准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩储集层裂缝测井识别与有效性分析*

2022-05-30黄玉越王贵文宋连腾张益粼黄立良

古地理学报 2022年3期

黄玉越王贵文宋连腾王松张益粼黄立良赖锦

1中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249 2中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249 3中国石油勘探开发研究院，北京 100083 4中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000

近年来，随着北美地区页岩油气革命取得巨大成功，页岩油等非常规油气逐渐成为全球油气资源勘探开发的重点领域，为全球能源结构转变和石油工业发展带来深远影响(邹才能等，2015；杜金虎等，2019；赵文智等，2020)。准噶尔盆地玛湖凹陷风城组发育一大套湖相泥页岩与云质岩沉积，具咸化湖盆、细粒沉积、源储一体、强非均质性等特征，目前已取得页岩油的工业突破，成为准噶尔盆地页岩油的重点勘探领域(匡立春等，2012；支东明等，2021)。

裂缝作为储集层的有效储集空间和渗流通道，其发育程度影响油气产能的高低(高霞和谢庆宾，2007)。国内外学者对碳酸盐岩及致密砂岩储集层的裂缝研究较为充分(赵军龙等，2012；赖锦等，2015;Joseetal.，2020)，随着近年来页岩油气勘探开发的不断深入，页岩储集层中的裂缝获得了广泛关注(丁文龙等，2011)。针对页岩储集层的裂缝发育特征与主控因素已取得了一定研究进展(龙鹏宇等，2011；王濡岳等，2016)，形成了以常规测井为基础，成像、阵列声波等多种测井新技术相结合的裂缝识别方法(代鹏等，2015；Ghasemetal.，2016;Laietal.，2017)，但针对不同尺度裂缝的测井识别仍存在缺陷(吕文雅等，2016;Ghasemetal.，2020)。此外，裂缝有效性评价体系尚不完善，裂缝发育特征应纳入有效储集层的分类评价标准(孙建孟等，2015)，裂缝对储集层的贡献也有待深入研究。

基于岩心观察、薄片鉴定和扫描电镜等方法，针对准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩储集层的岩石学特征，利用常规测井和成像测井分析了裂缝发育特征，建立了页岩储集层裂缝测井综合识别图版。在此基础上将裂缝参数与储集层特征相结合，分析页岩储集层裂缝有效性，为页岩储集层裂缝研究提供方法支撑。

1 地质背景

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘，属于中央坳陷北端的次级构造单元。玛湖凹陷紧邻哈拉阿拉特山，西北部陡坡带受乌夏断裂带及克百断裂带控制，西南部与中拐凸起相接，东部缓坡带毗邻达巴松凸起、夏盐凸起、三个泉凸起、英西凹陷和石英滩凸起(图1)。平面上玛湖凹陷近椭圆形展布，走向为NE-SW向，东西长约50 km，南北长约120 km，面积约5000 km2，为盆地内重要的生烃凹陷(雷德文等，2017；王小军等，2018；支东明等，2019；张昌民等，2020)。

玛湖凹陷是在前石炭纪褶皱基底上、受多期周缘冲断活动控制而形成的石炭纪—第四纪凹陷，共经历海西、印支、燕山和喜山4期构造运动。二叠纪构造运动频繁，乌夏断裂带与克百断裂带的转换带附近应力变化复杂，大型边界断裂广泛分布，裂缝极其发育(匡立春等，2021)。二叠系发育齐全，自下而上依次发育5个组：佳木河组(P1j)、风城组(P1f)、夏子街组(P2x)、下乌尔禾组(P2w)和上乌尔禾组(P3w)(何登发等，2018a，2008b)。

与吉木萨尔凹陷不同，玛湖凹陷风城组沉积向凹陷内倾斜，为西北厚、东南薄的不对称箕状凹陷。风城组地层总厚度为200～800 m，分为风城组一段(P1f1)、二段(P1f2)和三段(P1f3)(图1)。受古气候变化和火山活动影响，风城组形成了一套富含碱性矿物的咸化湖盆沉积体系(汪梦诗等，2018)。风一段沉积早期，火山活动剧烈，陆源物质供给较少，发育凝灰岩等火山碎屑岩；随湖平面升高及火山活动减弱，风一段顶部发育云质页岩、泥岩沉积。风二段沉积时期，气候变干旱，湖盆萎缩，盐度增大，水体分层，呈现云质页岩与长英质页岩交替出现的特征；在热液作用下，深大断裂附近发育碱性矿物。风三段沉积时期，气候变湿润，盐度减小，陆源碎屑供给增多，发育泥质粉砂岩、云质页岩等(张志杰等，2018)。

2 储集层特征

2.1 岩石学特征

玛湖凹陷风城组页岩储集层的矿物成分丰富，岩性变化复杂，沉积构造多变。基于MY1井13块岩心样品的XRD测试结果显示，玛湖凹陷风城组页岩储集层具有以下特征：黏土矿物含量较低，约占10%以下，主要为伊蒙混层；长英质矿物含量较高，基本在40%以上，长石类型主要为斜长石；碳酸盐矿物含量较高，为30%～40%，以白云石和方解石为主，铁白云石较少；此外，硅硼钠石等碱性矿物发育，偶见分散状自生黄铁矿(图2)。整体上玛湖凹陷风城组页岩储集层的非均质性极强，呈现出明显的细粒混积特征。

根据矿物组分差异，玛湖凹陷风城组页岩储集层划分为云质页岩、灰质页岩、长英质页岩、黏土质页岩和混合质页岩5种主要岩石类型(张益粼等，2021)。(1)云质页岩：研究区内广泛发育，常与长英质页岩互层。岩石表面常见不规则云化，裂缝发育。镜下白云石颗粒细小且晶形较好，偶见硅硼钠石条带(图3-a，3-d，3-e)。(2)灰质页岩：在风二段较发育，常与长英质页岩互层。岩心偶见缝合线，镜下可见条带状方解石层(图3-b)。(3)长英质页岩：研究区内最发育，常与云质页岩互层。岩心可见长英质条带及团块(图3-c)。(4)黏土质页岩：研究区内发育较少，多呈薄夹层出现(图3-f)。(5)混合质页岩：矿物组分混杂，沉积构造较少。岩心多呈厚层块状产出，镜下长英质与碳酸盐矿物杂乱分布。

图1 准噶尔盆地玛湖凹陷构造位置与风城组地层柱状图及构造剖面图(据朱世发等，2015；有修改)Fig.1 Structural location，stratigraphic histogram of the Fengcheng Formation and structural profile in Mahu sag，Junggar Basin(modified from Zhu et al.，2015)

图2 玛湖凹陷风城组页岩储集层全岩 X 射线衍射分析(MY1井)Fig.2 Whole rock X-ray diffraction analysis of the Fengcheng Formation shale reservoir in Mahu sag(Well MY 1)

2.2 储集空间特征

根据薄片鉴定与扫描电镜分析结果，玛湖凹陷风城组页岩储集层储集空间包括粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和有机质孔4种孔隙类型及裂缝。风城组埋藏较深且为细粒沉积，长期机械压实作用下保留形成的原生粒间孔形态多呈不规则状，孔径较小且连通性较差(图3-g)。云化形成的白云石晶间孔孔径较小但常与裂缝、溶蚀孔伴生，连通性较好(图3-h)。溶蚀孔包括晶间溶孔和粒内溶孔。晶间溶孔孔径大小不等，在微裂缝沟通条件下可有效改善储集层物性(许琳等，2019)。粒内溶孔在长石、碳酸盐矿物中可见，零星分布且连通性差，对储集层物性贡献较小(图3-i)。有机质孔发育较少，呈近圆形和狭缝状，分布较分散。裂缝和溶孔的良好配置关系以及广泛发育的微裂缝可有效改善储集层的储集空间，后期溶蚀还为流体提供了有利运移通道(陈磊等，2012；邹妞妞等，2015)。

a—云质页岩，可见明显“碳酸盐+长英质+有机质”三元纹层结构，4789.56 m，正交偏光；b—灰质页岩，可见方解石层被茜素红染成红色，4755.35 m，正交偏光；c—长英质页岩，可见长英质纹层与暗色有机质纹层互层，4694.23 m，正交偏光；d—云质页岩，可见硅硼钠石条带，4755.36 m，正交偏光；e—白云石、石英颗粒间充填伊蒙混层，部分溶蚀，4702.33 m，扫描电镜；f—白云石晶间孔隙中充填片状伊蒙混层，部分溶蚀，4762.25 m，扫描电镜；g—粒间孔，4709.43 m，扫描电镜；h—晶间孔，边缘溶蚀，4849.25 m，扫描电镜；i—白云石粒内溶孔，4709.43 m，扫描电镜。图中代号说明：Q为石英，D为白云石，I/S为伊蒙混层图3 玛湖凹陷风城组MY1井页岩储集层岩石发育特征与储集空间类型Fig.3 Rock development characteristics and reservoir space types of the Fengcheng Formation shale reservoir of Well MY1 in Mahu sag

图4 玛湖凹陷风城组页岩储集层孔渗交汇图Fig.4 Cross-plot of porosity and permeability of shale reservoir of the Fengcheng Formation in Mahu sag

2.3 储集层物性特征

储集层物性影响储集层的储集性能与流体渗流能力。MY1井48块样品的物性分析显示，玛湖凹陷风城组页岩储集层孔隙度较低，渗透率变化较大。储集层总孔隙度为0.17%～5.99%，平均为2.04%；渗透率为0.0005×10-3μm2～232.36×10-3μm2，平均为5.743×10-3μm2，近90%的样品渗透率小于1×10-3μm2，属于低孔低渗型页岩储集层(图4)。低孔隙度区间的部分样品仍表现出较高的渗透率，反映了裂缝对储集层物性的改善(王松等，2018)。

3 裂缝成因类型与发育特征

3.1 裂缝成因类型

基于岩心及薄片观察分析结果，玛湖凹陷风城组页岩储集层主要发育构造裂缝和成岩裂缝2种成因类型。构造裂缝是研究区页岩储集层中最常见的裂缝类型。根据力学机制差异，可进一步划分为剪裂缝与张裂缝。(1)剪裂缝：裂缝较平直，裂缝面光滑，产状较稳定，以高角度裂缝为主，延伸较远，一般未被充填(图5-a)。(2)张裂缝：裂缝面较粗糙，产状不稳定，延伸距离短，常切穿页岩层面，常被方解石充填(图5-b)。成岩裂缝包括层间页理缝和超压裂缝。层间页理缝形成于具剥离线理的平行层理纹层面间，张开度较小，多数被方解石完全充填(图5-c)。超压裂缝是由生烃过程中的异常流体压力产生，以低角度为主，延伸距离短，常被方解石充填(图5-d)。

3.2 裂缝发育特征

岩心观察作为研究裂缝最直观的方法，直接反映储集层裂缝发育特征。通过对研究区MY1井风城组页岩储集层289 m长岩心的观察发现，风城组页岩储集层的不同尺度裂缝发育广泛，局部因裂缝的密集发育而破碎严重。根据裂缝倾角，研究区裂缝划分为高角度裂缝、斜交缝与低角度裂缝。构造裂缝多为高角度裂缝，裂缝延伸长度为0.1～2 m，充填较少且开启程度高，有利于储集层的油气运聚(潘晓添等，2013)。成岩裂缝主要呈低角度裂缝和近水平裂缝出现，斜交缝发育较少。根据裂缝充填情况，研究区裂缝划分为充填裂缝与未充填裂缝。通过岩心及薄片观察发现，绝大部分裂缝未被充填，少部分被方解石、沥青质或泥质充填，极少数裂缝可见油迹(图6)。

4 裂缝测井识别

4.1 常规测井识别

a—剪裂缝，FN4井，4260.24 m；b—方解石充填张裂缝，MY1井，4835.35 m；c—层间页理缝，MY1井，4808.59 m；d—超压裂缝，MY1井，4829.41 m图5 玛湖凹陷风城组页岩储集层岩心裂缝成因类型Fig.5 Genetic types of core fractures in shale reservoir of the Fengcheng Formation in Mahu sag

风城组页岩储集层整体上为细粒沉积岩，风城组沉积时期的高频湖平面振荡，使得页岩储集层在纵向上纹层与薄层相互叠置，显示出极强的非均质性(余宽宏等，2016)。因此岩性变化对自然电位(SP)和井径(CAL)的影响远大于对裂缝的影响，无法利用SP和CAL识别裂缝。而孔隙度测井对裂缝表现出较明显的响应，其中裂缝处的声波时差曲线(AC)常出现显著增大，密度测井(DEN)一般出现微弱减小，而中子测井(CNL)表现出明显增大。与岩性测井、孔隙度测井相比，电阻率测井对裂缝最为敏感，裂缝处对应的电阻率曲线均表现出显著降低。利用常规测井在MY1井4632.5～4657.5 m共识别出6个裂缝发育段(图7)，与岩心和成像测井对比发现裂缝发育情况基本吻合，且孔隙度测井与电阻率测井的裂缝响应最为明显。此外，裂缝的倾角及开启程度不同，其常规测井响应特征不同，且各常规测井方法对裂缝的敏感程度亦有差异。常规测井对于识别裂缝发育段的约束效果较明显，但无法对单一裂缝进行精细识别。

4.2 成像测井识别

a—高角度未充填裂缝，MY1井，4817.3 m；b—低角度裂缝，可见油迹，MY1井，4744.27 m；c—充填裂缝，方解石充填，MY1井，4704.8 m；d—裂缝未被充填，铸体薄片，FN14井，4023.04 m；e—低角度裂缝，MY1井，4770.43 m；f—充填裂缝，沥青质充填，MY1井，4776.11 m图6 玛湖凹陷风城组页岩储集层裂缝发育特征Fig.6 Fracture development characteristics of shale reservoir of the Fengcheng Formation in Mahu sag

图7 玛湖凹陷MY1井风城组页岩储集层裂缝常规测井识别Fig.7 Conventional logging identification of shale reservoir fractures in the Fengcheng Formation of Well MY1 in Mahu sag

微电阻率扫描成像测井(FMI)作为呈现环井壁岩石高分辨率图像的测井新技术，是目前测井识别裂缝最有效的方法。成像测井可显示环井壁岩石360°全方位的图像信息，纵向分辨率高达5 mm，因此可基于井壁岩石的非均质性而清晰反映裂缝、层理等不同地质特征的差异(赖锦等，2015)。一般而言，裂缝在成像测井图像中呈现出正弦曲线特征，且正弦曲线的宽度、幅度等特征受裂缝开度、倾角等影响。成像测井图像的颜色体现的是电阻率差异，反映裂缝的充填情况，亮色反映高阻充填，暗色反映低阻充填。对于未充填裂缝，由于钻井液的侵入导致裂缝的电阻率明显低于围岩，呈现低阻暗色条纹(Laietal.，2018)。

基于裂缝成因类型与发育特征研究结果，根据裂缝的倾角与充填情况，可将研究区主要裂缝发育类型总结为低角度未充填裂缝、高角度未充填裂缝和充填裂缝。通过对MY1井裂缝的成像测井识别发现，成像测井对高角度裂缝的响应灵敏，图像表现出极其明显的高幅度正弦曲线特征。但由于风城组页岩薄纹层互层极其发育，低角度裂缝与层理面产状相近，且页岩裂缝的开度较小，两者的成像测井图像特征极其相似，因此对部分低角度裂缝的成像测井拾取工作较为困难。故作者将成像测井与岩心资料进行对比与标定，将岩心深度归位到测井深度，从而使成像测井与岩心资料相匹配，提出了“常规+成像+岩心”的页岩储集层裂缝测井综合识别方法。

4.3 裂缝测井识别图版

通过归纳MY1井典型天然裂缝类型的测井响应特征，建立玛湖凹陷风城组页岩储集层裂缝测井综合识别图版。(1)低角度未充填裂缝。岩心上可见明显的多组近平行于纹层发育的未充填裂缝，裂缝开度较小，部分可见油迹；FMI动态图像上可见多组不规则的狭窄黑色正弦条带，整体幅度较小；常规测井曲线中GR值较高，CNL出现微弱增大，电阻率曲线呈现明显降低(图8-a)。(2)高角度未充填裂缝。岩心上可见明显的高角度未充填裂缝切穿多组纹层，裂缝周围可见油迹；FMI动态图像上呈现为明显的暗色正弦曲线特征，整体幅度较大；常规测井曲线中DEN出现明显减小，AC基本无变化，电阻率曲线呈现明显降低(图8-b)。(3)充填裂缝。岩心可见高角度充填裂缝，方解石充填；FMI动态图像为明显亮色正弦曲线特征。常规测井曲线无明显偏差，仅电阻率曲线略有降低(图8-c)。

4.4 单井裂缝识别

基于“常规+成像+岩心”的页岩储集层裂缝测井综合识别方法，MY1井风城组页岩储集层289 m共识别出112条裂缝，其中绝大多数为未充填裂缝，共87条，充填裂缝仅有25条。裂缝产状统计结果显示，研究区裂缝倾角范围为3.17°～84.62°，高角度裂缝共56条，平均倾角为78°；低角度裂缝共34条，平均倾角为8°；斜交缝发育最少，仅22条(图9)。纵向上，风城组各小层段的裂缝发育特征亦存在一定差别。风三段天然裂缝发育最为密集，其中低角度裂缝在顶部集中发育，高角度裂缝发育较为均匀；风一段裂缝发育程度次之，主要以高角度裂缝为主；而风二段中部裂缝的发育程度较低。

a—低角度未充填裂缝；b—高角度未充填裂缝；c—充填裂缝图8 玛湖凹陷风城组页岩储集层裂缝测井综合识别图版(MY1井)Fig.8 Comprehensive identification chart of shale reservoir fracture logging of the Fengcheng Formation in Mahu sag(Well MY1)

图9 玛湖凹陷风城组页岩储集层裂缝测井识别结果(MY1井)Fig.9 Fracture logging identification results of shale reservoir of the Fengcheng Formation in Mahu sag(Well MY1)

图10 玛湖凹陷风城组页岩储集层成像测井裂缝参数统计(MY1井)Fig.10 Statistics of imaging logging fracture parameters of shale reservoir of the Fengcheng Formation in Mahu sag(Well MY 1)

5 裂缝有效性分析

5.1 裂缝参数

基于MY1井“常规+成像+岩心”的裂缝识别结果，对裂缝参数进行定量计算。以裂缝面密度为1.5 m/m2为界限，从风城组页岩储集层选取19个裂缝发育段，结合裂缝产状与充填程度将其划分为低角度未充填裂缝发育段、高角度未充填裂缝发育段和高角度充填裂缝发育段，进而探讨裂缝与储集层的关系。

5.2 岩性及矿物组分

岩性及矿物组分的差异一定程度上影响储集层裂缝的发育程度。根据岩心观察及发育裂缝岩性统计结果，天然裂缝主要在云质页岩、长英质页岩和混合质页岩中发育，平均裂缝线密度可达3～4条/m，而灰质泥页岩和黏土质泥页岩相对不发育裂缝(图11-a)。一般情况下，岩石中脆性矿物组分的含量越高，岩石的裂缝发育程度越高。结合元素俘获测井岩性剖面数据及XRD分析结果发现，随着石英、白云石等脆性矿物含量的增加，裂缝线密度呈现逐渐增加的趋势，反映裂缝的集中发育程度增大(图11-b，11-c)；而随着黏土矿物等塑性成分的增加，岩石不易发生破裂，裂缝的发育程度降低(图11-d)。其中在裂缝线密度大于4条/m以上的岩石中，石英、白云石的含量普遍高于30%，黏土矿物含量低于10%。

图11 玛湖凹陷风城组页岩储集层裂缝与岩性及矿物组分的关系(MY1井)Fig.11 Relationship between fractures and lithology and mineral composition of shale reservoir of the Fengcheng Formation in Mahu sag(Well MY 1)

5.3 现今水平最大主应力

由MY1井风城组页岩段的裂缝走向玫瑰图(图9)可以看出，裂缝整体走向为近放射状，其中未充填裂缝的走向为NW-SE向，次之为近EW向；充填裂缝的走向集中在近EW向。井壁崩落方向为NE-SW向，反映水平最小主应力方向，即水平最大主应力方向为NW-SE向(图9)。多数未充填裂缝走向与水平最大主应力方向近平行及夹角在30°以内，裂缝开度相对较大，裂缝连通性较好，裂缝有效性强，易于压裂提高产能，与产液剖面结果对应吻合；而充填裂缝及部分未充填裂缝对应的夹角近垂直或大于30°，裂缝的有效性差，对应产液较低(黄继新等，2006；Laietal.，2021)(图12)。

图12 玛湖凹陷风城组页岩储集层裂缝测井综合评价成果(MY1井)Fig.12 Comprehensive evaluation results of fracture logging of shale reservoir of the Fengcheng Formation in Mahu sag(Well MY1)

综合岩性及矿物组分、裂缝发育特征及裂缝参数、现今水平最大主应力等因素，分析了裂缝有效性对储集层的贡献。随着石英、白云石等脆性矿物含量的增高，以长英质页岩、云质页岩为代表的岩石裂缝发育程度明显增高。未充填裂缝的有效性明显优于充填裂缝，高角度未充填裂缝略优于低角度未充填裂缝。裂缝走向与水平最大主应力方向近平行及夹角在30°以内的裂缝有效性好，易于压裂以提高产能。MY1井4579～4852 m段试油结果显示，日产油20.78 t，裂缝综合评价结果与产液资料匹配基本吻合(图12)。