穩(wěn)步超過200×108m3。前期研究表明，迪那氣田古近系砂巖儲層總體上為低孔、低滲-特低滲，裂縫對儲層的滲透性和產(chǎn)能有較大貢獻[1-4]。

近年來，學(xué)者們對迪那氣田從地質(zhì)特征與沉積儲層特征、儲層形成機制[1-3]，成藏機制、成藏機理及成藏年代、異常高壓形成及其與油氣成藏的關(guān)系[4-6]，構(gòu)造裂縫發(fā)育特征、分布評價、表征建模及其與產(chǎn)能關(guān)系[7-9]等角度開展了研究，但尚無關(guān)于迪那氣田古近系裂縫的多樣性發(fā)育和地質(zhì)因素對其差異性影響的報道。本文以迪那古近系(特)低滲透砂巖氣藏為研究對象，精細觀察8口取心井343.6 m巖心、371塊巖石樣品薄片、統(tǒng)計分析百余塊樣品的掃描電鏡圖像、油層物性數(shù)據(jù)和數(shù)十塊樣品的X-衍射、包裹體分析測試成果，綜合運用鉆井、錄井、測井等技術(shù)手段，揭示裂縫類型、成因和發(fā)育期次的多樣性，并研究巖性、單層厚度、沉積微相和與主控斷層距離等地質(zhì)因素對裂縫發(fā)育影響的差異性，以期為進一步認識該區(qū)油氣富集規(guī)律，促進高效開發(fā)提供地質(zhì)認識支持。

1 地質(zhì)概況

迪那氣田位于塔里木盆地北部庫車前陸盆地秋里塔格構(gòu)造帶東部迪那-東秋構(gòu)造區(qū)帶上，東南鄰陽霞凹陷，西接拜城凹陷(圖1)。秋里塔格構(gòu)造帶呈近東西向展布，其東段發(fā)育兩條北傾的逆沖大斷裂，一條是發(fā)育并定型于喜山期的迪那北斷裂；另一條是在燕山期開始發(fā)育，喜馬拉雅末期定型的東秋里塔格斷裂，為控制迪那構(gòu)造的主控斷層。

迪那地區(qū)自下而上發(fā)育白堊系、古近系、新近系和第四系。本文研究目的層古近系自下而上發(fā)育庫姆格列木群(E2，劃分為3個砂層組)和蘇維依組(E1，劃分為5個砂層組)，已完鉆井均在其中獲得工業(yè)油氣流，鉆厚334～408 m，與下伏白堊系呈角度不整合接觸。迪那地區(qū)古近系發(fā)育于大型扇三角洲前緣部分和濱淺湖環(huán)境，以退積旋回為主。扇三角洲平原亞相僅在迪那東北部地區(qū)發(fā)育，向西南方向很快相變?yōu)樯热侵耷熬墎喯?；濱淺湖環(huán)境則主要發(fā)育砂灘和泥灘微相，主要分布于迪那西部地區(qū)。

鉆井揭示和測井解釋表明，迪那氣田古近系儲層巖石類型主要為褐色粉砂巖、細砂巖、中砂巖，其次為雜色、褐色含礫中細砂巖、細礫巖等，粗砂巖相對不發(fā)育。

圖1 塔里木盆地庫車坳陷次級構(gòu)造單元劃分以及迪那氣田位置分布示意圖Fig.1 Tectonic units of Kuqa Depression and the location of DN gas field,Tarim Basin

巖心測試和測井解釋物性統(tǒng)計結(jié)果表明：迪那氣田古近系砂巖基質(zhì)物性差，孔隙度平均值為7.2%，滲透率平均值為0.211×10-3μm2，屬于低孔，低滲-特低滲砂巖儲層；裂縫孔隙度很小可忽略，裂縫滲透率相對較高，平均值為15.252×10-3μm2。裂縫使巖心樣品的滲透率顯著提高，可見裂縫對該區(qū)儲層滲透能力貢獻巨大，對油氣的滲流規(guī)律和產(chǎn)能起主導(dǎo)作用。

2 裂縫的多樣性發(fā)育

2.1 裂縫的主要類型

綜合運用巖心和巖石薄片觀察、微電阻成像測井(FMI)解釋等裂縫識別方法對迪那氣田古近系儲層裂縫進行了識別、描述與分析統(tǒng)計，結(jié)果表明：研究區(qū)儲層面孔率平均值僅為1.1%，儲集空間屬于裂縫-孔隙型，其中孔隙占總面孔率的77.14%，細小且多孤立，裂縫占總面孔率的22.86%。根據(jù)裂縫發(fā)育規(guī)模可將其分為宏觀裂縫和微觀裂縫，根據(jù)裂縫成因可將其分為構(gòu)造裂縫和非構(gòu)造裂縫。構(gòu)造裂縫可進一步分為剪切裂縫、擴張裂縫和震裂縫；非構(gòu)造裂縫可分為溶蝕裂縫、成巖裂縫和超壓裂縫。宏觀裂縫主要為構(gòu)造裂縫，微觀裂縫也以構(gòu)造裂縫最多，占全部裂縫的46.8%；溶蝕裂縫約占27.5%，成巖裂縫約占18.8%，超壓裂縫約占6.9%。

2.2 構(gòu)造裂縫基本特征及發(fā)育期次

2.2.1 基本特征

1) 剪切裂縫

研究區(qū)剪切裂縫產(chǎn)狀穩(wěn)定，縫面平直光滑，延伸長，可超過整盒巖心(1 m)觀察尺度。裂縫或張開(圖2a，b)，或被硬石膏、方解石類晶體(半)充填(圖2c,圖3c)，或切穿硬石膏膠結(jié)物(圖3a)，裂縫面上常有擦痕(圖2b)。形成剪切裂縫的應(yīng)力都是壓應(yīng)力[10-11]，理論上剪切裂縫以共軛方式產(chǎn)出(圖2a)，且兩組共軛剪切裂縫對稱地位于最大主壓應(yīng)力方向(σ1)兩側(cè)，與σ1之間的剪裂角為45°-γ/2(其中γ為巖石的內(nèi)摩擦角)[12]；然而巖石強烈的非均質(zhì)性可抑制其中一組共軛剪切裂縫發(fā)育，而只留下另一組，此時只能看到一組與σ1呈一定夾角的裂縫[13]，且常成組出現(xiàn)呈雁行式排列(圖2b，圖3b)。此外，迪那地區(qū)剪切裂縫的分布受巖層性質(zhì)控制明顯，基本限制在(粉)砂巖層內(nèi)發(fā)育，僅少數(shù)可穿越巖性界面，但延伸至泥巖內(nèi)數(shù)厘米后即消失(閉合)(圖2c)。

此外，研究區(qū)古近系還發(fā)育一類裂縫面與紋層小角度斜交的近水平剪切裂縫，在巖心上呈馬蹄型，具有一定的等間距性，通常呈張開狀態(tài)(圖2d)，在中、粗砂巖中尤其發(fā)育。此類裂縫主要與構(gòu)造擠壓作用下斷層的逆沖或?qū)娱g滑動所引起的剪切作用有關(guān)[13]。

2) 擴張裂縫

擴張裂縫產(chǎn)狀不穩(wěn)定，或為高角度斜交縫(圖2e—g)，或順巖層界面分布(圖3f)；延伸較短、裂縫面粗糙不平整、開度變化較大，有時呈斷續(xù)透鏡狀(圖2f)；可有分支(圖2g)，壁面可見瀝青質(zhì)(圖4d)，但多被方解石、硬石膏等充填(圖2e—g，圖3e)，可被張開的剪切裂縫切割(圖2e)。擴張裂縫是巖石在構(gòu)造擠壓應(yīng)力背景下沿最小主應(yīng)力(σ3)發(fā)生相對擴張而形成的裂縫[13]，即形成擴張裂縫的應(yīng)力也是壓應(yīng)力。研究區(qū)剪切裂縫和擴張裂縫的普遍發(fā)育與其處于近南北向擠壓應(yīng)力場的構(gòu)造背景相適應(yīng)。巖樣測試表明，擴張裂縫通常出現(xiàn)在圍壓較小的情況下[13]，表明其主要在埋深較淺條件下形成，在迪那氣田這樣沒有經(jīng)歷過抬升剝蝕的地區(qū)，應(yīng)為較早期形成的裂縫。

3) 震裂縫

震裂縫成因于同沉積斷裂地震作用，是地震時沉積層振動、液化共同作用的結(jié)果。其主要發(fā)育于未固結(jié)砂泥巖界面附近，無定向或垂直于層面向下延伸(圖2h)，裂縫縱剖面寬2～15 mm，目前基本閉合或被方解石及上下圍巖的同生砂泥沉積物充填。

2.2.2 產(chǎn)狀特征

綜合巖心觀察、成像測井和巖石單軸壓縮測試手段對迪那地區(qū)古近系宏觀構(gòu)造裂縫進行識別與描述。在進行巖心觀察時，先假定正北方向，測量裂縫傾向和傾角，與成像測井比對后將假定的傾向歸位，確定出其真實傾斜方位角集中于NNW和SSE，且以前者為主，即構(gòu)造裂縫走向主要為NEE-SWW向。一般地，已存在的斷層與其附近伴生的裂縫應(yīng)力場一致，且裂縫走向趨于同斷層走向平行或共軛。研究區(qū)裂縫走向的上述特征表明該區(qū)南界東秋里塔格斷層對構(gòu)造裂縫發(fā)育具有主控作用。對巖心裂縫傾角進行統(tǒng)計，結(jié)果表明研究區(qū)構(gòu)造裂縫以45°～75°的高角度斜交縫和75°～90°的垂直縫為主，傾角小于45°的水平縫和低角度斜交縫很少發(fā)育；成像測井識別出的高導(dǎo)縫的傾角大多為50°～90°，峰值在70°～80°，即主要為高角度斜交縫和垂直縫；巖石單軸壓縮測試則表明研究區(qū)礫巖-粉砂巖內(nèi)摩擦角為21.82°～40.49°，計算可得剪切裂縫與水平面夾角為58°～64.5°，亦為高角度斜交縫；3種技術(shù)手段對裂縫傾角的識別結(jié)果一致，在開發(fā)實踐中可以據(jù)此產(chǎn)狀特征采取相應(yīng)工藝以達到高效增產(chǎn)目的。

圖2 迪那氣田古近系裂縫宏觀特征Fig.2 Macroscopic characteristics of the fractures in the Paleogene in DN gas fielda.褐灰色細砂巖，高角度共軛剪切裂縫及其成像測井圖像，DN205H井，埋深；b.灰色粉砂巖，雁列式高角度剪切裂縫,半-未充填，DN22井，埋深；c.灰褐色粉細砂巖向上過渡為泥質(zhì)粉砂巖，被硬石膏全充填的垂直剪切裂縫自砂巖向泥質(zhì)粉砂巖漸止，DN205H井，埋深；d.灰色細砂巖，近水平剪切裂縫及其成像測井圖像，DN22井，埋深；e.灰色粉砂巖，張開的剪切裂縫(晚)切割被方解石充填的擴張裂縫(早)，DN22井，埋深；f.灰色粉砂巖，斷續(xù)分布的擴張裂縫，開度有變化，被方解石充填，DN202井，埋深；g.灰色粉砂巖，向下分支的擴張裂縫方解石半充填，DN204井，埋深；h.灰褐色粉砂巖，被泥質(zhì)充填的同沉積期 震裂縫，DN205H井，埋深；i.灰色中細礫巖，網(wǎng)絡(luò)狀超壓裂縫，DN201井，埋深

2.2.3 裂縫發(fā)育期次和序列

根據(jù)裂縫充填情況、充填物特征和切割關(guān)系定性推斷研究區(qū)裂縫發(fā)育期次，結(jié)合區(qū)域構(gòu)造演化歷史研究成果和烴類包裹體測試數(shù)據(jù)定量分析研究區(qū)裂縫形成期次和序列。

1) 發(fā)育期次

巖心和薄片觀察表明，研究區(qū)構(gòu)造裂縫大致可分為3個發(fā)育期次：第1期為被同沉積泥質(zhì)充填的裂縫(圖2h)；第2期為被硬石膏、方解石和瀝青質(zhì)全充填-半充填的裂縫；第3期是高角度斜交-垂直于層面的未充填-半充填裂縫，切割第2期裂縫(圖2e)或切穿硬石膏膠結(jié)物(圖3a)，主要為剪切裂縫，見共軛式產(chǎn)出。

前人[14-16]研究表明，迪那地區(qū)在古近系沉積后經(jīng)歷了3期主要的構(gòu)造事件：第1期為早期喜馬拉雅期(23.8Ma)，古近系處于(準(zhǔn))同沉積期，受近南北向擠壓。第2期為中喜馬拉雅期(中新世吉迪克-康村期，23.8～5.32 Ma)，受較強的近南北向擠壓。第3期為晚喜馬拉雅期(上新世庫車期，5.32～1.81 Ma)，遭受更強烈的近南北向擠壓，天山山體強烈抬升，研究區(qū)地層快速沉陷。喜馬拉雅末期(庫車晚期，2.6～1.81 Ma)是庫車坳陷擠壓最強烈的時期，迪那構(gòu)造雛形在該時期形成并在西域早期(0.7 Ma)最終成型。

迪那氣田油氣來源于陽霞凹陷侏羅系煤系烴源巖[4]。古近紀(jì)時侏羅系源巖未成熟-低成熟(Ro<0.6%)，至新近紀(jì)中新世末期進入生凝析油高峰期(Ro約為0.9%～1.0%)，上新世至第四紀(jì)(3 Ma至現(xiàn)今)的快速埋藏使侏羅系烴源巖Ro達到1.0%～1.4%，進入生凝析油氣階段。研究區(qū)蘇維依組砂巖中烴類包裹體均一溫度測試結(jié)果(表1)[5]表明：烴類包裹體均一溫度分布具有95～107.3 ℃和124.8～145.7 ℃兩個峰值區(qū)，且以后者為主。其中，石英顆粒內(nèi)裂縫和方解石膠結(jié)物內(nèi)包裹體均一溫度均值為95～107.3 ℃；次生石英裂縫內(nèi)包裹體均一溫度均值為124.8～145.7 ℃。結(jié)合研究區(qū)埋藏史研究成果[4]可知，捕獲95～107 ℃烴類包裹體的裂縫形成于上新世庫車期(5～3.5 Ma)，捕獲125～145 ℃包裹體的裂縫形成于上新世末至更新世，即庫車末至西域早期(2.6～1 Ma)。

圖3 迪那氣田古近系構(gòu)造裂縫微觀特征Fig.3 Microscopic characteristics of the tectonic fractures in the Paleogene in DN gas fielda.細砂巖，剪切縫晚于硬石膏形成，DN2-17井，埋深正交光；b.泥質(zhì)粉砂巖，雁列式構(gòu)造縫,DN201井，埋深單偏光；c.粉砂巖，高角度裂縫被方解石(早)和硬石膏(晚)半充填，DN204井，埋深正交光；d.粉砂巖，高角度拉張縫(單偏光)，DN11井，埋深單偏光；e.粉細砂巖，拉張縫內(nèi)殘余晶間孔，DN22井，埋深單偏光；f.泥質(zhì)粉砂巖，低角 度拉張縫被方解石半充填，DN202井，埋深單偏光

樣品號深度/m巖性賦存狀態(tài)大小/μm氣液比/%均一溫度/℃均一溫度平均值/℃成巖階段形成時期201-14795.3砂巖次生石英裂縫1～56～8113.5～145.8135.7中成巖A2庫車末-西域早期201-24798.2砂巖次生石英裂縫1.5～76～15112.8～147.8134.6中成巖A2庫車末-西域早期201-34859.3砂巖方解石膠結(jié)物石英裂縫3～43～95～105～1095.3～118.095.0～125.3102.3107.3中成巖A1庫車期201-44885.6砂巖方解石膠結(jié)物石英裂縫3～835～8887.9～107.995.098.495.0中成巖A1庫車期201-54905.7砂巖次生石英裂縫2～57～8142.8～148.7145.5中成巖A2庫車末-西域早期201-64977.5砂巖次生石英裂縫2～48～10142.8～151.2145.7中成巖A2庫車末-西域早期201-74988.0砂巖次生石英裂縫3～58104.0～145.6124.8中成巖A2庫車末-西域早期

2) 發(fā)育序列

綜合上述認識，認為迪那地區(qū)古近系儲層共發(fā)育以下3期主要的構(gòu)造裂縫。

第1期：中新世(23.8 Ma)之前，迪那地區(qū)雖受早喜山運動影響，但總體比較穩(wěn)定，古近系埋藏較淺，尚未固結(jié)成巖，也未形成有效圈閉，且侏羅系源巖未成熟-低成熟，斷裂地震形成的裂縫被同沉積泥質(zhì)充填(圖3h)，未捕獲烴類包裹體。

第2期：中新世末期(約10～5 Ma)，塔里木板塊南緣強烈碰撞，在庫車坳陷內(nèi)部產(chǎn)生較強烈的構(gòu)造擠壓，最大主應(yīng)力(σ1)水平分布，呈NNW-SSE向[15-16]，形成大量的剪切裂縫(圖2c)和擴張裂縫(圖2e)，此時古近系頂界埋深2 500～3 000 m，儲層進入中成巖A1亞期，硬石膏、方解石和液態(tài)烴類(半)充填該期裂縫(圖3c)，捕獲95～105 ℃烴類包裹體，為研究區(qū)第一期對儲集油氣有效的構(gòu)造裂縫。

第3期：上新世末(2.6～1.81 Ma)庫車坳陷整體遭受更加強烈的NWW-SEE向擠壓[15-16]，形成了研究區(qū)內(nèi)最重要的一期構(gòu)造裂縫，包括大量NNW-SSE向剪切裂縫和NW-SE擴張裂縫，切穿第2期裂縫(圖2e)和硬石膏、方解石膠結(jié)物(圖3a)，此時古近系快速深埋至大于4 500 m，進入中成巖A2亞期，次生石英裂縫中捕獲124.8～145.7 ℃烴類包裹體，是研究區(qū)第二期對儲集油氣有效的構(gòu)造裂縫，伴隨烴類充注進入儲層的有機酸可將裂縫溶蝕擴大。

2.3 非構(gòu)造裂縫基本特征及成因

2.3.1 溶蝕裂縫

溶蝕裂縫可以是先成裂縫進一步溶蝕呈串珠狀擴大(圖4a)或是充填物被部分或全部溶蝕形成，也可以是活躍流體沿巖石薄弱處滲流、溶蝕而成并與構(gòu)造縫和孔隙連通，交織成網(wǎng)絡(luò)狀孔-縫復(fù)合滲流系統(tǒng)(圖4b)。

作為形成溶蝕裂縫的關(guān)鍵作用，大規(guī)模的溶蝕往往發(fā)生于有機酸伴隨油氣進入儲層時期。中新世末期到上新世早期，陽霞侏羅系烴源巖成熟，有機酸伴隨液態(tài)烴注入，發(fā)生溶蝕作用，但此時裂縫體系規(guī)模小，連通性欠佳，因此流體不夠活躍，未能形成有效溶蝕，裂縫多被方解石、硬石膏等充填，且充注的烴類發(fā)生瀝青化；庫車晚期至西域早期，迪那構(gòu)造業(yè)已成型，強烈擠壓形成的裂縫體系規(guī)模大，連通性好，侏羅系烴源巖產(chǎn)物呈氣液兩相沿裂縫體系注入，但此時有機酸含量降低，前期形成的碳酸鹽和硬石膏膠結(jié)物并未得到充分溶蝕，整體上溶蝕作用并不強烈。成巖演化定量分析表明，迪那區(qū)古近系砂巖儲層中溶蝕作用僅使孔隙度平均值增加3.78%。

2.3.2 成巖裂縫

迪那氣田古近系砂巖儲層的成巖裂縫主要為成巖收縮裂縫(簡稱收縮縫)和顆粒壓裂縫(壓裂縫)。

1) 收縮縫

收縮縫一般沿巖性分界面分布，在均質(zhì)層中多呈不規(guī)則線狀(可分支)、網(wǎng)狀產(chǎn)出。研究區(qū)常見在泥巖或泥質(zhì)條帶內(nèi)部及砂-泥巖巖性界面處的收縮縫(圖4c)。在砂巖中較大(粗砂、礫級)的剛性顆粒與填隙物接觸處因差異性體積收縮也會發(fā)育此類收縮縫，可稱為貼粒縫(圖4d)，有些貼粒縫被后期成巖礦物充填(圖4e)。迪那氣田古近系伊/蒙混層比在埋深4 820 m附近急速從大于40%降低至30%以下，表明粘土礦物發(fā)生快速轉(zhuǎn)化(即粘土礦物成巖失水)，此深度對應(yīng)上新世末期(庫車期末期，約2 Ma)，因此認為迪那氣田古近系收縮縫主要是形成于該時期。

2) 壓裂縫

壓裂縫是碎屑巖受到縱向或側(cè)向應(yīng)力時顆粒接觸點處因承受較大壓強發(fā)生破碎(裂)而形成的顆粒內(nèi)部縫(粒內(nèi)縫)、顆粒邊緣縫(粒緣縫)或貫穿若干個剛性顆粒的穿粒縫。它們通常優(yōu)先沿長石解理面(圖4f)、石英微裂紋或其他薄弱面產(chǎn)生(后期可溶蝕擴大)，一般局限在某個顆粒內(nèi)或某幾個顆粒邊緣，規(guī)模較小，寬度較窄，延伸較短，無統(tǒng)一方向，常以顆粒接觸點為中心呈輻射狀向顆粒內(nèi)部消減。迪那地區(qū)古近系砂巖中壓裂縫的發(fā)育程度與巖石粒級、碎屑顆粒成分及填隙物含量密切相關(guān)。壓裂縫多發(fā)育于扇三角洲水下分流河道中的顆粒支撐粗砂巖和含礫砂巖中，被壓裂的主要為長石、石英和剛性巖屑；且在顆粒支撐者中比雜基支撐者中更為發(fā)育。這是因為顆粒支撐的中粗碎屑巖因其顆粒支撐點較少，顆粒接觸點上的壓強比雜基支撐者和細砂巖、粉砂巖等高出幾個數(shù)量級[17]，易使粗顆粒局部受力超過破裂強度而發(fā)生破裂，形成壓裂縫；雜基支撐的巖石中雜基相當(dāng)于緩沖應(yīng)力的塑性介質(zhì)，使顆粒承受的應(yīng)力減小而不易發(fā)生破裂。粒內(nèi)縫、粒緣縫和穿?？p可以溝通孤立的粒內(nèi)及粒間微孔，使(特)低滲砂巖儲層中的各類儲集空間相互連通，提高儲層有效孔隙度和滲透率，顯著改善儲層物性。

圖4 迪那氣田古近系非構(gòu)造裂縫微觀特征Fig.4 Microscopic characteristics of the non-tectonic fractures in the Paleogene in DN gas fielda.中細砂巖，溶蝕裂縫呈串珠狀，DN201井，埋深；b.粉砂巖，溶蝕裂縫呈網(wǎng)絡(luò)狀，DN202井，埋深；c.泥質(zhì)粉砂巖，收縮縫，DN204井，埋深；d.泥質(zhì)粉砂巖，貼?？p寬3～10 μm，DN22井，埋深；e.粉砂巖，貼?？p被方解石和氯化鈉晶體充填，DN201井，埋深；f.粗砂巖，長石粒內(nèi)壓裂縫，DN201井，埋深；g.鐵泥質(zhì)粉砂巖，放射狀超壓裂縫縫見溶蝕現(xiàn)象， DN22井，埋深；h.泥質(zhì)粉砂巖，超壓裂縫，DN204井，埋深；i.含礫砂巖，超壓裂縫，DN201井，埋深

2.3.3 超壓裂縫

巖心和微觀觀察表明，迪那地區(qū)古近系砂巖儲層發(fā)育超壓裂縫。超壓裂縫較擴張裂縫的規(guī)模更小，延伸更短，但張開度可能較大，寬度一般為0.2～1 mm，長度一般為毫米級至厘米級。無固定形態(tài)和延展方向，在均質(zhì)巖層中呈近對稱放射狀(圖4g)，未徹底拉開的裂縫兩壁之間可以雁行式透鏡狀相連(圖4h)，或呈無規(guī)則線狀或分支狀延伸，在顆粒內(nèi)部形成網(wǎng)絡(luò)狀或炸裂狀裂縫(圖2i，圖4i)。

前人研究表明，異常高壓流體可使巖石內(nèi)形成拉張裂縫[14]，即超壓裂縫。當(dāng)孔隙流體壓力超過上覆巖層靜壓力的85%時，即可導(dǎo)致流體壓裂上覆巖層，形成超壓裂縫[18]。喜馬拉雅末期迪那地區(qū)遭受的強烈水平構(gòu)造擠壓形成異常高壓流體[19-20]，壓力系數(shù)為2.06～2.29[4]，足以使巖石破裂而產(chǎn)生超壓裂縫。該時期也是迪那氣田成藏關(guān)鍵期，天然氣形成并運移至儲層過程中伴隨流體增壓，也有助于超壓裂縫的形成[21-22]。這些與水平擠壓形成構(gòu)造雛形和油氣充注同時期形成的超壓裂縫可以成為有效的儲集空間和滲流通道。受異常高壓的形成和保存具有壓力不斷積累、釋放，再積累、再釋放的特點的控制，超壓裂縫呈間隔性開啟和閉合。開啟和閉合的過程多次反復(fù)，不僅使大量油氣從烴源巖中排出注入儲層[11]，還可促使構(gòu)造裂縫“復(fù)活”而重新成為滲流通道。

3 裂縫的差異性發(fā)育

關(guān)于影響裂縫發(fā)育的主要因素，已有很多學(xué)者專文論述；本文主要討論巖石類型、沉積微相、單層厚度、層位和與主控斷層距離對迪那氣田古近系裂縫差異性發(fā)育的影響。

3.1 在不同巖石類型中的差異性發(fā)育

對巖心宏觀裂縫發(fā)育狀況進行統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，迪那地區(qū)古近系裂縫在不同巖石類型中的發(fā)育程度差異性顯著，其中以粉砂巖和細砂巖裂縫最為發(fā)育，線密度分別為1.18和0.93 條/m(圖5a)。這是因為在相同應(yīng)力和環(huán)境條件下，粒度越細，抗壓強度越低，越易破裂形成裂縫[23-24]。微觀觀察發(fā)現(xiàn)，各類儲集巖石中，砂礫巖和礫巖微裂縫占面孔率百分比最大，分別達到45%和35%(圖5b)，且主要是超壓裂縫和成巖裂縫(圖5d，圖5e)；由于巖性相對均勻、致密，粉砂巖和細砂巖主要發(fā)育構(gòu)造裂縫(圖5c)；此外，細砂巖和粉砂巖中的成巖裂縫(特別是收縮縫)也較為發(fā)育(圖5e)，與其泥質(zhì)含量高脫水收縮明顯有關(guān)；溶蝕裂縫則主要發(fā)育于結(jié)構(gòu)成熟度較高、利于流體在其中滲流并對其溶蝕改造的細砂巖、粗砂巖中(圖5f)。

3.2 在不同沉積微相中的差異性發(fā)育

不同沉積微相由于其主要巖石類型不同，裂縫發(fā)育程度差異性明顯。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，迪那地區(qū)古近系扇三角洲相裂縫發(fā)育程度強于湖泊相。在扇三角洲相中，各主要微相中的裂縫線密度由大到小依次為水下分流河道、河口砂壩、分流間灣、水上分流河道、席狀砂。裂縫孔隙度和裂縫滲透率也大致為此順序。蘇維依組扇三角洲水下分流河道砂體較庫姆格列木群更為發(fā)育，因此其裂縫更為發(fā)育。統(tǒng)計各沉積微相巖石類型發(fā)現(xiàn)，以扇三角洲前緣水下分流河道細砂巖和粉砂巖最為發(fā)育，占單位地層厚度的50%以上，其次為砂礫巖和礫巖，泥巖含量很少，結(jié)合前文關(guān)于裂縫在不同巖石類型中的差異性發(fā)育的分析，很好地解釋了該微相裂縫最為發(fā)育的原因。

此外，前人研究業(yè)已表明，當(dāng)其他條件不變時，裂縫密度越大，單位體積內(nèi)油氣滲流通道越多，滲流能力越強[25]。迪那氣田中部地區(qū)主要發(fā)育扇三角洲水下分流河道砂體，因此其中的裂縫比東部扇三角洲平原亞相和西部湖泊相更為發(fā)育，并對單井產(chǎn)能具有積極影響，如位于氣田中部的DN2-6，DN2-7，DN2-12，DN2-14和DN2-26等井單井產(chǎn)能均在300×104m3/d以上，普遍高于其他地區(qū)。

3.3 在不同單層厚度巖層中的差異性發(fā)育

學(xué)者們普遍認為在一定的范圍內(nèi)，裂縫線密度與巖層單層厚度呈較明顯的負相關(guān)關(guān)系，即當(dāng)其他巖石參數(shù)和所受應(yīng)力條件相同時，薄層中的裂縫較發(fā)育[9,16,26-27]，這與不同層厚中裂縫尖端應(yīng)力集中情況不同有關(guān)[28]。本次研究根據(jù)測井解釋數(shù)據(jù)，將全區(qū)所有井目的層儲層單層厚度四舍五入為整米統(tǒng)計其裂縫線密度，結(jié)果表明，平均裂縫線密度與儲層單層厚度的關(guān)系可用三次函數(shù)關(guān)系定量表達

y=-0.001 8x3+0.002 1x2-0.214 8x+1.164 6

(1)

式中：y為裂縫線密度，條/m；x為巖層單層厚度，m；兩者相關(guān)系數(shù)R2=0.903 8。

具體來說，平均裂縫線密度與儲層單層厚度呈“座椅”式負相關(guān)(圖6a)：裂縫線密度在單層厚度為1～4 m時從大于1.0 條/m迅速降低至0.7 條/m；單層厚度為4～8 m時穩(wěn)定在約0.7 條/m；單層厚度為8～12 m時又從0.7 條/m急速降低，厚度大于11 m的巖層裂縫甚少發(fā)育。該關(guān)系與前人認為當(dāng)單層厚度超過2.5 m或3.0 m后，裂縫密度基本上不變的認識不同[28-29]。

圖5 迪那氣田古近系不同巖性中裂縫發(fā)育程度及發(fā)育類型Fig.5 Development degree and types of fractures in different lithologies of the Paleogene in DN gas field

圖6 迪那氣田裂縫線密度與巖層單層厚度關(guān)系Fig.6 Relationship of linear fracture density and single layer thickness of DN gas field

研究區(qū)普遍發(fā)育砂泥巖夾互層，對厚層泥巖及夾于其中粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖的裂縫發(fā)育統(tǒng)計表明，裂縫在厚度為1～3 m的砂質(zhì)薄層中密集發(fā)育，且基本限制在砂質(zhì)巖層內(nèi)。另外，與前人認識[30]不同，本次研究發(fā)現(xiàn)泥巖和粉砂質(zhì)泥巖的裂縫線密度基本在0.4 條/m以下，且與其單層厚度(<12 m)無關(guān)(圖6b)，表明不論巖層厚薄，泥巖均對裂縫發(fā)育具有顯著的限制能力，可作為有效的隔夾層。

3.4 在不同層位中的差異性發(fā)育

3.5 在與主控斷層不同距離處的差異性發(fā)育

統(tǒng)計迪那氣田取心井目的層中段到主控斷層?xùn)|秋里塔格斷層的距離及其平均裂縫參數(shù)關(guān)系發(fā)現(xiàn)：隨著與主控斷層距離漸遠，裂縫發(fā)育程度漸弱(圖7)。這是由于斷層兩盤地質(zhì)體的相對運動在斷層附近造成應(yīng)力擾動，使應(yīng)力沿斷層集中，引起裂縫密集發(fā)育；隨著與斷層距離增大，應(yīng)力減弱，裂縫發(fā)育程度亦隨之減弱[31]。研究區(qū)裂縫發(fā)育程度與主控斷層距離的負相關(guān)關(guān)系反映了主控斷層對其發(fā)育的宏觀控制作用。

4 結(jié)論

1) 迪那氣田古近系低滲-特低滲透砂巖儲層儲集空間為裂縫-孔隙型。裂縫對流體滲流起主導(dǎo)作用，主要為構(gòu)造裂縫，其次為溶蝕裂縫、成巖裂縫和超壓裂縫等非構(gòu)造裂縫。構(gòu)造裂縫以剪切裂縫為主。

圖7 迪那氣田裂縫線密度與主控斷層距離關(guān)系Fig.7 Relationship of linear fracture density and its distance to the major controlling fault in DN gas field

2) 研究區(qū)有效的剪切裂縫形成于晚喜馬拉雅期(上新世末期，即2.6～1.81 Ma)的構(gòu)造擠壓作用；溶蝕裂縫、成巖裂縫、超壓裂縫分別與油氣注入引起的溶蝕作用、粘土礦物脫水收縮、強烈擠壓、快速深埋和流體增壓形成的地層超壓有關(guān)，主要形成于庫車末期至西域期(2 Ma至現(xiàn)今)。各類裂縫與油氣充注時間匹配良好，是形成現(xiàn)今迪那千億方大氣田的重要條件。

3) 巖石類型、沉積相帶、巖層厚度和與主控斷層距離是控制研究區(qū)裂縫差異性發(fā)育的主要因素。粉砂巖和細砂巖中裂縫(主要為構(gòu)造裂縫)最發(fā)育；砂礫巖和礫巖中微裂縫(主要為超壓裂縫和成巖裂縫)最為發(fā)育；各沉積微相中以主體位于氣田中部地區(qū)的水下分流河道裂縫最為發(fā)育，提高了單井產(chǎn)能；裂縫線密度與單層厚度呈“座椅”式負相關(guān)；泥巖和粉砂質(zhì)泥巖中很少發(fā)育裂縫且發(fā)育程度與單層厚度無關(guān)，表明不論巖層厚薄，泥巖均對裂縫發(fā)育具有顯著的限制能力；與庫姆格列木群相比，單層厚度多在3～7 m、以粉細砂巖為主體巖石類型、扇三角洲前緣亞相水下分流河道更為發(fā)育的蘇維依組裂縫更為發(fā)育而成為迪那氣田主力產(chǎn)層。裂縫發(fā)育程度隨著與主控斷層距離增大而減弱，反映了主控斷層對其發(fā)育的宏觀控制作用。

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Diversities and disparities of fracture systems in the Paleogene in DN gas field,Kuqa Depression，Tarim Basin

Yuan Jing1,Cao Yu1，Li Ji2,Dong Daotao1,Yang Rong3,Li Chuntang4,Chang Lunjie5,Yang Junsheng1

[1.SchoolofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum(EastChina),Qingdao,Shandong266580,China;2.ExperimentTestingInstitute,PetroChinaXinjiangOilfieldCompany,Karamay,Xinjiang834000,China;3.Sino-ShengliEngineeringCo.,Ltd.,SINOPECShengliOilfield,Dongying，Shangdong257000，China；4.ExplorationandDevelopmentInstitute,SINOPECNorthChinaCompany,Zhengzhou,Henan450000,China;5.ExlporationandDevelopmentInstitute,PetroChinaTarimOilfieldCompany,Kuerle,Xinjiang841000,China]

The diversities and disparities of fracture systems in low- and ultra-low-permeability sandstone reservoirs in the Paleogene in DN gas field of Kuqa Depression,Tarim Basin,were scrutinized through a combination of analytic means such as core and thin section observation,SEM,as well as analyses of clay mineral XRD,fluid inclusion,and physical properties of oil-bearing formations,with regional geological understanding.The results show that the fracture systems are dominated by tectonic fractures,followed successively by dissolution fractures,diagenetic fractures,and overpressured fractures.The tectonic fractures have 3 types (shear fractures,extension fractures,and seismic-related fractures) and 3 development stages.It was the late Himalayan stage (i.e.the end of Pliocene,2.6-1.81 Ma) when certain tectonic compression process generated the most favorable fractures for hydrocarbon accumulations.The formation of the other three kinds of fractures,i.e.the dissolution fractures,diagenetic fractures,and overpressured fractures,is suggested to be happening during the period from the late Kuqua to Xiyu (2Ma-present) and associated with dissolution by hydrocarbon charging,shrinkage by dehydration of clay minerals,and a formation overpressure by intensive tectonic compression,rapid burial processes and pressurized fluids.The disparities of the fracture systems are mainly controlled by rock types,sedimentary facies belts,the single layer thickness and the distance to major controlling faults.The underwater distributary channels in the central part of the gas field are dominated by silty and fine sandstone where the fractures are highly developed and well productivity is high.The linear density of fractures are found to be negatively related to the thickness of single layers (a s-shaped correlation),and decreases as the distance to the major controlling faults increases.The linear density of fractures in mudstone is less than 0.4 lines per meter and is observed to have no connection with single layer thickness.

tectonic fracture,dissolution fracture,diagenetic fracture,overpressured fracture,fracture characteristic,low-permeability sandstone reservoir,DN gas field,Tarim Basin

2016-06-29;

2017-08-25。

袁靜(1972—)，女，教授，儲層沉積學(xué)和儲層地質(zhì)學(xué)。E-mail:drjyuan@163.com。

國家科技重大專項(2011ZX05003-04)；中國石油科技創(chuàng)新基金項目(2016D-5007-0105)；中國石油重大科技專項(2010E-2103)。

0253-9985(2017)05-0840-11

10.11743/ogg20170502

TE122.1

A

(編輯 董 立)