和田河气田奥陶系碳酸盐岩储层关键期构造裂缝预测

任启强， 金 强， 冯振东， 冯建伟， 杜 赫， 张亚军

(1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580； 2.河南理工大学安全科学与工程学院, 河南焦作 454003; 3.中国石油勘探开发研究院西北分院，甘肃兰州 730020)

天然裂缝对碳酸盐岩油气的产能有着十分重要的影响，特别是多期裂缝参数的多样性[1-2]。识别和表征储层裂缝的主要手段有野外露头、钻井岩心、镜下薄片分析、CT扫描技术、地球物理技术以及构造应力场技术等[3-9]。鞠玮等[10-16]以单井裂缝描述成果为约束，采用岩石应变能、能量守恒定律进行储层裂缝发育的预测。关于先存裂缝的研究在岩土工程领域已经进行了大量工作，然而石油地质方面比较缺乏，仅实现了单期裂缝的定量表征，尚未考虑早期裂缝以及后期构造应力的影响[17-20]。笔者旨在建立两期构造作用下裂缝开度、密度的表征方法，结合有限元数值模拟方法，对和田河气田两个关键造缝期进行裂缝的定量预测，以期为油气勘探开发提供新的指导。

1 区域地质概况

和田河气田位于塔里木盆地中央隆起巴楚凸起南缘玛扎塔格构造带，一个被两条NW-SE向逆断层所夹的断垒构造带，轴向和断层走向基本一致，自西向东发育玛8、玛2、玛4三个断背斜构造[21-23]。和田河气田缺失中生界、上古生界二叠系上统、下古生界泥盆系、志留系、石炭系的生屑灰岩段、东河砂岩段以及奥陶系的生物灰岩段为主要产气层段，本文中研究的重点为上奥陶统的生物灰岩段。

杨海军等[24-26]发现和田河气田主要经历三期强烈构造运动(加里东运动、海西运动、喜马拉雅运动)，两条边界断层主控作用显著，次级断裂比较发育，在构造高点以及靠近断层的位置裂缝发育程度较高。构造裂缝具有多期性，早期构造缝大多数被方解石或泥质充填，方向主要为SSE-NNW，发育角度较低，晚期构造裂缝受压实程度和充填程度相对较弱，方向主要为NNW-SSE以及NE-SW向，裂缝角度较高，多为有效缝，裂缝溶蚀孔洞常沿构造裂缝分布，在多期构造缝的叠合区最为发育。综合张洪安等[25-26]的研究成果发现，海西晚期以及喜马拉雅期是和田河气田的两个关键造缝时期，丁文龙、冯建伟等[27-28]认为海西晚期主要以NW-SE向的挤压应力为主，根据玛扎塔格构造带及局部构造狭长的形状(西部为近东西的走向，东部为NW-SE的走向)判断喜马拉雅期的主压应力方向为NE-SW向。

2 研究区裂缝发育特征

2.1 裂缝识别方法

主要借助岩心裂缝识别以及镜下裂缝识别相结合，以测井资料作为校正手段对研究区进行裂缝发育特征的精细刻画。通过研究区野外露头观测、岩心观察、镜下观察(图1)以及成像测井识别的手段，对和田河气田进行裂缝特征的综合描述。研究发现和田河气田以高角度构造剪切缝为主，分布在上奥陶统生物灰岩段上段，裂缝面平直光滑，产状较为稳定，延伸距离远，一般为1～5 m，少数可达十几米。溶蚀缝和中、低角度构造缝主要发育在生物灰岩段下段，溶蚀现象严重，部分成孔洞，从几厘米到十几厘米不等，主要包括埋藏岩溶和沿裂缝溶蚀两种。

2.2 裂缝参数特征

进行岩心裂缝的观测时，首先在岩心库对所有的取芯井段进行裂缝的相对方位的统计(以岩心的红线为相对北方向)，并进行所有井段的取样工作，将所取样品进行古地磁定向的实验，得到红线相对于北的偏转角度，将前期所获得的裂缝方位进行校正，得到真实的裂缝走向。基于2 852条岩心构造裂缝，结合野外测量的裂缝参数数据，采用统计学的思想，结合镜下薄片观测结果，对裂缝参数特征进行描述、分析、总结，得出裂缝的开度、充填、倾角等参数具有优势方向，如图2和3所示，共有五个优势走向区间，以10°～40°、60°～80°以及150°～170°区间为主，90°～100°、130°～140°较少。

在岩心观测过程中，根据裂缝的切割关系，首先确定裂缝形成期次大致分为三期，结合和田河地区的构造背景，识别出对应的海西期裂缝和喜马拉雅期的裂缝。进一步结合里德尔剪切原理，在统计的大量裂缝参数之中，寻找裂缝参数发育的内在规律，进而与裂缝时期进行对比和验证。由于研究区上奥陶统生物灰岩段主要为脆性岩层，受到区域构造挤压应力作用下，结合其构造力学成因机制，岩层主要形成共轭裂缝，其构造共轭裂缝锐夹角的角平分线即为最大主压应力的方向。喜马拉雅期主要以NE-SW向的挤压作用为主，结合不同时期区域构造应力场分析以及裂缝发育的形成机制(里德尔剪切模式，图4)，该时期主要形成10°～40°以及60°～80°两个区间的裂缝；海西晚期主要以NW-SE向的挤压作用为主，该时期主要形成150°～170°以及90°～100°两个区间的裂缝；海西早期运动较弱，受到NW-SE方向的挤压应力作用，主要形成130°～140°之间的裂缝，发育程度较低。

图1 岩心、镜下裂缝观测结果Fig.1 Observation results of core and cast thin sections

图2 不同构造运动时期裂缝参数发育特征分布Fig.2 Distribution of fracture parameter developmental characteristics of in different tectonic movements

图3 不同构造运动时期裂缝参数间关系Fig.3 Relationship between fracture parameters in different tectonic periods

图4 不同时期应力方向与裂缝产生关系Fig.4 Relationship between stress direction and fracture generation in different periods

2.3 不同时期裂缝参数特征

对研究区裂缝充填物的成分以及裂缝的切割关系分析表明，裂缝主要包括四期充填，第一期为碳质充填(成岩缝)，后三期为构造裂缝充填物，包括第二期方解石和泥质充填，第三期石英充填以及第四期亮晶方解石、石英(少量)充填。流体包裹体测试的样品主要来源于和田河地区上奥陶统生物灰岩段的裂缝充填物(方解石、石英等)，测试结果主要用来分析和验证裂缝的构造运动期次。根据不同期次裂缝的充填物含有不同均一温度的包裹体的认识，通过对构造裂缝中充填物包裹体均一温度和期次测定，推算裂缝的形成时期[12]。但是不能明确裂缝内充填物是否与构造裂缝密切相关，可以通过和田河地区埋藏史的分析(图5)以及不同时期构造应力方向的分析，与流体包裹体的均一温度的峰值区间进行对比、验证，来探讨流体充填物与构造裂缝之间的相关性。如图5所示，流体包裹体测试结果显示主要包括三个均一温度的峰值区间，由于每一次构造运动都会造成对应流体的温度的变化，再结合对应的埋藏史分析进行相互验证，最终明确裂缝的发育期次，分别为海西早期、海西晚期、喜马拉雅期。将裂缝的走向、充填、倾角以及开度等参数与裂缝的构造形成期次进行匹配，明确不同时期裂缝参数(走向、倾角以及充填程度)的特征，分析裂缝形成期次与不同参数之间的定性-半定量关系。结果表明：海西早期以开度小(0～0.5 mm，平均为0.2 mm)、全充填为主的低角度(20°～45°，平均为35°)剪切缝为主，海西晚期主要为开度中等(0～0.7 mm,平均为0.3 mm)、半充填—全充填为主的中—高角度(35°～65°，平均为58°)构造剪切裂缝，喜马拉雅期主要为开度大(0～1.2 mm,平均为0.85 mm)、半充填—无充填为主的高角度(65°～85°，平均为75°)构造剪切缝。

图5 构造裂缝形成时期判别图Fig.5 Identification of tectonic fractures generation periods

也就是说，海西早期形成的构造裂缝，角度相对较低，充填程度大，多数为无效裂缝；海西晚期形成的构造裂缝角度中等，充填程度将近一半为半充填状态，其余为全充填，该期次裂缝有可能称为油气运移的通道；喜马拉雅期构造裂缝，角度高，开度大，无充填—半充填居多，裂缝多数为有效缝，可以作为油气运移的通道或者能够对油气井产生破坏作用，造成油气外泄或者气井压力骤降，水大量产出。需要说明的是，统计的结果将裂缝划分为三个形成期次，但是由于海西早期裂缝的发育程度较低，影响非常小，因此确定主要的造缝时期为海西晚期和喜马拉雅期。

3 两期裂缝参数定量表征

3.1 单期构造应力作用裂缝参数定量表征

戴俊生等[13，28-29]以岩石破裂准则为基础，结合岩石应变能理论、能量守恒定律，从单期储层裂缝形成与发育的主控因素出发，并以单井裂缝描述成果为约束条件，建立了单期构造应力作用下裂缝开度、线密度、体密度等参数的定量表征关系式。三向挤压应力作用环境下：

(1)

存在张应力作用环境下：

Dvf=[(σ1ε1+σ2ε2+σ3ε3)E-σt2]/(2EJ).

(2)

当(σ1+3σ3)>0时，

(3)

当(σ1+3σ3)≤0时，

Dlf=Dvf,

(4)

式中，σp为岩石破裂应力，MPa；σ1、σ2和σ3分别为最大、中间和最小有效主应力,MPa；L1、L2和L3分别为沿主应力方向σ1、σ2和σ3的单元长度，m；μ为泊松比；E为弹性模量；θ为裂缝破裂角，(°)；ε1、ε2和ε3分别为最大、中间和最小主应变；σt为岩石抗张强度；ε0为岩石承受最大弹性张应变；J为裂缝表面能，J/m2；Dvf为构造裂缝体密度，m2/m3；Dlf为构造裂缝线密度，条/m；b为构造裂缝有效开度，m。

3.2 两期构造应力作用裂缝参数定量表征

完整岩石的剪切破裂主要取决于岩石的强度，同样也与后期构造活动的最大主应力的方向与先存裂缝的夹角有关，如图6所示。主要分为三种情况：①当最大主应力σ1较小，应力圆刚好与先存裂缝的强度曲线相切，这时处于一个临界状态，岩石不会发生破裂;②当最大主应力σ1增大，或最小主应力σ3减小应力圆与先存裂缝强度曲线相割，还未能与完整岩石的强度曲线相交时，岩石可以发生沿先存裂缝的扩展，但完整岩石不发生破裂;③当最大主应力σ1继续增大或最小主应力σ3继续减小至应力圆与完整岩石的强度曲线相交时，可以达到完整岩石破裂的条件，既可以发生沿先存裂缝的扩展，又可能有新的裂缝产生。

图6 具有先存裂缝岩石破裂示意图Fig.6 Rupture mechanism of rock with pre-fractures

根据应力强度的计算公式可以很好地表征先存裂缝岩体的破坏方式。计算公式如下:

(5)

式中，σ1和σ3分别为最大和最小有效主应力， MPa;β为最大主应力与先存裂缝面间的夹角，(°)；φj为先存裂缝破裂的内摩擦角，(°)；cj为先存裂缝自身内聚力， MPa。

选取和田河气田地区上奥陶统生物灰岩段20块样品进行先存裂缝存在条件下的多期力学实验(表1)，结合前人[16,30-31]的研究成果，采用如下方法对裂缝的线密度、开度进行叠加计算。

(1)海西晚期裂缝与喜马拉雅期挤压应力夹角介于30°～60°时，

(6)

(7)

(2)海西晚期裂缝与喜马拉雅期挤压应力夹角介于0～30°或60°～90°时，

Dlf总=Dlfh+Dlfx=

(8)

式中，Dvfx为喜马拉雅期构造裂缝体密度，m2/m3。

表1 最大主压应力与先存裂缝夹角及其破裂方式统计Table 1 Statistic of angle between max principal stress and its pre-fracture and rupture categories

在喜马拉雅期应力场下发育新裂缝，可以认为喜马拉雅期对先存海西期裂缝基本无影响，开度不变。

(3)海西晚期裂缝与喜马拉雅期派生张应力夹角介于0～30°时，

(9)

(10)

(4)海西晚期裂缝与喜马拉雅期派生张应力夹角30°～90°时，

当σx1+σx3>0时，

Dlf总=Dlfh+Dlfx=

(11)

当σx1+σx3<0时，

Dlf总=Dlfh+Dlfx=

(12)

海西晚期裂缝与喜马拉雅期派生张应力夹角30°～90°时，在喜马拉雅期应力场下发育新裂缝，可以认为喜马拉雅期对先存海西期裂缝基本无影响，开度不变。

(5)计算现今地应力改造后的裂缝开度：

(13)

式中,bm为裂缝现今开度， m；b0为裂缝形成时开度， m；σn为作用在裂缝表面上的正应力， Pa；P为裂缝中流体压力， Pa；σnref为使裂缝开度降低90%的正应力，是与岩性有关的常数， Pa。

4 多期裂缝叠加预测及其应用

4.1 关键造缝期裂缝参数定量表征

合理的古今应力场分布是数值模拟方法中能够准确定量预测储层裂缝参数的基础，其中裂缝现今开度又会受到现今应力场的改造[13,32]。主要采用有限元数值方法，借助ANSYS软件进行古、今应力场的数值模拟。有限元数值方法可以理解为将地质体划分为许多节点和单元，其中每个单元可以赋予相应的力学参数，从而计算相应的构造应力场。主要通过以下几个步骤来进行关键期裂缝参数的计算：①建立基础地质模型(地层厚度，地形起伏和构造单元等)；②建立力学参数模型(赋予弹性模量、泊松比以及岩石密度)；③确定地质边界条件和应力加载方式(图7)；④结合裂缝参数的计算公式，求出裂缝参数的三维分布模型。

岩石力学参数测试(表2)以及地震反演的方法是确定上奥陶统生物灰岩段弹性模量以及泊松比的最主要的方法。力学参数的确定是有限元模型精确模拟的基础，断层、泥岩、灰岩以及泥灰岩等分别赋予不同的岩石力学特性(表3)。研究区的地质模型按照实际地层纵向分为多层模型，在进行网格单元的划分时，针对不同岩性的地层进行不同的力学参数的赋值。地质模型被划分为三角网格单元，可以被细分为许多单元和节点，断层带和目标层的网格要比周围岩石的网格更加精细。海西晚期的地质模型被划分为22 104个节点和99 894个单元，喜马拉雅期的地质模型包括30 479个节点和109 256个单元，节点和单元被赋予相对应的力学参数。模型加载的应力的大小、方向和约束条件是有限元数值模拟的重点，结合两个关键期活动断层的走向，海西晚期以及喜马拉雅期的应力加载方向得到确定。海西晚期主要施加NW-SE(130°～310°)的挤压应力，喜马拉雅期施加NE-SW (40°～220°)的挤压应力。

图7 和田河地区生物灰岩段网格划分及应力加载方式示意图Fig.7 Diagram of loading method and meshing of biological limestone in Hetianhe area

表2 三轴力学测试下和田河地区目的层段力学性质

表3 不同岩性的岩石力学性质Table 3 Mechanical properties of different lithologies

结合声发射测试，确定海西晚期的最大的主压应力大概为300～320 MPa,喜马拉雅期的最大的主压应力为500～520 MPa。海西晚期对地质模型的北东边界施加X和Y方向的约束，底面施加Z方向的约束，喜马拉雅期对地质模型的南东边界施加X和Y方向的约束，底面同样施加Z方向的约束(图7(b)、(c))。结合裂缝密度以及开度的计算方法，借助ANSYS软件，编写可以识别的计算机语言，采用古今结合的方法计算出海西晚期和喜马拉雅期的裂缝参数的三维分布规律，如图8所示。

结果表明，海西晚期裂缝开度(图8(a))主要集中在0.11～0.52 mm，少数超过1 mm，东部的数值相对于西部更高，背斜轴部裂缝开度值相对于翼部更高，断层结合部位裂缝开度值相对较低；裂缝线密度(图8(b))主要处于1.15～3.55条/m之间，少数高于3.55条/m，高值区主要分布于断层附近及断层结合部位，裂缝的发育程度主要受控于褶皱以及断层的共同作用。喜马拉雅期裂缝开度(图8(c))数值集中在0.21～2 mm，高值区主要集中于和田河西部以及褶皱轴部，即玛8构造、玛3构造以及玛4、玛5构造区，距离褶皱核部以及断层越远，裂缝开度值越低，裂缝线密度(图8(d))主要集中发育于断裂带附近以及褶皱与断层共同作用的区域，数值集中在5.15～9.75条/m，喜马拉雅期对于和田河地区的影响作用比海西晚期更重要。

图8 和田河地区生物灰岩段裂缝参数特征分布Fig.8 Distribution of fracture parameters in biological limestone in Hetianhe area

4.2 生产验证

将上述裂缝参数叠加算法编入有限元数值模拟软件(Ansys)的计算程序中，通过裂缝不同参数(走向、开度、线密度以及充填)之间的关系，对现今裂缝的裂缝开度以及线密度进行计算，并将其计算结果与油田开发生产资料进行对比验证。

由于玛5和玛5井区属于玛5构造，玛4和玛4井区属于玛4构造,玛5构造和玛4构造都属于玛4构造圈闭，圈闭面积为366 km2,闭合高度为366 m,高点海拔为-660 m,构造长度为17 km,构造宽度为2.8 km。从理论上，其应该同属于一个压力系统，产量应该相差不大，但是实际则不然。

如图9所示，现今裂缝主要集中发育在褶皱核部以及断层结合部位附近，开度高值区位于研究区东部以及褶皱核部，可见裂缝受控于褶皱以及断层的共同控制作用。从图9(a)、(b)可以发现玛4井区以及玛5井区裂缝线密度零星分布，数值大小不一，其间不连通(图9(c)、(d))，从而导致玛5井区及玛4井区的流体压力不同。玛5井区的裂缝密度低于玛4井区，裂缝开度相对较大，造成玛5井区压力(20.44 MPa)大于玛4井区(18.5 MPa)，整体产量((0.27～1.02)×108m3)低于玛4井区((0.57～2.76)×108m3)，与生产开发资料吻合程度较高(图9(e))。也就是说，和田河地区裂缝非常发育，但是其在横向上裂缝发育通而不畅，不能沟通油气的平面运输，只能在其独立的构造区域进行运移、产出。

图9 和田河气田玛5、玛4井区压力以及产量变化Fig.9 Pressure and gas production diversification in Ma 5 and Ma 4 area in Hetianhe gas field

5 结 论

(1)构造裂缝主要以中—高角度裂缝为主，发育NEE向构造裂缝，裂缝发育表现出较强的期次性：海西早期以开度小、全充填为主的低角度剪切缝为主，为无效裂缝；海西晚期主要为开度中等、半充填—全充填为主的中—高角度构造剪切裂缝;喜马拉雅期主要为开度大、半充填—无充填为主的高角度构造剪切缝，有效裂缝居多。

(2)具有先存裂缝的岩石受到后期应力作用的条件，产生的情况主要包括三种：①当最大主应力σ1较小，岩石不会发生破裂;②当最大主应力σ1增大，或最小主应力σ3减小,应力圆与先存裂缝强度曲线相割,岩石可以发生沿先存裂缝的扩展，但完整岩石不发生破裂;③当最大主应力σ1继续增大或最小主应力σ3继续减小，至应力圆与完整岩石的强度曲线相交时，既可以发生沿先存裂缝的扩展，又可能有新的裂缝产生。

(3)玛5井区的裂缝密度相对于玛4井区相对较低，开度相对更大，造成了玛5井区内的流体压力值高于玛4井区。裂缝作为油气运输的通道，导致玛4井区的产量高于玛5井区。最终导致和田河地区平面上裂缝通而不畅，油气不易横向运输，只能在独立构造带区间进行运移。

(4)和田河气田奥陶系生物灰岩段裂缝多期叠加预测连通性评价的研究成果为碳酸盐岩储层裂缝分布、储量计算模型的建立提供了基础资料；同时，研究可以为和田河气田的油气勘探开发提供新的地质依据和指导。