亚松迪地区泥岩裂缝储层形成主控因素与油气成藏

2013-09-20马中远黄苇曹自成徐勤琪

断块油气田 2013年5期

马中远，黄苇，曹自成，徐勤琪

（中国石油西北油田公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐 830011）

0 引言

泥岩裂缝油气藏作为一种非常规油气藏已受到人们的关注［1-4］。国内外许多盆地均有该类型油气藏的发现，如美国东西部盆地、苏联西西伯利亚盆地、阿根廷圣艾伦油田等。目前，国内已发现的绝大多数泥岩裂缝型油气藏均在烃源岩层中，属于自生自储型，松辽盆地青山口组烃源岩层内泥岩裂缝储层发育，且资源潜力巨大，渤海湾盆地、柴达木盆地等国内大型盆地之中均存在泥岩裂缝型油气藏［5-10］。

亚松迪地区位于巴楚隆起西南部，该区巴楚组地层自下而上发育下泥岩段（C1b2）、生屑灰岩段（C1b3）、中泥岩段（C1b4）和标准灰岩段（C1b5），巴楚组之上为卡拉沙依组（C1kl）和小海子组（C2x）。本区主要发育亚松迪1号构造带，其构造位于色力布亚断裂上盘的亚松迪鼻状隆起构造带近倾伏端附近。该构造前期所钻探井主要针对石炭系小海子组，BC1，BT2，BT3井均取得工业油气流。其中，BC1，BT3井揭示石炭系下泥岩段泥岩裂缝十分发育，并有良好的油气显示，这在一定程度上预示亚松迪构造带在泥岩裂缝领域具有潜在的勘探前景。因此，有必要对亚松迪地区巴楚组泥岩裂缝型油气藏的裂缝特征与成因，进行系统分析，并解剖泥岩裂缝与油气成藏的关系，分析该区非常规领域油气勘探潜力。

1 泥岩裂缝储层特征

1.1 岩心裂缝特征

通过对亚松迪地区BT2，BT3井巴楚组下泥岩段岩心的观察发现，裂缝为其最重要的储集空间，且以构造缝为主，而层理缝往往在泥岩中沿薄层砂体发育，数量相对有限。裂缝以半充填特征为主，其次为未充填、全充填，裂缝内充填物主要为方解石等。

岩心上裂缝的产状分为垂直缝、斜交缝和水平缝。其中，斜交缝发育条数最多，占总裂缝条数的51.73%；其次为垂直缝，占30.12%；水平缝最少，占18.15%。

1）垂直缝：垂直裂缝在亚松迪地区巴楚组下泥岩段较为常见，主要表现为垂直的断面，缝面较平整（见图1a），常见有方解石、云质等部分充填，部分垂直缝未充填。

2）斜交缝：斜交缝占总裂缝条数的比例较高。按与岩心轴水平线夹角分为高角度缝与低角度缝，其中下泥岩段的斜交缝以高角度缝为主（见图1b），低角度缝主要在巴楚组下泥岩段顶部发育。斜交缝多有方解石、石英、云质等部分充填。

3）水平缝：水平缝发育段往往沿水平裂缝断开（见图1c），裂缝内有云质充填或未充填，在缝面上可见擦痕，为在构造应力作用下顺层剪切滑动而形成。此外，下泥岩段其他部位还常见水平层理缝（见图1d），该类水平缝多发育在岩性分界面处，往往在泥岩中沿薄层砂体发育，未充填。

图1 亚松迪地区下泥岩段岩心裂缝发育特征

1.2 物性特征

通过对BT3井巴楚组下泥岩段进行全直径样品孔隙度、渗透率测试（见表1）。在所测试的全直径样品中，孔隙度变化不大，最小为1.2%，最大为5.0%。而渗透率变化较大，在无明显裂缝的样品中，垂直方向渗透率最高为0.01×10-3μm2，水平渗透率最高为0.05×10-3μm2；在有明显裂缝的样品中，垂直方向的渗透率可达到4.83×10-3μm2，水平方向渗透率可达到11.20×10-3μm2。可见，裂缝对该区巴楚组下泥岩段储层渗透率的贡献明显。

表1 亚松迪地区BT3井下泥岩段孔渗数据

1.3 裂缝测井响应特征

测井曲线资料能较好地识别裂缝型储层［11］。亚松迪地区泥岩裂缝的测井响应特征明显，高角度裂缝和低角度裂缝的测井响应也存在差异。对于低角度裂缝而言，若深、浅侧向测井值出现负差异，就说明横向延伸较远；差异幅度越大，张开度就越大，裂缝有效性就越好。BT3井在2 386～2 395 m井段，岩心观察低角度、平缝十分发育；其对应的电阻率降低，双侧向曲线负差异十分明显，幅度差较大，表明其低角度裂缝较发育（见图 2a）。

对于高角度泥岩裂缝而言，深、浅侧向电阻率值有所下降，深、浅侧向出现差异。差异幅度越大，说明裂缝张开度越大，裂缝有效性越佳；反之，则较差。BT2井在2 395.0～2 404.5 m的取心段中可见若干高角度裂缝，而与之相对应的电阻率较上下围岩明显降低，双侧向曲线出现正差异。BC1井也表现了与BT2井相似的正差异的双侧向测井曲线特征（见图2b），表明高角度裂缝较为发育，其中差异越大的地方，裂缝的张开度越大，有效性也越好。

2 泥岩裂缝储层形成主控因素

构造裂缝的形成与构造应力、构造位置、岩性、储层厚度等密切相关。亚松迪地区泥岩裂缝主要受构造应力、构造位置和岩性等因素的影响。

图2 亚松迪地区裂缝测井评价

2.1 构造应力与构造位置

亚松迪1号构造SW和NE两侧发育有2条大断裂。其一，位于SW侧的色力布亚大断裂，是控制形成本构造的主干断裂；其走向为NNW、倾向NE，是上盘上升、下盘下降的逆冲弧形断裂；断裂向上断至新生界新近系，向下消失于寒武系，全长约145 km。其二，亚松迪1号断裂，位于本构造NE侧；其走向NW、倾向SW，也为逆冲性质，断距约150 m；该断裂向上延伸至二叠系顶面，向下消失在寒武系（见图3）。

图3 过BT3井东西向地震时间剖面

亚松迪1号构造是色力布亚断裂带上一系列牵引构造之一，它的形成与发展明显受制于断裂带的活动与演化，同时，亚松迪断裂对构造的形成也具有一定控制作用。在该构造背景下，紧邻巴楚组下泥岩段之上的小海子组，在1 910～1 993 m井段有较多的小裂缝发育；井周声波扫描图也明显地显示出立缝发育，间续延伸达110 m长。上述地质迹象表明，亚松迪1号构造受控于两侧断裂，本井处在构造高部位，是应力集中区，也是裂隙发育部位。因而，在巴楚组下泥岩段见到如此发育的泥岩裂缝是正常的。它与上覆的小海子组地层一样受控于亚松迪1号构造带，且处在该构造带的牵引枢纽部位，具备裂缝发育的良好地质条件，是构造裂缝发育的重要因素。

2.2 岩性

亚松迪地区巴楚组下泥岩段岩性以泥岩为主，可见含粗粉砂质泥岩、砂质云泥岩、含云质泥岩等，同时也存在薄层的含硬石膏细粒长石石英砂岩、含砂质泥云岩、含灰质含硬石膏粗粉砂质极细粒长石石英砂岩。

从对BT2井、BT3井岩心裂缝的详细描述，统计各类岩性裂缝发育情况可知，泥岩裂缝最为发育，占总裂缝条数的66.03%，其次为砂岩，占总裂缝条数的27.81%，其余为碳酸盐岩（白云岩）类，占总裂缝条数的6.16%。由此可见，裂缝主要发育在泥岩中，且主要发育在成分不纯的泥岩中，如砂质云泥岩、砂质泥岩是裂缝发育的主要岩性。正是因为泥岩含云质、砂质等脆性矿物，极大地提高了泥岩的脆性程度，因此，在受到构造应力作用时，容易发生脆性破裂形成裂缝。

3 泥岩裂缝与油气成藏

亚松迪地区油气藏的油气主要来源于寒武系—奥陶系烃源岩，油气源充足［12］，而本区断裂也较为发育，为油气运移提供了良好通道。对于巴楚组下泥岩段而言，裂隙发育好的区域，对改善、提高储层的物性，为油气运移和聚集创造了良好的条件，也为泥岩裂缝中油气的富集提供了保证。

研究区巴楚组下泥岩段泥岩裂缝中油气显示活跃，BT3井巴楚组下泥岩段泥岩沿裂缝打开新鲜面有油味，原油布满裂缝面；干照呈亮黄色，滴照呈乳白色，氯仿浸泡液呈茶色，湿照呈乳白色，系列对比级别高；滴水试验沿裂隙不渗—缓渗，水滴呈扁珠状。该井存在裂缝的泥岩段共有109 m，仅底部4.25 m泥岩裂缝中不含油，含油泥岩裂缝段占96.1%（见图4）。

对BT3井巴楚组下泥岩段2 319.22～2 401.68 m进行中途测试，由于环空漏液，测试未果；但反循环时，钻杆内钻井液含较多天然气泡和少量原油珠，原油含硫0.38%、密度为0.850 4 g/cm3，尽管该井大套泥岩裂缝油气藏未获工业油流，但是证实存在成藏过程。BC1井在巴楚组下泥岩段上部见10.5 m饱含油的良好油气显示，对巴楚组下泥岩段2 432.0～2 442.5 m进行地层测试，自溢产原油3 m3/d。由此可见，BT3井和BC1井直井眼测试均获得了一定量的烃类流体。

图4 BT3井巴楚组下泥岩段荧光薄片特征

现如今，致密砂岩油气藏、源岩油、页岩油气经储层压裂改造之后，产能均有明显提升。水力压裂、加砂压裂等增产措施提高储集层渗透能力是页岩气开采的关键，统计表明，90%以上的页岩气井需要采取压裂等增产措施沟通天然裂缝［13-16］。对于亚松迪地区巴楚组下泥岩段泥岩裂缝油气藏而言，常规测试效果不佳，但仍可获得烃类流体，如果采用有效的储层压裂改造手段，对油气显示活跃层进行压裂改造，有望获得可观产能，进而展开对此类非常规油气资源的勘探。