渤海深层变质岩潜山油藏裂缝主控因素及预测

郑 华，康 凯，刘卫林，龚 敏，陈善斌

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

随着油气勘探与开发技术的不断成熟，深层油气田开发已逐渐受到业内广泛关注。近年来陆地油田对于深层油气田开发的研究相对较多，国内海上油田受制于经济成本等复杂因素，早期主要以浅层和中深层油气田勘探开发为主，目前随着国内海上石油勘探思路的转变，勘探层系已由浅层、中深层逐渐向深层、超深层转移。以渤海湾盆地为例，历经50 余年勘探，油气发现主要集中在埋深3 500 m之上的地层，对于埋深大于3 500 m的深层潜力区域，通过深入探索，已逐步成为渤海含油气盆地勘探的重要新方向。2017-2020 年，随着渤中19-6 大型凝析气藏以及渤中13-2 大型挥发性油藏的陆续发现，渤海深层潜山石油天然气勘探实现了领域性突破，但已获得商业发现的渤海深层渤中19-6［1-2］和中深层锦州25-1 南［3］等大中型油气田均无中生界覆盖，属于暴露型潜山油气藏，风化作用相对较强、储地比（储层厚度占地层厚度的百分比）高。国内学者针对该类型潜山变质岩储层的研究主要集中在暴露型潜山岩性特征［4-5］、成藏特征［6］、裂缝形成机制［7］、裂缝表征预测［8-9］以及对储层的控制作用［10-12］等方面。渤中13-2 地区东部主体区为中生界覆盖型潜山油藏，中生界对下伏新太古界潜山优质储层形成具有一定的控制作用，该类型潜山油藏的风化淋滤作用弱，储地比低，不同位置储层发育差异大，储层成因、分布规律与国内外其他地区变质岩潜山有所区别。

作为渤海发现的首个亿吨级深层变质岩潜山油藏，渤中13-2 地区尽管在勘探上取得了重大发现，但由于东部受中生界覆盖影响，储层发育特征更加复杂，其储层研究相对成熟区域尚处于起步阶段，储层主控因素及发育规律等认识仍不够深入，因此该项研究具有较大未知性及难预测性。本文以渤中13-2 大型深层变质岩潜山油藏发现为契机，通过综合研究区内已钻井的岩心、薄片、测试、测井等资料，结合区域构造演化背景，开展潜山裂缝主控因素分析及裂缝分布特征研究，以期更好地指导该类型油藏的高效开发。

1 地质概况

渤中13-2 地区构造上位于渤中凹陷西南部（图1a），北邻沙垒田凸起，东西夹持于渤中凹陷主洼和西南次洼之间，整体呈“洼中隆”的构造格局，为受走滑-伸展断裂体系相互切割控制形成的复杂断块潜山油藏。区域范围内钻井揭示的地层自上而下分别为第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组、古近系东营组和沙河街组、中生界和新太古界潜山，其中主要目的层位于新太古界潜山。该地区西南部局部区域属于无中生界覆盖区，为新生界覆盖下的新太古界潜山（本文简称“暴露型潜山”），由新太古界花岗片麻岩及顶部砂砾岩组成，孔隙度主要分布在2.0%～6.7%，平均值为3.6%，渗透率主要分布在0.1～29.8 mD，平均值为5.9 mD；东部BZ-5 井区和BZ-7 井区为中生界覆盖区下的新太古界潜山（本文简称“覆盖型潜山”），油藏埋深4 200～5 100 m，岩性主要为变质岩（图1b），孔隙度主要分布在0.6%～8.3%，平均孔隙度为3.1%，渗透率主要分布在0.1～97.1 mD，平均渗透率为18.9 mD，属于低孔低渗储层，具有以裂缝为主、孔缝并存的双重介质特征；油藏上呈现地层原油黏度低（0.27 MPa·s）、溶解气油比高（510）等特征，属于强挥发性油藏。

受断裂、古地貌、风化等因素共同控制，潜山纵向具有分带特征，可划分为风化带和潜山内幕带覆盖型潜山，风化带厚度相对暴露型潜山薄，风化带潜山顶部受断裂及风化双重作用，差异风化产生“沟-脊”地貌，网状裂缝发育，储层连续，空间上具有“似层状”结构特征；内幕带风化作用相对减弱，高角度断裂控制裂缝沿断层分布，表现为纵向沿古断层呈“带状”、横向呈不连续状分布的特征。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

渤中13-2 地区已钻井揭示东部BZ-5 井区和BZ-7 井区发育中生界潜山地层，厚度为256.0～663.0 m，该地层直接披覆在新太古界潜山之上，呈角度不整合接触，地层上部发育凝灰质泥岩、凝灰岩及凝灰质细砂岩，下部发育厚层砂砾岩夹薄层碳质泥岩及煤层。研究区内共有6 口井钻遇新太古界潜山地层。根据已钻井的岩心、壁心、岩屑观察，结合薄片鉴定等研究成果，综合分析认为新太古界潜山岩性以变质岩为主（图2a，2b），铸体薄片显示颗粒相对较大（图2c，2d），其主要发育区域变质岩、动力变质岩和混合岩3类［13］。区域变质岩主要发育片麻岩类；动力变质岩主要发育碎裂化片麻岩、碎裂岩；混合岩主要发育混合片麻岩、混合花岗岩。新太古界潜山主要发育区域变质岩—片麻岩，主要造岩矿物为浅色系石英、斜长石、钾长石等。长石和石英的质量分数为20%～100%，平均值为91%。暗色矿物质量分数为5%～15%，平均值为9%，主要为黑云母、白云母、角闪石、少量的菱铁矿、黄铁矿、铁白云石等。

2.2 储集空间类型

渤海海域潜山油气藏储层类型丰富，储集空间多样，根据组合方式主要划分为裂缝-孔隙型、孔隙-裂缝型和裂缝型。

在孔隙特征方面，潜山储层孔隙类型主要为颗粒粒间孔、溶蚀孔隙及部分晶间孔，原生孔隙不发育。

在宏观裂缝特征方面，对岩心、壁心和成像测井等资料的分析表明，渤中13-2地区宏观裂缝发育，切割关系和充填情况复杂，发育多期次裂缝系统。风化带由于叠加物理、化学、风化、淋滤等作用，断层破碎带等部位岩石破碎严重，形成网状裂缝系统。壁心观察结果表明，自上而下储层类型由裂缝-孔隙型向孔隙-裂缝型过渡，下部壁心薄片中裂缝充填程度低，储层类型由孔隙-裂缝型向裂缝型转变。

在微观裂缝特征方面，潜山风化带碎裂岩段发育网状裂缝，且受风化、淋滤作用，早期形成的裂缝后期一般发生溶蚀改造，形成裂缝壁不规则的各类溶解缝；潜山内幕主要发育构造裂缝和岩石、矿物等沿解理形成的解理缝或晶体缝［13-14］。从岩心、壁心扫描电镜图片可以看出，基质部分特征较为明显，有效裂缝发育以微裂缝为主，主要呈现石英碎裂且晶间缝隙发育（图3a）、石英长石切割且晶间微裂缝发育（图3b）、长石破碎见解理缝隙（图3c）、长石十字裂缝且被片状云母充填（图3d）的特征。

2.3 裂缝发育特征

渤中13-2 地区已钻井揭示新太古界储层整体较为发育，BZ-4 井钻遇油层191.3 m，BZ-5 井钻遇油层121.9 m，BZ-7 井钻遇油层厚度为129.3 m，A8井钻遇油层厚度为86.1 m。东部受中生界覆盖影响（厚度为256.0～663.0 m），披覆厚度大的区域风化淋滤作用弱，BZ-5 井、BZ-7 井和A8 井储地比（平均26.3%）较BZ-4 井（48.4%）低，成像解释裂缝倾角为30°～80°，以中高角度裂缝为主，裂缝走向一般为60°～105°，与断裂系统北东东走向基本一致，受风化作用影响，BZ-7 井顶部裂缝呈网状发育，裂缝被充填及裂缝欠发育是导致出现“空白带”的主要原因。

从单井井点裂缝特征（图4）来看，风化带裂缝发育略好于内幕带。已钻井裂缝开度与走向关系统计结果表明，平面发育多期（印支期、燕山期、喜山期）有效裂缝，其中裂缝走向NEE45°～SEE105°方向的裂缝开度较大（图5）。

3 裂缝控制因素

众多学者主要针对暴露型潜山裂缝形成机制进行了研究，并且认为渤海海域覆盖型太古界潜山被上覆中生界致密地层覆盖，导致无法直接出露地表，遭受风化剥蚀、大气淡水淋滤等次生改造作用较弱，难以形成规模性风化带储集层。随着渤中13-2 地区大型覆盖型潜山裂缝油藏的发现，实现了渤海海域该类型潜山发现的领域性突破，为此，结合暴露型潜山和覆盖型潜山特征，需要开展裂缝控制因素及成因机理研究，为类似油气藏开发提供借鉴。

3.1 构造运动对裂缝形成的影响

结合构造演化分析，认为该地区经历了前印支期整体平稳分布、印支期—燕山早期挤压逆冲成山［15］、燕山中期拉张反转改造、燕山晚期挤压差异抬升［16-17］、喜马拉雅期埋藏定型等5 个阶段［18］，多期构造运动［19-21］对裂缝发育期次具有重要控制作用。

前印支期（图6a），渤海湾盆地发育稳定的古生界及太古界地层，期间地层抬升遭受长期风化剥蚀和大气淡水淋滤作用，区域性缺失部分中间地层，同时在研究区形成了早期风化裂缝。印支早期，本区整体受南北向挤压造缝，产生近东西向断裂，为裂缝主要的形成期；印支晚期，受北东-南西向挤压，产生北北西向逆冲断裂，断裂周围主要表现为挤压破碎，破碎带周围裂缝发育。研究区内仅有的1组测年结果显示，变质岩裂缝中方解石脉U-Pb 绝对年龄为208 Ma，这也进一步证实了印支期裂缝的存在。

燕山早期（图6b），受东西向挤压幅度较小，后期进一步形成差异块断隆升。燕山中期（图6c），该区应力场由先前的挤压型转变为拉张型，南北向拉张作用最为强烈。同时由于断裂带走滑作用的影响，主干走滑断裂带附近地层经历多次、往复挤压、伸展和剪切作用，断层相互改造、切割和叠加，使走滑断层周围产生大量的破碎带，伴生缝大量发育。燕山晚期（图6d），研究区转入近南北向弱挤压应力场，构造区进一步挤压差异抬升，基本形成了北高南低的构造格局。

喜马拉雅期（图6e），本区主要处于南北向拉张阶段，同时受到走滑作用的影响，控制本潜山带的部分断层开始继承性活动，使早期断裂发生伸展活化的同时，产生新的张性正断层，沿断层走向伴生一系列的张性裂缝，这些裂缝由于形成期较晚，持续开启，有利于油气的疏导和保存。

在经历以上5 个阶段后，整体再接受古近系地层沉积，潜山被上覆沉积物快速覆盖埋藏，形成了目前的低潜山构造带。综上所述，受印支期、燕山期和喜马拉雅期构造运动控制，研究区主要发育印支早期、燕山期主控断裂，裂缝走向以近东西向、北东东向为主，构造整体呈断鼻形态。结合构造演化、区域应力场与裂缝发育关系分析，认为印支期挤压造缝是形成近东西向、北东东向断层及伴生缝的主要原因，燕山期走滑改造、喜马拉雅期再活化进一步控制了后期的裂缝储层发育，形成了现今裂缝网络体系。

3.2 中生界覆盖对裂缝形成的影响

渤中13-2 地区新太古界潜山主要受到燕山早期、燕山晚期构造抬升，中生界沉积时期南侧古地貌高的部位遭受风化剥蚀，东部区域剥蚀残留的中生界地层抑制了新太古界潜山晚期的进一步风化，导致覆盖区潜山较暴露型潜山裂缝发育差。此外，受中生界覆盖影响（厚度为256.0～663.0 m），中生界披覆厚度大的区域风化淋滤作用弱，区内已钻井揭示北东侧覆盖型潜山储层发育（平均储地比26.3%）较西南侧暴露型潜山（平均储地比48.4%）差。

然而，中生界岩浆活动形成碱性水环境，易造成碳酸盐胶结，已钻井证实该区覆盖型潜山储层上部中生界有明显的碳酸盐胶结作用，同时黏土矿物充填和碳酸盐胶结对潜山顶部裂缝储层产生明显破坏作用，这也是导致该区新太古界顶部储层相对欠发育的主要原因。黏土矿物充填，控制顶部裂缝发育，强风化带裂缝充填程度较高，泥质充填较多，次风化带裂缝充填程度较低，泥质充填较少，是导致风化带顶部储层发育较差的主要原因。

3.3 古地貌与风化淋滤对裂缝形成的影响

以往通常利用印模法恢复顶面古地貌［22-24］，然而该方法适用于具有沉积背景下的构造，对于变质岩潜山油藏并不适用，尤其是渤中13-2 地区东侧覆盖型潜山之上被巨厚的中生界凝灰岩和砂砾岩覆盖，无法通过印模法直接反映新太古界潜山顶面古地貌特征。

本文通过统计分析，认为中生界残余厚度与风化带储层储地比成负相关，并且认为古地貌越高处，接受中生界沉积越晚，遭受风化剥蚀时间长，风化淋滤作用强，对应的风化带储层储地比越高。在此基础上，建立中生界残余厚度与古地貌之间的关系，通过中生界残余厚度法来间接反映古地貌特征（图7），同时古地貌的高低会直接影响风化淋滤时长，进而造成对裂缝形成与分布的影响，即中生界残余地层越厚，反映古地貌越低，风化淋滤时间短，裂缝发育相对较差；中生界残余地层越薄（暴露型潜山即为无中生界地层），反映古地貌越高，风化淋滤时间长，裂缝发育相对较好。

3.4 岩石性质对裂缝形成的影响

在研究区的花岗片麻岩及其碎裂岩中，石英、长石等总质量分数高达80.0%以上，由于其性较脆，加上年代古老，经历了多期构造运动，容易产生大量裂缝，形成良好的储集体。再加上斜长石易受溶蚀，也为储层发育提供了较多的溶蚀孔洞。此外，在距古风化面较近部位，由于温度和压力较低，岩石的脆性增强，当其压力超过一定限度时，就会发生破碎而呈破裂状。然而，在风化面以下较深部位，受潜山内部古断裂的影响，发育较大规模的裂隙。因此，岩石自身性质是影响储集空间发育的内在根本因素［25-27］。

渤海海域渤中13-2 地区的岩石暗色矿物含量低（图8a），其岩性内聚力与弹性模量比值较小（图8b），脆性相对更好，因此在地应力作用下容易发育裂缝，从而进一步构成了新太古界潜山裂缝产生的内因。

4 潜山裂缝分布特征

4.1 裂缝储层分布预测

对渤中13-2 地区多口已钻井的裂缝信息分析，认为纵向上风化带裂缝发育好于内幕带。平面上，利用3 种属性方法对裂缝走向、储层分布进行了分析预测。

由于受埋深大影响，潜山内部断裂响应不清、地震资料信噪比低，常规地震刻画方法难以有效预测储层展布规律，研究区内潜山储层预测难度较大。常规属性规律性较差，不能满足开发预测需求，而在裂缝或断裂发育区会产生较强的绕射，基于主成分分离得到绕射波剖面能够凸显出裂缝系统所引起的地震波振幅差异。相对于原始的反射波剖面，绕射波剖面增强了对裂缝发育区的识别能力。本次研究应用的结构张量属性预测方法是通过统计窗口内各个点地震振幅梯度方向的一致性，来估计地层的破碎程度，间接指示裂缝发育程度。以主力层风化带为例，为了降低单一属性预测的多解性，提出采用结构张量与绕射波耦合属性对该区储层平面分布进行裂缝密度预测。研究结果表明，融合属性值与风化带储层储地比（图9a）、裂缝密度均成正相关（图9b），相关性较好，说明基于融合属性的裂缝储层预测技术能够较好地描述研究区裂缝的分布规律，可为研究区风化带储层预测提供可靠的技术支撑，同时也为内幕带储层预测提供有力借鉴。从风化带绕射波与结构张量融合属性平面图（图10a）上可以看出，靠近大断层附近裂缝发育程度相对较好，该区域是优势储层发育的有利区带。

最大似然平面属性是通过不断变换地震图像采集范围扫描计算不同方向数据样点之间的相似性，直到沿真实断裂方向采集的地震图像与周围相似性达到最低，最终获得研究区内断裂发育的最可能位置及概率，提升断裂刻画精度。通过提取最大似然平面属性（图10b，10c），与潜山储层裂缝走向（图10d，10e）吻合度较高。根据潜山分带，分不同时窗沿层提取最大似然体属性，反映潜山储层裂缝走向主要为北东东、近东西裂缝走向，与成像测井解释裂缝走向相一致，为下步井位部署方向奠定了基础。

4.2 有利区预测

结合研究区内中生界残余厚度、距边界大断层距离等，以主力层风化带为目标层段，基于地震绕射波与结构张量融合属性、储地比等分析，将渤中13-2区域储层划分为4 类（图11），其中Ⅰ类储层最好，主要位于构造高部位；Ⅱ类储层次之，主要位于构造腰部位置；Ⅲ类储层较次之，主要位于距离断层较近区域的构造翼部；Ⅳ类储层最差，主要位于距离大断层较远处。根据储层分类标准，对研究区内6 口井单井储层厚度进行了统计，并计算了3 种类型储层厚度各占地层厚度的百分比。从统计结果分析来看，BZ-4，BZ-5，BZ-7，A6H 和A7H 井的储地比均大于25.0%，属于Ⅰ类储层，其次是A8 井的储地比为15.0%～25.0%，属于Ⅱ类储层；BZ-9井的储地比小于15.0%，属于Ⅲ类储层。渤中13-2 地区BZ-5 井区的A6H 和A7H 井试采效果好于A8 井，且前2 口井实现平均日产油200 t，日产气11×104m3。生产实践证明该区域靠近大断层附近裂缝发育较好，不仅深化了BZ-5 井区潜山裂缝发育规律认识，进一步落实了流体、产能及开发规律，同时也取得了较好的试采效果，该成果进一步指导了开发方案井位部署，对加强渤海覆盖型潜山裂缝展布认知及后期区域整体开发奠定了坚实的基础。

5 结论

（1）渤中13-2 地区潜山优质储层主要为孔隙-裂缝型。受构造运动、古地貌、风化淋滤、断裂系统和岩性等共同控制，构成了新太古界潜山裂缝储层的外因和内因，其中多期次构造运动是导致裂缝形成的主控因素，风化淋滤和裂缝局部充填是造成储层纵向差异的主要外因，岩石暗色矿物含量低、质地脆是裂缝形成的主要内因。

（2）渤中13-2 地区潜山纵向分带可划分为风化带和内幕带，其中覆盖型潜山风化带厚度相对暴露型潜山薄，整体风化带上部以网状缝为主，风化淋滤作用强，局部裂缝被充填，裂缝发育较好，内幕带储层发育不均，以带状构造缝为主，风化淋滤作用弱，局部受充填作用影响，进一步导致了储层纵向差异性分布。

（3）结构张量场与绕射波耦合属性与储地比、裂缝密度具有较好的相关性，最大似然体属性可较好地预测潜山裂缝走向，研究成果可有效指导区内裂缝平面预测。结合其他影响因素分析，将渤中13-2 区域主力层段风化带储层划分为4类，其中Ⅰ类储层最好，主要位于构造高部位；Ⅱ类储层次之，主要位于构造腰部位置；Ⅲ类储层较次之，主要位于距离断层较近区域的构造翼部；Ⅳ类储层最差，主要位于距离大断层较远处。

（4）构造挤压和拉张作用导致差异隆起，潜山储层发育程度主要受构造活动影响，长期活动的断层附近属于优势储层发育区域，生产实践证明研究区域靠近大断层附近裂缝发育较好，其研究成果对该区域整体方案部署及类似潜山储层研究具有重要指导意义。