塔里木盆地顺北地区不同断裂带油气充注能力表征研究与实践

2022-05-07胡文革

石油与天然气地质 2022年3期

胡文革

（1.中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830011；2.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石化碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率重点实验室，新疆乌鲁木齐 830011）

2015年以来，中国石化西北油田分公司在塔里木盆地顺北地区取得了良好的油气资源勘探成果，顺北1号断裂带整体建产，顺北2井获油气流，顺北5号断裂带多口钻井均获高产油气流，表明顺北地区具备巨大的油气潜力。实钻表明，顺北地区油气藏沿走滑断裂带分布，高产井大多集中在油气充注强、缝洞发育、裂缝渗透性强的部位［1-6］。部署在顺北1号断裂带上的8口井生产测试显示，油气来源于井底之下200～300 m处，说明断裂带具有纵向输导能力，且油气主要来源于寒武系底部玉尔吐斯组烃源岩。顺北主体区不同规模的断裂带均有油气发现，取自不同钻井的原油密度与化学组分均相似，指示顺北主体区均具有良好的油气充注［7-8］。然而，不同断裂带之间，或同一条断裂带上不同位置的钻井产液含水率差异显著，表明断裂带不同部位的油气充注具有非均一性，位于充注较强、含水率低部位的钻井往往获得高产。

油气沿断裂带垂向充注效率评价是钻井获得高产的前提，也是断裂带分段评价、优化井位的首要参考指标。顺北地区目的层地质条件复杂，控储控藏因素众多［9-11］，且处于开发初期。根据现有资料难以精准确定优势充注位置，这已成为顺北高效开发所面临的一个重要问题。

本文借助多项地质研究成果及实钻井资料，在深刻认识顺北油气成藏体系的基础上，提出利用“充注体”概念来宏观评价断裂带充注能力，并厘定了影响顺北走滑断裂带油气充注效率的主要因素，据此建立了划分及评价断裂带不同部位充注能力的技术思路，为顺北下一步钻井部署提供了有力的理论支撑。

1 前沿概述

塔里木盆地顺北地区古生界中发育一系列走滑断裂带，目前已厘定出18条克拉通内走滑断裂带，其共同特征是在寒武系-中、下奥陶统中表现为直立高陡的断面，沿断面被切穿的多套碳酸盐岩层系发生强烈破碎，进而形成油气上移通道与储集空间，向下沟通寒武系玉尔吐斯组烃源岩，向上终止于上奥陶统泥岩盖层，形成了一套特殊的“藏下有源，下生上储”的短距离油气运移成藏体系（图1）。

图1 塔里木盆地顺北地区断控油气藏剖面示意图Fig.1 Sketch map showing the fault-controlled reservoirs in the Shunbeiarea，Tarim Basin

顺北油气藏独特的油气运移特征决定了直立高陡走滑断裂是其核心的油气成藏要素［12-14］。断裂带的垂向贯通程度直接影响了油气运移的效率。若断面向上切穿了所有地层，且每个层系的破碎程度都很高，则油气会畅通无阻地从烃源岩向上运移，并在中、下奥陶统中形成规模油气藏。而一旦断面受到致密盖层遮挡，或切穿地层时破碎不彻底，则油气运移势必会受阻。在油气田开发初期，由于资料有限，难以准确预测油气高效充注的部位，这对于“短距离运移近储”的碳酸盐岩缝洞型油藏以及“远运远储”的碎屑岩圈闭来说都是制约开发效果的核心问题。

前期塔河油田的开发实践表明，利用地震数据可以实现断裂构造样式及地层破碎程度的定量-半定量识别。在缺乏钻井资料的区块，地震数据可以作为缝洞型碳酸盐岩油气藏的主要评价工具。在塔北-顺北地区，中奥陶统顶界（T74界面）是碳酸盐岩与泥岩盖层的分界线，也是塔河及顺北油气藏的区域盖层。在T74界面之下，未被改造的碳酸盐岩地层在地震剖面上通常表现为弱振幅的平整同相轴或杂乱特征，缝洞发育的部位则会形成显著的强能量体，而断裂带往往表现为同相轴错断、变形或“线状弱反射”，据此可以在地震剖面上识别出断裂体系的轮廓和样式。例如，借助地震振幅差异对顺北5号断裂带进行立体雕刻后（图2），可以直观表征断裂带的立体结构。其整体表现为沿着走向发育的一系列三维地质体，垂向上贯穿多个层系，但是样式各不相同。

图2 塔里木盆地顺北5号断裂带北段振幅立体雕刻图Fig.2 Amplitude stereogramshowing the northern part of No.5 fault zone in the Shunbeiarea，Tarim Basin

借助地震立体雕刻手段，本文将“充注体”定义为：由同一条断裂带控制的，具有相同油源、相同储集体发育背景、纵横向输导能力的三维空间组合。如图3所示，“充注体”的构成要素有3个，即底部烃源岩、由断裂带构成的深层输导与调整系统和浅层储集油气的缝洞系统。划分“充注体”的目的是认识不同地层段间的充注条件差异，核心是判断断裂沟通油气的能力（如下切深度、纵向连续性等），意义是评价地层分段之间的油气输导能力，并优选地质甜点、实现快速突破。通过对“充注体”3个构成要素定量-半定量评价，可以在钻井部署前预测不同“充注体”的油气充注效果，进而制定评价方案，并在实施中滚动完善。本文基于顺北断裂体系的研究，重点探讨了断裂带的构造样式、内部结构以及现今地应力场对不同充注体油气输导能力的影响。

图3 塔里木盆地顺北1号断裂带充注体立体雕刻图Fig.3 3Dengravings showing the charging bodies in No.1 fault zone，Shunbeiarea，Tarim Basin

2 地质概况

顺北地区位于塔里木盆地顺托果勒低隆的北部，处于阿瓦提、满加尔坳陷与沙雅隆起的结合部，区域构造位置有利，油源充足，是油气长期运移聚集的指向区。同时，该区寒武系生油岩和走滑通源断裂亦是短距离近储运聚的有利区［15-17］（图4）。近年来，在研究区周边已经陆续发现托普台、跃参等多个海相油气藏。其中，跃参区块奥陶系已经建成了年产20×104t产能阵地。

图4 塔里木盆地顺托果勒地区断裂体系Fig.4 Distribution of fault systems in the Shuntogole area，Tarim Basin

顺北主体区的油气富集层位是中下奥陶统一间房组与鹰山组，岩性以灰岩为主［18-19］。早-中奥陶世，顺北区块位于台地相沉积环境，沉积了巨厚的碳酸盐岩。中奥陶世末，寒武系-奥陶系大型碳酸盐岩建造阶段结束。在近南北向构造应力作用下，地壳逐步抬升，塔北隆起地区形成一个北高南低的宽缓古隆起。顺北地区处于塔北隆起南部倾末端，形成了北东向及北西向的走滑断裂体系，断裂发育规模大，断穿层位多。断裂带及其附近的碳酸盐岩受构造应力作用发生破碎，形成了裂缝型储集体。加里东晚期—海西早期构造运动使得走滑断裂带进一步被改造，局部存在海西晚期热液溶蚀作用，形成以走滑断裂控制为主的多种成因叠加改造的裂缝-洞穴型储集体［20-21］。

目前，顺北地区多条断裂带已开展油气生产。其中，已经实现基本控制的有顺北1号和5号断裂带。二者均向下断穿基底，在寒武系和中下奥陶统中表现为直立高陡的走滑断裂，在上奥陶统和志留系中以雁列正断层为主，纵向上具有分层差异破碎的特征（图5）。在T74界面之上，顺北1号和顺北5号断裂带大致呈NE和NS-NW走向，在中国石化工区范围内长度分别为28 km和29 km［6-10］。钻井均部署于断穿基底的北东向断裂带上，且均钻遇放空或出现大规模泥浆漏失，试采获得较高产量，表明钻遇了裂缝-洞穴型储层。顺北5井钻遇放空漏失，累计漏失1 313 m3，测试获高产，进一步证明顺北地区断裂控储、控藏及控富的特征。综合研究实钻井的钻井资料、岩心资料及成像测井资料等，确定顺北地区奥陶系储层类型为沿深大断裂发育的裂缝-洞穴型储层，储集空间类型可划分为破碎角砾带中发育的孔洞、构造破裂缝等［20-21］。

图5 塔里木盆地顺托果勒地区走滑断裂构造样式Fig.5 Structural patterns of strike-slip faults in the Shuntogole area，Tarim Basin

3 研究资料与方法

顺北5号断裂带中段位于顺北主体区顺8三维工区内，其走向近南北，长度约为20 km，在中、下奥陶统-寒武系中直立高陡，地层整体破碎程度明显小于顺北1号断裂带与5号断裂带北段，在地震剖面上呈“线状弱反射+杂乱强反射”特征。中国石化西北油田分公司沿顺北5号断裂带中段部署了一系列开发井，大多以侧钻方式贯穿断面，随即酸压建产。本次研究选取顺北5号断裂带中段的4口典型井作为研究对象，包括SHBB4井、SHBB5井、SHBB6井和SHBB7井，另外选取顺北5号断裂带北段SHBB8井作为参照。

本文研究资料包括顺北5号断裂带中段的三维地震数据体、5口特征井的钻井、录井、测井及压恢试井资料，图件制作及三维地质建模工作均在Petrel软件中完成，地震剖面解释精度达到25 m∕个，解释层位7个

4 研究结果

通过对顺北油气田多口钻井相关资料分析，发现直立高陡走滑断裂带的油气输导能力主要受3方面因素影响，即断裂构造样式、断裂带内部结构和现今地应力场。

4.1 断裂带构造样式差异

顺北5号断裂的中段主要以左阶斜列展布（图6）。剖面上，顺北5号断裂带深层走滑断裂明显错断同相轴，局部可见串珠状强反射。在界面（中奥陶统一间房组顶面）之上，顺北5号断裂浅层构造表现为雁列正断层。顺北5号断裂带在界面发育的左阶斜列展布分段间的叠接区域主要为隆起构造，指示该系列走滑分段右行走滑。尽管顺北5号走滑断裂带在寒武系-中、下奥陶统中产状以直立高陡为主，但顺北5号断裂带构造样式在寒武系中表现出多样性，最明显的即为在中寒武统中发育滑脱∕逆断层。

图6 塔里木盆地顺北5号断裂带中段构造样式解析结果Fig.6 Interpretation of structural style in the middle section of No.5 fault zone in the Shunbeiarea，Tarim Basin

结合顺北地区寒武系的现今地应力场特征，发现5号断裂带在寒武系中处于走滑应力状态，即具备沿着走向发生水平错动的活动趋势。在这种应力状态下，最容易发生活动的是直立高陡断面，而滑脱逆断层的产状在走滑应力状态下保持了相对稳定，几乎不具有滑动的趋势。Zoback，Barton和Morris等人认为，滑动趋势较大的断面或裂缝通常具有较强的水力输导能力，而处于稳定状态的断层则基本不具有渗透能力［22-24］。因此，在中寒武统发育的滑脱∕逆断层对于油气的运移很难起到输导作用，会导致油气的纵向输导不畅，而直立高陡穿过中寒武统的走滑断层是最理想的水力输导通道。

根据滑脱构造样式，尤其是上下盘错位的幅度，可以将其划分为A，B和C 3种类型（图7）。A型构造，尽管在强振幅同相轴中发育了逆冲断层，但仅仅是依靠同相轴的错动解释出铲式断面，上、下盘并未发生明显的位移，直立高陡的主断面甚至是基本连续的，这种情况下逆冲断层的发育并不影响垂向的输导功能。B型构造与A相似，区别是上、下盘的位移明显增大，逆冲断层上、下的直立断面也出现了明显的错动，如果逆冲断层不具有水力输导能力，那么这种构造的垂向输导能力势必受到阻碍。C型构造是滑脱幅度最大的一种，滑脱断层的上、下盘已经大幅度错开，直立高陡的走滑断裂无法在垂向上连续贯通，这种构造的垂向输导能力很可能是最差的一种。

4.2 断裂带内部结构渗透能力差异

顺北油气田钻井多是以侧钻或水平井的方式贯穿断面，在钻遇主干断面或密集发育的节理带时，多发生放空或泥浆漏失现象。此时，若出现较高的气测异常，便表明钻遇了断裂带上具有较强油气输导能力的部位。反之，当钻遇断面而不发生放空或漏失，或虽发生小规模漏失但气测无异常时，指示钻遇的断面几乎没有渗流能力。基于多口钻井的测井资料分析，该现象本质上是由断裂带走向上内部结构差异性造成的。

沿断层走向部署在顺北5号断裂带不同位置的钻井通常会钻遇3种结构：破碎角砾发育的核带结构，裂缝密集分布的节理带和离散裂缝带，其水力输导能力依次减弱（图8）。

图8 塔里木盆地顺北5号断裂带钻井钻遇的3种结构示意图Fig.8 Three structures typically encountered during drilling in No.5 fault zone in the Shunbei area，Tarim Basin

SHBB7井是部署在顺北5号断裂带中段的一口大斜度井，钻探目标为探索中、下奥陶统中发育的走滑断裂主断面。综合分析相干体与地震剖面资料可以发现，多个层位的同相轴在垂向上发生幅度几乎一致的错断或变形，由于错断部位振幅明显低于临近地层而显示出“线状弱反射”的特征。SHBB7井在7 928 m深处自西向东贯穿了断面，在该处漏失密度为1.40 g∕cm3的泥浆25 m3。在7 928 m漏失点附近，电阻率曲线呈明显的“箱状+峰状+梳状”异常低值。与围岩相比电阻率值下降幅度超过100倍，且曲线齿化率不高，对称性差，在7 850～7 880 m范围内明显不同步。此外，声波时差曲线在该部位也出现从低向高的明显波动。综合以上现象，说明该井在漏失点附近钻遇了破碎角砾异常发育的“核带结构”［25-26］。该井随后酸压完井，试井表现出较典型的“定井储+表皮+径向复合+无限大储层”渗流特征，亦说明井筒附近起到导流作用的主要是破碎角砾和裂缝［27-30］。该井产能较高且油压稳定，目前日产超过65 t，表明破碎角砾发育的核带结构具有较强的水力输导能力。

同理分析发现：SHBB6井与SHBB8井所钻遇的断裂带分别裂缝密集分布的节理带和离散裂缝带（图9），因而，SHBB6井、SHBB7井与SHBB8井在产能上具有显著差异（表1）。

表1 塔里木盆地顺托果勒地区SHBB6，SHBB7与SHBB8井产能统计Table 1 Productivity statistics of wells SHBB6，SHBB7 and SHBB8 in the Shunbeiarea，Tarim Basin

图9 塔里木盆地顺托果勒地区SHBB6，SHBB7和SHBB8井地震剖面Fig.9 Seismic profiles across wells SHBB6，SHBB7 and SHBB8 in the Shunbeiarea，Tarim Basin

4.3 现今地应力场对断层输导能力的影响

据此前的研究，在顺北地区中、下奥陶统中，顺北1号和顺北5号等断裂带均处于走滑应力状态，断面的产状与局部地应力场的耦合关系决定了断裂带的水力输导能力，可采用断面的滑移趋势系数对此进行预测。

5 讨论

滑移趋势是指作用于某一断裂面上的切应力（τ）与法向应力（σn）之比，滑移趋势系数越大，断裂面滑移（剪切破坏）的可能性越大。研究表明当该系数达到0.6时，即可发生初始滑移［31-32］。其预测方法为，首先对已存在的断裂进行精细地质建模，然后分析目标层段在现今应力场作用下的滑移趋势。断裂的滑移可能性，取决于导致断裂再次活动的现今应力场最大水平主压应力方位和大小，当其方位与断裂走向夹角较小时，断裂更容易打开。

以SHBB4井为例，该井位于顺北5号断裂带中段的平移段。研究区内发育3条明显的主干断面（F1，F2和F3），在三维空间中呈现出左列排布的特征，以其中下部为根，发育出自下而上撒开的分枝子断裂，母子断裂的交线与主断裂走向一致（图10）。通过滑移趋势系数数值模拟仿真发现，在现今应力场作用下断裂的滑移趋势与其走向关系密切。产状变化较大的断裂，沿走向出现滑移系数高低明显波动的变化。有些分枝断裂，并未因为走向与最大水平应力方向一致而出现高滑移趋势的现象，其原因是应力场在断裂带内部发生扰动。整体而言，SHBB4井区多数断面位置的滑移趋势都大于0.35，其中滑动趋势最高，即对应油气输导能力最强的是分支断面F6（滑移趋势约为0.50）。

图10 塔里木盆地顺托果勒地区SHBB4井区储层断裂滑移趋势数模结果云图Fig.10 Cloud chart showing numerical simulation of fault slip tendency within reservoirs of SHBB4 well block in the Shuntogole area，Tarim Basin

5.1 直立高陡走滑断裂纵向油气充注能力评价方法

根据上述研究结果，本文首次提出“充注体”概念，并以此作为油气充注能力单元划分的依据。沿走滑断裂走向可以将一条断裂带进行分段，相邻两段之间油气的横向调整可忽略。由于不同段之间在构造样式、内部结构、产状和缝洞发育强度等方面存在差异，势必具有不同的油气垂向输导能力。某些部位纵向上贯通性强，油气充注强烈，是吸管状的油气“高速通道”。而某些部位由于纵向上贯通性差，或者膏盐层遮挡，油气充注强度相对较差。作为油气垂向输导通道的一个相对独立的三维地质体，本文定义其为一个“充注体”。例如顺北5号断裂带就是由多个“充注体”沿着走向排布组合而成，划分“充注体”旨在找到油气垂向输导的“高速通道”，进行地质甜点的预测，以提高钻井成功率并达到高产稳产的目标。

综合前期研究成果，针对顺北1号断裂带和顺北5号断裂带建立了充注体划分的评价技术思路（图11），借助地球物理手段直观展示走滑断裂不同区域宏观油气输导能力。

顺北5号断裂带中段可在顺8三维地震工区中识别出来，根据断裂的构造样式、重点构造层位的等高线变化以及局部应变强度，本文沿断裂带走向（20 km范围内）划分出7个充注体，自南向北依次编号为C1—C7（图12）。充注体C1的主断面在三维空间中相对孤立，向北延伸距离较短，说明沿着断裂走向的油气横向调整缺乏物理通道。C1充注体纵向上切穿了3个重点层位，自上而下依次是根据地形的局部应变强度可以看出，这三个层位自上而下依次为强隆起段、弱隆起段和平移段。与之形成鲜明对比的是靠近北端的充注体C6，断面规模与C1相似，自上而下切穿的3个层位均为压隆段，且的压隆变形非常强烈，指示断层引起了该部位地层的强烈变形，理论上地层破碎更加严重。根据上文中提出的充注效率评价路线（图11），在不考虑缝洞发育的前提下，充注体C6的油气充注效率应高于C1。

图11 充注体评价技术路线Fig.11 Flow chart for assessment of charging bodies

图12 塔里木盆地顺北5号断裂带中段充注体模式Fig.12 Model of charging body in the middle section of No.5 fault zone in Tarim Basin in the Shunbeiarea

事实证明，这一评价与钻井实际生产情况完全吻合（表2）。目前隶属于充注体C6的钻井SHBB1始终保持高产，且含水率非常低，仅有0.52%，稳定生产时间超过两年。尽管油压和产量相比开井初期有一定下降，但这与加大了油嘴、改变了工作制度有直接关系。与之形成鲜明对比的是，隶属于充注体C1的钻井SHBB5，尽管开井初期高产，但压力和产能迅速下降，目前已处于关井憋压状态，说明油气的充注远不及C6充沛。验证了本文提出的划分方案的合理性与科学性。

表2 塔里木盆地顺托果勒地区SHBB1井与SHBB5井产能统计Table 2 Productivity statistics of wells SHBB1 and SHBB5 in the Shuntogole area，Tarim Basin

以SHBA3井为例，该井位于顺北1号断裂带北端平移段。该井进入目的层后以小斜度贯穿了主干断面，钻入中、下奥陶统顶面深度约100 m处时，发生了放空和漏失，随后完井并获得高产。在浅层重点层位构造图上（图13a—c），该井所处位置发育清晰的断面，地形等高线没有发生明显变形或错断，表明该位置为变形相对平缓的平移段。而在两个深部层位上，观察到顺北1号断裂带的发育已经十分微弱，呈不连续状，但SHBA3井所处位置仍有明显相干显示，表明断裂在此处仍非常发育（图13e—g）。根据顺北1号断裂带充注体评价方法，综合多个层位的观察结果，认为SHBA3井处于一个孤立的、充注效率极高的充注体上。该井自2016年投产以来，一直高产稳产至今，目前日产油量超过440 t，是顺北油气田的特高产井，强大的垂向充注能力是维持它持续高产的主要原因。

图13 塔里木盆地顺托果勒地区SHBA3井区奥陶系地震反射波深度构造Fig.13 Depth structure map of the seismic reflection wave in the Ordovician of SHBA3 well block in the Shuntogole area，Tarim Basin

5.2 “充注体”地质模式合理性论证

“充注体”概念在本质上就是断裂带纵向上分层破碎的差异［33-34］，断裂形成过程中平面上分段逐渐愈合的必然结果，是断裂带不同部位具有差异性水力输导能力的直接体现。在顺北地区，通过地震剖面相干体解释并结合实钻井的生产资料可以确定，断裂带垂向水力输导能力主控因素是断裂带内部结构，局部应变规模和现今地应力场作用。

断层内部结构和变形是影响沿断层流体输导能力的首要因素，在地表露头可观察到在输导能力较强部位，会出现明显流体汇集的现象［35-36］。顺北奥陶系储层中实际断层内部结构十分复杂，非均质性较强。因此，在研究顺北奥陶系碳酸盐岩储层中走滑断层不同部位油气输导能力时必须考虑断层性质的复杂性。国内外学者通过地表露头观察，室内物理模型试验和数值模拟，已确定断层内部结构的复杂性和非均质性对流体流动能力和流动方向具有显著影响［37-42］，例如断层的连通、交叉、转向以及断面膨胀等［43-45］。对断层内部结构和变形的研究主要集中在机械地质力学和断裂初始条件、断层内部及周边区域的几何结构、裂缝网络发育和和矿化作用［46-48］。

2016年，瑞士学者Belgrano和Herweg为了研究沿断层走向的垂向导流能力差异性［33］，实地考察位于瑞士阿尔卑斯山脉中部的格里姆塞尔山口。由于Gletsch和Transitgas隧道施工，在此处挖掘出一个具有活跃热液循环系统的韧性走滑断层体系-格里姆塞尔角砾岩断层（GBF）。在断层主干断面附近的破碎带中，具有不同程度的火成岩侵入和热液矿物沉淀，可直接为断层垂向岩浆流动研究提供证据。格里姆塞尔山口的浅成热液型矿化现象出现范围仅为GBF周边150 m范围内，流体流动范围被限制在断层核内部区域。两位学者通过实地研究发现，浅成热液型矿化现象部位存在流体垂向输导的“高速通道”，深部流体才有机会被输导到格里姆塞尔山口的地形高点处。通过对沿断层走向的矿化程度分析，流体垂向输导通道可划分为两个区域，Sidelhorn连接带和Grimsel Pass Gletsch区域（图14）。

图14 格里姆塞尔山口构造和流体流动路径模型Fig.14 Conceptual model of the structures and fluid pathways at the Grimsel Pass

在Sidelhorn连接带处，Sidelhorn北脊主要断层相互连接。由于剪切应力作用，断层发生膨胀，局部变形强烈，流体充注效果也更好［43，45］。Odling，Burnside，Annunziatellis等人通过物理模型实验、数值模拟和露头观测都证明了在断层强烈变形处，流体存在垂向“管道”流动的现象［38，42，49］。Grimsel Pass Gletsch区域主断层无连接，无明显断层变形，次级结构频率较低，其矿化强度明显小于Sidelhorn连接带，矿化露头面积也较小。同时，Grimsel Pass Gletsch区域由于岩石脆性较大，存在大量的天然微裂缝，亦存在一定的流体充注。其成矿作用与破碎带中的离散次级断层和节理有关。与周围岩石相比，破碎带内存在的米级别的流动通道是流体流动的主要途径。在世界范围内，也有多处类似发现，即沿断层走向断层核和破碎带交替控制渗透性的现象［50］。

通过瑞士阿尔卑斯山脉中部的格里姆塞尔山口地表露头和顺北奥陶系碳酸盐岩断溶体储集体的研究对比，发现无论在地表露头还是深部储层，垂向水力输导能力差异性的影响因素和变化规律相同，断层局部强变形形成的破碎角砾发育的核带结构水力输导能力最强，从而验证了断裂垂向水力输导能力可以采用充注体概念对其进行半定量的评价与描述。