准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层裂缝发育特征及控制因素

刘冬冬张 晨罗 群张译丹,高 阳张云钊朱德宇王 健

（1中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室；2中国石油新疆油田公司勘探开发研究院）

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层裂缝发育特征及控制因素

刘冬冬1张 晨1罗 群1张译丹1,2高 阳2张云钊1朱德宇1王 健1

（1中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室；2中国石油新疆油田公司勘探开发研究院）

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组发育一套致密储层，致密储层低孔致密的特征决定了裂缝对于改善其孔渗结构十分关键。通过野外露头、岩心、铸体薄片和扫描电镜观察，识别出芦草沟组致密储层主要发育构造缝、成岩缝和异常高压缝3种类型裂缝。构造缝包括剪切缝和扩张缝，成岩缝包括层理缝、粒内缝和粒间缝，异常高压缝主要为泄水缝。构造缝多数为高角度，与准噶尔盆地经历的几期构造运动有关。层理缝存在两种可能成因，包括构造作用和生烃作用；粒内缝和粒间缝的成因与溶蚀作用有关。泄水缝的成因是岩层在受到异常流体高压时，其中一个应力变为张应力，形成走向弯曲开度不一的裂缝脉群。通过对上甜点体13口井和下甜点体8口井的成像测井统计，发现构造缝发育较少，其密度多在0.5条/m以下；而层理缝密度高很多，多在2条/m以上；结合岩心观察统计发现，层理缝是芦草沟组致密储层最主要的裂缝类型，占总数的70%以上。影响芦草沟组致密储层裂缝发育的控制因素包括沉积微相、岩性、岩层非均质性、岩层厚度、有机碳含量和构造作用等。

吉木萨尔凹陷；芦草沟组；天然裂缝；成像测井；发育特征；控制因素

致密油是指与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集。致密储层的渗透率小于或等于1mD，一般需改造才能获得工业油流[1-4]。致密储层低孔致密的性质决定了其油气运移和聚集的方式与常规储层存在重大差异，其孔隙类型主要以粒内孔和粒间孔为主，石油分布在细小的孔隙和喉道之间[5-7]，而裂缝往往能起到沟通孔隙、喉道的作用，裂缝较发育的层段往往也是致密油的富集层段。因而针对致密储层裂缝的研究对于评价致密储层甜点分布非常重要。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组钻井见大段荧光显示和气测异常，目前已在J25井、J172井、J174井、J251井等多口钻井获工业性油流，取得了准噶尔盆地东南部致密油勘探的重要突破。吉木萨尔凹陷发育优质烃源岩，有机碳含量（TOC）普遍大于2%，有机质母质类型主要为II1型，镜质组反射率Ro总体在0.8%～1.0%之间，处于低成熟—成熟演化阶段，生油潜力较高。据估计，吉木萨尔凹陷资源量达3.8×108t，具有巨大的勘探潜力[8-9]。

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层天然裂缝发育程度较低，一直以来缺乏系统针对性的研究，关于该组致密储层裂缝的类型、分布比例以及裂缝主控因素目前尚不清楚，因而对该组致密储层裂缝开展系统性研究则显得十分重要。本文通过野外露头、岩心、成像测井、铸体薄片、扫描电镜观察等手段，系统地对芦草沟组致密储层裂缝进行研究，分析其类型、分布比例及发育主控因素，这对于研究区致密油的勘探开发具有重要意义。

1 地质背景

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东南部，北界为吉木萨尔断裂，南界为三台断裂，西界为西地断裂，向东逐渐过渡为奇台凸起，是个西深东浅、西断东超的箕状凹陷，面积约为1278km2（图1）。吉木萨尔凹陷是在下石炭统褶皱基底上形成的，由于凹陷内部构造活动相对较弱，因此凹陷内形成了一套自二叠系至第四系较为齐全的沉积地层，最大沉积厚度可达5000余米[10-11]。

图1 吉木萨尔凹陷构造位置及主要钻井井位图

吉木萨尔凹陷致密油的主要目标层段为二叠系芦草沟组，其在整个凹陷内均有分布，呈南厚北薄、西厚东薄的趋势，平均厚度约200～350m。其自下而上划分为芦草沟组一段（P2l1）和二段（P2l2）两套致密型砂泥岩正旋回储盖组合。芦草沟组二段和一段又各自分为2个层组，共4个单元，分别为

2 裂缝的成因类型

在吉木萨尔县附近大龙口水库剖面、大龙口村剖面和小龙口村剖面对芦草沟组裂缝的野外露头进行详细观察，另外对芦草沟组致密储层岩心也进行了系统观察。通过对芦草沟组储层野外露头和岩心的精细描述与统计，厘定出芦草沟组致密储层裂缝的3种基本类型，分别为构造缝、成岩缝和异常高压缝。

2.1 构造缝

构造缝在野外露头最为发育，野外露头观察显示构造缝主要为剪切缝和扩张缝。剪切缝是最常见的构造缝类型，通常呈X状，产状稳定，延伸长，缝面平直光滑，在裂缝面上常有擦痕，裂缝的尾端常以尾折或菱形结环的形式消失（图2a）。扩张缝产状不稳定，延伸短，裂缝面粗糙不平(图2b)。裂缝开度主要分布在0.1～5.0mm，以未充填为主。

图2 芦草沟组构造缝露头、岩心和镜下特征

岩心也观察到部分构造缝，但发育较少，往往为高角度裂缝，缝面近垂直。裂缝长度在0.1～20cm之间。构造缝往往不连续，部分构造缝与层理缝交叉，形成油气运移通道（图2c、d），可见构造缝在沟通裂缝网络方面起着重要作用。

铸体薄片也可以观察到部分构造缝，构造缝在铸体薄片上的特征表现为切穿层理，裂缝较平直，裂缝宽度在0.1～100μm之间，裂缝长度在0.1～10 mm之间，构造缝被充填程度约为70%，充填矿物多数为石英、方解石、白云石等，也有部分被泥质充填（图2）。

构造缝的成因与构造运动及构造部位有关，露头构造缝较多而岩心较少，这主要与其受到的构造应力有关。露头区因为处于盆地边缘，地层抬升幅度大，地层应力场也发生了重大变化，围压显著变小；而岩心处于盆地中心位置，其往往整体抬升或沉降，围压未发生重大变化，地层之间也较少发生错动等，所以岩心构造缝发育较少。同时，构造缝的发育也与其所处构造部位有很大关系，野外露头观察显示，靠近断裂及褶皱核部的地方，构造缝密度也明显增加。

2.2 成岩缝

成岩缝在野外露头和岩心均较发育，宏观上主要为层理缝（图3）。岩心、测井、试油等资料的研究表明，致密储层内发育大量层理缝，其所在层位与含油层层位对应良好，层理缝沿层理面低角度或水平延伸，并常和较高角度的天然裂缝伴生形成相互交织的网状裂缝，能大大提高致密储层的孔隙空间和渗流能力，并为流体运移提供通道，从而大大改善储层。

层理缝开度小，且地层条件下大多呈闭合状态。早期裂缝形成以后，如果裂缝被烃类充填，则会成为烃类储集空间，裂缝往往得以保存；如果裂缝内无烃类充填，往往成为地下流体运移的输导通道，流体在运移过程中，由于温度、压力条件的改变，其携带的大量成岩物质发生过饱和沉淀。最明显的是SiO2迁移至浅处导致石英的沉淀，以及CaCO3迁移至深处形成的嵌晶状方解石的沉淀胶结。这些石英和方解石的沉淀胶结堵塞了裂缝内的渗滤空间，使裂缝的有效性降低。

层理缝在岩心上表现为与层理面近平行，遇到矿物颗粒会绕过，往往表现为一头较宽、往另一头逐渐尖灭的特征，裂缝宽度在0.1～5μm变化，裂缝长度在0.1～10mm之间。多数层理缝后期被充填，充填物为泥质、铁质或石英、长石、方解石等矿物（图3c）。

层理缝的形成与层理面是岩层薄弱面有关，但不是所有层理都会形成裂缝，这与层理面的泥岩含量多少有关。泥岩含量多，泥岩发生变形释放应力，不易形成层理缝，即使形成层理缝也容易被后期改造重新充填；如果泥岩含量少，层理两侧砂岩未被完全隔开而成岩固结，也不易形成层理缝。只有层理面泥岩含量适中才易形成层理缝[13]。

图3 芦草沟组成岩缝露头、岩心和镜下特征

关于层理缝的形成机制，存在多种可能的成因。一种解释是可能与构造作用有关。由于层理面是岩层薄弱面，当封闭体系内压力梯度升高的值大于致密砂岩薄弱面（层理面）破裂成缝的值时，部分层理面会发生错动或张开形成裂缝[14]。在致密储层中，纹层发育的层段较容易发育层理缝，就是由于该原因。另一种解释是与生烃作用有关。致密储层中部分泥岩层段有机质丰富，有机质在生烃过程中会发生生烃增压作用，导致部分层理缝的开启。另外，早期烃源岩排出的酸性水或烃类沿交错层理的层系界面运移时发生溶蚀作用，由于层理界面上炭屑丰富，因此这种岩性软弱面在早期烃类运移过程中成为烃类选择性运移通道，也会形成层理缝[15]。芦草沟组岩心观察显示甜点层段层理缝往往含油性好（图3c），可见部分层理缝的开启与烃类注入有关。

成岩缝也包括微观尺度的粒内缝、粒间缝等，粒内缝主要为矿物内部的溶蚀缝，而粒间缝主要沿矿物颗粒边缘分布，主要与溶蚀作用有关（图3g—i）。溶蚀作用是改善裂缝有效性的一种建设性成岩作用。早期裂缝由于后期被充填，有效性变差，但一旦裂缝充填物被溶蚀，裂缝连通性增强，裂缝的有效性又会变好。

2.3 异常高压缝

异常高压缝主要在岩心可观察到，主要为泄水缝（图4）。裂缝特征表现为裂缝脉群，且走向弯曲，开度不一，单条裂缝的宽度在0.2～5mm范围变化，最大可达10mm，延伸长度为数毫米至数厘米。

图4 芦草沟组异常高压缝岩心和镜下特征

泄水缝的成因属于水力作用机制，形成时存在较高的异常流体超压作用。在异常流体高压作用下，可使岩石至少有一个主应力表现为拉张应力状态，从而形成走向弯曲、开度不一的张裂缝。不过泄水缝在产生之后绝大多数会被方解石、白云石等脉体充填，使得其有效性往往很低，含油性差，几乎不含油。

2.4 裂缝的发育特征

根据岩心观察及统计，芦草沟组岩心裂缝长度主要集中在0.1～10cm范围内，少数构造缝延伸长度在20cm以上。裂缝的开度多数在0.1～1mm之间，部分层理缝由于岩心取出地表后压力释放，开度会大于1mm，不应视为真实开度。

芦草沟组裂缝主要以水平缝、低角度缝（倾角小于30°）为主，这与层理缝占多数有关，构造缝往往为高角度缝（倾角大于60°），与层理缝交叉，形成局部裂缝网络，可见构造缝往往起到沟通层理缝的作用。泄水缝（异常高压缝）产状不一，从低角度到高角度均有发育。

芦草沟组岩心裂缝整体充填程度较高，异常高压缝（主要为泄水缝）几乎全部被充填，充填物为长石、石英、方解石、白云石等；层理缝充填程度约为80%以上，为全充填—半充填，充填物主要为油苗、泥质、炭质、方解石、石英等；构造缝充填程度也较高，约为70%左右，为全充填—半充填，充填物与层理缝类似，也为油苗、泥质、炭质、方解石、白云石、石英等。

3 裂缝的成像测井识别

3.1 裂缝成像测井识别标志

成像测井技术是近年来发展起来的新型测井技术，它使测井资料的应用变得更加直观，测量结果变得更加精细[16-17]。将成像测井资料和岩心分析结果进行对比，不仅可以精细描述储层的沉积特征，还可以用来识别和观察裂缝。目前普遍使用的成像测井包括全井眼微电阻率扫描成像测井（Fullbore Formation MicroImager, 简称FMI）和声波成像测井（Ultrasonic Borehole Imager，简称UBI）两种[18]。本文主要利用电阻率成像测井（FMI）资料，分析芦草沟组裂缝的分布。

FMI图像上的颜色代表的是井壁剖面的电阻率值，一般将高电阻率刻度为白色，将低电阻率刻度为黑色。钻井液电阻率比井壁环型地层剖面的电阻率低得多。由于钻井液的侵入, 开口缝一般表现为低电阻率黑色，而闭合缝和充填缝一般表现为高电阻率白色。对于半充填缝, 充填部分表现为高电阻率白色，开口部分表现为低电阻率黑色[19]。芦草沟组岩心成像测井资料显示微裂缝发育程度一般，主要分为两类，分别为构造缝和层理缝。构造缝以高角度缝为主，往往与层理缝交叉。如图5a所示，发育高角度构造缝，裂缝开度在1～3mm之间变化；图5b所示，构造缝产状近直立，与层理缝交叉，形成裂缝网络。

图5 芦草沟组构造缝成像测井特征

由于层理缝与层理面近平行，如何在成像测井上区分层理和层理缝是主要难题，研究认为主要可以通过两点来识别层理缝。一是通过成像测井的颜色来区分，层理缝在成像测井上表现为黑色或白色条纹，区别在于是否充填以及充填物的差别。前已述及，电阻率成像测井（FMI）的原理是通过岩石电阻率的差别来成像，如果层理缝张开未充填，那么钻井液会注入导致电阻率比周围岩层低很多，成像测井图像上表现为黑色条带；如果层理缝被云质、硅质、钙质等充填，电阻率会大大增加，则成像测井图像上表现为白色条带。如图6a所示，层理缝开启未被充填，钻井液注入导致电阻率降低，故成像测井图像上显示为黑色条带；图6b中层理缝被云质脉体充填，导致电阻率增加，故成像测井图像上显示为白色条带。

层理缝区别于层理的另一个特征是层理缝常未贯穿岩心，在静态图上层理缝常表现为逐渐尖灭；而层理贯穿岩心，厚度相对一致。如图6a所示，层理缝与下面的层理面有明显差别，层理缝开度变化不一，而层理面厚度较均一。

3.2 裂缝成像测井统计

通过对芦草沟组上甜点体13口井岩心的成像测井资料统计显示（表1），构造缝发育较少，只有J174井、J34井构造缝密度相对较大，大于0.7条/ m，其他井位构造缝较少发育，密度多在0.4条/m以下（图7）。层理缝整体密度比构造缝高很多，其中J174井、J32井、J33井、J37井层理缝密度较大，均大于3条/m，J37井最高，裂缝密度为3.47条/m，其他井位也均在2.5条/m左右（图7）。

图6 芦草沟组层理缝成像测井特征

表1 芦草沟组上甜点体与下甜点体裂缝密度表单位：条/m

图7 芦草沟组典型井上甜点体和下甜点体不同类型裂缝密度直方图

通过对芦草沟组下甜点体8口井的成像测井资料统计显示，同样构造缝发育较少，多数在0.5条/m以下，只有J174井构造缝密度较高，为1.86条/m。层理缝发育程度明显好于构造缝，整体密度都在2.5条/m以上，最高的J35井为3.93条/m（图7）。

通过以上14口井的成像测井统计以及5口井岩心观察，共统计到2315条裂缝，其中构造缝、成岩缝（主要为层理缝）和异常高压缝（主要为泄水缝）分别为486条、1713条、116条，分别占总数的21%、74%、5%，可见成岩缝（主要为层理缝）是芦草沟组致密储层最主要的裂缝类型，其次为构造缝。

4 致密储层裂缝发育主控因素

4.1 沉积微相

沉积微相影响着砂体发育，三角洲前缘相岩石颗粒较细，砂体的累计厚度大，平行层理、斜层理等层理构造发育，有利于发育层理缝。分流河道、河口坝等沉积微相，岩石粒度较三角洲前缘相颗粒变粗，单层厚度也变大，裂缝发育较三角洲前缘相要差。河漫滩和滩坝沉积微相，以泥质沉积为主，裂缝发育程度相对更差。

吉木萨尔凹陷上甜点体以碳酸盐岩类沉积为主，主要为深灰色、灰黑色泥晶云岩、泥质云岩夹灰色砂屑云岩及泥岩，沉积相以滨浅湖滩坝为主（图8a）；而下甜点体以碎屑岩沉积为主，主要为灰色云质粉砂岩、粉砂岩夹泥岩，总体上碳酸盐岩含量较上甜点体少，沉积相以三角洲前缘相为主（图8b）。上、下两个甜点体沉积特征的差异是由陆源物质的供应状况造成的。上甜点体物源供应不充分，以碳酸盐岩滩坝内碎屑沉积为主，而下甜点体物源供应较充分，以三角洲前缘远沙坝和席状砂云质粉细砂岩为主，由下而上，陆源物质的输入是逐渐减少的，而水体逐渐变深[20]。

通过对芦草沟组上甜点体与下甜点体致密储层的岩心观察和成像测井统计发现，下甜点体裂缝发育程度比上甜点体好（图7），这与沉积微相有很大关系。下甜点体是以三角洲前缘相为主，其裂缝发育程度要比上甜点体浅湖滩坝相要好。

图8 吉木萨尔凹陷芦草沟组沉积相平面图

4.2 岩相

岩相影响致密储层裂缝发育主要体现在岩性和岩层非均质性等方面[21]。首先，岩性影响致密储层裂缝发育表现在岩石矿物成分、颗粒大小等。不同岩性具有不同的岩石成分和结构构造，因而在相同的应力背景下，其形成裂缝的情况有差别。

吉木萨尔凹陷芦草沟组岩性众多，主要包括云质粉砂岩、泥质粉砂岩、灰质粉砂岩、砂屑云岩、泥晶云岩、泥岩、云质泥岩等。通过对芦草沟组5口井岩心裂缝的统计发现，含石英、白云石、方解石等脆性矿物组分较高的岩层裂缝相对较发育，如砂屑云岩、云质粉砂岩中裂缝较发育，而泥岩中裂缝发育相对较少。另外，岩石粒度也影响着裂缝的发育，在岩石组分相近的情况下，岩石颗粒越细，裂缝越发育，岩石颗粒越粗，裂缝相对发育较少。岩心观察发现粉砂岩裂缝发育程度好于细砂岩，细砂岩裂缝发育程度好于中砂岩等，砾岩层段裂缝发育最差。

其次，岩层非均质性也控制着致密储层裂缝发育。在沉积和成岩过程中，由于致密储层成分差异，包括矿物的种类、接触关系和排列方式等，导致岩石在不同方向上呈现出不同的结构、构造属性。在受到相同应力的情况下，不同岩层表现出的构造形变会有很大差别，产生裂缝的情况也会差别很大。前人通过单轴、三轴应力实验和岩石声发射测试发现，岩石在平面和纵向上的各向异性控制着裂缝的发育程度和破裂方向[22-23]。可见，岩层的非均质性对致密储层的裂缝发育也很重要。

4.3 岩层厚度

岩层厚度也控制了裂缝的发育程度，根据对芦草沟组J174井等5口井岩心观察统计发现，岩层厚度越薄，裂缝越发育，单层厚度越厚，则裂缝相对不发育。因为层理面往往是岩层薄弱面，岩层厚度越薄，在相同的应力背景下，越容易发生错动形成裂缝[24]。前面提到，纹层较发育的层段层理缝也很发育，证实了岩层越薄越有利于裂缝发育的特点。

芦草沟组上、下甜点体自上而下分为10个小层，其中上甜点体分为4个小层，下甜点体分为6个小层。通过对芦草沟组致密储层上甜点体和下甜点体各小层的成像测井统计发现，上甜点体第3小层厚度最薄，层理缝密度最大，构造缝密度差别不大。下甜点体第1小层厚度也最薄，层理缝密度也较大，构造缝密度差异也较小。可见，岩层厚度也是控制层理缝发育的重要影响因素之一，但对构造缝影响较小（图9）。

图9 芦草沟组致密储层上、下甜点体各小层厚度与不同类型裂缝密度分布图

4.4 有机碳含量

芦草沟组致密储层中部分层段含有较多的泥岩。在相同的应力背景下，泥岩有机质丰度也是影响致密储层裂缝发育的影响因素之一。有机碳含量对微裂缝发育程度的影响主要体现在有机质的分布状态，有机碳含量越高，越容易在有机质条带中部或边缘发育微裂缝。

通过对芦草沟组致密储层扫描电镜观察发现，储层中有机质内部及边缘常发育微裂缝，这既可能是由于干酪根生烃消耗有机成分而产生的孔缝，也有可能是生烃消耗水分产生的收缩孔缝[25]，还可能是生烃增压而产生的孔缝等[26]。另外，有机质与其相邻的矿物之间也会产生生烃成因的孔缝，其成因可能与有机质收缩或生烃增压作用有关。与黏土矿物相邻的有机质内部孔缝尤为发育，尤其是伊利石或伊/蒙混层。蒙脱石向伊利石转化过程中，会产生大量的水，形成的过渡态伊/蒙混层矿物有很强的催化活性，有利于有机质生烃，从而产生较多的有机质孔缝[27]。

4.5 构造作用

构造演化及力学性质控制了构造缝的发育。吉木萨尔凹陷位于盆地中心，相对远离构造带，其在地质历史时期表现为整体的抬升与沉降，岩层基本未发生大规模的变形与位移，不足以形成大规模区域性的构造裂缝。通过对芦草沟组岩心观察和成像测井观察，证实了构造缝相对较少发育的情况。而露头构造缝则十分发育，这是因为露头区围压发生较大变化，应力差相比地下显著增加，容易达到岩层破裂强度而产生裂缝。另外，露头观察也发现，越靠近断层部位和褶皱轴部，构造缝密度越大，这与断层附近和褶皱核部应力最大有关[28]。

前已述及，构造作用也影响着层理缝的发育。不同历史时期、不同盆地位置，古构造应力差别很大，构造挤压对层理破裂成缝以及层理缝的开启起着重要的诱导作用，当受到构造应力挤压时，作为薄弱面的层理面可能破裂形成层理缝，或原来已经闭合的层理缝会重新开启，这在挤压构造应力方向（最大压缩方向）最为明显[29]。

5 结论

(1）通过野外露头、室内岩心观察以及铸体薄片、成像测井资料分析和扫描电镜分析等，识别出吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层发育构造缝、成岩缝和异常高压缝3种类型的裂缝。构造缝包括剪切缝和扩张缝，成岩缝包括层理缝、粒内缝和粒间缝，异常高压缝主要为泄水缝。

(2）通过对芦草沟组上甜点体和下甜点体成像测井资料和岩心资料统计发现，成岩缝（主要为层理缝）是最主要的裂缝类型，占裂缝总数的70%以上，构造缝较少。

(3）芦草沟组致密储层裂缝发育的影响因素包括沉积微相、岩性、岩层非均质性、岩层厚度、有机碳含量和构造作用等。三角洲前缘相较湖相裂缝更发育；岩石脆性矿物含量较高的裂缝更发育，相近岩石成分颗粒越细裂缝越发育；岩层非均质性越强，裂缝越发育；岩层厚度主要影响层理缝的发育，对构造缝影响较小；有机碳含量越高裂缝越发育；构造演化和构造部位也控制了裂缝发育，构造缝主要发育在盆地边缘断裂活动相对较多的区域，而层理缝主要发育在盆地中心位置。

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Development characteristics and controlling factors of natural fractures in Permian Lucaogou Formation tight reservoir in Jimsar sag, Junggar Basin

Liu Dongdong1, Zhang Chen1, Luo Qun1, Zhang Yidan1,2, Gao Yang2, Zhang Yunzhao1, Zhu Deyu1, Wang Jian1
(1 State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum (Beijing); 2 Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilf eld Company)

The Permian Lucaogou Formation in the Junggar Basin contains typical tight reservoir with low porosity, where natural fractures are of great importance for improving the seepage structure. Based on analysis of outcrops, cores, casting thin sections and scanning electron microscope (SEM), three types of natural fractures were identif i ed in the Lucaogou Formation tight reservoir, including structural fractures, diagenetic fractures and abnormally high-pressure fractures. The structural fractures include shear fractures and expansion fractures, which are usually high-dipped and were developed during several stages of tectonic movements in the Junggar Basin. The diagenetic fractures consist of bedding, intragranular and intergranular fractures, of which the bedding fractures might be formed during tectonic action and hydrocarbon generation, while the intragranular and intergranular fractures are related to dissolution. The abnormally high-pressure fractures, mainly drainage fractures, are the products of extremely high fluid pressure which induced one principal stress to convert into tensile stress and produced fracture clusters in bent orientation and with different openings. Imaging logging statistics of 13 wells drilled into the upper “sweet spot” and 8 wells drilled into the lower “sweet spot” reveal less structural fractures – generally less than 0.5 fractures/m, and well-developed bedding fractures – generally more than 2 fracture/m. Core observation further conf i rms that the bedding fractures are primary in the Lucaogou Formaion tight reservoir, accounting for over 70%. Primary factors controlling the development of natural fractures in the Lucaogou Formation tight reservoir are sedimentary microfacies, lithology, heterogeneity, layer thickness, TOC and tectonic action.

Jimsar sag, Lucaogou Formation, natural fractures, imaging logging, development characteristics, controlling factors

TE112.23

：A

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.04.004

国家重点基础研究计划（973）项目“陆相致密油甜点成因机制及精细表征研究”（2015CB250901）；国家自然科学基金（青年基金）项目“天山地区上二叠统—中、下三叠统不整合类型及成因机制”（41502209）；中国石油大学（北京）引进人才科研启动基金“鄂尔多斯盆地上三叠统延长组储层评价及控制因素研究”（2462014YJRC031）。

刘冬冬（1987-），男，安徽潜山人，博士，2014年毕业于北京大学，助理研究员，主要从事非常规油气地质评价工作。地址：北京市昌平区府学路18号中国石油大学（北京）非常规天然气研究院319室，邮政编码：102249。E-mail：liuddcup@163.com

2016-04-15；修改日期：2017-04-06