陳培元，楊輝廷，鐘金銀，楊茜

?

青西油田窿六區(qū)塊下溝組裂縫特征及成因

陳培元1，楊輝廷2，鐘金銀3，楊茜1

（1.中海油研究總院，北京 100028; 2.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都 610500; 3.中國(guó)石油集團(tuán)有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，成都 610051）

青西油田窿六區(qū)塊是以碳酸鹽巖、碎屑巖為主的復(fù)雜巖性裂縫性油藏，巖相多變、裂縫發(fā)育，儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)。綜合鉆井、取心及成像測(cè)井資料，對(duì)研究區(qū)裂縫特征進(jìn)行了詳細(xì)的研究。分析表明：研究區(qū)以構(gòu)造裂縫為主，且多數(shù)都未充填；裂縫走向主要為北東東～北北東向，以水平縫為主，次為斜交縫；裂縫在砂礫巖密度最大，其次是白云質(zhì)泥巖，泥質(zhì)白云巖裂縫密度較小。研究區(qū)裂縫受斷層和巖性共同控制，其中喜山期北東向斷層發(fā)育帶為有效裂縫發(fā)育帶，巖性控制裂縫的發(fā)育程度，含脆性成分高的砂礫巖裂縫最發(fā)育。

油田；裂縫特征；成因機(jī)制；青西油田

近年來(lái)，伴隨著常規(guī)油氣藏勘探開發(fā)的深入，裂縫性油氣藏在整個(gè)油氣新增儲(chǔ)量中所占的比重愈來(lái)愈大[1]。作為地殼上最小、最為復(fù)雜的構(gòu)造[2]，一般認(rèn)為，裂縫可以通過(guò)提高儲(chǔ)層的滲透性和孔隙性改變油氣藏的連通性和非均質(zhì)性[3]。因此，儲(chǔ)層裂縫的準(zhǔn)確識(shí)別、描述和定量預(yù)測(cè)是裂縫性儲(chǔ)層有效開發(fā)的關(guān)鍵，對(duì)指導(dǎo)油田進(jìn)一步開發(fā)有著重要的現(xiàn)實(shí)意義[4-6]。青西油田窿6區(qū)塊下溝組屬于典型的復(fù)雜巖性裂縫性油藏，油田地質(zhì)特征復(fù)雜、采收率低、含水上升快、油藏整體壓力下降幅度大等問題導(dǎo)致其穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)十分嚴(yán)峻。因此，深化油藏地質(zhì)認(rèn)識(shí)，評(píng)價(jià)裂縫地質(zhì)特征，分析裂縫成因，研究裂縫發(fā)育對(duì)開發(fā)生產(chǎn)的指導(dǎo)作用，對(duì)油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)具有重要的意義。鑒于此，本文綜合地質(zhì)、鉆井、以及測(cè)井（成像測(cè)井）等資料，對(duì)研究區(qū)裂縫特征進(jìn)行了研究，并在此基礎(chǔ)上分析了裂縫的成因機(jī)制，對(duì)提高鉆探成功率及提高產(chǎn)能具有重要的意義。

圖1 窿6區(qū)塊區(qū)域沉積構(gòu)造位置圖

1 地質(zhì)概況

青西油田位于酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷青南次凹南部，窟窿山逆掩推覆體構(gòu)成其主要油氣聚集場(chǎng)所[7]，窿六區(qū)塊位于窟窿山逆掩推覆構(gòu)造帶中部，是窟窿山油藏油氣最富集的區(qū)塊[7-9]（圖1）。青西油田窟窿山油藏為受前陸沖斷帶控制的深層復(fù)雜裂縫性油藏，窿六塊構(gòu)造整體形態(tài)和主要斷層的走向基本一致，表現(xiàn)為由東北向西南方向逐漸抬升，被斷裂復(fù)雜化的單斜構(gòu)造。

窿6區(qū)塊下白堊統(tǒng)下溝組(K1g)沉積特征復(fù)雜，屬近源快速堆積沉積，巖相變化迅速。由下至上沉積相為扇三角洲平原、扇三角洲前緣、淺湖半深湖亞相、深湖亞相[10]。巖石類型含碳酸鹽巖和碎屑巖兩種類型，碎屑巖包括礫巖、砂質(zhì)礫巖、礫狀砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖等；碳酸鹽巖為泥質(zhì)白云巖、白云質(zhì)泥巖。其中具有工業(yè)油流的儲(chǔ)集巖性主要為礫巖、泥質(zhì)白云巖、白云質(zhì)泥巖。下溝組為窿六區(qū)塊最主要的開發(fā)目的層，可劃分為K1g3、K1g2、K1g1、K1g0四段，最主要的目的層為K1g1、K1g0，也是本次研究的主要層段。

從鑄體薄片、壓汞及壓力恢復(fù)曲線資料可知，青西油田儲(chǔ)集層具有典型的雙孔介質(zhì)特征，基質(zhì)孔隙是主要的儲(chǔ)集空間，裂縫是最主要的滲流通道。窿六區(qū)塊下溝組有效儲(chǔ)層主要包括三類：裂縫型儲(chǔ)層、裂縫-孔隙型儲(chǔ)層和裂縫-孔洞型儲(chǔ)層。裂縫的發(fā)育情況、發(fā)育程度、是否充填在很大程度上決定著儲(chǔ)層有效性以及產(chǎn)量的高低。

2 裂縫特征

裂縫特征通常可以通過(guò)對(duì)裂縫參數(shù)的表征進(jìn)行研究。裂縫參數(shù)表征不僅可以說(shuō)明單條裂縫的基本形態(tài)及其分布特征，同時(shí)也是研究?jī)?chǔ)集層裂縫分布規(guī)律、建立三維地質(zhì)模型、評(píng)價(jià)裂縫性儲(chǔ)層的基本地質(zhì)參數(shù)。根據(jù)Q2-1、Q2-2、Q2-4、窿5、窿6、窿76口井的巖心描述資料、成像測(cè)井資料及相似露頭資料對(duì)研究區(qū)相關(guān)的裂縫參數(shù)進(jìn)行了表征。

圖2 構(gòu)造縫成像及巖心特征

2.1 裂縫的類型及充填性

按成因裂縫可分為構(gòu)造縫、成巖縫和溶解縫。巖心觀察及成像測(cè)井資料結(jié)果表明，本區(qū)裂縫以構(gòu)造縫為主（圖2），成巖縫次之。通過(guò)對(duì)取心井巖心裂縫統(tǒng)計(jì)，裂縫大多數(shù)都未充填，占89.9%，僅有少數(shù)裂縫（10.1%）被不同礦物所充填（圖3）。裂縫的充填礦物主要有石膏（57.7%），黃鐵礦（19.2%）、泥巖（15.4%）、和白云石（7.7%），表明該區(qū)裂縫在地下的張開性和儲(chǔ)集層流動(dòng)性均較好。

圖3 裂縫不同充填物分布直方圖

2.2 裂縫的傾角及方位

裂縫傾角的分布特征可以反映應(yīng)力場(chǎng)及裂縫的組系特征。按照裂縫與水平面夾角的大?。匆晝A角）將裂縫分為垂直縫（傾角60°～90°）、斜交縫（傾角30°～60°）和水平縫（傾角＜30°），其中傾角大于45°者又可稱之為中高角度縫，而傾角小于45°者又可稱之為中低角度縫。

雖然研究區(qū)取心井均處于同一構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)下，但由于不同位置井點(diǎn)處巖石類型和構(gòu)造位置等差異，不同位置的裂縫產(chǎn)狀有所差異。巖心觀察統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明：該區(qū)裂縫主要以小于30度的水平縫為主，約占總裂縫條數(shù)的63.8%，其次是斜交縫，約占裂縫總數(shù)的23.5%，垂直縫最少，占所有裂縫的12.7%（圖4）。

圖4 不同產(chǎn)狀裂縫統(tǒng)計(jì)分布直方圖

從成像測(cè)井資料顯示，研究區(qū)發(fā)育的裂縫按照其走向可以分為三組：即北東東～北北東向、北西向及近東西向，其中以北東東～北北東向的裂縫為主。

2.3 裂縫密度

裂縫的密度是評(píng)價(jià)裂縫發(fā)育程度的重要參數(shù)之一，評(píng)價(jià)裂縫密度的參數(shù)主要有線密度、體密度等參數(shù)。本次研究過(guò)程中主要采用線密度，即單位長(zhǎng)度內(nèi)裂縫的裂縫條數(shù)。

不同巖性裂縫密度發(fā)育不同（圖5）：總體而言砂礫巖密度最大，裂縫密度在0.2～8.9條/m之間，平均5.52條/m；其次是白云質(zhì)泥巖，其裂縫密度為0.1～7條/m，平均裂縫密度為3.52條/m，而泥質(zhì)白云巖裂縫密度較小，裂縫密度為0.3～16.3條/m，平均2.61條/m。

裂縫平面延深長(zhǎng)度的大小對(duì)泄油面積的影響極大，但從巖心和測(cè)井資料上均無(wú)法獲取該值。成像測(cè)井資料結(jié)果表明該研究區(qū)裂縫的長(zhǎng)度主要分布在1.0~4.7m/m之間（圖6）。

2.4 裂縫開度

裂縫開度是確定裂縫孔隙度、滲透率的重要參數(shù)，也是評(píng)價(jià)裂縫對(duì)油藏開采動(dòng)態(tài)影響大小的關(guān)鍵參數(shù)之一，但同時(shí)也是最難獲取的一個(gè)參數(shù)。本次主要根據(jù)2口井成像測(cè)井資料統(tǒng)計(jì)確定青西油田的裂縫開度。

從該區(qū)Q2-4井和窿4井成像測(cè)井資料來(lái)看，礫巖裂縫開度為0.01～0.04mm，平均為0.02mm；砂巖裂縫開度為0.02～0.05mm，平均為0.02mm；泥質(zhì)云巖裂縫開度為0.01～0.05mm，平均為0.03mm；云質(zhì)泥巖裂縫開度為0.01～0.3mm，平均為0.025mm。成像測(cè)井解釋結(jié)果表明（圖7），裂縫開度主要分布在0.01～0.06mm之間，平均裂縫開度為0.0406mm。

圖5 下溝組不同巖性裂縫密度分布直方圖

3 裂縫成因機(jī)制

在相同的地質(zhì)歷史時(shí)期，在某一有限的范圍內(nèi)所受的構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)是基本上是各向同性的[11-13]。然而不同的構(gòu)造部位由于巖性、巖石的彈性模量、抗張強(qiáng)度以及抗剪強(qiáng)度等巖石參數(shù)的不同，往往會(huì)導(dǎo)致不同的構(gòu)造部位局部的構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)表現(xiàn)出非均質(zhì)性或者各向異性。前文已述，研究區(qū)裂縫以構(gòu)造縫為主，構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)通常是構(gòu)造縫形成的外因，控制了構(gòu)造縫的組系、方位、產(chǎn)狀、力學(xué)性質(zhì)等參數(shù)；儲(chǔ)集層巖性及其組構(gòu)、構(gòu)造位置及巖層的厚度則是儲(chǔ)集層構(gòu)造裂縫形成的內(nèi)因，它控制構(gòu)造裂縫的密度及發(fā)育程度等。

圖6 下溝組裂縫長(zhǎng)度分布直方圖

圖7 裂縫開度分布直方圖

3.1 斷層控制著裂縫的分布

青西油田的斷裂系統(tǒng)主要由喜山期北西向逆斷層和北東向調(diào)節(jié)斷層構(gòu)成，這些斷層大多數(shù)屬壓扭環(huán)境下形成的帶有剪切性質(zhì)斷層，在本區(qū)非常發(fā)育，控制裂縫的發(fā)育程度和裂縫帶的展布。窿6井區(qū)由于位于窟窿山背斜向北傾的斜坡背景上，構(gòu)造曲率較大，因此裂縫比較發(fā)育。

圖8 窿6區(qū)塊K1g0-K1g1各小層斜交縫走向

通過(guò)對(duì)窿6區(qū)塊K1g0-K1g1各小層斜交縫的走向研究發(fā)現(xiàn)（圖8）：斜交縫的走向以北東—南西方向?yàn)橹?，北西—南東方向次之，這種分布規(guī)律與斷層的分布具有較好的一致性。斷層的相互切割造成了裂縫系統(tǒng)的相互切割，改善了局部?jī)?chǔ)層的儲(chǔ)集及滲濾能力，控制了油氣的局部富集與高產(chǎn)，也是單井產(chǎn)能高低差異較大的根本原因。巖心資料和成像測(cè)井資料表明，喜山期北東向斷層發(fā)育帶為有效裂縫發(fā)育帶。

3.2 巖性控制著裂縫的發(fā)育程度

巖心資料顯示表明，儲(chǔ)集層構(gòu)造裂縫發(fā)育程度與巖性密切相關(guān)（圖5）。巖性對(duì)儲(chǔ)集層構(gòu)造裂縫的影響主要表現(xiàn)在巖石含脆性組份高低，巖石結(jié)構(gòu)構(gòu)造不同，巖石力學(xué)參數(shù)不同及對(duì)構(gòu)造裂縫控制作用的差異，一般含高脆性成份的巖石比低脆性成份的巖石中構(gòu)造裂縫更發(fā)育。在該研究區(qū)中砂礫巖裂縫最發(fā)育，其次白云質(zhì)泥巖和泥質(zhì)白云巖，而泥質(zhì)巖的裂縫發(fā)育程度相對(duì)較差。

4 結(jié)論

1）青西油田窿6區(qū)塊裂縫以構(gòu)造縫為主，成巖縫次之；裂縫多數(shù)都未充填，充填礦物以石膏、黃鐵礦和泥巖為主；裂縫以水平縫為主，次為斜交縫，走向以北東東～北北東向的裂縫為主。

2）研究區(qū)不同巖性裂縫密度發(fā)育不同，砂礫巖密度最大，其次是白云質(zhì)泥巖，泥質(zhì)白云巖裂縫密度較小，成像測(cè)井資料結(jié)果表明該研究區(qū)裂縫的長(zhǎng)度主要分布在1.0~4.7m/m之間；裂縫開度主要分布在0.01～0.06mm之間，平均裂縫開度為0.040 6mm。

3）研究區(qū)裂縫受斷層和巖性共同控制，斷層控制著裂縫的走向，其中喜山期北東向斷層發(fā)育帶為有效裂縫發(fā)育帶；巖性控制著裂縫的發(fā)育程度，含脆性成分高的砂礫巖裂縫最發(fā)育。

[1] 蘇培東, 秦啟榮, 黃潤(rùn)秋. 儲(chǔ)層裂縫預(yù)測(cè)研究現(xiàn)狀與展望[J]. 西南石油學(xué)院學(xué)報(bào), 2005, 27(5): 14-17．

[2] Pollard D D, Aydin A. Progress in understanding jointing over the past century[J]. Geological Society of America Bulletin, 1988, 100(6): 1181-1204.

[3] Gillespie P, Skov T, La Pointe P, et a1. Use of an ant tracking algorithm for fractured reservoir modeling workflow[M]. Conference on Fractured Reservoirs, Geological Society of London, Bur1ingtonHouse, 2004: 16-17.

[4] Ouahed A K E, Tiab D, Mazouzi A. Application of artificial intelligence to characterize naturally fractured zones in Hassi Messaoud Oil Field, Algeria[J]. Journal of Petroleum Science & Engineering, 2005, 49(3/4): 122-141.

[5] 周新貴, 張林炎, 范昆. 油氣盆地低滲透儲(chǔ)層裂縫預(yù)測(cè)研究現(xiàn)狀及進(jìn)展[J]. 地質(zhì)論評(píng), 2006, 52(6): 777-782.

[6] 王香增, 王永平. 油氣儲(chǔ)層裂縫定量描述及其地質(zhì)意義[J]. 地質(zhì)通報(bào), 2008, 27(11): 1939-1942.

[7] 文華國(guó), 鄭榮才, 葉泰然, 等. 酒西盆地青西凹陷下白堊統(tǒng)沉積特征與有利勘探區(qū)預(yù)測(cè)[J]. 沉積與特提斯地質(zhì), 2005, 25(4): 71-77.

[8] 周曉峰, 趙應(yīng)成, 王崇孝, 等. 青西油田裂縫性油藏研究[J]. 新疆地質(zhì), 2006, 24(1): 40-44.

[9] 閆偉鵬, 朱筱敏, 古莉, 等. 酒西坳陷青西油田下白堊統(tǒng)儲(chǔ)集層裂縫研究[J]. 石油勘探與開發(fā), 2004, 31(1): 54-56.

[10] 吳豐, 司馬立強(qiáng), 梁曉宇,等. 青西油田窿六區(qū)塊裂縫型儲(chǔ)層流體性質(zhì)判別[J]. 西安石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版, 2012, 27(5):17-20.

[11] 蔡澤訓(xùn). 儲(chǔ)層古構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)模擬預(yù)測(cè)裂縫技術(shù)及其應(yīng)用[J]. 科學(xué)技術(shù)與工程, 2013, 13(2): 446-449.

[12] 鞠瑋, 侯貴廷, 黃少英, 等. 庫(kù)車坳陷依南-吐孜地區(qū)下侏羅統(tǒng)阿合組砂巖構(gòu)造裂縫分布預(yù)測(cè)[J]. 大地構(gòu)造與成礦學(xué), 2013, 37(4): 592-602.

[13] 戴俊生, 馮建偉, 李明, 等. 砂泥巖間互地層裂縫延伸規(guī)律探討[J]. 地學(xué)前緣, 2011, 18(2): 277-283.

Characteristics and Genesis of Fractures in the Xiagou Formation,Long 6 Block, Qingxi Oilfield

CHEN Pei-yuan1YANG Hui-ting2ZHONG Jin-yin3YANG Xi1

(1-CNOOC Research Institute, Beijing 100028; 2-School of Geosciences and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu, 610500; 3-Research Institute of Exploration and Development, Southwest Oil and Gas Field Company, PetroChina, Chengdu, 610051)

The Long 6 block, Qingxi Oilfield is a fractured reservoir characterized by complex lithology of carbonate and clastic rock with various sedimentary facies, fractures and strong heterogeneity. Combined with drilling core and FMI data, the fracture characteristics are discussed in detail. The study shows that structural fractures dominate in the study area. Most of them are not filled. The most of fractures are NEE- to NNE-trending horizontal fractures,secondly oblique fractures. The fracture density is the largest ingralunite, followed by dolomitic mudstone. The fracture density in argillaceous dolomite is the smallest. The fractures are controlled by faults and lithology. The NE-trending fault zone in the Himalayan period is developmental zone of the effective fracture. The degree of fracture development is controlled by lithology, so the most fractures are developed ingralunite.

fracture characteristics; genetic mechanism; Xigou Formation; Qingxi oilfield

P618.13

A

1006-0995（2017）03-0389-04

10.3969/j.issn.1006-0995.2017.03.008

2016-12-22

本文為國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃（973計(jì)劃）（編號(hào)2012CB214803）、中國(guó)石油研究基金（編號(hào)：2011D-5006-0105）、“十二五”國(guó)家科技重大專項(xiàng)“高含硫氣藏安全高效開發(fā)技術(shù)（編號(hào)：2011ZX05017-001）”及“十二五”國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)（編號(hào)：2011ZX05049）”共同資助

陳培元（1984-），男，河南平頂山人，博士，從事地質(zhì)開發(fā)研究