塔里木盆地克深2气田储层构造裂缝成因与演化

王珂，张荣虎，戴俊生，王俊鹏，赵力彬



塔里木盆地克深2气田储层构造裂缝成因与演化

王珂1，张荣虎1，戴俊生2，王俊鹏1，赵力彬3

(1. 中国石油杭州地质研究院，浙江杭州，310023；2. 中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东青岛，266580；3. 中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆库尔勒，841000)

在储层构造裂缝力学成因分类的基础上，对克深2气田的构造裂缝进行成因分析，然后结合构造演化史和构造应力场演化史，研究克深2气田储层构造裂缝的演化特征，并分析构造裂缝形成期次与油气成藏的匹配关系。研究结果表明：克深2气田发育近EW走向、近NS走向和NW—SE走向的3组构造裂缝，其中近EW走向的构造裂缝主要受控于早期区域伸展作用、后期背斜弯曲拱张作用、异常流体高压作用、构造反转期应力转换作用以及逆冲断层伴生等因素，近NS走向的构造裂缝主要受控于近南北向的构造挤压作用，NW—SE走向的构造裂缝则主要形成于NNW—SSE或近南北方向的水平最大挤压应力；克深2气田发育白垩纪和古近纪末期、中新世末期、上新世末期3期构造裂缝，其中第2期和第3期构造裂缝是最重要的两期构造裂缝，与第2期和第3期成藏期具有较好的匹配关系，促进克深2工业规模气田的最终形成。

储层构造裂缝；成因；演化；油气成藏；克深2气田

我国的含油气盆地，特别是西部前陆盆地，一般都经历了多期构造运动，从而造成储层构造裂缝的多期叠加[1−2]。因此，现今所观察到的储层构造裂缝一般不是在某一个地质时期一次性形成，而是在地质历史中长期积累演化的结果[3]。明确储层构造裂缝的成因、演化及其与油气成藏的匹配关系，对于预测储层构造裂缝的发育特征，明确油气成藏期次，进而指导油气田的勘探开发等方面具有重要的理论价值。本文作者在储层构造裂缝成因分类的基础上，对塔里木盆地克深2气田储层构造裂缝的成因及演化进行研究，并分析储层构造裂缝形成期次与油气成藏的匹配关系，以期对该气田的勘探开发起到一定的参考作用。

1 地质背景

图1所示为克深2气田构造位置[4]。克深2气田位于塔里木盆地北缘，库车坳陷克拉苏—依奇克里克构造带的中部，属于克拉苏断裂南部克深区带中的克深2构造段，西邻大北气田，北部为克拉2气田，向东为迪那气田，南部为拜城凹陷(图1)。克深2气田是克拉苏构造带继克拉2气田及大北气田之后的又一重点开发领域，我国“西气东输”工程的新气源区，同时也是塔里木盆地“十二五”期间的重点勘探目标区块之一。

图2所示为克深2气田构造简图及构造裂缝走向平面分布。克深2气田是在中生代燕山运动和新生代喜马拉雅运动背景下发育的背斜型气田，整体上呈近东西向的长条状展布，由3个长轴背斜构造组成(图2)，钻遇地层自上而下依次为第四系(Q)、新近系库车组(N2k)、康村组(N1-2k)、吉迪克组(N1j)、古近系苏维依组(E2-3s)、库姆格列木群(E1-2km)和白垩系巴什基奇克组(K1bs)。其中勘探目的层系为白垩系巴什基奇克组(K1bs)，与上覆地层为角度不整合接触，下伏地层为白垩系卡普沙良群的巴西改组(K1bx)，二者为整合接触。

2 储层构造裂缝的成因

2.1 储层裂缝的成因分类

按照储层裂缝的成因，可将裂缝分为非构造裂缝和构造裂缝两大类。前者包括成岩裂缝、收缩裂缝、风化裂缝、溶蚀裂缝、卸载裂缝、岩溶裂缝和隐爆裂缝等类型，其形成机制受构造作用影响较小[5]。岩心观察表明，克深2气田极少发育非构造裂缝，因此，本文的研究对象主要是构造裂缝。

图1 克深2气田构造位置(据文献[4]修改)

图2 克深2气田构造简图及构造裂缝走向平面分布

按照形成时的构造应力特征，构造裂缝可分为剪切裂缝、张性裂缝和过渡型裂缝3类[1, 3, 6−8]。剪切裂缝形成于挤压环境，是作用在岩石上的剪切应力超过了岩石抗剪强度而形成的，裂缝两盘仅存在沿着裂缝面切向的滑动变形，与最大主压应力呈一定夹角的剪应力面分布，初始状态往往为闭合缝，可在后期流体压力或拉张应力的作用下张开。需要指出的是，以往通常认为剪切裂缝方位与最大主压应力的夹角小于45°，即最大主应力方向出现在共轭剪裂缝的锐角平分线上，这种认识在地表或者埋深较浅的条件下是成立的，但VERNOOIJ等[9]在高温(800℃)、高压(1.2 GPa)及低应变速率(10−6s−1)的试验条件下，发现最大主应力方向也可以出现在共轭剪裂缝的钝角平分线上，其原因可能是在高温高压条件下岩石发生韧性变形，而非通常条件下的弹脆性变形，导致岩石的剪裂角大于45°，吴胜和[5]认为随着岩石发生递进变形，也可以出现最大主压应力方向所在的共轭角为钝角的情况。剪切裂缝的位移方向与裂缝面平行，通常以高角度裂缝为主，具有透入性特征，理论上以共轭裂缝组的形式出现，但因储层岩石存在非均质性，通常只有一组较发育而另一组受到抑制。此外，在逆冲构造带中发育的近水平裂缝以及泥质岩类中发育的滑脱裂缝也多属于剪切裂缝[3]。

张性裂缝是作用在岩石上的拉张应力超过岩石的抗张强度而形成的，裂缝两盘仅存在沿着裂缝面法向的拉张变形，通常具有较大的张开度，在储层中密集发育时极易造成水窜[1, 3, 5]。张性裂缝又分为扩张裂缝和拉张裂缝[6−7]。扩张裂缝是岩石在挤压构造应力作用下，沿着最小主应力方向发生相对扩张而形成的裂缝，其形成应力也都是压应力，沿着最大和中间主应力组成的面分布，与最小主应力垂直，但主应力差要比形成剪切裂缝的主应力差略高。由于形成扩张裂缝的应力环境与剪切裂缝相同，因此，扩张裂缝往往与剪切裂缝同时出现。拉张裂缝与扩张裂缝分布特征较为相似，不同的是拉张裂缝形成时至少岩石中的最小主应力是张应力。拉张裂缝一般呈透镜状局部发育，并被方解石和沥青等充填，其形成往往受到异常高压流体的影响。异常高压流体可以使逆冲构造带中的挤压应力变为拉张应力，从而在区域挤压应力环境中的局部构造上形成拉张裂缝，因此，拉张裂缝是沉积盆地古异常高压流体存在的重要指示标志[3]。

过渡型裂缝的特征介于剪切裂缝和张性裂缝之间，包括张剪性缝(或称张扭缝)和压剪性缝(或称压扭缝)2类。张剪裂缝的两盘不仅存在沿着裂缝面法向的拉张变形，而且存在沿着裂缝面切向的滑动变形[8]，这类裂缝在西部挤压前陆盆地及东部的伸展盆地中均有发育，主要产生于由伸展向挤压转变的构造反转期(拉张型张剪裂缝)或持续的三向挤压构造应力状态时期(扩张型张剪裂缝)，根据其延伸形态，推测这类裂缝主要是先受到挤压应力或拉张应力作用形成扩张型或拉张型的张性微裂纹，而后受到挤压(剪切)应力作用形成，先受到挤压应力作用而后受到拉张应力作用则不易形成此类裂缝，应多形成张开度较大的剪切裂缝或扩张裂缝。压剪裂缝的两盘不仅存在沿着裂缝面法向的压缩变形，同时还存在沿着裂缝面切向的滑动变形[8]，显然，这类裂缝是在挤压构造应力作用下形成，且通常呈闭合状态，在油气田开发中属于无效缝。

基于上述分析，按照早期主导力源及后期主导力源的类型，对储层构造裂缝进行了力学成因分类，表1所示为储层构造裂缝力学成因分类。

2.2 克深2气田储层构造裂缝成因

图3所示为克深2气田典型岩心构造裂缝。以上述储层构造裂缝的力学成因分类为基础，对克深2气田的岩心构造裂缝进行了识别与力学分类，发现剪切裂缝、拉张裂缝、扩张裂缝和张剪裂缝在该区均有不同程度的发育。剪切裂缝一般产状较稳定，裂缝面平直，张开度不大，并且随裂缝延伸变化较小(图3(a))；拉张裂缝产状变化较大，裂缝面弯曲不平，张开度随裂缝的延伸有较大变化(图3(b))；扩张裂缝的裂缝面不平整，一般延伸较短，但主应力差较大时可变得平直，并且在纵向上有较大的延伸距离，通常呈直立产出，走向与最大主应力平行，两壁没有明显的相对位移，且裂缝开度较大[1, 6](图3(c))。另外，从成因上分析，扩张裂缝很少发育擦痕等微构造，通常也不会形成共轭裂缝系，由此可在岩心上将扩张裂缝和剪切裂缝或拉张裂缝区分开来。张剪裂缝的特征介于剪切裂缝和张性裂缝之间，在岩心上表现为裂缝面局部有弯曲，但整体上仍平直展布，张开度随裂缝的延伸有一定的变化(图3(d))。

表1 储层构造裂缝力学成因分类

(a) A2-1井，6 706.15 m，泥质粉细砂岩中的剪切裂缝，无充填；(b) A2-2井，6 798.20 m，细砂岩中的拉张裂缝，泥质充填；(c) A2-5井，6 931.30 m，泥质细砂岩中的扩张裂缝，方解石充填；(d) A2-7井，6 875.59 m，中细砂岩中的张剪裂缝，方解石充填

在确定岩心构造裂缝力学类型的基础上，综合岩心裂缝描述及成像测井裂缝解释结果，按照裂缝走向，将克深2气田的构造裂缝大致分为3组(图2)：

第1组是近EW组，主要发育在背斜顶部及翼部的部分井中，以NWW—SEE和NEE—SWW走向为主，既有张性裂缝，也有剪切裂缝以及张剪性缝，多为高角度产出。其中张性裂缝中的拉张裂缝应是受近南北向的拉张应力作用形成，可能是受早期区域伸展作用的影响，也可能是后期挤压构造应力作用下背斜的弯曲拱张作用形成的纵张裂缝；而扩张裂缝和剪切裂缝应是在构造应力由拉张向挤压转变的构造反转期，南北方向构造应力成为最小主压应力时形成的；张剪性缝则是先在早期拉张应力环境下形成拉张型微裂纹，然后在构造应力由拉张向挤压转变的构造反转期受挤压(剪切)作用形成，属于拉张型张剪裂缝，也有在短暂近东西向挤压构造应力作用下形成的少量扩张型张剪裂缝。此外，还有逆冲推覆断层形成时伴生或在由层间滑动造成的低角度剪切作用下形成的少量低角度剪切裂缝[10]。

第2组是近NS组，以NNW—SSE和NNE—SSW走向为主，是该区裂缝的优势方位，多为剪切裂缝，也有部分扩张裂缝和张剪性缝。其中剪切裂缝和扩张裂缝是岩石在受到近南北向的挤压应力作用下形成的，而张剪性缝则是在近南北向挤压应力下先形成扩张型微裂纹，然后受到剪切作用形成的，属于扩张型张剪裂缝。成像测井资料表明，在A2-4井中发育一组近南北走向的直劈裂缝，开度大且充填程度低，从成因上讲，这些裂缝就应该是在晚期近南北向的强烈挤压作用下形成的扩张裂缝，且大多数属于潜在 缝[11]，即在地下原始条件下是闭合的，但极易在人工外力诱导下张开，成为有效裂缝。

第3组是NW—SE组，裂缝走向为NW—SE，主要为剪切裂缝，数量较少，仅在A3-1和A2-3井中有发育，其形成应力环境为NNW—SSE向或近南北向的最大挤压应力。

另外，在断层附近大量发育网状缝，其产状不定，大多是断层的应力扰动而形成。

对于不同充填程度的裂缝，其成因也有所差别，通常认为早期形成的裂缝一般具有较高的充填程度，而较晚形成的裂缝通常为半充填缝或未充填缝，这种认识适用于同一或相近构造部位不同期次裂缝的充填成因判别，但对于不同构造部位的裂缝并不一定适用。例如A2-1井和A2-2井中均发育近东西向的裂缝，结合构造演化史发现，这些裂缝应是受早期区域伸展构造应力场作用大致同时形成的，属于早期裂缝，理论上均应具有很高的充填程度。但从岩心上看，A2-2井中的裂缝大多数被方解石或泥质完全充填，而A2-1井中的裂缝基本上属于未充填缝，仅在裂缝壁上沉淀了薄层的方解石，若仅根据充填程度来判断，则会认为这些裂缝是晚期形成的，而在翼部、鞍部发育的晚期裂缝又大多为半充填或完全充填。经分析认为，A2-1井中裂缝未被大量充填的原因可能是该井位于构造高部位，高矿化度的地层水对其波及较小，再加上后期烃类的大量充注，避免了高矿化度地层水的侵入。另外，根据裂缝充填程度的这种特征，推测−6 600 m左右可能是裂缝充填程度高低的分界线，其上裂缝充填程度较低而其下裂缝充填程度较高。

综合以上分析，并结合裂缝充填物的碳氧同位素分析结果[12]，认为克深2气田的储层构造裂缝应是在3期不同的构造应力场环境下形成的，并且不同期次裂缝的充填程度也有所差别。勘探开发结果表明，储层构造裂缝的产状、组系特征和充填程度是影响气井钻井施工质量以及天然气产量的重要因素，因此，明确储层构造裂缝的演化史并分析储层构造裂缝形成期次与油气成藏等地质事件的匹配关系，对于克深2气田的勘探开发具有重要的理论价值和指导意义。

3 储层构造裂缝的演化

3.1 构造演化史

图4所示为克深2气田构造演化。克深2气田在垂向上可划分为盐上构造层(Q1x-E2-3s)、盐构造层(E1-2km)、盐下构造层(K-T)及基底构造层(Pre-T)共4套构造层，这种4层结构表明该区经历了4期重要的构造演化阶段，结合区域地质研究及平衡剖面恢复，划分出二叠纪晚期—三叠纪古前陆盆地、侏罗纪—白垩纪坳陷盆地、古近纪—中新世弱收缩挠曲盆地及上新世—第四纪陆内前陆盆地4个演化阶段[13−14](图4)。

1) 二叠纪—三叠纪为古前陆盆地阶段。受古南天山造山带的影响，在克深2气田北部形成了一系列的冲断构造，古克拉苏断层形成。

2) 侏罗纪—白垩纪为坳陷盆地阶段。该时期继承了三叠纪的古构造格局，在克深2气田中部形成沉积中心，导致侏罗纪和白垩纪地层中间厚、两边薄，盆地内构造活动微弱，无明显断层活动特征，整体表现为垂向沉降。

3) 古近纪—中新世为弱收缩挠曲盆地阶段。受南天山微弱抬升的影响，盆地内部发育低幅收缩构造，库姆格列木期整体上表现为垂向沉降、侧向伸展，至康村期再次挤压收缩，在盐上构造层(Q1x-E2-3s)形成了喀桑托开背斜和库姆格列木背斜的雏形，包括古克拉苏断层在内的早期冲断构造仍无明显活动。

4) 上新世—第四纪为陆内前陆盆地的定型期。受印度洋板块与欧亚板块加剧对冲的影响，南天山强烈隆升，水平挤压构造应力急剧增大，地层发生强烈的侧向收缩，古克拉苏断层复活并向上突破，同时在其下盘的盐下地层中形成了一系列的逆冲断层，最终形成典型的前陆叠瓦逆冲构造样式；库姆格列木群的膏盐层在挤压构造作用下发生塑性流动，使该套地层在克深2气田分布差异性十分明显；盐上地层发生强烈弯曲变形，也有部分逆冲断层形成，喀桑托开背斜和库姆格列木背斜最终定型。

图4 克深地区构造演化(据文献[13]修改)

3.2 构造应力场演化史

对于库车坳陷新近纪及第四纪的构造应力场，一般认为是近NS向、NNW—SSE向或NW—SE向的挤压作用。而对于白垩纪—古近纪的构造应力场特征，不同学者的认识有所不同。汤良杰等[2, 15−16]认为：库车坳陷在该时期一直受到近南北向的挤压作用；何光玉等[17]根据盆地沉降、同生正断层、海相沉积及海相化石等证据，认为库车坳陷在侏罗纪、白垩纪及古近纪均处于伸展盆地的演化阶段；张仲培等[18]根据库车坳陷节理和剪切破裂的发育特征对该时期的构造应力场进行了反演，认为库车坳陷在白垩纪—古近纪受近南北向的侧向伸展作用。克深2气田的构造演化特征(图4)也表明，该地区在这一时期确应受到近南北向的伸展作用。杨学君[19]则认为库车坳陷在早白垩世及晚白垩世早期受近南北向的伸展作用，晚白垩世晚期受近南北向的挤压作用，在古近纪则基本上受近南北向的伸展作用。

综合上述诸多学者的观点，并结合克深2气田的地质特征，作者认为如图5所示能够较合理地反映克深2气田白垩纪以来的构造应力场演化史，即在早白垩世及晚白垩世早期受到近南北向的伸展作用，晚白垩世晚期受到近南北向的挤压作用，古近纪的大部分时期再次受到近南北向的伸展作用，自渐新世晚期开始再次受到近南北向的挤压作用，呈现出伸展作用−挤压作用交替的演化规律。

3.3 储层构造裂缝的演化

图5所示为克深2气田白垩纪—第四纪构造应力场演化。由图5可见，克深2气田自白垩纪以来经历了多期不同的构造应力场作用。张仲培等[18]系统研究了库车坳陷节理和剪切破裂发育特征及其与不同时期构造应力场的关系，论述了库车地区不同组系裂缝的成因。根据张仲培等[18]的研究结论，库车坳陷中新生界发育的裂缝有2个主要方位，即NEE—SWW向和NNW—SSE向，前者对应克深2气田背斜顶部及翼部发育的近东西向裂缝，后者则对应大部分井中的NNW—SSE向裂缝；另外还发育NW—SE和NE—SW两个次要裂缝方位，与克深2气田发育的NW—SE向和NNE—SSW向裂缝也可以大致对应。同时张仲培等[18]指出，NEE—SWW方向的裂缝仅出现在中生代地层，其他方向的裂缝在中新生界均有出现，这表明在克深2气田发育的近东西向裂缝可能主要是在早白垩世的伸展应力环境及晚白垩世由伸展向挤压转变的应力环境下形成，而古近纪的盆地伸展作用以及新近纪的近东西向左行走滑作用则主要使先存的近东西向裂缝进一步扩张、延伸，但并未大量形成新的裂缝。

对于不同方向裂缝的形成顺序，张仲培等[18]认为NEE—SWW方向的裂缝最早形成，是库车地区白垩纪晚期区域隆升引起的侧向弱伸展作用的结果，属于隆升之后形成的隆升裂缝或卸载裂缝，也有可能是背斜弯曲过程中形成的纵张裂缝，而古近纪的南北向伸展作用则有利于这些裂缝的进一步扩展和再活动；NNW—SSE和NW—SE方向的裂缝形成较晚，属于地壳隆升之前由构造作用形成的构造裂缝或同构造裂缝，与新近纪近南北向的强烈挤压变形造成的近东西向伸展作用有关；走向不统一的共轭剪切裂缝则可能是与南北向强烈挤压变形同时或在其之后的左行走滑作用的产物，后期进一步挤压引起的断层作用对早先形成的NNW—SSE和NW—SE方向的裂缝有改造 作用。

SH—水平最大主应力；Sh—水平最小主应力；σ1—最大主应力

综合上述分析，认为克深2气田巴什基奇克组储层中共包含3期主要构造裂缝，并与主要的构造事件相对应。

1) 第1期构造裂缝。在白垩纪，克深2气田受到近南北向的伸展作用，垂向应力为最大主应力，最小主应力为NNW—SSE向或近南北向的拉张应力，在背斜高部位形成了部分NEE—SWW向或近东西向的拉张裂缝；白垩纪和古近纪末期，克深2气田受到短暂的构造挤压应力作用，最大主压应力方向为近南北向或NNW—SSE向，平均最大有效主应力为35.2~59.9 MPa，在此应力背景下，形成了少量近南北向或NNW—SSE向的剪切裂缝、扩张裂缝、扩张型张剪裂缝以及NNE—SSW向的剪切裂缝，主要发育在背斜翼部。另外，在白垩纪和古近纪末期由伸展作用向挤压作用的转换期，会形成近东西向的剪切裂缝、扩张裂缝和拉张型张剪裂缝。古近纪的伸展作用、后期挤压背景下背斜的弯曲拱张以及地层异常高压流体作用，可使白垩纪形成的近东西向裂缝开度在后期有所增加，成为高产井。岩心观察显示A2-1井和A2-2井中发育的近东西向的裂缝开度一般在0.2~1.5 mm，最大可达 4 mm，而其他井中发育的裂缝开度一般为0.1~1.0 mm，仅个别可达到2.0 mm。

2) 第2期构造裂缝。中新世末期，克深2气田受到较强的挤压应力作用，最大主压应力呈NNW—SSE向或近南北向水平分布，平均最大有效主应力为74.8 MPa左右，在背斜翼部形成了大量的NNW—SSE向或近南北向的扩张裂缝、剪切裂缝以及部分NNE—SSW向的剪切裂缝。由于背斜的隆升弯曲派生出张应力分量，减小了背斜顶部的挤压应力，使背斜顶部不太发育该时期的构造裂缝。

3) 第3期构造裂缝。上新世末期，克深2气田处于更强烈的挤压应力环境，最大主应力呈NNW—SSE向或近南北向水平分布，平均最大有效主应力为80.9 MPa左右。在此构造应力环境下，形成了大量的NNW—SSE和NNE—SSW向的剪切裂缝、NNW—SSE向或近南北向的扩张裂缝和扩张型张剪裂缝，A2-4井中发育的近南北向直劈裂缝便是在这一时期的构造应力场作用下形成的扩张裂缝。另外，在这一时期，整个库车地区的最大挤压应力方位与克深2气田稍有不同，呈NW—SE向，因此，在这一时期，克深2气田的最大挤压应力可能在某一短暂时期内向NW—SE方向偏转，形成了NW—SE的剪切裂缝，但数量很少。此外，在断层附近还发育有近东西向和NEE—SWW向的断层伴生低角度剪切裂缝。

第2期和第3期构造裂缝是克深2气田最重要的两期构造裂缝。其中第2期构造裂缝形成时期主要为新近纪康村期，在这一时期，克深2气田开始由弱收缩挠曲盆地向陆内前陆盆地过渡，应力状态由先前的伸展作用向挤压作用转变，近南北向的剪切裂缝和扩张裂缝开始形成。在该时期末期，水平构造应力不断增强，由于地层埋深较浅，上覆重力较小，从而可能在局部地区成为最小主应力，产生少量近东西走向的低角度剪切缝。由于这一时期断层尚不发育，因此，这些低角度缝大多数应属于一般的剪切缝，区别于第3期构造裂缝中的逆冲断层伴生裂缝。

第3期构造裂缝形成时期的构造应力较强，对应的时期为新近纪库车期和第四纪西域期。库车期主要是地层开始受压弯曲变形，古克拉苏断层复活，大量新生断层开始形成，喀桑托开背斜及库姆格列木背斜出现雏形；而到了西域期，构造挤压作用进一步加强，地层发生强烈变形，由于水平构造应力较强，先存断层的逆冲作用使白垩纪地层抬升，上覆重力减小成为最小主应力，按照Anderson的断层形成模式，在这种应力状态下，原有的逆冲断层进一步扩展，新生逆冲断层不断产生，最终形成现今的前陆叠瓦式构造格局，同时形成了大量的断层伴生或共生低角度剪切缝，且以断层附近居多，背斜顶部和翼部也有少量发育，这类低角度缝形成了储层内部的水平渗流系统，增大了水平方向的裂缝渗透率。

从克深2气田单井构造裂缝的岩心描述及成像测井解释结果来看，大多数井的裂缝走向为近南北向和NW—SE向，应属于第2期和第3期的构造裂缝。由于这两期形成的近南北向裂缝产状相近，因此在岩心上不易区分，只能根据充填程度近似判断，但也会有较大的误差。

4 储层构造裂缝形成期次与油气成藏的匹配关系

克深2气田储层构造裂缝的形成期次与油气充注成藏之间有较好的匹配关系。根据赵靖舟等[20−21]的研究结论，库车坳陷油气系统的主要成藏期有3期：即晚第三纪康村早中期(17~10 Ma)、康村晚期—库车早中期(10~3 Ma)和库车晚期—第四纪西域期(3~1 Ma)。第1期以原油充注为主，对应的构造裂缝形成时期为第1期之后、第2期之前，由于在这一时期克深2气田的裂缝系统尚未完全形成，因此，原油充注较少，后期的构造破坏和天然气充注更使得充注的原油大量溢出，从而无法形成油藏，在储层中没有发现含油包裹体和残余沥青也证实了克深2气田可能不存在早期的原油充注[21]。第2期以凝析气充注为主，兼有少量原油充注，与第2期构造裂缝的形成时期大致相当。第3期充注以天然气占绝对优势，在A2-1井和A2-2井的岩心样品中发现了与天然气共生的盐水包裹体，经分析表明天然气主要为高－过成熟气，并且这一期天然气充注与第3期构造裂缝的形成时期恰好重合，是库车坳陷最重要的一期油气运移充注事件，在此背景下，克深2气田的气藏最终形成，并达到工业规模。

5 结论

1) 克深2气田的构造裂缝包括剪切裂缝、拉张裂缝、扩张裂缝和张剪裂缝，按走向可分为3组，其中近EW组裂缝主要受早期区域伸展作用、后期背斜弯曲拱张作用、异常流体高压作用、构造反转期应力转换作用以及逆冲断层伴生等因素的控制，近NS组裂缝主要受控于近南北向的构造挤压作用，NW—SE组裂缝则受NNW—SSE或近南北向的水平最大挤压应力控制。

2) 克深2气田包含3期主要的构造裂缝，分别形成于白垩纪和古近纪末期、中新世末期、上新世末期，其中第2期和第3期构造裂缝是克深2气田最重要的两期构造裂缝，其形成时期与克深2气田第2期和第3期成藏期具有较好的匹配关系，促进了克深2工业规模气田的最终形成。

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(编辑 陈爱华)

Genesis and evolution of reservoir structural fracture in Keshen-2 gas field, Tarim Basin

WANG Ke1, ZHANG Ronghu1, DAI Junsheng2, WANG Junpeng1, ZHAO Libin3

(1. PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology, Hangzhou 310023, China;2. School of Geosciences, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China;3. Research Institute of Exploration and Development, Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla 841000, China)

Based on the mechanical classification of reservoir structural fracture, the genesis of structural fracture in Keshen-2 gas field was analyzed, and the evolution characteristics of reservoir structural fracture were researched combined with tectonic evolution and tectonic stress field evolution. At last, the matching relationship between structural fracture forming periods and petroleum accumulation was analyzed. The research results show that Keshen-2 gas field develops 3 groups of structural fracture, including approximately EW strike, approximately NS strike and NW—SE strike. The structural fractures of approximately EW strike are mainly controlled by early regional extension, late bending effect of anticline, abnormal high fluid pressure, stress converting effect in tectonic switching periods and associating effect of thrust fault, etc. The structural fractures of approximately NS strike are mainly controlled by tectonic compressive effect of approximately NS direction. And the structural fractures of NW—SE strike mainly generate from horizontal maximum compressive stress of NNW—SSE direction or approximately NS direction. Structural fractures in Keshen-2 gas field are mainly formed in 3 periods: Cretaceous and Late Paleogene, Late Miocene, and Late Pliocene. The structural fractures formed in 2ndand 3rdperiods are the most important to Keshen-2 gas field. These fractures in the two periods have a superior matching relationship with petroleum accumulation, which promotes the ultimate formation of industrial scale gas field in Keshen-2 area.

reservoir structural fracture; genesis; evolution; petroleum accumulation; Keshen-2 gas field

10.11817/j.issn.1672-7207.2017.05.017

TE122.2

A

1672−7207(2017)05−1242−10

2016−07−11；

2016−09−25

国家科技重大专项(2016ZX05003-001-002，2016ZX05001-002-003) (Projects(2016ZX05003-001-002, 2016ZX05001-002-003) supported by the National Key Science and Technology Project)

王珂，博士，工程师，从事储层地质和构造地质研究；E-mail: wangk_hz@petrochina.com.cn