青西油田窿六区块下沟组裂缝特征及成因

陈培元，杨辉廷，钟金银，杨茜



青西油田窿六区块下沟组裂缝特征及成因

陈培元1，杨辉廷2，钟金银3，杨茜1

（1.中海油研究总院，北京 100028; 2.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500; 3.中国石油集团有限公司地质勘探开发研究院，成都 610051）

青西油田窿六区块是以碳酸盐岩、碎屑岩为主的复杂岩性裂缝性油藏，岩相多变、裂缝发育，储层非均质性极强。综合钻井、取心及成像测井资料，对研究区裂缝特征进行了详细的研究。分析表明：研究区以构造裂缝为主，且多数都未充填；裂缝走向主要为北东东～北北东向，以水平缝为主，次为斜交缝；裂缝在砂砾岩密度最大，其次是白云质泥岩，泥质白云岩裂缝密度较小。研究区裂缝受断层和岩性共同控制，其中喜山期北东向断层发育带为有效裂缝发育带，岩性控制裂缝的发育程度，含脆性成分高的砂砾岩裂缝最发育。

油田；裂缝特征；成因机制；青西油田

近年来，伴随着常规油气藏勘探开发的深入，裂缝性油气藏在整个油气新增储量中所占的比重愈来愈大[1]。作为地壳上最小、最为复杂的构造[2]，一般认为，裂缝可以通过提高储层的渗透性和孔隙性改变油气藏的连通性和非均质性[3]。因此，储层裂缝的准确识别、描述和定量预测是裂缝性储层有效开发的关键，对指导油田进一步开发有着重要的现实意义[4-6]。青西油田窿6区块下沟组属于典型的复杂岩性裂缝性油藏，油田地质特征复杂、采收率低、含水上升快、油藏整体压力下降幅度大等问题导致其稳产形势十分严峻。因此，深化油藏地质认识，评价裂缝地质特征，分析裂缝成因，研究裂缝发育对开发生产的指导作用，对油田持续稳产具有重要的意义。鉴于此，本文综合地质、钻井、以及测井（成像测井）等资料，对研究区裂缝特征进行了研究，并在此基础上分析了裂缝的成因机制，对提高钻探成功率及提高产能具有重要的意义。

图1 窿6区块区域沉积构造位置图

1 地质概况

青西油田位于酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷青南次凹南部，窟窿山逆掩推覆体构成其主要油气聚集场所[7]，窿六区块位于窟窿山逆掩推覆构造带中部，是窟窿山油藏油气最富集的区块[7-9]（图1）。青西油田窟窿山油藏为受前陆冲断带控制的深层复杂裂缝性油藏，窿六块构造整体形态和主要断层的走向基本一致，表现为由东北向西南方向逐渐抬升，被断裂复杂化的单斜构造。

窿6区块下白垩统下沟组(K1g)沉积特征复杂，属近源快速堆积沉积，岩相变化迅速。由下至上沉积相为扇三角洲平原、扇三角洲前缘、浅湖半深湖亚相、深湖亚相[10]。岩石类型含碳酸盐岩和碎屑岩两种类型，碎屑岩包括砾岩、砂质砾岩、砾状砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩等；碳酸盐岩为泥质白云岩、白云质泥岩。其中具有工业油流的储集岩性主要为砾岩、泥质白云岩、白云质泥岩。下沟组为窿六区块最主要的开发目的层，可划分为K1g3、K1g2、K1g1、K1g0四段，最主要的目的层为K1g1、K1g0，也是本次研究的主要层段。

从铸体薄片、压汞及压力恢复曲线资料可知，青西油田储集层具有典型的双孔介质特征，基质孔隙是主要的储集空间，裂缝是最主要的渗流通道。窿六区块下沟组有效储层主要包括三类：裂缝型储层、裂缝-孔隙型储层和裂缝-孔洞型储层。裂缝的发育情况、发育程度、是否充填在很大程度上决定着储层有效性以及产量的高低。

2 裂缝特征

裂缝特征通常可以通过对裂缝参数的表征进行研究。裂缝参数表征不仅可以说明单条裂缝的基本形态及其分布特征，同时也是研究储集层裂缝分布规律、建立三维地质模型、评价裂缝性储层的基本地质参数。根据Q2-1、Q2-2、Q2-4、窿5、窿6、窿76口井的岩心描述资料、成像测井资料及相似露头资料对研究区相关的裂缝参数进行了表征。

图2 构造缝成像及岩心特征

2.1 裂缝的类型及充填性

按成因裂缝可分为构造缝、成岩缝和溶解缝。岩心观察及成像测井资料结果表明，本区裂缝以构造缝为主（图2），成岩缝次之。通过对取心井岩心裂缝统计，裂缝大多数都未充填，占89.9%，仅有少数裂缝（10.1%）被不同矿物所充填（图3）。裂缝的充填矿物主要有石膏（57.7%），黄铁矿（19.2%）、泥岩（15.4%）、和白云石（7.7%），表明该区裂缝在地下的张开性和储集层流动性均较好。

图3 裂缝不同充填物分布直方图

2.2 裂缝的倾角及方位

裂缝倾角的分布特征可以反映应力场及裂缝的组系特征。按照裂缝与水平面夹角的大小（即视倾角）将裂缝分为垂直缝（倾角60°～90°）、斜交缝（倾角30°～60°）和水平缝（倾角＜30°），其中倾角大于45°者又可称之为中高角度缝，而倾角小于45°者又可称之为中低角度缝。

虽然研究区取心井均处于同一构造应力场下，但由于不同位置井点处岩石类型和构造位置等差异，不同位置的裂缝产状有所差异。岩心观察统计结果表明：该区裂缝主要以小于30度的水平缝为主，约占总裂缝条数的63.8%，其次是斜交缝，约占裂缝总数的23.5%，垂直缝最少，占所有裂缝的12.7%（图4）。

图4 不同产状裂缝统计分布直方图

从成像测井资料显示，研究区发育的裂缝按照其走向可以分为三组：即北东东～北北东向、北西向及近东西向，其中以北东东～北北东向的裂缝为主。

2.3 裂缝密度

裂缝的密度是评价裂缝发育程度的重要参数之一，评价裂缝密度的参数主要有线密度、体密度等参数。本次研究过程中主要采用线密度，即单位长度内裂缝的裂缝条数。

不同岩性裂缝密度发育不同（图5）：总体而言砂砾岩密度最大，裂缝密度在0.2～8.9条/m之间，平均5.52条/m；其次是白云质泥岩，其裂缝密度为0.1～7条/m，平均裂缝密度为3.52条/m，而泥质白云岩裂缝密度较小，裂缝密度为0.3～16.3条/m，平均2.61条/m。

裂缝平面延深长度的大小对泄油面积的影响极大，但从岩心和测井资料上均无法获取该值。成像测井资料结果表明该研究区裂缝的长度主要分布在1.0~4.7m/m之间（图6）。

2.4 裂缝开度

裂缝开度是确定裂缝孔隙度、渗透率的重要参数，也是评价裂缝对油藏开采动态影响大小的关键参数之一，但同时也是最难获取的一个参数。本次主要根据2口井成像测井资料统计确定青西油田的裂缝开度。

从该区Q2-4井和窿4井成像测井资料来看，砾岩裂缝开度为0.01～0.04mm，平均为0.02mm；砂岩裂缝开度为0.02～0.05mm，平均为0.02mm；泥质云岩裂缝开度为0.01～0.05mm，平均为0.03mm；云质泥岩裂缝开度为0.01～0.3mm，平均为0.025mm。成像测井解释结果表明（图7），裂缝开度主要分布在0.01～0.06mm之间，平均裂缝开度为0.0406mm。

图5 下沟组不同岩性裂缝密度分布直方图

3 裂缝成因机制

在相同的地质历史时期，在某一有限的范围内所受的构造应力场是基本上是各向同性的[11-13]。然而不同的构造部位由于岩性、岩石的弹性模量、抗张强度以及抗剪强度等岩石参数的不同，往往会导致不同的构造部位局部的构造应力场表现出非均质性或者各向异性。前文已述，研究区裂缝以构造缝为主，构造应力场通常是构造缝形成的外因，控制了构造缝的组系、方位、产状、力学性质等参数；储集层岩性及其组构、构造位置及岩层的厚度则是储集层构造裂缝形成的内因，它控制构造裂缝的密度及发育程度等。

图6 下沟组裂缝长度分布直方图

图7 裂缝开度分布直方图

3.1 断层控制着裂缝的分布

青西油田的断裂系统主要由喜山期北西向逆断层和北东向调节断层构成，这些断层大多数属压扭环境下形成的带有剪切性质断层，在本区非常发育，控制裂缝的发育程度和裂缝带的展布。窿6井区由于位于窟窿山背斜向北倾的斜坡背景上，构造曲率较大，因此裂缝比较发育。

图8 窿6区块K1g0-K1g1各小层斜交缝走向

通过对窿6区块K1g0-K1g1各小层斜交缝的走向研究发现（图8）：斜交缝的走向以北东—南西方向为主，北西—南东方向次之，这种分布规律与断层的分布具有较好的一致性。断层的相互切割造成了裂缝系统的相互切割，改善了局部储层的储集及渗滤能力，控制了油气的局部富集与高产，也是单井产能高低差异较大的根本原因。岩心资料和成像测井资料表明，喜山期北东向断层发育带为有效裂缝发育带。

3.2 岩性控制着裂缝的发育程度

岩心资料显示表明，储集层构造裂缝发育程度与岩性密切相关（图5）。岩性对储集层构造裂缝的影响主要表现在岩石含脆性组份高低，岩石结构构造不同，岩石力学参数不同及对构造裂缝控制作用的差异，一般含高脆性成份的岩石比低脆性成份的岩石中构造裂缝更发育。在该研究区中砂砾岩裂缝最发育，其次白云质泥岩和泥质白云岩，而泥质岩的裂缝发育程度相对较差。

4 结论

1）青西油田窿6区块裂缝以构造缝为主，成岩缝次之；裂缝多数都未充填，充填矿物以石膏、黄铁矿和泥岩为主；裂缝以水平缝为主，次为斜交缝，走向以北东东～北北东向的裂缝为主。

2）研究区不同岩性裂缝密度发育不同，砂砾岩密度最大，其次是白云质泥岩，泥质白云岩裂缝密度较小，成像测井资料结果表明该研究区裂缝的长度主要分布在1.0~4.7m/m之间；裂缝开度主要分布在0.01～0.06mm之间，平均裂缝开度为0.040 6mm。

3）研究区裂缝受断层和岩性共同控制，断层控制着裂缝的走向，其中喜山期北东向断层发育带为有效裂缝发育带；岩性控制着裂缝的发育程度，含脆性成分高的砂砾岩裂缝最发育。

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Characteristics and Genesis of Fractures in the Xiagou Formation,Long 6 Block, Qingxi Oilfield

CHEN Pei-yuan1YANG Hui-ting2ZHONG Jin-yin3YANG Xi1

(1-CNOOC Research Institute, Beijing 100028; 2-School of Geosciences and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu, 610500; 3-Research Institute of Exploration and Development, Southwest Oil and Gas Field Company, PetroChina, Chengdu, 610051)

The Long 6 block, Qingxi Oilfield is a fractured reservoir characterized by complex lithology of carbonate and clastic rock with various sedimentary facies, fractures and strong heterogeneity. Combined with drilling core and FMI data, the fracture characteristics are discussed in detail. The study shows that structural fractures dominate in the study area. Most of them are not filled. The most of fractures are NEE- to NNE-trending horizontal fractures,secondly oblique fractures. The fracture density is the largest ingralunite, followed by dolomitic mudstone. The fracture density in argillaceous dolomite is the smallest. The fractures are controlled by faults and lithology. The NE-trending fault zone in the Himalayan period is developmental zone of the effective fracture. The degree of fracture development is controlled by lithology, so the most fractures are developed ingralunite.

fracture characteristics; genetic mechanism; Xigou Formation; Qingxi oilfield

P618.13

A

1006-0995（2017）03-0389-04

10.3969/j.issn.1006-0995.2017.03.008

2016-12-22

本文为国家重点基础研究发展计划（973计划）（编号2012CB214803）、中国石油研究基金（编号：2011D-5006-0105）、“十二五”国家科技重大专项“高含硫气藏安全高效开发技术（编号：2011ZX05017-001）”及“十二五”国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发（编号：2011ZX05049）”共同资助

陈培元（1984-），男，河南平顶山人，博士，从事地质开发研究