克拉苏构造带盐下超深层储层的构造改造作用与油气勘探新发现

魏国齐 王俊鹏,,3 曾联波 唐永亮 王 珂,3 刘甜甜 杨 钰

1.中国石油勘探开发研究院塔里木盆地研究中心 2.中国石油大学（北京）地球科学学院 3.中国石油杭州地质研究院 4.中国石油塔里木油田公司 5.中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一录井公司

0 引言

业界对于深层储层的定义不尽相同，有的学者认为埋深介于3 500～4 000 m的储层为深层储层[1-2]；美国地质调查局及中华人民共和国国土资源部等机构认为埋深超过4 500 m为深层储层，埋深超过6 000 m为超深层储层[3-5]。克拉苏构造带油气群位于我国西北部的塔里木盆地库车坳陷北部，油气资源丰富，是“西气东输”的重要气源地。克拉苏构造带盐下主力储层为下白垩统巴什基奇克组，是一套以细砂岩、中砂岩为主的三角洲沉积建造，埋深介于6 000～ 8 000 m，属于超深层储层。克拉苏构造带盐下超深层储层基质物性较差，岩心基质孔隙度为5.5%、基质渗透率为0.05 mD，而且不同油气藏间储层基质物性差异大。勘探新发现的博孜9井，岩心基质孔隙度为9.2%，基质渗透率为5.08 mD。另外，克拉苏构造带高产气井普遍裂缝较发育，渗透率高达20 mD，反映了裂缝对储层渗透率起到主要贡献[6]，同时也反映出储层的非均质性极强。认识该套储层的非均质性以及评价构造活动在相似沉积背景下对储层的改造作用，对于超深层储层的油气勘探及生产具有重要的意义。

前人对储层的构造改造作用的研究多集中于孔隙压力、变形样式、构造成岩等方面[7-21]；针对超深层储层，部分学者也开展了构造裂缝对超深层储层改造的评价[22]，但总体仍缺少构造对超深层储层改造作用的整体认识。笔者以克拉苏构造带已钻探的典型油气藏为例，结合最新取得重大勘探突破的博孜9井，利用钻井取心、构造平衡恢复、裂缝充填物同位素测年、区块应力数值模拟等资料，综合流体包裹体、声发射古应力、铸体薄片等实验分析方法，从定性分析到定量计算，系统分析了克拉苏构造带巴什基奇克组超深层储层的构造改造作用及其差异性，以期为超深层储层特征研究及储层预测提供参考。

1 区域地质概况

克拉苏构造带属于塔里木盆地库车前陆冲断带，库车前陆冲断带自北向南方向以克拉苏北断裂、拜城断裂划分为北部单斜带、克拉苏构造带、拜城凹陷。克拉苏构造带南北向以克拉苏断裂为界进一步划分为克拉区带和克深区带，克深区带自东向西划分为克深、大北、博孜和阿瓦特等4个区段。克深区带受北部的克拉苏断裂和南部的拜城断裂控制，受多期构造逆冲推覆挤压的影响，纵向上构造变形样式表现为不同构造幅度的断背斜、突发构造，呈叠瓦状排列（图1）。

图1 克拉苏构造带构造平面/剖面图与地层简图

白垩纪沉积期，克拉苏构造带呈现东西向“坳隆”相间、南北向“北高南低”的古地貌特点，控制了白垩纪沉积期沉积相带与骨架砂体的展布。北高南低的古地形决定了研究区古流向主要为由北向南，北部的南天山存在多个物源，碎屑供应充足，由于地势逐渐变缓，水体能量减弱，碎屑物质大量并快速沉积，发育了由北向南依次为冲积扇、扇三角洲或辫状三角洲、滨浅湖沉积体系。冲积扇及扇（或辫状）三角洲垂向上表现为多期河道砂体相互叠置，平面上表现为多个水下朵叶体相互连接，形成的冲积扇—扇（或辫状河）三角洲复合体直接进入湖盆，最终形成了白垩纪时期规模巨大的砂体。

2 超深层储层特征

2.1 储层岩性

克拉苏构造带巴什基奇克组岩石类型主要以长石岩屑砂岩为主，次为岩屑长石砂岩，粒度以中粒、细粒为主。各区段间岩性差异不大，大北区段、克深区段以岩屑长石砂岩为主，博孜区段以长石岩屑砂岩为主；主要岩矿组成的刚性骨架颗粒含量高，抗压实较强；颗粒分选中等—好，磨圆度为次棱、次棱—次圆，颗粒以点—线接触为主，胶结类型以孔隙型胶结为主。与大北、克深区段相比，博孜区段成分成熟度和结构成熟度较低，反映了博孜区段相对于大北区段搬运距离相对较短的近物源特征。博孜9井更近温宿古隆起，研究结果表明巴什基奇克组沉积具有双物源的特征。

2.2 储层物性

克拉苏构造带巴什基奇克组储层储集物性具有低孔特征，岩心基质孔隙度平均值介于4%～10%，基质渗透率介于0.01～0.10 mD。区段间储集物性具有一定差异：克深区段储层平均有效孔隙度为5.86%，有效储层段平均渗透率为0.05 mD；大北区段有效储层平均孔隙度为6.10%，有效储层段平均渗透率为0.06 mD；博孜区段有效储层孔隙度主要介于3.5%～10.0%，平均值为6.30%，渗透率主要介于0.10～0.50 mD，博孜9井区储集物性较好，有效储层平均孔隙度主要介于5.0%～12.0%，平均值为8.97%。

2.3 储层储集空间类型

克拉苏构造带巴什基奇克组储层储集空间主要有孔隙和裂缝两种类型。

2.3.1 孔隙

镜下鉴定资料表明，博孜区段、大北区段巴什基奇克组砂岩储集空间类型以原生粒间孔为主，原生粒间孔比例均超过50%，分别为50.9%、58.2%；克深区段巴什基奇克组砂岩储集空间类型中原生粒间孔占比为36.8%，受溶蚀改造的粒间溶孔占比为31.7%，溶蚀成因的粒内溶孔约占总孔隙的26.6%，两者之和超过了总孔隙的50%，反映了克深区段更强的溶蚀成岩作用。

2.3.2 裂缝

克拉苏构造带构造裂缝按力学类型划分可分为张裂缝、剪切裂缝及走滑裂缝（图2-a～c）。岩心观察表明，张裂缝形成于张应力条件下，裂缝面粗糙、垂向及平面上均延伸长且开度大，多发育与背斜的长轴部，镜下微裂缝观察，常绕沉积颗粒而过（图2-d、e）；剪切裂缝形成于剪切应力条件下，裂缝面平滑，平面上延伸长，不均一分布于不同构造部位，镜下微裂缝观察，常穿沉积颗粒而过（图2-d、e）；走滑裂缝主要形成于走滑压扭的应力环境中，相对集中于博孜东部及大北区段，裂缝面特征与剪切裂缝类似。从博孜9井的岩心观察来看，构造裂缝集中发育于上部地层，部分裂缝被方解石、有机质半充填，开度约为0.1 mm，成像测井图上以高角度缝为主，视倾角介于50°～90°，线密度介于0.06～0.27 条/m，南北和东西走向。

克拉苏构造带不同区段间的构造裂缝具有一定差异性。博孜区段主要以剪切裂缝、走滑裂缝为主，见张裂缝，构造裂缝倾角主要以高角度裂缝为主，其次为直立裂缝，裂缝走向以NW—SE、NE—SW为主，见近东西、南北向裂缝，裂缝有效开度相对大北、克深区段较小，充填性整体较低，平面上裂缝密度在井区间表现出较大的差异，纵向上裂缝分层性不明显（表1）；大北区段走滑型裂缝增多，裂缝倾角以高角度为主，充填程度高；克深区段以张裂缝及剪切裂缝为主，以近东西、近南北向为主，北部井区裂缝纵向上具有较明显的分层性。

所有患者入院后均给予补液、降温、维持水电解质平衡等对症治疗，对照组患者在此基础上口服奥美拉唑肠溶胶囊（浙江京新药业股份有限公司，国药准字H20065588，规格：20 mg）治疗，40 mg/次，2次/d，连续治疗5 d。研究组患者在对照组的基础上口服复方嗜酸乳杆菌片（通化金马药业集团股份有限公司，国药准字H10940114，规格：0.5 g×12片）治疗，1.0 g/次，3次/d，连续治疗5 d。比较两组患者治疗总有效率、治疗前后IL-6、PCT水平及APACHEⅡ评分及不良反应发生情况。

3 古隆起对储层单元的分割与控制

3.1 古地貌、微地貌控制储层沉积格局

图2 克拉苏构造带巴什基奇克组构造裂缝特征照片

表1 克拉苏构造带巴什基奇克组构造裂缝发育特征统计表

克拉苏构造带自中生代以来，受南天山造山带多期次复合隆升、陆内造山作用的影响，总体上呈现“北山南盆”的古地貌与古地理格局，温宿古隆起位于研究区西南部，在白垩纪沉积期，气候炎热干燥，区域性物源主要来自北部的天山、西南部的温宿古隆起，两者控制了克拉苏构造带的沉积格局，形成了辫状河三角洲、扇三角洲的沉积体系（图3）。区域上看，巴什基奇克组一段（以下简称巴一段）、二段（以下简称巴二段）均为辫状河三角洲沉积，巴什基奇克组三段（以下简称巴三段）为扇三角洲沉积。沉积期或沉积末期，受温宿古隆起的持续隆升影响，博孜区段部分地区缺失巴一段、巴二段沉积。从古水流分析结果来看，博孜9井具有双向水流特征，反映了多物源叠加的沉积特征。大北区段缺失巴一段，巴二段顶部被剥蚀，至吐北2井区巴什基奇克组全部缺失；克深区段仅巴一段上部分被剥蚀，基本保留了巴什基奇克组。值得一提的是，受南天山造山带及温宿古隆起控制，自物源区向湖盆中心沉积砂体粒度逐渐变细，但受西秋古隆起及区域微地貌凹凸的影响，存在局部的粗相带或将成为优质储层的有利相带区。

3.2 古隆起造成区段构造变形机制的差异

构造变形特征分析和剥蚀量恢复方法常用于构造圈闭的形成[23]。通过对研究区典型井区的声发射分析及区域构造平衡剖面的恢复，梳理克拉苏构造带不同区段间差异构造变形机制。古近系苏维依组—第四系沉积期，受区域板块运动影响，库车坳陷发生强烈的近南北向构造挤压作用，在克拉苏构造带内形成较强烈的构造挤压环境，但由于温宿古隆起、西秋古隆起的遮挡、阻隔，使得不同区段间具有不同的应力场环境及逆冲推覆量，导致了克拉苏构造带不同区段的差异构造变形（图4）。

图3 克拉苏构造带巴什基奇克组沉积相分布图

图4 克拉苏构造带不同区段构造变形剖面模式图

图5 克拉苏构造带各区块最大有效古应力直方图

声发射证据显示，克深区段至大北、博孜区段，古应力整体呈递减趋势（图5），其主要原因是受温宿古隆起及西秋古隆起遮挡影响。另外，博孜9井区古应力最低，显示出构造挤压对其造成的影响较小。在温宿古隆起的遮挡下，博孜区段应力环境主要为正向挤压、逆冲传播的构造变形机制，局部井区为斜向压扭、古隆（古凸起）控制，发育一系列断背斜组合及突发构造，断矩小，构造平衡剖面恢复的证据表明逆冲推覆挤压量为6.7 km；大北区段主要为斜向压扭、古隆控制、逆冲叠置的构造变形机制，发育一系列具走滑性质的逆冲叠瓦构造，逆冲推覆挤压量为10.8 km；克深区段主要为正向挤压、后缘逆冲抬升、前缘滑脱收缩的构造变形机制，发育一系列断背斜组合及突发构造，断矩大，逆冲推覆挤压量达17.2 km。

4 差异构造变形对有效储集空间的改造

差异化的构造变形机制使克拉苏构造带不同区段具有不同的构造变形样式，根据其形成机制及典型特征分为压扭型断背斜、挤压型高陡式断背斜、挤压型突发构造背斜、挤压型宽缓式断背斜等4种类型（表2）。差异构造变形过程使得这4类不同构造样式下的油气藏经历了差异化的储集空间构造改造过程，其中，压扭型断背斜受压扭作用，构造改造程度最高；其余3类均为正向挤压环境下形成，这3类中挤压型高陡式断背斜构造改造程度最高，其次为挤压型突发构造背斜及挤压型宽缓式断背斜。

表2 克拉苏构造带构造类型及其特征统计表

4.1 不同构造样式下构造减孔量

前人关于构造挤压作用对储层的减孔量做了大量工作[24-26]。该方法首先是恢复地层的原始孔隙度（φ原始），然后减去现今孔隙度（φ现今）、埋藏压实减孔量（φ埋藏）和胶结成岩减孔量（φ胶结），同时添加溶蚀增孔量（φ溶蚀），其计算公式表达为：

砂岩地层原始孔隙度的恢复借用Beard等[27]采用湿砂填集试验得到砂岩原始孔隙度与Trask分选系数的经验公式：φ原始＝20.91＋22.90/So（So为Trask分选系数），按此公式计算博孜及克深区段砂岩原始孔隙度介于36.9%～39.2%，平均值为38.3%；埋藏压实减孔量采用寿建峰等[28]关于库车坳陷埋藏热压实校正曲线，而溶蚀增孔量（φ溶蚀）通过薄片鉴定的面孔率与实测孔隙度的相关关系取得。研究结果（图6）表明，不同区段间构造挤压减孔量存在一定差异，挤压型突发构造背斜从构造变形机制来看，反冲断层形成后，随着挤压推移量的增加，断距量增加快，构造挤压减孔量影响不大。以克深24区块为例，古应力值为80 MPa，构造挤压减孔量为12.5%，推测博孜9井区古应力值仅24.9 MPa，构造挤压减孔量应更低。

图6 克拉苏构造带博孜—克深区段构造减孔量分布直方图

4.2 差异造缝期对储层渗流能力的控制

白垩纪沉积期以来，克拉苏构造带经历了3期构造运动，发育3期构造裂缝：早期拉张裂缝、中期剪切缝、晚期剪—张裂缝[29-30]。值得注意的是，不同裂缝形成期之间没有绝对的界限，是交叉叠加过度的，且不同构造变形样式其造缝期亦呈现一定差异，北部区块发育的高陡式断背斜完整经历早、中、晚3期构造造缝，受晚期挤压推覆影响最大，南部区块发育的宽缓式断背斜主要经历晚期的构造造缝。

4.2.1 早—中期裂缝网络加速了储层的胶结成岩过程，不利于储集空间的保存

受构造运动的影响，断裂沟通不整合面而成为流体活动的通道。岩心观察发现，早期裂缝常见碳酸盐类的充填且有被溶蚀改造的痕迹；镜下薄片观察发现早期裂缝常绕过岩石颗粒，反映出张裂缝性质，同时，裂缝周边颗粒一般为点接触或漂浮接触（图7-a、b），表明胶结成岩时间较早。同时，利用碳氧同位素年代学分析古地温的计算公式[31]：

式中T表示裂缝充填物形成时的温度，℃；δ18O表示裂缝充填矿物的氧同位素值；δ18Ow表示形成充填矿物时水介质的氧同位素值。

克拉苏构造带巴什基奇克组属于陆相碎屑岩地层，为偏碱性水介质环境的三角洲前缘沉积。在计算巴什基奇克组古地温时，古湖水δ18Ow值取-8‰。巴什基奇克组早期构造裂缝充填物碳同位素值一般大于-0.5‰，氧同位素值一般小于-9.0‰，对应古地温低于50 ℃（图8），反映地层埋藏早期形成张裂缝；中期构造裂缝充填物碳同位素值介于-1.1‰～-3.4‰，氧同位素值介于-14.1‰～-16.8‰，对应古地温介于50～120 ℃，反映地层埋藏中期形成剪切缝；气藏区内储层晚期构造裂缝未见充填物。

巴什基奇克组裂缝充填物主要以碳酸盐类（方解石）为主，裂缝充填物碳氧同位素测年值对应古地温介于85.7～124.8 ℃，反映了裂缝形成具有一定的时间跨度。镜下微裂缝观察表明，早期裂缝网络加速了储集空间的胶结及裂缝空间的充填，不利于储层有效储集空间的保存，加剧了储层的非均质性，在克拉苏构造带北部区块尤为典型。早期裂缝网络成为成岩胶结的快速通道，使储层的有效储集空间被胶结物抢占，同时也使储层的孔喉结构复杂化（图7-c），影响后期油气的快速饱和充注。博孜9井产层剖面分布的差气层及含水气层在一定程度上印证了早期缝网成岩对储层储集能力的影响。另外，岩心裂缝观察证据表明，早期裂缝的胶结充填的范围为不整合面以下约50 m，不整合面附近岩心中的构造裂缝被碳酸盐类充填的同时，亦接受了上部不整合面流体溶蚀的有限改造。

4.2.2 中晚期裂缝网络成为油气运移通道，利于储集空间的保存及溶蚀改造

中晚期裂缝可显著改善储层渗透率。岩心观察与测试、CT扫描计算、完井测试及试采等资料表明，裂缝发育可有效提升储层渗透率1～3个数量级。克拉苏构造带不同区段储层中流体包裹体观察发现，包裹体主要以气—液两相包裹体为主。均一温度测试数据反应北部区块包裹体均一温度介于110～160℃，成藏时间较早；南部区块包裹体均一温度介于120～150 ℃，成藏时间较晚。

吉迪克组沉积末期，伴随大规模的构造挤压运动，储层裂缝大量形成，先期形成的裂缝被再次改造，三叠系—侏罗系烃源岩天然气开始向白垩系储层充注，油气沿断层、裂缝网络等优势通道运移，有机酸溶蚀裂缝中的部分碳酸盐充填物，对储层基质孔喉的连通亦有一定的改善及提高。随着天然气的持续充注，储层内压力升高，流体活动减弱，成岩胶结作用减弱，岩石破裂产生的微裂缝沟通了裂缝周围的孔喉，有效改善了储层孔喉的连通性，提高了渗流能力[6]，并形成具有工业规模的克拉苏构造带油气藏群。

4.2.3 缝网的胶结充填范围及对水的封堵作用

图7 克拉苏构造带巴什基奇克组储层微观照片

图8 克拉苏构造带巴什基奇克组储层裂缝/孔隙演化与热史/埋藏史配置图

流体活动叠加裂缝发育时期，对储层成岩胶结影响较大。通过叠合不同区块取心相对不整合面的位置，结合岩心观测的统计数据发现：上部裂缝充填率较高，普遍超过50%，且充填胶结范围为距不整合面约50 m以内（图9），其成因主要为早期缝网沟通上覆膏岩层，加快了钙、镁离子的输送，成岩胶结空间与缝网叠加，加剧了储层的非均质性。另外，气水界面以下的岩心裂缝充填情况的统计显示，油气充注后，水层中的裂缝充填更多，约占60%（图9），反映了在裂缝形成不同时期，由于一直都在水体活动范围内，水层中裂缝网络充填更强，对水体上窜具有一定屏蔽作用。不同裂缝类型对水体封堵作用不同，低倾角小开度的缝网更易被充填，封堵效果更好，直立、大开度裂缝延伸更远，若沟通了气水界面，封堵差。

4.3 现今构造应力及成岩环境影响裂缝有效性

4.3.1 现今构造应力大小和方向影响裂缝有效性

利用有限元分析法开展克拉苏构造带现今应力场的数值模拟研究发现，各区段间现今水平应力的大小具有明显差异性：单一的断背斜上部地层水平应力为正值（拉张），下部地层水平应力为负值（挤压），上部地层的应力小于下部地层；南部区块以挤压应力为主，为应力高值区，北部区块上部地层为拉张应力，下部地层为挤压应力，具有较明显的分层性。

一般来说，裂缝走向与现今水平最大主应力平行，裂缝面正应力最小，有利于其保持开启，成为流体渗流的通道；裂缝走向与水平最大主应力垂直，裂缝面正应力最大，则裂缝易被关闭，不利于流体渗流。根据克深区段FMI成像测井图上诱导缝的分布位置及岩石破裂准则分析：克深区段现今水平主应力方向与裂缝走向相交，其交角越大，裂缝面所受正应力越大，裂缝地下有效开启度将降低，反之，将有利于裂缝的有效开启；从平面来看，背斜高部位裂缝主要走向与现今主应力交角较小，一般介于10°～30°，背斜翼部部分裂缝主要走向与现今主应力交角相对较大，一般大于45°（图10）。

4.3.2 裂缝充填物类型差异

构造成岩环境对裂缝充填物的类型具有决定作用。克拉苏构造带北部区段裂缝充填程度较高，充填裂缝占比超过65%，其中克深5区块为70%、克深6区块为68%、克深24区块为66%；南部区块充填的构造裂缝占比较低，其中克深8区块为27%，克深9区块为26%，克深13区块为22%（图10）。充填物类型主要为方解石、白云石及硬石膏。北部克深5区块、克深6区块及克深2区块大部分井的岩心裂缝充填物主要为方解石，南部克深8、克深9及克深13等区块岩心裂缝充填物主要为白云石及硬石膏（图10）。据裂缝充填物类型的差异，克拉苏构造带巴什基奇克组为辫状河（扇）三角洲沉积，为山前物源、淡水搬运入宽浅湖的沉积，构造带北部以淡水—半碱水介质成岩环境，南部以偏碱性水介质（盐湖）成岩环境（图10），即：克深5井—克深1井南—克深8井以南为偏碱性水介质（盐湖）成岩环境，裂缝充填物类型以白云石、硬石膏为主，其以北地区为淡水—半碱水介质成岩环境，裂缝充填物类型以方解石为主。

5 结论

1）克拉苏构造带盐下超深层储层具有相同的沉积背景，但是储层物性差异较大。其中，博孜区段储层基质物性最好，裂缝较发育且有效性较好，但平面非均质性更强；其次为大北区段，储层构造裂缝充填性高，裂缝有效性较差；克深区段埋深最大，储层物性相对较低，北部区块储层构造裂缝纵向上具有较明显的分层性。

2）克拉苏构造带北部南天山造山带及南部古隆起整体控制储层沉积格局及区块的差异构造变形，形成巴什基奇克组储层“西薄东厚”分布特征，博孜区段古应力最小，构造变形机制主要为正向挤压、逆冲传播，局部井区为斜向压扭；大北区段主要为斜向压扭，古应力较小，构造变形逆冲叠置；克深区段古应力最大，主要为正向挤压、后缘逆冲抬升、前缘滑脱收缩。

3）差异构造变形使同一区段不同构造变形样式的构造减孔量呈现较大差别，且直接控制不同区段造缝期与成岩胶结的叠加影响、中晚期裂缝网络与油气成藏期的配置关系，进而从空间上加剧了储层的非均质性，是区段间产能差异的基础改造因素。

4）现今构造应力的大小及方向影响裂缝有效性，南部为强挤压应力区，背斜相对高部位裂缝走向与现今应力交角较小，裂缝有效性更好；构造成岩环境决定了构造裂缝充填物的类型，北部区块以淡水—半碱水介质成岩环境为主，裂缝充填物类型为方解石，利于生产上开展酸化压裂改造。