青西油田窿六區塊下溝組裂縫特征及成因

陳培元，楊輝廷，鐘金銀，楊茜

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青西油田窿六區塊下溝組裂縫特征及成因

陳培元1，楊輝廷2，鐘金銀3，楊茜1

（1.中海油研究總院，北京 100028; 2.西南石油大學地球科學與技術學院，成都 610500; 3.中國石油集團有限公司地質勘探開發研究院，成都 610051）

青西油田窿六區塊是以碳酸鹽巖、碎屑巖為主的復雜巖性裂縫性油藏，巖相多變、裂縫發育，儲層非均質性極強。綜合鉆井、取心及成像測井資料，對研究區裂縫特征進行了詳細的研究。分析表明：研究區以構造裂縫為主，且多數都未充填；裂縫走向主要為北東東～北北東向，以水平縫為主，次為斜交縫；裂縫在砂礫巖密度最大，其次是白云質泥巖，泥質白云巖裂縫密度較小。研究區裂縫受斷層和巖性共同控制，其中喜山期北東向斷層發育帶為有效裂縫發育帶，巖性控制裂縫的發育程度，含脆性成分高的砂礫巖裂縫最發育。

油田；裂縫特征；成因機制；青西油田

近年來，伴隨著常規油氣藏勘探開發的深入，裂縫性油氣藏在整個油氣新增儲量中所占的比重愈來愈大[1]。作為地殼上最小、最為復雜的構造[2]，一般認為，裂縫可以通過提高儲層的滲透性和孔隙性改變油氣藏的連通性和非均質性[3]。因此，儲層裂縫的準確識別、描述和定量預測是裂縫性儲層有效開發的關鍵，對指導油田進一步開發有著重要的現實意義[4-6]。青西油田窿6區塊下溝組屬于典型的復雜巖性裂縫性油藏，油田地質特征復雜、采收率低、含水上升快、油藏整體壓力下降幅度大等問題導致其穩產形勢十分嚴峻。因此，深化油藏地質認識，評價裂縫地質特征，分析裂縫成因，研究裂縫發育對開發生產的指導作用，對油田持續穩產具有重要的意義。鑒于此，本文綜合地質、鉆井、以及測井（成像測井）等資料，對研究區裂縫特征進行了研究，并在此基礎上分析了裂縫的成因機制，對提高鉆探成功率及提高產能具有重要的意義。

圖1 窿6區塊區域沉積構造位置圖

1 地質概況

青西油田位于酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷青南次凹南部，窟窿山逆掩推覆體構成其主要油氣聚集場所[7]，窿六區塊位于窟窿山逆掩推覆構造帶中部，是窟窿山油藏油氣最富集的區塊[7-9]（圖1）。青西油田窟窿山油藏為受前陸沖斷帶控制的深層復雜裂縫性油藏，窿六塊構造整體形態和主要斷層的走向基本一致，表現為由東北向西南方向逐漸抬升，被斷裂復雜化的單斜構造。

窿6區塊下白堊統下溝組(K1g)沉積特征復雜，屬近源快速堆積沉積，巖相變化迅速。由下至上沉積相為扇三角洲平原、扇三角洲前緣、淺湖半深湖亞相、深湖亞相[10]。巖石類型含碳酸鹽巖和碎屑巖兩種類型，碎屑巖包括礫巖、砂質礫巖、礫狀砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖等；碳酸鹽巖為泥質白云巖、白云質泥巖。其中具有工業油流的儲集巖性主要為礫巖、泥質白云巖、白云質泥巖。下溝組為窿六區塊最主要的開發目的層，可劃分為K1g3、K1g2、K1g1、K1g0四段，最主要的目的層為K1g1、K1g0，也是本次研究的主要層段。

從鑄體薄片、壓汞及壓力恢復曲線資料可知，青西油田儲集層具有典型的雙孔介質特征，基質孔隙是主要的儲集空間，裂縫是最主要的滲流通道。窿六區塊下溝組有效儲層主要包括三類：裂縫型儲層、裂縫-孔隙型儲層和裂縫-孔洞型儲層。裂縫的發育情況、發育程度、是否充填在很大程度上決定著儲層有效性以及產量的高低。

2 裂縫特征

裂縫特征通常可以通過對裂縫參數的表征進行研究。裂縫參數表征不僅可以說明單條裂縫的基本形態及其分布特征，同時也是研究儲集層裂縫分布規律、建立三維地質模型、評價裂縫性儲層的基本地質參數。根據Q2-1、Q2-2、Q2-4、窿5、窿6、窿76口井的巖心描述資料、成像測井資料及相似露頭資料對研究區相關的裂縫參數進行了表征。

圖2 構造縫成像及巖心特征

2.1 裂縫的類型及充填性

按成因裂縫可分為構造縫、成巖縫和溶解縫。巖心觀察及成像測井資料結果表明，本區裂縫以構造縫為主（圖2），成巖縫次之。通過對取心井巖心裂縫統計，裂縫大多數都未充填，占89.9%，僅有少數裂縫（10.1%）被不同礦物所充填（圖3）。裂縫的充填礦物主要有石膏（57.7%），黃鐵礦（19.2%）、泥巖（15.4%）、和白云石（7.7%），表明該區裂縫在地下的張開性和儲集層流動性均較好。

圖3 裂縫不同充填物分布直方圖

2.2 裂縫的傾角及方位

裂縫傾角的分布特征可以反映應力場及裂縫的組系特征。按照裂縫與水平面夾角的大小（即視傾角）將裂縫分為垂直縫（傾角60°～90°）、斜交縫（傾角30°～60°）和水平縫（傾角＜30°），其中傾角大于45°者又可稱之為中高角度縫，而傾角小于45°者又可稱之為中低角度縫。

雖然研究區取心井均處于同一構造應力場下，但由于不同位置井點處巖石類型和構造位置等差異，不同位置的裂縫產狀有所差異。巖心觀察統計結果表明：該區裂縫主要以小于30度的水平縫為主，約占總裂縫條數的63.8%，其次是斜交縫，約占裂縫總數的23.5%，垂直縫最少，占所有裂縫的12.7%（圖4）。

圖4 不同產狀裂縫統計分布直方圖

從成像測井資料顯示，研究區發育的裂縫按照其走向可以分為三組：即北東東～北北東向、北西向及近東西向，其中以北東東～北北東向的裂縫為主。

2.3 裂縫密度

裂縫的密度是評價裂縫發育程度的重要參數之一，評價裂縫密度的參數主要有線密度、體密度等參數。本次研究過程中主要采用線密度，即單位長度內裂縫的裂縫條數。

不同巖性裂縫密度發育不同（圖5）：總體而言砂礫巖密度最大，裂縫密度在0.2～8.9條/m之間，平均5.52條/m；其次是白云質泥巖，其裂縫密度為0.1～7條/m，平均裂縫密度為3.52條/m，而泥質白云巖裂縫密度較小，裂縫密度為0.3～16.3條/m，平均2.61條/m。

裂縫平面延深長度的大小對泄油面積的影響極大，但從巖心和測井資料上均無法獲取該值。成像測井資料結果表明該研究區裂縫的長度主要分布在1.0~4.7m/m之間（圖6）。

2.4 裂縫開度

裂縫開度是確定裂縫孔隙度、滲透率的重要參數，也是評價裂縫對油藏開采動態影響大小的關鍵參數之一，但同時也是最難獲取的一個參數。本次主要根據2口井成像測井資料統計確定青西油田的裂縫開度。

從該區Q2-4井和窿4井成像測井資料來看，礫巖裂縫開度為0.01～0.04mm，平均為0.02mm；砂巖裂縫開度為0.02～0.05mm，平均為0.02mm；泥質云巖裂縫開度為0.01～0.05mm，平均為0.03mm；云質泥巖裂縫開度為0.01～0.3mm，平均為0.025mm。成像測井解釋結果表明（圖7），裂縫開度主要分布在0.01～0.06mm之間，平均裂縫開度為0.0406mm。

圖5 下溝組不同巖性裂縫密度分布直方圖

3 裂縫成因機制

在相同的地質歷史時期，在某一有限的范圍內所受的構造應力場是基本上是各向同性的[11-13]。然而不同的構造部位由于巖性、巖石的彈性模量、抗張強度以及抗剪強度等巖石參數的不同，往往會導致不同的構造部位局部的構造應力場表現出非均質性或者各向異性。前文已述，研究區裂縫以構造縫為主，構造應力場通常是構造縫形成的外因，控制了構造縫的組系、方位、產狀、力學性質等參數；儲集層巖性及其組構、構造位置及巖層的厚度則是儲集層構造裂縫形成的內因，它控制構造裂縫的密度及發育程度等。

圖6 下溝組裂縫長度分布直方圖

圖7 裂縫開度分布直方圖

3.1 斷層控制著裂縫的分布

青西油田的斷裂系統主要由喜山期北西向逆斷層和北東向調節斷層構成，這些斷層大多數屬壓扭環境下形成的帶有剪切性質斷層，在本區非常發育，控制裂縫的發育程度和裂縫帶的展布。窿6井區由于位于窟窿山背斜向北傾的斜坡背景上，構造曲率較大，因此裂縫比較發育。

圖8 窿6區塊K1g0-K1g1各小層斜交縫走向

通過對窿6區塊K1g0-K1g1各小層斜交縫的走向研究發現（圖8）：斜交縫的走向以北東—南西方向為主，北西—南東方向次之，這種分布規律與斷層的分布具有較好的一致性。斷層的相互切割造成了裂縫系統的相互切割，改善了局部儲層的儲集及滲濾能力，控制了油氣的局部富集與高產，也是單井產能高低差異較大的根本原因。巖心資料和成像測井資料表明，喜山期北東向斷層發育帶為有效裂縫發育帶。

3.2 巖性控制著裂縫的發育程度

巖心資料顯示表明，儲集層構造裂縫發育程度與巖性密切相關（圖5）。巖性對儲集層構造裂縫的影響主要表現在巖石含脆性組份高低，巖石結構構造不同，巖石力學參數不同及對構造裂縫控制作用的差異，一般含高脆性成份的巖石比低脆性成份的巖石中構造裂縫更發育。在該研究區中砂礫巖裂縫最發育，其次白云質泥巖和泥質白云巖，而泥質巖的裂縫發育程度相對較差。

4 結論

1）青西油田窿6區塊裂縫以構造縫為主，成巖縫次之；裂縫多數都未充填，充填礦物以石膏、黃鐵礦和泥巖為主；裂縫以水平縫為主，次為斜交縫，走向以北東東～北北東向的裂縫為主。

2）研究區不同巖性裂縫密度發育不同，砂礫巖密度最大，其次是白云質泥巖，泥質白云巖裂縫密度較小，成像測井資料結果表明該研究區裂縫的長度主要分布在1.0~4.7m/m之間；裂縫開度主要分布在0.01～0.06mm之間，平均裂縫開度為0.040 6mm。

3）研究區裂縫受斷層和巖性共同控制，斷層控制著裂縫的走向，其中喜山期北東向斷層發育帶為有效裂縫發育帶；巖性控制著裂縫的發育程度，含脆性成分高的砂礫巖裂縫最發育。

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Characteristics and Genesis of Fractures in the Xiagou Formation,Long 6 Block, Qingxi Oilfield

CHEN Pei-yuan1YANG Hui-ting2ZHONG Jin-yin3YANG Xi1

(1-CNOOC Research Institute, Beijing 100028; 2-School of Geosciences and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu, 610500; 3-Research Institute of Exploration and Development, Southwest Oil and Gas Field Company, PetroChina, Chengdu, 610051)

The Long 6 block, Qingxi Oilfield is a fractured reservoir characterized by complex lithology of carbonate and clastic rock with various sedimentary facies, fractures and strong heterogeneity. Combined with drilling core and FMI data, the fracture characteristics are discussed in detail. The study shows that structural fractures dominate in the study area. Most of them are not filled. The most of fractures are NEE- to NNE-trending horizontal fractures,secondly oblique fractures. The fracture density is the largest ingralunite, followed by dolomitic mudstone. The fracture density in argillaceous dolomite is the smallest. The fractures are controlled by faults and lithology. The NE-trending fault zone in the Himalayan period is developmental zone of the effective fracture. The degree of fracture development is controlled by lithology, so the most fractures are developed ingralunite.

fracture characteristics; genetic mechanism; Xigou Formation; Qingxi oilfield

P618.13

A

1006-0995（2017）03-0389-04

10.3969/j.issn.1006-0995.2017.03.008

2016-12-22

本文為國家重點基礎研究發展計劃（973計劃）（編號2012CB214803）、中國石油研究基金（編號：2011D-5006-0105）、“十二五”國家科技重大專項“高含硫氣藏安全高效開發技術（編號：2011ZX05017-001）”及“十二五”國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發（編號：2011ZX05049）”共同資助

陳培元（1984-），男，河南平頂山人，博士，從事地質開發研究