陕北斜坡上古生界构造裂缝及其天然气成藏意义

万永平，王根厚，归 榕，李春霞，银 晓，周进松

1.中国地质大学地球科学与资源学院，北京 100083

2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，西安 710075

0 引言

在低孔、低渗油气藏中，天然裂缝的发育成为油气运移的通道及储存空间，同时，也是主导人工压裂规模的主要因素之一［1］。裂缝发育特征的研究，成为寻找油气富集区、井位部署、井网优化及提高单井产量的关键所在［2－4］。研究区上古生界气藏储层主要为障壁岛砂体及三角洲沉积砂体（图1），储层埋深为2 400～3 200m，储层与烃源岩之间发育多套致密隔层，气藏类型为低渗致密的岩性气藏［5］，在构造不发育的前提下，盆地天然气成藏机理成为气藏研究的重点。前人［5－9］从气藏特征、成藏时间、成藏机理等角度做过大量研究，认为盆地上古生界气藏主要为压力驱使作用导致天然气向上运移并成藏。笔者从裂缝发育特征、形成时限、气藏发育特征等角度出发，系统讨论了隔层裂缝的形成、分布与中上部气藏之间的耦合关系，认为裂缝为研究区天然气成藏提供了必要的运移通道，并提出以隔层裂缝作为运移通道及中上部储层作为储存空间的石盒子组及石千峰组“岩性－裂缝型”气藏模式。

图1 鄂尔多斯盆地上古生界综合柱状图Fig.1 Comprehensive column of the Upper Paleozoic of Ordos basin

1 区域构造背景

鄂尔多斯盆地是叠加在华北古生代克拉通之上的中生代内陆多旋回叠合盆地，盆地自晚古生代以来分别经历大型克拉通内拗陷、燕山期类前陆盆地构造演化及新构造期周缘断陷盆地构造演化3个大的构造演化阶段［10－11］。其中燕山期和新构造期构造活动是控制盆地构造变形、沉积沉降中心迁移、构造裂缝发育的主要构造应力来源［12－15］（图2）。在燕山构造运动时期，特提斯构造域和濒太平洋构造域对中朝板块作用力的远程效应给盆地造成整体旋转和东、西边缘的相向逆冲［16］，在此统一应力场作用下，盆地内部古生界至中生界广泛发育的构造裂缝成为盆地油气运移及成藏的通道及场所［5，17］。

图2 鄂尔多斯盆地沉积－构造演化及油气藏模式（据文献［7］修改）Fig.2 Sedimentary－tectonic evolution and the reservoir pattern of Ordos basin（modified after reference［7］）

2 裂缝发育特征

研究区上古生界普遍发育构造裂缝，裂缝纵向延伸长度可达80～100cm，裂缝面倾角一般在85°以上，将岩心劈开呈平行板状（图3a）。裂缝表面一般平直光滑，可见石英质砾石被切穿（图3b），局部可见阶步发育。在显微镜下可见矿物颗粒中发育的微裂缝呈近直线延伸，一般切穿石英、长石等脆性矿物颗粒；在发育次生加大边的石英颗粒上，微裂缝同时切穿石英颗粒及其加大边并在绿泥石等层状硅酸盐矿物边缘终止或改变发育方向（图3c），一般呈共轭形式产出，共轭角为50°～70°（图3c，d），微裂缝宽度一般为3～5μm，一般无充填（图3e，f）。受岩心取心质量的影响，笔者未能大量获得泥岩段裂缝发育特征，仅在延1034井山1粉砂质泥岩中发现微裂缝，裂缝面平直，推测为剪切缝。研究表明，研究区构造裂缝以剪性及张剪性为主，发育少量张裂缝，裂缝产状近直立，裂缝表面一般无充填（表1）。

3 裂缝测井响应特征

基于裂缝与基岩具有不同的地球物理性质这一特性，可以通过测井资料识别来描述地层裂缝。其中：根据常规测井的井径、电阻率、孔隙度等数据可以定性研究裂缝发育特征［18－19］；基于基质和裂缝导电率不同而识别裂缝的成像测井技术，可以定量描述裂缝产状、密度、宽度及缝高等参数［20－23］。

表1 陕北斜坡上古生界岩心裂缝发育特征Table1 Core fracture characteristics of Upper Paleozoic in northern Shaanxi slope

图3 陕北斜坡上古生界裂缝发育特征Fig.3 Fractures of Upper Paleozoic in northern Shaanxi slope

成像测井发现，研究区地层裂缝在动态增强图像中表现为暗色条纹，表明未被充填。其中：垂直裂缝表现为平行井轴的双直线，斜交缝及成岩缝表现为正弦曲线形态，裂缝宽度可达0.3～0.5cm。在常规测井中，裂缝段井径略有扩大，深、浅侧向电阻率均降低，微球聚焦测井呈现异常低值，3条孔隙度曲线呈尖峰状变化，其中，声波时差及补偿中子略有增大，密度测井略有减小（图4）。基于成像测井统计发现，研究区上古生界主要发育4组裂缝，裂缝走向分别为NE66°-70°、NWW275°-282°以及NEE84°-86°、NNW334°-338°，其中前两组较后两组发育（图5）。

4 裂缝段储层孔隙度－渗透率响应特征

在碎屑岩储层中，孔隙度与渗透率一般整体呈正相关关系［22，24］。研究区储层物性分析结果显示，裂缝发育段储层渗透率与基质渗透率差异较大，前者一般呈异常高值。其中：石盒子组盒8、山西组、本溪组基质渗透率分别为（0.30～3.50）×10－3μm2、（0.02～8.30）×10－3μm2、（0.03～1.90）×10－3μm2，裂缝发育段储层渗透率分别为（1.30～60.00）×10－3μm2、（4.30～96.00）×10－3μm2、（4.50～104.00）×10－3μm2（图6）；同一储层在相同孔隙度条件下，裂缝发育段渗透率比基质渗透率最大可提高130倍，显著提高了研究区低渗致密储层的渗透性。

5 气藏发育特征

5.1 裂缝形成与气藏充注匹配关系

鄂尔多斯盆地陕北斜坡上古生界气藏为低渗致密的岩性气藏［5］。在低渗致密岩性气藏中，储层裂缝与天然气充注之间的匹配关系研究成为裂缝有效性评价及气藏研究的关键［2－3，8］。根据盆地古地温史及地层热演化温度，可以很好地推算地层埋深及油气演化史，根据盆地热演化、成岩作用及流体包裹体测温可以推断裂缝形成时间［17］，进而系统讨论裂缝形成与油气演化之间的匹配关系。

5.1.1 气藏充注时间

通过储层埋深及热演化模拟研究（图7），发现研究区二叠系底部在晚侏罗世-早白垩世达到最大埋深，最大深度达到4 300m，烃源岩镜质体反射率（Ro值）为 1.80% ～1.86%，热演化温度达到185℃，该时期为盆地上古生界烃源岩的最大生排烃期及气藏充注高峰期［25－26］。

5.1.2 裂缝形成时间

图4 上古生界裂缝测井响应Fig.4 Log response to fractures in Upper Paleozoic

图5 裂缝走向统计图Fig.5 Strike statistics of the fractures

研究区上古生界砂岩储层先后经历了压实、硅质胶结、压溶作用及碳酸盐胶结作用［27］。在压溶作用过程中形成的石英次生加大边形成于晚成岩作用阶段中后期（图7），对应地质年代为晚侏罗世-早白垩世［5，28］。前期研究表明［17］：石英次生加大边及微裂缝中广泛发育流体包裹体，微裂缝中流体包裹体均一温度普遍高于石英次生加大边中包裹体温度；同时，两类包裹体温度在地层中自上而下逐渐升高，其中，微裂缝中包裹体温度最高达到150℃，石英加大边中包裹体温度最高达到125℃（图7）。在持续沉降的盆地中，对比盆地热演化、成岩演化、裂缝发育特征、微裂缝及石英次生加大边中包裹体测温等研究成果可知，研究区上古生界构造裂缝形成时期晚于石英次生加大边而早于目的储层最大埋深时期（生排烃高峰期），即裂缝形成于晚侏罗世之后、早白垩世之前。

图6 陕北斜坡上古生界储层孔隙度－渗透率关系Fig.6 Relationship of permeability to porosity of Upper Paleozoic in northern Shaanxi slope

图7 陕北斜坡上古生界埋藏史及成岩作用演化史（据文献［26］修改）Fig.7 Burial history and diagenesis evolution of Upper Paleozoic in northern Shaanxi slope（modified after reference［26］）

5.2 气藏纵向展布特征

5.2.1 气藏模式

鄂尔多斯盆地上古生界石炭系本溪组及二叠系山西组下部广泛发育的海陆过渡相煤系地层成为上古生界天然气藏优良的烃源岩，构成盆地“广覆式”生烃基础［5］；本溪组至石千峰组发育的障壁岛砂体、三角洲水下分流河道砂体及河道砂体成为上古生界天然气藏主要的储集层；下二叠统碳酸盐岩及中-上二叠统广泛发育的泥岩构成气藏区域性盖层（图1）［9，11］。储集砂体在沉积演化过程中，纵向上演化为泥岩局部盖层和区域盖层，横向上相变为致密砂岩和泥岩，空间上形成了“上封侧堵”的封闭条件。气藏成藏过程总体以垂向及短距离横向运移为主，形成自生自储的“近源气藏”及下生上储的“远源气藏”（图8）。该成藏特点决定了本溪组至石千峰组各储层随着远离烃源岩，其含气饱和度及成藏规模依次减小。在整个上古生界生储盖组合中，中-上部储层石盒子组及石千峰组大规模发育的储集砂体具有良好的物性条件，但勘探成果表明，两个储集层段试气达工业气流的井仅占总井数的17%及7.2%，远低于中-下部储层（表2）。

5.2.2 盒8气藏展布特征

陕北斜坡延安地区上古生界气藏前期勘探发现，盒8储层含气性不受自身砂体厚度及物性的约束，试气产量与砂体厚度及物性之间无明显相关性。通过将盒8含气区与下伏地层（山西组山1）裂缝发育区叠合发现，两者具有较好的对应关系，即盒8砂体发育区与山1裂缝发育区的叠合区域成为盒8成藏有利区（图8），形成了该段“岩性－裂缝型”气藏。

5.2.3 石千峰组气藏展布特征

在陕北斜坡北部神木-榆林-米脂地区，上古生界石盒子组顶部及石千峰组发现的低压力系数、低含气饱和度、较轻的天然气组分的干气气藏［7］，其烃源岩为石炭系及二叠系煤系地层，成藏时间为100Ma左右［6］，与研究区下部气藏成藏时间基本一致。该气藏在区域构造上位于盆地中央断裂带两侧，其含气性在平面上向断裂带两侧迅速降低，在其南部子长-延安一带基本不含气（图8）。在石千峰组储层与下部烃源岩之间发育280～350m致密隔层的情况下（图1，8），该气藏的发育可能与中央断裂带相关的裂缝系统有关，同样形成了基于裂缝运移及砂岩储存的“岩性－裂缝型”气藏。

6 构造裂缝的天然气成藏意义

鄂尔多斯盆地上古生界发育低渗致密的岩性气藏，除盆地中央断裂带以外，其他地区基本不发育大型断裂构造，普遍分布的构造裂缝为天然气运移及成藏提供了必要的构造条件：1）研究区上古生界主要发育近直立的剪性及张剪性裂缝，裂缝面基本未充填，裂缝的发育可以为天然气成藏提供运移通道；2）研究区上古生界储层在经历了压实、胶结、压溶作用之后，基质孔隙度降为3%～10%，渗透率减小为（0.02～0.83）×10－3μm2，为典型的低渗透气藏，在压溶成岩作用（晚侏罗世-早白垩世）之后发育的构造裂缝使储层渗透率提高到（1.30～104.00）×10－3μm2，显著提高了致密储层渗透率；3）陕北斜坡上古生界最大生排烃时期为晚侏罗世-早白垩世，形成于早白垩世之前的构造裂缝成为天然气运移的有效通道；4）研究区盒8储层与烃源岩之间发育20～40 m厚的碳酸盐岩及40～80m厚的泥岩隔层，隔层段裂缝发育区与盒8含气区具有良好的匹配关系，形成了盒8“岩性－裂缝型”气藏；5）陕北斜坡北部神木-榆林-米脂一带发育的石千峰组低压气藏在平面上位于鄂尔多斯盆地中央断裂带附近，在断裂带南北两侧，石千峰组含气性迅速降低，该气藏特点可能与盆地中央断裂带相关的裂缝系统有关，形成了基于裂缝运移及砂岩储存的石千峰组“岩性－裂缝型”气藏。

表2 陕北斜坡上古生界气藏参数Table2 Gas reservoir parameters of Upper Paleozoic in northern Shaanxi slope

图8 陕北斜坡上古生界沉积演化及天然气成藏模式Fig.8 Sedimentary evolution and natural gas accumulation model of Upper Paleozoic in northern Shaanxi slope

7 结论

1）鄂尔多斯盆地陕北斜坡上古生界普遍发育的构造裂缝形成于晚侏罗世-早白垩世，该时间界限位于储层压溶胶结作用之后、盆地最大生排烃期之前，裂缝性质以剪性及张剪性为主，产状近直立。

2）裂缝的发育在改善储层渗透性的同时为天然气运移提供了必要的运移通道，并与中上部气藏在时空上建立了良好的耦合关系，形成了以隔层裂缝为天然气运移通道和以中-上部储层为储存空间的石盒子组及石千峰组“岩性－裂缝型”气藏。

3）鄂尔多斯盆地陕北斜坡上古生界“岩性－裂缝型”气藏以中-上部有利储层及下伏地层裂缝发育带的叠合区域为有利成藏区，该成藏模式对盆地上古生界“下生上储型”远源气藏后续勘探具有实际指导意义。

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