變質巖潛山儲層結構及其生產動態響應
——以渤海錦州25-1南油田為例

2022-03-26 01:58:30劉宗賓王建立王樹濤

東北石油大學學報 2022年1期

程奇，劉宗賓，王建立，王剛，王樹濤

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

近年來，渤海油田發現一批大中型變質巖潛山油氣田，如遼西低凸起錦州25-1南、渤中凹陷渤中19-6及渤中13-2等億噸級潛山油氣藏，基巖潛山油藏成為渤海油田油氣勘探開發的重要領域[1-3]。渤海多個大型潛山油藏生產動態表明，由于變質巖潛山油藏裂縫儲層具有橫向變化快、非均質性強、空間結構復雜等特點，導致生產呈現復雜的注水受效生產特征，儲層結構認識不清成為制約油田高效開發的關鍵因素，建立變質巖潛山儲層結構模式尤為重要。

由于變質巖潛山經歷構造活動期次多，儲層發育控制因素較多，成儲過程復雜，確定儲層發育主控因素，建立儲層結構模式是變質巖潛山研究的關鍵問題[4-8]。人們主要從成藏模式、巖性及儲集空間特征等方面研究變質巖潛山儲層特征。蔣有錄等[9]認為潛山油氣成藏受烴源巖及供烴方式、儲集特征、儲蓋組合等因素控制；付廣等[10]認為油氣沿斷裂或不整合面側向運移至潛山頂部風化殼聚集成藏；黃鳳祥等[11]、陳心路等[12]、黃凱等[13]對變質巖潛山巖性開展地震、測井綜合識別研究，認為巖性對潛山裂縫發育起根本性控制作用；周東紅等[14]、童凱軍等[15]認為在構造及風化共同作用下基巖潛山可形成多種儲集空間類型，如構造縫、溶蝕孔等。

有關變質巖儲層結構模式及其生產動態規律方面綜合性的研究較少。以渤海錦州25-1南油田變質巖潛山為研究對象，以研究區地質、地球物理及生產動態資料為基礎，探討裂縫儲層發育主控因素，建立三類裂縫儲層結構模式；結合生產動態資料，總結各類儲層結構開發井的生產規律。該結果對后期油藏精細挖潛及同類型潛山油藏的高效開發具有指導意義。

1 地質概況

錦州25-1南油田太古宇潛山頂面構造呈半背斜構造特征，西側以遼西1號斷層為界與遼西凹陷相鄰，東側向遼中凹陷下傾，從北向南發育兩個高點(見圖1)。古近系超覆或披覆于潛山面之上，具有頂薄翼厚的特點，且地層傾向近南東向，構造頂部較緩，翼部相對較陡[16-18]。同時，太古宇潛山頂面發育多條不同規模的斷層，斷層走向多為北東—南西向，部分為近東西向，其中遼西1號斷層(F1)規模最大。

圖1 研究區構造分布及位置

渤海灣盆地為發育于古老中朝地臺之上的新生代裂陷盆地。錦州25-1南油田基巖潛山儲層發育演化主要劃分為兩大階段：

(1)太古宇—中生代構造運動形成古潛山的雛形階段。早元古代五臺運動、呂梁運動時期，華北地臺克拉通發生強烈褶皺和區域變質作用，形成華北地臺基底；中生代，燕山運動影響整個華北地臺，研究區發生抬升剝蝕，褶皺形成一系列背向斜，前古近紀古山嶺體系形成(見圖2)；

(2)古近紀潛山形成階段。古近紀，斷裂活動十分活躍，其中沙三段為盆地裂谷演化階段(裂陷Ⅱ幕)，受強烈的斷裂作用，潛山頂面被眾多小斷層切割，呈現局部凹、凸相間的特征，同時，形成一系列局部高點和局部地塹區；東營組沉積時期，構造應力性質發生改變(裂陷Ⅲ幕)，以走滑擠壓為主，受右旋走滑構造應力場作用明顯，斷層繼承性活動，在淺部呈明顯的走滑特征，除局部發生輕微掀斜活動外，整體構造形態較前一時期改變不大，潛山構造完全定型(見圖2)。

圖2 錦州25-1南油田潛山發育構造演化

2 儲層特征

2.1 儲層類型

研究區太古宇變質巖潛山儲層由一套區域變質巖及受構造作用改造的碎裂變質巖組成[19]。巖性以片麻巖和碎裂巖為主，夾少量二長花崗巖、黑云母花崗巖等巖脈。變質巖本身無原生孔隙，儲層的形成多與構造活動相關，研究區主要發育張性裂縫、剪切裂縫及亞斷裂帶(大裂縫)，根據裂縫產生機理及裂縫規模，劃分為張性裂縫、剪切裂縫及亞斷裂帶三類裂縫儲層。

張性裂縫一般平面延伸距離較短，開度較大且縫面不規則，巖心上可以觀察較大的裂縫空腔(見圖3(a))，多與正斷層的形成有關。剪切裂縫的平面延伸距離較張性裂縫的長，縫面平直且開度較小，多與擠壓作用及走滑活動相伴生(見圖3(b))。亞斷裂帶是指地震尺度上難以識別的微小斷裂，與裂縫不同，斷裂帶兩側發生位移變形，且通常形成構造角礫巖(見圖3(c)),在不同應力環境下均可形成，代表更強的變形。

圖3 錦州25-1南油田太古宇潛山儲層特征及其測井響應

不同類型的儲層在成像測井上具有不同的表現形式。張性裂縫與剪切裂縫在成像測井上為暗色的正弦曲線，但張性裂縫縫寬大(見圖3(d))，剪切裂縫縫寬小。剪切裂縫通常以組的形式存在，裂縫密度大(見圖3(e))。亞斷裂帶在成像測井上可見明顯的破碎角礫及暗色的礫間孔洞(見圖3(f))，裂縫特征具有明顯的差異。

2.2 儲層分帶

古近系沉積前，儲層遭受長期風化剝蝕，根據地質背景分析、巖心觀察、測井分析，以及對典型井元素地球化學特征的研究，童凱軍等認為，研究區風化殼結構整體缺失風化黏土層，只發育半風化殼[15,20]，半風化殼又可劃分為半風化殼上段和半風化殼下段兩部分(見圖4)，統計各區半風化殼段厚度為20～240 m。其中，半風化殼上段儲集空間主要為裂縫與溶蝕孔隙；半風化殼下段儲集空間主要為裂縫，其次為溶蝕孔隙。

圖4 錦州25-1南油田變質巖潛山儲層垂向分帶(2井)

裂縫主要以構造縫為主，根據巖心和成像測井統計結果，錦州25-1南油田變質巖潛山儲層裂縫傾角主要分布在50°～60°之間，裂縫走向主要為NE—SW、NW—SE向，裂縫產狀在半風化殼上段和半風化殼下段基本一致(見圖4)。裂縫密度主要分布在0.5～3.5條/m之間。

3 儲層發育控制因素

潛山儲層，尤其是基巖儲層與傳統的沉積巖儲層具有較大差異，優質儲層形成的主控因素也不盡相同[21-23]。錦州25-1南油田潛山發育典型的構造成因裂縫儲層。

3.1 褶皺作用

構造裂縫為錦州25-1南油田潛山主要的儲集空間類型。中生代中期，燕山運動影響整個華北地臺，研究區抬升剝蝕，褶皺形成一系列背向斜，前古近紀古山嶺體系形成[24-25]，屬于潛山構造早期發育階段，發生褶皺作用并形成南北兩個小規模背斜構造——1-8井區和2-7井區。

褶皺作用早期，中部地層受擠壓隆起，在隆起核部發育平行背斜軸的張性裂縫(見圖5(a-b))。隨褶皺作用加強，已形成的張性裂縫縱向延伸規模逐漸增大，不斷形成平行于背斜軸的新張性裂縫(見圖5(b))。隨擠壓隆起持續增強，褶皺曲率持續增加，張性裂縫不斷向巖體內部延伸，裂縫儲層在褶皺核部裂縫最為發育，同時在褶皺作用晚期，由于受撓曲滑動褶皺作用，在褶皺翼部產生大量剪切裂縫組，平面延伸距離較長，但裂縫儲層厚度相對核部變薄(見圖5(c))。隨翼部傾角逐漸增大，撓曲滑動越來越弱，在褶皺核部發育正斷層，褶皺脊部出現塌陷(見圖5(d))。

圖5 錦州25-1南油田潛山褶皺內部構造演化模型(剖面位置見圖1(b))

恢復錦州25-1南油田太古宇潛山古地貌，統計2-7井區褶皺帶已鉆井裂縫儲層厚度，在褶皺不同部位鉆遇的裂縫儲層厚度不同，在褶皺核部(古地貌高部位)2、7、E25井鉆遇的沙河街組較薄，裂縫儲層較厚；在褶皺翼部(古地貌低部位)A39、A35井鉆遇的沙河街組較厚，裂縫儲層較薄(見圖6)。統計不同古構造部位的裂縫產狀，褶皺核部的裂縫與層面呈高角度相交，以張性裂縫為主(2、7、E25井)，褶皺翼部裂縫傾角相對變小，主要發育剪切裂縫組(A35、A39井)。

圖6 錦州25-1南油田潛山裂縫儲層厚度變化特征

3.2 斷裂作用

古近紀早期(沙三段沉積時期)和古近紀晚期(東營組沉積時期)，錦州25-1南油田潛山斷裂活動十分活躍，形成大量伴生構造裂縫，尤其是在大斷層附近派生的亞斷裂帶(大裂縫)，進一步改善研究區儲層儲集性能。

古近紀早期(沙三段沉積時期)，受太平洋板塊持續俯沖和印度板塊向北擠壓的共同作用，構造應力場以NW—SE向拉張應力為主，形成北北東至北東向的雁列壘—塹式斷層，斷層走向具有較好的一致性，斷層及伴生裂縫方向主要為NE—SW向。古近紀晚期(東營組沉積時期)，構造應力場轉變為右旋走滑應力場，走滑應力為NE—SW向，形成一系列北東東、近東西向雁列式走滑正斷層，同時在走滑應力場作用下形成EW向的拉張裂縫及剪切裂縫(見圖7)，走滑應力場對早期形成的裂縫有改造作用。

圖7 兩期斷裂活動期錦州25-1南油田潛山頂面斷層走向及伴生裂縫走向

研究區共有99條斷層，斷層斷距及延伸長度變化較大，根據斷層切穿地層層位的差異，將潛山頂面斷層分為3個級別：一級斷層為斷開太古宇頂面、沙河街組、東營組及新近系的斷裂，共4條，斷距平均為800 m，延伸長度平均為12.0 km；二級斷層為斷開太古宇頂面、沙三段、沙二段的斷裂，共15條，斷距平均為300 m，延伸長度平均為4.0 km；三級斷層未斷穿沙三段，共80條，斷距平均為90 m，延伸長度平均為1.5 km。斷層斷距越大、距離斷層越近，伴生裂縫發育密度及開度越大，斷層附近裂縫發育與斷層具有很好的相關關系。在斷層附近，構造應力及構造裂縫分布具有分帶性，主要為斷層活動產生的應力擾動帶，在平面距離斷層倍斷距時，裂縫最為發育(見圖8)。

圖8 錦州25-1南油田潛山斷裂附近裂縫密度及裂縫開度

4 儲層結構模式與生產動態

4.1 儲層結構模式

褶皺作用和斷裂活動是研究區裂縫儲層發育的兩大主控因素。早期，褶皺作用形成褶皺核部張性裂縫和翼部復合裂縫組，其中凸起帶中部主要發育張性裂縫，凸起帶邊部斜坡區主要發育剪切裂縫；晚期，兩次大型斷裂活動分別在沙三段和東營組沉積時期派生大量亞斷裂帶(大裂縫)，在大斷層附近發育亞斷裂(大裂縫)破碎帶，且距離斷裂越近，裂縫儲層發育越好，距離斷裂越遠，裂縫儲層發育越差。

錦州25-1南油田潛山主要發育凸起帶、高斜坡及低斜坡三類古地貌，綜合兩大主控因素對裂縫發育的控制作用，研究區主要發育三類儲層結構模式：凸起帶儲層(2-7井區、1-8井區)、高斜坡帶儲層(A15H井區)及近斷層低斜坡帶(4D井區)。凸起帶核部較發育大尺度裂縫平行軸方向的張性裂縫，凸起帶翼部主要發育規模相對較小共軛剪切裂縫；高斜坡帶高部位發育張性裂縫，低部位發育規模相對較小的共軛剪切裂縫；大斷層附近的低斜坡帶發育沙三段和東營組沉積時期派生的大量亞斷裂帶(大裂縫)(見圖9)。

圖9 研究區三類典型裂縫儲層

4.2 生產動態

對于三類儲層結構，按照高部位采油、低部位注水的方式部署水平井開發井網，根據投產的生產動態資料，總結生產規律。在凸起帶(1-8井區、2-7井區)普遍存在兩種井組模式：A井組和B井組(見圖9(a))。A井組為在核部附近部署的平行交錯注采井組，由于平行縫之間的空間溝通較少，注入水從低部位逐步抬升，緩慢保壓生產，采油井見水時間較晚，生產8 a后，采油井逐步見水；B井組為翼部的注采井組，由于共軛剪切裂縫空間溝通，生產2 a后，采油井見水(見圖10(a-b))。在高斜坡帶部署井組C(見圖9(b))，采油井位于高部位平行張性裂縫帶，注水井位于低部位共軛剪切裂縫帶，注水4 a后，采油井逐步見水(見圖10(c))。在大斷層附近的低斜坡帶部署井組D(見圖9(c)),由于亞斷裂帶(大裂縫)溝通，D井組注水1個月后見水(見圖10(d))。