准噶尔盆地西北缘二叠系火山岩储层裂缝发育特征及分布预测----以金龙2井区佳木河组为例

何 辉，孔垂显，蒋庆平，邓西里，肖芳伟，李顺明

1．中国石油勘探开发研究院，北京 100083 2．新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000



准噶尔盆地西北缘二叠系火山岩储层裂缝发育特征及分布预测
----以金龙2井区佳木河组为例

何 辉1，孔垂显2，蒋庆平2，邓西里1，肖芳伟2，李顺明1

1．中国石油勘探开发研究院，北京 100083 2．新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000

准噶尔盆地西北缘金龙2井区二叠系佳木河组裂缝是该区火山岩储层油气主要的渗流通道。综合岩心、岩石薄片及成像测井等资料，识别出该区主要发育的裂缝类型为半充填或未充填高角度缝，其次为半充填低角度斜交缝与网状缝。成像测井解释裂缝方位近东西向，与岩心古地磁解释现今地应力最大主应力方向近似平行，有效性开启较好。火山岩储层裂缝发育主要受构造与岩性两种因素影响。距离断层越近，由于构造曲率增大，裂缝越发育, 裂缝多沿断裂呈条带状分布。不同的火山岩类型，裂缝发育程度也不同。通过成像测井资料分析，认为研究区中--酸性火山熔岩及火山碎屑熔岩裂缝较发育，并进一步定量计算出单井裂缝密度、裂缝倾角、裂缝孔隙度等，确定单井裂缝发育特征。结合叠前地震预测方法，即叠前方位各向异性法(AVAZ)，优选衰减起始频率属性，预测了佳木河组火山岩储层裂缝分布特征。

二叠系；火山岩储层；裂缝；成像测井；叠前地震预测；准噶尔盆地

0 引言

随着世界石油工业发展，火山岩油气藏已逐步成为目前石油勘探与开发的重要领域。但是，由于火山岩储层一般埋藏较深、构造复杂、岩性岩相空间变化快、储层非均质性较强，储层描述与预测存在较大的困难[1]。同时，多年火山岩油藏勘探开发实践表明，裂缝发育程度恰恰是控制火山岩储层油气运移与富集的重要因素，也是火山岩油藏高效开发的有利条件，裂缝的存在为流体提供了有效的渗流通道，提高了油气渗流能力，同时增加了额外的油气储集空间，提高了泄油能力与面积[2-4]。因此，描述火山岩储层裂缝发育特征，分析裂缝发育主控因素，预测裂缝分布规律成为火山岩储层预测的关键，对火山岩油藏有效勘探与开发具有重要意义[5-9]。

新疆金龙2井区位于准噶尔盆地西北缘中拐凸起东斜坡带克拉玛依油田五区南部，二叠系是该区主要含油层系之一。2012年金201井于二叠系佳木河组获高产工业油气流，发现了金龙2井区佳木河组火山岩油气藏，揭开了该区深层火山岩油气藏勘探开发的序幕。由于该区火山岩经过了多期构造运动，裂缝普遍发育，因此笔者针对佳木河组火山岩储层裂缝描述难点，利用岩心观察、微电阻率扫描成像测井(FMI)[10]等资料进行火山岩储层裂缝发育特征识别，总结裂缝发育规律;同时应用叠前地震反演方法预测裂缝密度与裂缝方向，为佳木河组火山岩油藏高效开发与部署提供地质依据。

1 储层基本特征

针对本区目前已钻遇的佳木河组(P1j)火山岩储层[11]，根据岩心观察与薄片鉴定，其岩性按结构可分为三大类，即火山熔岩类、火山碎屑熔岩类及火山碎屑岩类。按成分进一步划分，熔岩类可识别出基性的玄武岩、杏仁玄武岩，中基性的玄武安山岩，中性的安山岩，中酸性的英安岩以及酸性的流纹岩、气孔流纹岩、球粒流纹岩等；碎屑熔岩类主要识别出基性玄武质(熔结)角砾岩、中性安山质(熔结)角砾熔岩等；火山碎屑岩类主要识别出中性安山质集块岩、安山质角砾岩及中酸性英安质凝灰岩、酸性流纹质晶屑凝灰岩等。金龙2井区佳木河组火山岩主要识别出三类8种岩性(表1)，其中有利储层岩性主要为安山质火山角砾岩，火山角砾熔岩及安山岩、流纹岩等；岩相单元以火山爆发相、喷溢相为主。

研究区火山岩储层孔隙度为7.9%～20.4%，平均12.3%，渗透率(0.01～752)×10-3μm2，平均0.69×10-3μm2，属低孔-低渗(特低渗)储层。岩石薄片鉴定结果表明，佳木河组火山岩储层储集空间主要以杏仁溶蚀孔、气孔、基质孔为主，其次为斑晶晶内孔及微裂缝。压汞实验结果表明，佳木河组火山岩储层以微细--细喉道为主，最大孔喉半径(0.3～4.1)μm，分选中等-差，优势孔喉半径一般为20～0.5 μm，排驱压力一般小于0.03 Mpa，主要分布在以气孔、杏仁安山岩和安山质火山角砾熔岩及火山角砾岩为主的有利储层中，且储层裂缝普遍发育，成为该区火山岩储层油气主要的渗流通道。

表1 金龙2井区佳木河组火山岩储层岩性特征及储集空间类型

Table 1 Lithological features and the type of reservoir space in volcanic reservoirs of Jiamuhe Formation in Jinlong 2 oilfield

2 裂缝发育特征及其控制因素

2.1 裂缝发育特征

根据金龙2井区佳木河组取心井岩心观察、成像测井资料及岩石薄片资料，该区天然裂缝按成因可分为成岩缝与构造缝。其中,成岩缝可进一步细分出冷凝收缩缝、角砾粒间缝、层间缝及溶蚀缝等。按照裂缝产状，该区裂缝可识别出水平缝(倾角≤15°)、低角度缝(15°<倾角≤45°)、高角度缝(45°<倾角≤75°)、垂直缝(75°<倾角≤90°)4种产状裂缝类型(表2)。其中，从成因上研究区主要以构造裂缝为主，产状上主要以高角度缝、垂直缝为主。

表2 金龙2井区佳木河组火山岩储层裂缝类型及特征

Table 2 The types and characteristic of fracture in volcanic reservoirs of Jiamuhe Formation in Jinlong 2 oilfield

图1 金龙2井区裂缝走向解释结果Fig.1 Interpretation results of fracture strike in Jinlong 2 oil field

通过全直径岩心地应力分析与成像测井(FMI)解释裂缝方位观察,该区佳木河组裂缝发育方向主要为近EW向(120°±5°)，近SN向裂缝发育较差(图1)。裂缝充填程度多以未充填或半充填为主，全充填裂缝较少，裂缝充填物多以方解石充填为主，说明佳木河组火山岩储层裂缝大部分是有效的(表2)。岩心与岩石薄片鉴定表明，半充填或未充填缝有沥青充填现象，裂缝主要起到油气运移作用及部分储渗作用(图2)。成像测井解释结果表明,研究区裂缝倾角分布范围主要为20°～90°，平均65°，以倾角大于45°的高角度缝或垂直缝发育为主(表3)。高角度缝主要为构造成因的剪切缝，缝面较平直，产状稳定;低角度斜交缝有剪切与拉张两种成因，且多数充填或半充填。此外，根据以往研究成果[11]，当裂缝走向与现今最大主应力方向夹角小于30°时，裂缝有效。岩心地应力、单井成像测井解释表明,研究区裂缝基本与最大主应力方向一致，天然裂缝能有效保存。因此高角度缝或垂直缝的有效性有利于火山岩储层高效开发。

图2 金龙2井区佳木河组火山岩典型微裂缝显微照片Fig.2 Typical microfracture micrograph of volcanic rocks of Jiamuhe formation in Jinlong 2 oil field

2.2 裂缝发育控制因素

目前普遍认为构造与岩性是影响火山岩储层裂缝发育程度的主控因素[5-11]。准噶尔盆地西北缘在地质历史时期经历海西运动、印支运动与燕山运动等多期次构造运动，二叠系佳木河组火山岩体主要受海西期及印支期构造运动控制,由东部斜坡区沿断距较大的滑脱断层面向西部老山石炭系古隆起逆掩推覆，研究区主要发育的北西--南东及近东西向两组逆断裂，控制火山岩体产生了成组出现的构造裂缝，构成了金龙2井区复杂的裂缝系统。其中北西--南东向逆断裂为海西期中晚石炭世--早二叠世西准噶尔洋向哈萨克斯坦板块之下碰撞俯冲，受近东西向挤压应力影响形成的北西--南东走向逆冲断裂;该期形成的裂缝主要为走向北北东及北北西向的张性斜交缝，后期多被充填，高角度缝较少。中晚二叠世即海西中晚期至印支早期碰撞挤压作用及冲断作用逐渐增强，推覆体继承发展，受挤压应力影响开始发育走向近东西向的走滑逆断裂，并与前期北西--南东走向逆断裂相交,将研究区切割为多个断块(图1);该期裂缝受近东西向走滑断裂影响以张剪性裂缝为主，高角度缝较多且开启性较好，裂缝走向以北东及近东西向为主，裂缝纵向切深(长度)较长且开度较大。该区火山岩形成后主要遭受了两期强烈挤压断裂作用，产生大量构造裂缝，明显改善了火山岩储渗能力。通常当岩层受构造应力挤压时，层面发生弯曲变形，用形变与曲率的关系可以定性预测裂缝分布，即构造曲率。前人一般认为，构造应力差异影响了裂缝发育位置与程度，离断层越近，构造曲率越大，裂缝越发育[5,7,9]。本区裂缝发育表现出此特征，如JL2010井与JL2004井，前者距离南北向边界控藏大断裂1 600 m，其裂缝密度平均为1.47 条/m，而JL2004井，距离南北向边界控藏大断裂400 m，其裂缝密度平均可达到2.36 条/m，且裂缝宽度也表现出明显差异，揭示了断裂对裂缝发育程度的影响。因此，不同构造位置是裂缝分布的主控因素(表3，图1)。

此外，在相同的构造应力背景下，不同岩性其裂缝发育也有所差异[2,4-5]。高角度缝或垂直缝多发育在中-酸性火山熔岩及火山碎屑熔岩中，如安山岩、流纹岩、安山质火山角砾熔岩等，低角度斜交缝主要发育在不规则块状的火山碎屑岩中。由高角度缝与低角度斜交缝互相错动形成的网状缝，多发育在火山碎屑熔岩及中性熔岩(安山岩)中。从相同构造应力背景条件下看，火山角砾熔岩及安山岩由于抗压缩性较差，因此更易发生剪切破裂(表1、表2、图3)。

3 裂缝地球物理响应特征及应用

3.1 成像测井识别与描述火山岩储层裂缝

常规测井资料只能定性识别裂缝发育情况，为了定量描述火山岩储层裂缝， 明确裂缝发育特征，为金龙2井区佳木河组火山岩油藏高效开发提供可靠依据，部署了微电阻率成像测井。笔者应用成像测井资料，识别出不同火山岩岩性及裂缝类型与发育的特征：未充填的高角度缝与垂直缝在成像图上显示为暗色的低阻条纹，且多贯穿岩心；未充填的低角度裂缝在成像图上表现出正弦暗色曲线切分层理；半充填或全充填发育较短的高角度缝、垂直缝与低角度缝在成像图上显示出白色或亮色条纹；而气孔、溶蚀孔洞在成像图上则表现出暗色低阻斑点；火山角砾表现出亮色斑点(图4)。在裂缝与岩性识别基础上，重点定量描述了火山岩储层宏观裂缝发育程度，如裂缝密度、裂缝长度、裂缝宽度、裂缝倾角及裂缝孔隙度。从成像图分析可以看出，研究区佳木河组火山岩储层裂缝倾角较大，以高角度缝、垂直缝及部分低角度斜交缝为主，裂缝发育密度平均为1.47～3.02 条/m，裂缝发育宽度以0.01～0.10 mm的中等缝为主，裂缝孔隙度相对较小，平均为0.01%～0.15%(表3)。

表3 佳木河组火山岩储层裂缝参数成像测井解释结果

Table 3 The imaging logging interpretation results of fracture parameters in volcanic reservoirs of Jiamuhe Formation

图3 金龙2井区佳木河组不同岩性平均裂缝密度Fig.3 Average fracture density of different volcanic rocks of Jiamuhe Formation in Jinlong 2 oil field

图4 金龙2井区佳木河组不同裂缝类型FMI成像图Fig.4 FMI imaging figure of different fracture types in Jiamuhe Formation of Jinlong 2 oil field

3.2 叠前地震反演法预测裂缝分布规律

裂缝的存在往往会造成地下介质的方位各向异性，从而使地震属性(振幅、频率、衰减等)发生有规律变化，地震波振幅各向异性强度与裂缝密度成正比，裂缝越发育，振幅随方位角变化各向异性越明显。目前常用的地震预测方法中由于叠前地震资料保留了更多的偏移距与方位角信息，保证了方位各向异性的预测研究，因此描述裂缝密度的可靠性与精度更高。利用叠前地震资料，从中提取地震波动特征的方位各向异性，根据地震属性随方位角变化特征分析裂缝方向与发育强度，这一预测方法常称之为叠前方位各向异性法，即AVAZ(amplitude versus azimuth)[8-11]。

本次研究利用金龙2井区叠前CMP道集数据，应用叠前方位各向异性法，参考Hudson裂隙理论模型，在三维地震资料保真、保幅处理基础上，进行地震资料的叠前处理(包括方位角划分、偏移距和覆盖次数分析)，然后对不同方位角数据体进行叠加偏移处理与属性计算。对比了叠前最大能量、相对波阻抗、衰减起始频率等不同振幅动力学属性各向异性强度及指示裂缝发育程度，与成像测井解释裂缝密度对比，单井衰减起始频率(地震振幅衰减到85%时对应的频率值)计算的裂缝密度体与实际解释结果绝对误差更小(0.3)，符合率相对较高，可达80%(图5)。因此选取衰减起始频率属性模拟计算研究区佳木河组裂缝方位椭圆，方位椭圆的短轴方向指示了裂缝在空间的统计定向(法向)，长轴与短轴之比为扁率，该值大小代表了地震反射的各向异性强度，可以指示裂缝密度，从而实现对裂缝密度和方向的预测。同时岩心分析水平最大主应力方向、FMI解释裂缝走向均为近东西向，与AVAZ方法预测的裂缝方位基本一致(图6)，证明AVAZ方法对金龙2井区佳木河组裂缝分布预测结果较为可靠，可对全区进行了裂缝分布预测。

图5 裂缝密度叠前地震反演预测图(多属性对比)Fig.5 Prestack seismic inversion prediction of the fracture density (Attenuation starting frequency properties)

图7 金龙2井区二叠系佳木河组裂缝分布预测图Fig.7 Prediction of fracture distribution in Jiamuhe Formation of Permian in Jinlong 2 oil field

从全区裂缝预测分布(图7)可以看出：1)受北西--南东及东西向两组断裂控制，金龙2井区潜山带佳木河组火山岩储层裂缝较为发育，且距离断裂越近，裂缝越发育，断块轴向交点部位，构造变形越大，裂缝发育程度越高，如JIN208断块、JIN202断块及JIN209断块；2)研究区属于北高南低、北陡南缓的构造格局，北部地区裂缝较南部更为发育；3)根据佳木河组不同时间切片裂缝预测分析，距离佳木河组顶部不整合面越远的层位裂缝发育程度有所减弱，如JIN214断块、JIN201断块；4)裂缝发育程度较高且张开裂缝走向与地应力方向匹配较好的区域，单井试油试采效果好，如JL2010井，裂缝走向与现今最大主应力方向几乎平行，在4 158～4 189 m进行试油，3 mm油嘴日产油15.34 t，日产气1 760 m3，后期试采51 d，累积产油592.2 t，产气3.3×104m3，产水46.4 t，平均日产油11.6 t。而JIN212井解释裂缝走向与现今最大主应力方向夹角较大(>30°)，成像测井解释局部发育裂缝，且裂缝多以低角度斜交缝为主，张开缝较少，射孔后抽汲日产油0.6 t，产水3.6 t，进行压裂改造投产，3 mm油嘴日产油14.5 t。可见储集层主要裂缝走向与现今最大主应力方向一致或夹角较小时，其裂缝有效性才好，储层一般都能获得高产。

4 结论

1)金龙2井区佳木河组火山岩油藏可识别出多种岩性，岩性岩相是控制火山岩储层的主要因素。研究区有利储层段裂缝相对发育，主要以高角度缝、垂直缝为主，其次为低角度斜交缝，多表现出未充填或半充填特征，裂缝走向近东西向，与现今地应力最大主应力方向近似平行，有利于保证裂缝开启性。

2)研究区裂缝发育主要受构造与火山岩岩性两种因素影响。距离断层越近，构造裂缝越发育，且断裂复杂，构造变形越大裂缝发育程度越高。火山岩岩性类型不同，裂缝发育程度也不同，研究区高角度缝或垂直缝多发育在中性-中酸性火山熔岩及火山碎屑熔岩中，如安山岩、英安岩及安山质火山角砾熔岩等，低角度斜交缝主要发育在不规则块状的火山碎屑岩中，如火山角砾岩、火山角砾熔岩等。由高角度缝与低角度斜交缝互相错动形成的网状缝，多发育在火山碎屑熔岩及部分中性熔岩中。

3)研究区微电阻率成像测井技术的应用，准确地识别出裂缝类型，并定量计算出单井裂缝密度、裂缝长度、裂缝宽度、裂缝倾角及裂缝孔隙度，同时也辅助定性识别出火山岩岩性，弥补了岩心、常规测井识别的不足。同时根据研究区以高角度缝发育为主的特征，以单井成像资料解释结果为基础，采用叠前方位各向异性法，即AVAZ定量地预测了裂缝空间分布特征，并与单井成像测井解释结果进行对比，提高了叠前裂缝预测的可靠性。同时，裂缝发育程度较高且张开裂缝走向与最大主应力方向一致或夹角较小时，单井试油试采效果好。叠前地震裂缝预测为研究区开发井部署提供了重要参考。

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Fracture Characterization and Prediction of Permian Volcanic >Reservoir in Northwestern Margin of Junggar Basin: A Case from Jiamuhe Formation of Jinlong 2 Oil Field

He Hui1, Kong Chuixian2, Jiang Qingping2, Deng Xili1, Xiao Fangwei2, Li Shunming1

1.PetroChinaResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Beijing100083,China2.XinjiangOilfieldCompanyResearchInstituteofExplorationandDevelopment,Karamay834000,Xinjiang,China

The fractures of Jiamuhe Formation of Permian volcanic reservoir are the main flowing channels for the reservoir in Jinlong 2 oil field. Through core observation, thin slice identification, and image logging data, the fracture types are identified: Unfilled or half-filled high-angle fractures are mainly develop in the reservoir, followed by half-filled low-angle oblique and netted fractures. The main orientations of fractures interpreted by image logging data are nearly E-W, and parallel with the current maximum principal stress direction. The fracture development in the volcanic reservoir is mainly affected by two factors: the tectonic position and rock type. The closer it is to the fault；the bigger the structure curvature is, and the greater the fractures are developed. They distributed zonally along the fault. The types of volcanic rocks impact the degree of fracture development. Through the image logging data analysis, the fractures mainly developed in the intermediate-acid volcanic lava and pyroclastic lava. The fracture density, fracture dip, and fracture porosity of single well can be quantitatively calculated. Combining with the method of amplitude versus azimuth (AVAZ) in pre-stack fracture detection technology, the fracture distribution in volcanic reservoir of Jiamuhe Formation can be predicted effectively and accurately. This study provides a reliable basis for a deployment of development well in a volcanic reservoir.

Permian; volcanic reservoir; fracture; imaging logging; prestack seismic prediction；Junggar basin

10.13278/j.cnki.jjuese.201505102.

2014-11-20

国家重大科技专项(2012E-34-08)

何辉(1982--)，男，工程师，博士，主要从事油气田开发地质研究，E-mail:hui_he@petrochina.com.cn。

10.13278/j.cnki.jjuese.201505102

TE122.23

A

何辉，孔垂显，蒋庆平，等.准噶尔盆地西北缘二叠系火山岩储层裂缝发育特征及分布预测:以金龙2井区佳木河组为例.吉林大学学报:地球科学版,2015,45(5):1278-1288.

He Hui, Kong Chuixian, Jiang Qingping, et al. Fracture Characterization and Prediction of Permian Volcanic Reservoir in Northwestern Margin of Junggar Basin: A Case from Jiamuhe Formation of Jinlong 2 Oil Field.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2015,45(5):1278-1288.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201505102.