低渗透砂砾岩储集层粒内缝成因机制及油气勘探意义——以准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组为例

徐　洋，孟祥超，刘占国，单　祥



低渗透砂砾岩储集层粒内缝成因机制及油气勘探意义
——以准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组为例

徐洋，孟祥超，刘占国，单祥

（中国石油杭州地质研究院实验研究所，杭州310023）

准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷三叠系百口泉组砂砾岩属于低孔低渗储集层，粒内缝是百口泉组储集层重要的渗流通道，国内外对于粒内缝的成因机制、发育规律的研究成果较少。根据粒内缝发育的宏观和微观特征、结合钻井和地震资料，采用古构造应力值—粒内缝关系表征、粒内缝发育物理模拟实验等手段，系统分析了低孔低渗砂砾岩储集层粒内缝的识别特征、成因机制、发育过程及分布规律。认为百口泉组砂砾岩储集层粒内缝从成因上属于构造-成岩缝，其形成与颗粒抗压性、抗剪-抗扭性、内部缺陷、构造应力大小和应力作用方式有关；粒内缝对百口泉组砂砾岩储集层的影响主要在于提高渗透率，粗粒的砾级颗粒粒内缝与砂级颗粒粒间基质孔-微孔的有效配置是形成百口泉组优质高效储集层的关键；粒内缝垂向上主要发育于以百口泉组为主的中—下三叠统，平面上乌夏断裂带粒内缝最为发育，克百断裂带因应力作用方式及刚性颗粒含量的变化，粒内缝发育程度与乌夏断裂带存在明显差异，受逆冲断裂带展布控制，自断裂带至斜坡区粒内缝发育程度逐渐变弱，但在走滑断裂发育处，粒内缝发育程度局部增强。

准噶尔盆地；玛湖凹陷；三叠系；百口泉组；砂砾岩；粒内缝；逆冲断裂；走滑断裂

裂缝是油气储集层中一种重要的储渗空间，前人对储集层裂缝做过诸多研究，将裂缝分为构造缝、成岩缝（层间缝、龟裂缝、冷凝收缩缝、溶蚀缝）、节理缝、晶间缝等类型，并指出裂缝作为储集空间和渗流通道的双重作用［1-3］。文献［4］和文献［5］对裂缝发育程度与岩层厚度关系进行了研究，指出在一定岩层厚度范围内，裂缝的平均开度与裂缝化的岩层单层厚度具较好的线性关系，随岩层厚度增大，裂缝开度呈线性增大，而裂缝密度减小；当岩层单层厚度大于3 m，裂缝一般不发育。上述研究主要集中于火山岩、泥灰岩-砾岩致密储集层及陆相页岩气储集层，对陆相低孔（特）低渗砂岩（砂砾岩）储集层研究相对较少。

文献［6］对鄂尔多斯盆地陇东地区特低渗砂岩储集层的裂缝分布规律及其渗流作用进行了较为系统的研究，将裂缝分为在构造应力场作用下形成的构造缝及在储集层成岩过程中形成的成岩缝2种成因类型。并指出裂缝的形成除与古构造应力场有关外，还与储集层岩性、岩层厚度、岩层非均质性等储集层内部因素有关。岩石颗粒越细，裂缝发育程度越高。此研究具较强的参考和对比价值，但针对的主要是中—高角度构造缝，且主要针对砂岩储集层。文献［7］通过对塔里木盆地乌什凹陷神木1井白垩系储集层研究，指出砂砾岩储集层粗粒的刚性颗粒接触点处普遍发育粒内缝；文献［8］在准噶尔盆地西北缘断裂带乌36井区砂砾岩储集层研究中也提出粒内缝观点。

目前国内外对裂缝的研究主要以穿层的中—高角度构造缝为主，对粒内缝的研究相对薄弱和不够系统，且有些观点尚存争议，主要体现在以下3方面：①将粒内缝单纯归为成岩压实作用形成的成岩缝是否妥当；②岩石颗粒越细，裂缝发育程度越高的观点是否适用于近物源粗碎屑砂砾岩储集层；③对粒内缝发育特征尚无系统总结，对粒内缝的成因机制、发育过程，低孔低渗砂砾岩储集层孔-缝配置关系研究罕见文献报道。

准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组主要为近物源粗碎屑砂砾岩沉积，整体孔隙度小于12%，渗透率小于1 mD，属典型的低孔低渗储集层。本文对研究区低孔低渗砂砾岩储集层粒内缝的识别特征、成因机制、发育过程及其在优质储集层形成中的作用进行了系统分析，对高效储集层粒内缝发育区进行了预测，以期对其他盆地低孔低渗砂砾岩高效储集层预测有参考意义。

1　地质概况

玛湖凹陷是准噶尔盆地重要生烃凹陷，玛湖凹陷及其周缘是盆地最有利的油气成藏区（图1a）。玛湖凹陷的构造格局形成于白垩纪早期［9-11］，为东南倾的平缓单斜，局部发育低幅度平台、背斜或鼻状构造，断裂较发育。玛湖凹陷地层发育较全，自下而上有石炭系（C），二叠系佳木河组（P1j）、风城组（P1f）、夏子街组（P2x）、下乌尔禾组（P2w），三叠系百口泉组、克拉玛依组、白碱滩组，侏罗系八道湾组、三工河组、西山窑组、头屯河组及白垩系。其中二叠系与三叠系、三叠系与侏罗系、侏罗系与白垩系之间均呈区域性不整合接触［12］。

目的层三叠系百口泉组主要以灰色、褐色砂砾岩、含砾泥质粉砂岩、泥质粉砂岩为主，夹灰褐色、褐色泥岩及砂质泥岩，地层厚度130～240 m（图1b），主体属扇三角洲粗碎屑砂砾岩沉积［13］。

图1　玛湖凹陷构造位置（a）及百口泉组综合柱状剖面（b）

2　粒内缝成因及发育过程

2.1粒内缝定义及识别特征

裂缝是油气储集层中一种重要的储渗空间［14］，多为岩石受构造作用或成岩作用产生破裂所致，其与断层的区别在于破裂两侧的岩石沿破裂面没有发生明显的相对位移，或仅有微量位移。裂缝按照成因可分为构造缝、成岩缝和层间缝3类［15］。

（1）构造缝基本不受岩性及岩层面控制，与岩层面大角度斜交，垂向延伸距离大，且分布与构造位置密切相关，具明显定向性，裂缝内常充填各种自生矿物。

（2）成岩缝岩石在成岩阶段由于上覆层的压力和本身失水收缩、干裂或重结晶等作用所产生的裂缝。成岩缝分布受层理限制，多平行层面分布，不穿层，往往呈单个或成层分布，开度小，缝面常弯曲，形状不规则，有时有分支现象。

（3）层间缝属于沉积作用形成。

本文讨论的粒内缝属构造-成岩缝，是玛湖凹陷三叠系百口泉组砂砾岩储集层发育的主要裂缝类型之一，以火山岩岩屑颗粒（及少量的石英颗粒）内部的压碎缝为主，主要发育在颗粒内部，不切穿围岩，且压碎缝延伸方向与颗粒接触边大致垂直。

2.2粒内缝成因

储集层裂缝的形成受内因、外因2方面因素控制，外因主要是古构造应力，此因素是形成构造缝的必要条件；内因主要包括储集层岩性、岩层厚度、岩层非均质性等储集层内部因素，是形成成岩缝的主要因素，并可造成构造缝在层间和层内的差异分布。玛湖凹陷三叠系百口泉组砂砾岩储集层内的粒内缝属外因和内因共同控制的构造-成岩缝。

2.2.1外因——侧向挤压及剪切和旋扭应力

文献［16］根据粒内缝发育特征，认为粒内缝是由于地层压力条件下粗颗粒间接触点较细粒级颗粒少而形成高的压强作用所致。相同受力条件下，在1 cm2的受力面积内，若颗粒直径为5.0 mm，受力点共4个（图2a）；而颗粒直径为0.5 mm时，受力点共400个（图2b），则粗颗粒接触点处的压强是细颗粒的100倍。因此，粒内缝主要发育在粗粒级颗粒中。

图2　相同压力条件下粒径与压强关系示意（参考文献［14］）

笔者根据粒内缝发育的微观和宏观特征，结合研究区的区域构造背景，认为粒内缝形成的外界应力机制主要为侧向构造挤压，剪切作用和旋扭作用加剧岩石的破碎程度。

（1）粒内缝的力学作用机制根据碎屑岩储集体所处的动力成岩作用环境，碎屑岩所受的外力主要有5种，即垂向沉积载荷压应力、侧向构造挤压应力、张性应力、剪切应力和旋扭应力。粒内缝的实质是挤压作用在颗粒接触点处形成高压强导致颗粒破碎，故本文对张性应力不做讨论。其余4种应力中，垂向沉积载荷压应力具缓慢、持续、跨度时间长等特点，颗粒自身在原生孔隙的缓冲作用下有充足的时间和空间将自身原始沉积状态调整为最稳定的抗压状态，并逐渐接触紧密或压实变形，因此在碎屑岩成岩作用演化阶段中，由垂向沉积载荷压应力颗粒被压碎的现象极其少见；侧向构造挤压应力主要形成于逆冲断裂带附近，对碎屑岩储集层造成侧向压实作用，使得碎屑岩储集层原生孔隙进一步降低，当侧向构造挤压应力强度急剧增大时，粗粒级颗粒局部接触点压强急剧增大，其自身原始成岩状态无法调整，从而导致颗粒内部形成粒内缝释放应力（图3a）；而剪切作用和旋扭作用的附加应力会使粒内缝进一步扩大，且往往在颗粒接触边缘发生横向扭断破碎，加剧粒内缝的破碎程度（图3b）。

图3　玛湖凹陷百口泉组岩石粒内缝受力特征

（2）粒内缝形成时间及平面分布粒内缝平面分布主要处于侧向构造挤压应力场成岩环境。研究区粒内缝主要分布于玛湖凹陷断裂带逆冲断层下盘的中—下三叠统储集层内，显微镜下可见粒内缝被胶结物包裹或充填，认为其形成时间处于成岩演化序列的早期，与研究区早三叠世海西运动末期—印支运动早期同沉积逆冲挤压活动（局部存在走滑活动）的构造背景吻合。例如乌尔禾地区乌35井区，乌36井、乌103井等三叠系储集层粒内缝发育，其构造位置均处于乌南断裂下盘，地震剖面上断裂附近地层具明显的推覆挤压变形特征（图4）。乌103井因141井南断裂与乌南断裂对冲挤压作用产生的剪切应力和旋扭应力，颗粒边缘发生旋扭破碎（图3，图4）。

图4　乌33井—乌102井—乌108井—乌36井—乌103井剖面压碎缝分布（剖面位置见图1）

粒内缝仅发育于被压碎颗粒的内部，因此可以利用压碎颗粒含量（即薄片内压碎颗粒数与颗粒总数的比值）来表示粒内缝的发育程度。断裂带砂砾岩的压碎颗粒含量与古构造应力值呈现明显的正相关关系，高古构造应力值对应于高的压碎颗粒含量。压碎颗粒含量大于15%，对应古构造应力值大于100 MPa，主要位于断裂带。斜坡区高部位压碎颗粒含量为5%～15%，对应古构造应力值为90～100 MPa，压碎颗粒含量小于5%对应古构造应力值小于90 MPa，主要位于斜坡区低部位。当古构造应力值小于75 MPa，压碎颗粒含量已小于1.5%，说明压碎颗粒含量对储集层物性的影响已很小。与区域构造应力大小对比分析表明，粒内缝发育于侧向构造挤压应力大于75 MPa的地区（图5）。

图5　玛湖凹陷古构造应力值与压碎颗粒含量关系

2.2.2内因——粗粒级、低杂基含量砂砾岩

研究区碎屑岩骨架颗粒成分主要为抗压实能力较弱的火山岩岩屑和斜长石颗粒，其整体抗热压实和抗构造挤压的能力较差。据统计，研究区粒内缝发育于杂基含量低的砾岩、砂砾岩和含砾砂岩等粗粒级碎屑岩内，而相同粒级时，杂基含量高的碎屑岩颗粒，因杂基的缓冲作用，粒内缝不发育。在古构造应力值为90～105 MPa及杂基含量低于3%的条件下，压碎颗粒含量随碎屑岩粒级变小而减少（图6），中砂岩和粗砂岩的压碎颗粒含量均约为5%，含砾砂岩为15%，而砂砾岩为20%，即含砾砂岩及以上粒级碎屑岩是粒内缝发育的岩石粒级条件。含砾砂岩和砂砾岩中，压碎颗粒含量随碎屑岩的杂基含量变高而减少（图7），杂基含量高于8%时，压碎颗粒含量小于5%；杂基含量低于3%时，压碎颗粒含量大于15%，即净砂砾岩（杂基含量小于3%）是粒内缝发育的岩石结构条件。

图6　玛湖凹陷碎屑岩岩石粒级与压碎颗粒含量关系

图7　玛湖凹陷碎屑岩泥质杂基含量与压碎颗粒含量关系

从沉积机制分析，砂砾岩的杂基含量与沉积水动力条件密切相关，玛湖凹陷斜坡区扇三角洲前缘砂砾岩主要受牵引流控制，杂基含量一般低于3%，是粒内缝发育的有利沉积相带。

玛湖凹陷百口泉组碎屑岩以岩屑砂砾岩为主，颗粒组分主要为岩屑、长石和石英，岩屑组分占85%以上，粒内缝主要发育在抗压、抗剪-抗扭性较差的净砂砾岩粗粒级岩屑颗粒中。

综上所述，研究区砂砾岩粒内缝属外因、内因共同控制的构造-成岩缝。其形成与颗粒抗压性、抗剪-抗扭性、内部缺陷、构造应力大小和应力作用方式有关，颗粒抗压性越弱，内部缺陷越多，越易形成粒内缝；抗剪-抗扭性越弱，颗粒及粒内缝破碎程度越大；构造应力越大，越易形成粒内缝；剪切作用和旋扭作用的附加应力会进一步加剧粒内缝的破碎程度。

2.3粒内缝发育过程

从研究区净砂砾岩粒内缝的发育特征及形成机制可以推知，岩石的破裂过程可分4个阶段（图8）。

图8　玛湖凹陷净砂砾岩粒内缝发育机制模式

（1）孔隙体积快速收缩阶段此阶段在各种外部应力（如沉积载荷压应力、侧向构造挤压应力等）作用下，砂砾岩的孔隙体积快速缩小，岩石压缩率达每百米1.0%以上，孔隙度降至30%左右。

（2）颗粒滑动和转动阶段此阶段多数颗粒呈点接触，也有点线接触，颗粒在外部应力作用下，尤其在剪切应力和旋扭应力的作用下，发生滑动和转动，同时孔隙度进一步减少至25%.

（3）颗粒粒内缝形成阶段此阶段颗粒间已呈点线-线接触，颗粒趋于稳定，调整已不能单纯通过孔隙体积的收缩达到。因此在外部应力（侧向构造挤压应力、剪切应力和旋扭应力）的持续作用下，颗粒接触处会积聚应力，一方面会使孔隙体积进一步收缩，粒间接触趋于更紧密；另一方面粗碎屑颗粒因自身体积较大而无法进行形态调整，内部有缺陷的颗粒首先产生破裂。根据物理模拟实验结果，颗粒粒内破裂作用发生于孔隙度大于16%的演化阶段。

（4）岩石切穿缝形成阶段当砂砾岩的孔隙度小于16%时，颗粒间多呈线接触，岩石经长期缓慢压实后颗粒形态多处于稳定的应力平衡状态，并且颗粒之间可以直接传递应力。因此当外部应力持续增加时，岩石便以形成切穿缝方式再次达到应力平衡。

3　油气勘探意义

玛湖凹陷三叠系百口泉组整体为低孔低渗砂砾岩储集层，砂级颗粒之间虽然孔隙发育（图9a），但因粒间多为粉砂-泥质杂基充填，故微孔所占比例较大，且裂缝欠发育，整体渗流能力较差；粗粒的砾级颗粒受侧向构造挤压应力易形成粒内缝，对砾级颗粒之间的基质孔-微孔形成有效沟通。对百口泉组低孔低渗砂砾岩储集层而言，粗粒的砾级颗粒粒内缝-砂级颗粒粒间基质孔-微孔的有效配置是形成优质高效储集层的关键（图9b）。

图9　玛湖凹陷百口泉组砂砾岩储集层粒内缝分布与粒度关系

表1　玛湖凹陷百口泉组相同深度范围粒内缝发育情况与储集层物性关系统计

进一步研究表明，粒内缝对低孔低渗砂砾岩储集层物性的影响主要为提高储集层渗透率，而对孔隙体积增加的影响不大，形成低孔高渗储集层。为了说明这一储集层属性，筛选了不同粒内缝发育程度的同深度、同层位储集层物性进行对比分析，统计结果表明（表1），在相同深度范围内，百口泉组储集层粒内缝对孔隙度的贡献量较小，为1.4%～3.4%，对渗透率的改善效果较好，较之于粒内缝不发育井，粒内缝发育井的渗透率可提高8～20倍。对相同孔隙度范围内不同粒内缝发育程度的储集层样品渗透率对比分析结果也显示同样的规律（表2），表明粒内缝对储集层渗透性的改善作用明显。

粒内缝主要发育于净砂砾岩中，文献［17］的研究表明，扇三角洲前缘亚相（牵引流）砂砾岩沉积泥质杂基含量小于7%，主体小于5%，渗透率主体大于0.5 mD，大致对应于净砂砾岩。断裂带-构造高部位的冲积扇扇中或扇三角洲平原沉积中有部分受牵引流控制的砂砾岩泥质杂基含量亦较低。

表2　玛湖凹陷百口泉组相同孔隙度范围粒内缝发育情况与储集层渗透率关系统计

4　粒内缝发育区预测

对玛湖凹陷二叠系—三叠系低孔低渗砂砾岩而言，垂向上粒内缝主要发育于以百口泉组为主的中—下三叠统，与古构造应力纵向分布规律一致（图10）。其原因与各期构造运动的影响层位及各层位所处的成岩阶段有关。

图10　玛湖凹陷古构造应力值与粒内缝发育程度关系

最新研究成果［18-20］表明，玛湖凹陷二叠纪—侏罗纪发育3期3类断裂（图11）：①海西—印支运动期断裂以逆断裂为主，断开层位主要为石炭系、二叠系、中—下三叠统；②印支运动期断裂以走滑断裂为主，断开层位主要为三叠系；③燕山运动期断裂以正断裂为主，断开层位主要为侏罗系—白垩系。

在这3期3类断裂中，与粒内缝形成有关的主要为海西运动期—印支运动期逆冲断裂和印支运动期走滑断裂。二叠纪海西运动以逆冲挤压为主，此时期夏子街组和乌尔禾组砂砾岩尚未开始沉积或处于沉积早期的准同生期，压实成岩作用较弱，砾石间塑性泥质杂基含量高，颗粒间原生孔隙及泥质杂基支撑的缓冲作用使沉积物有充足的时间和空间将自身原始沉积状态调整为最稳定的抗压状态，颗粒接触点处压应力较低，粒内缝不发育；三叠纪末期印支运动以逆冲挤压-走滑剪切为主，在生成新的走滑断裂的同时，亦使早期的二叠系逆冲断裂开始继承性活动，挤压-走滑运动影响层位主要为三叠系，百口泉组位于继承性逆冲推覆挤压活动的前锋位置，整体所受的侧向构造挤压应力较强，此时期三叠系百口泉组地层处于早成岩期，残余原生粒间孔隙较发育，且以较粗粒级的厚层砂砾岩沉积为主，砾间缺乏泥质沉积物的塑性缓冲作用，故颗粒接触点处压应力值较高，粒内缝发育。由上述分析知，早成岩期沉积物颗粒趋于稳定性调整过程中，颗粒接触处不断积聚应力是粒内缝形成的关键。而在三叠纪末期，二叠系夏子街组、乌尔禾组等主要砂砾岩发育层位压实成岩程度较高，已经不具备粒内缝发育的成岩条件。

图11　玛湖凹陷3期断裂演化示意（据新疆油田内部资料，剖面位置见图1）

综上所述，粒内缝主要形成于侧向构造挤压应力，剪切作用和旋扭作用加剧粒内缝的破碎程度。且主要发育于低杂基含量的扇三角洲前缘砂砾岩沉积相带。故采用“逆冲断裂发育带+走滑断裂发育带+贫泥砂砾岩/扇三角洲前缘沉积相带”为原则综合预测百口泉组粒内缝平面展布（图12）。

目前岩心、薄片等资料显示百口泉组粒内缝主要发育在玛湖凹陷西部的乌夏断裂带、克百断裂带及斜坡区。海西期和印支期构造运动在乌夏断裂带主要表现为逆冲挤压，在克百断裂带则以压扭应力为主，故粒内缝以乌夏断裂带的夏子街扇—乌尔禾扇最为发育，粒内缝颗粒含量多大于15%.夏子街扇—乌尔禾扇百口泉组以岩屑砂砾岩沉积为主，刚性颗粒含量低，故粒内缝主要发育在粗粒级的岩屑颗粒内，粒内缝走向相对规则，大致与颗粒接触受力点垂直，因侧向构造挤压应力较大，颗粒间多呈压嵌接触，且粒内缝开度较大（图13a）。克百断裂带的黄羊泉扇和克拉玛依扇粒内缝颗粒含量相对减少，为5%～15%，颗粒间仍以压嵌接触为主（图13b），但克百断裂带粒内缝发育特征与乌夏断裂带存在明显差异，主要表现在2方面：①因在逆冲挤压作用背景上叠加了走滑旋扭作用，粒内缝产状不规则，多发生扭曲变形或错断（图13c），粒内缝开度增大，且附加的走滑旋扭作用导致颗粒沿边缘发生挠曲开裂（图13b）；②除粗粒级岩屑颗粒发育粒内缝外，克百断裂带百口泉组砂砾岩沉积刚性颗粒含量，尤其是石英颗粒含量较乌夏断裂带高，石英颗粒常沿压裂纹发生选择性共轭旋扭破碎，形成石英颗粒粒内缝（图13d）。

图12　玛湖凹陷百口泉组粒内缝分布预测

图13　玛湖凹陷三叠系百口泉组砂砾岩粒内缝特征

受逆冲断裂带展布控制，从主断裂带至斜坡区，粒内缝发育程度呈逐渐变差趋势，在走滑断裂发育处（走滑断裂横向延伸距离较长，多自逆冲断裂带延伸至凹陷中心，例如大侏罗沟走滑断裂延伸至凹陷中心达探1井区），粒内缝发育程度呈现局部增强趋势。

5　结论

（1）玛湖凹陷百口泉组砂砾岩粒内缝属外因、内因共同控制的构造-成岩缝。粒内缝的形成与颗粒抗压性、抗剪-抗扭性、内部缺陷、构造应力大小和应力作用方式有关，颗粒抗压性越弱，内部缺陷越多，越易形成粒内缝；抗剪-抗扭性越弱，颗粒及粒内缝破碎程度越高；侧向构造挤压应力越大，越易形成粒内缝；剪切作用和旋扭作用的附加应力会进一步加剧粒内缝的破碎程度。

（2）粒内缝主要发育于净砂砾岩的粗粒级岩屑颗粒中。粗粒的砾级颗粒粒内缝与砂级颗粒粒间基质孔-微孔的有效配置是形成百口泉组优质高效储集层的关键。粒内缝对储集层物性的影响主要为提高储集层渗透率。

（3）玛湖凹陷粒内缝垂向上主要发育于百口泉组为主的中—下三叠统，平面上乌夏断裂带粒内缝最为发育，主要发育在粗粒级的岩屑颗粒内，粒内缝走向相对规则，大致与颗粒接触受力点垂直，因侧向构造挤压应力较大，颗粒间多呈压嵌接触，粒内缝开度较大。克百断裂带粒内缝颗粒含量相对减少，因应力作用方式及刚性颗粒含量的变化，在粒内缝产状及石英颗粒粒内缝发育程度等方面与乌夏断裂带存在明显差异。在以大侏罗沟断裂为代表的大型走滑断裂向玛湖凹陷中心延伸处，粒内缝发育程度呈现局部增强趋势。

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（编辑曹元婷）

Genetic Mechanism of Intragranular Fractures in Low-Permeability Sandy Conglomerate Reservoir and Their Significance in Petroleum Exploration：A Case Study from Triassic Baikouquan Formation in Mahu Sag，Junggar Basin

XU Yang，MENG Xiangchao，LIU Zhanguo，SHAN Xiang
（PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology，Hangzhou，Zhejiang 310023，China）

The sandy conglomerate reservoirs of Baikouquan formation of Mahu sag in northwestern margin of Junggar basin are low-porosity and low-permeability reservoirs，where the intragranular fractures act as the important flow paths.Less researches have been made in terms of genetic mechanism and development of intragranular fractures at home and abroad.This paper systematically analyzes the identifying characteristics，genetic mechanism，development process and distribution of intragranular fractures in low-porosity and low-permeability sandy conglomerate reservoirs，according to themacroscopic and microscopic characteristics of intragranular fractures development，combining with drilling and seismic data，by means of relationship characterization of the palaeotectonic stress value-the intragranular fractures，and intragranular fracture physical modeling experiment.It is considered that the intragranular fractures in Baikouquan formation are structural-diagenetic fractures genetically，the generation of the fractures is related to the properties of compression，shearing and torsion，internal defect of grains，tectonic stress and stress effect；the main influence of intragranular fractures on the reservoir is to improve reservoir permeability，and the effective configuration of intragranular fractures in coarse grains-intergranular matrix pores among sand grainsmicrofissures is the key factor to generate high-quality and high-efficiency reservoirs of Baikouquan formation；the intragranular fractures are mainly distributed in Middle-Lower Triassic Baikouquan formation vertically and mostly in Wuerhe-Xiazijie faulted belt in plane.The development degrees of intragranular fractures in Karamay-Baikouquan and Wuerhe-Xiazijie faulted belts are different due to the changes of stress effect mode and rigid grain content.Constrained by thrust fault distribution，the development degree of intragranular fractures is weakening from the faulted zone to slope area，but tends to increase at strike-slip faults.

Junggar basin；Mahu sag；Triassic；Baikouquan formation；sandy conglomerate；intragranular fracture；thrust fault；strike-slip fault

TE112.221

A

1001-3873（2016）04-0383-08

10.7657/XJPG20160402

2016-05-23

2016-06-14

中国石油科技重大专项（2012E-34-01）

徐洋（1970-），男，江西九江人，高级工程师，石油地质，（Tel）13958069286（E-mail）xuy_hz@petrochina.com.cn