库车坳陷大北地区深部储层裂缝综合评价

高 伟，刘 安，费世祥，曹少芳

（1.中国石油长庆油田公司，陕西西安 710021；2.中国石油塔里木油田公司）

库车坳陷大北地区深部储层裂缝综合评价

高 伟1，刘 安1，费世祥1，曹少芳2

（1.中国石油长庆油田公司，陕西西安 710021；2.中国石油塔里木油田公司）

库车坳陷大北地区白垩系储层埋深一般大于6 000 m，压实作用强烈，基质致密，裂缝比较发育。通过露头、岩心观察及成像测井识别，对裂缝发育特征及分布规律进行了研究。在分析裂缝发育主控因素的基础上，定量评价了裂缝发育程度，并结合现今应力特征对裂缝有效性进行了验证，预测了优质储层的分布范围。

裂缝－孔隙型储层；裂缝定量评价；大北气田；库车坳陷

大北地区位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区拜城县境内，构造上位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带西段（图1）。该区钻探目的层巴什基奇克组埋深普遍大于6 000 m，储层基质致密，岩心孔隙度一般小于8%，基质渗透率主要在（0.01～0.1）× 10－3μm2，属于低孔低渗及特低孔特低渗储层，但裂缝普遍发育，总体渗流性能好，近年来在该地区钻探井大多数获得了高产工业气流。这类深埋藏的裂缝－孔隙性储层性质特殊，在国内其他油田少见。国内外低渗透油田开发实践证明，低渗透油田之所以能够进行有效开发，与油藏中存在的裂缝系统密切相关［1］。因此，加强对本区储层物性起决定作用的裂缝特征及分布规律研究，对下一步油气勘探及开发方案的部署有着重要的现实意义。

图1 库车前陆盆地构造单元划分及大北气田位置

1 区域地质概况

大北气田自上而下钻揭的地层有新近系、古近系和白垩系。气层主要分布在白垩系巴什基奇克组砂岩段。前人研究表明：在巴什基奇克组沉积时期，大北地区主要发育了一套离物源较远的扇（或辫状）三角洲前缘沉积［2］。储层岩性主要为褐色、褐灰色细砂岩、粉砂岩夹薄层泥岩，岩性致密，裂缝比较发育。裂缝和后期残余粒间孔、粒间溶孔共同构成了油气的储集空间。

2 裂缝特征

裂缝虽然是地壳上最小的构造，但裂缝却是良好的次生孔隙储层和重要的渗流通道［3］，使油气能够有效的运移。岩心观察和成像测井解释表明，大北气田白垩系巴什基奇克组砂岩储层裂缝比较发育。

2.1 岩心观察及测井识别

岩心观察发现，大北地区裂缝多为高角度斜交缝、直立缝，其次为平行缝，线密度2条～42条／m，宽度多为0.01～1.00mm，延伸长度0.2～80 cm，半充填－未充填为主，充填物多为泥质、石膏、方解石、白云石。可筛分出3期裂缝发育事件。

第Ⅰ期为高角度垂向直立缝，宽度大，缝内半充填－充填泥质、方解石、石膏等。该期裂缝形成较早，普见被后期形成的裂缝切割穿插现象。

第Ⅱ期主要发育近顺层低角度缝，该类裂缝倾角一般小于30°，缝宽一般都小于0.5 mm，半充填－未充填泥质、方解石，切割第一期构造缝。

第Ⅲ期裂缝主要为斜交缝，倾角一般为45°～75°，宽1～2 mm，钻遇延伸5～7 cm，切割前两期构造缝，因形成的时间比较晚，所以未被充填。

通过对大北201、大北202等5口井目的层段微电阻率成像测井资料研究表明，巴什基奇克组储层存在大量的高角度裂缝，这些裂缝对储层起到非常好的改善作用。与孔隙型储层相比，裂缝性砂岩储层的孔隙度下限可以大幅度降低［4］。通过对井壁成像测井资料分析，总结出巴什基奇克组储层砂岩裂缝发育有4种组合形式：共轭缝组合、平行单斜状组合、高角度缝主导的网缝带、小断层型组合。

分析统计表明，裂缝走向以近东西向为主，其次为北西向－南东向，裂缝倾角50°～80°，裂缝性质为高角度构造缝和斜交构造缝。

2.2 裂缝平面发育特征

通过野外露头考察裂缝发育型砂岩，发现在大北地区高角度逆冲挤压宽缓背斜构造中，背斜核部－两翼－远端构造裂缝发育强度呈强－中－弱的变化趋势，背斜的陡翼裂缝较缓翼构造裂缝发育强烈，呈现出不对称的分布规律。究其原因，是由于陡翼为被动受力翼部，应力比较集中，故裂缝发育强烈。

3 裂缝发育主控因素

大北地区裂缝的形成与发育主要受最大有效古应力大小 、砂岩原始组构、砂岩厚度、砂岩埋深和热演化成熟度以及上覆古近系膏盐层厚度五种因素的影响［5］。

3.1 最大有效古应力大小的影响

构造缝与砂岩所受的最大有效古应力密切相关。在成岩程度及岩矿成分相似条件下，最大有效古应力越大，构造缝密度越大，当应力小于30 MPa时，构造缝基本不发育，应力大于90 MPa时，构造缝最发育，密度可达2.5条／m。古构造挤压应力的大小对构造裂缝的发育直接起决定作用，控制着裂缝的数量和方位，同时决定着裂缝的规模和期次。

3.2 砂岩原始组构的影响

构造裂缝的发育程度与砂岩的粒度、刚性颗粒含量、分选系数、泥质含量密切相关。统计分析表明：①细－中细粒砂岩、粉－极细粒砂岩构造裂缝最易发育，而泥质粉砂岩、中－粗砂岩构造裂缝发育程度居中，不等粒－含砾（砂砾岩）砂岩，构造缝最不易发育；②构造缝的发育与硅质颗粒的含量呈负相关，硅质颗粒含量35%～50%时，构造缝最发育，反之，当硅质颗粒大于（或等于）75%时，构造裂缝相对较少；③砂岩的分选性越好，构造缝越发育，分选系数小于1时，构造缝最发育，分选系数大于4.5时，构造缝最不发育；④泥质含量越高，构造缝越不发育，当泥质含量小于5%时，构造缝最发育，泥质大于15%时，构造缝基本不发育。

3.3 砂岩厚度的影响

构造裂缝的发育受岩层面控制，裂缝通常发育在岩层内，与岩层面垂直，并终止在岩性界面上，极少穿过岩性界面。在相同地质环境下，砂体厚度越薄，构造缝数量越多，密度越大；反之，则构造缝逐渐减小。统计表明，在同一微相内，当砂体单层厚度小于2 m时，整体表现为脆性，在构造挤压作用下裂缝十分发育；当单砂体厚度大于4 m时，整体表现为刚性，抗压实、抗变形能力强，构造裂缝相对不发育。

3.4 砂岩埋深和热演化成熟度

同一砂岩随埋深的增加而所受的压实效应增强，容易形成构造缝，而相同埋深条件下，砂岩所经受的热演化程度越高，其成岩程度越高，裂缝越易发育。大北地区白垩系砂岩在埋深大于5 000 m、热演化成熟度大于200的条件下，构造裂缝十分发育，密度达1条／m以上，可形成裂缝发育型有利砂岩储层。

3.5 古近系膏盐层厚度的影响

古近系库姆格列木群膏盐层的流动性降低了构造应力对砂岩的侧向挤压，减缓了成岩作用的进行，抑制了构造裂缝的发育强度，同时也降低了上覆地层的垂向载荷，保护了储层孔隙，为同等埋深下保存有效、优质储层创造了良好的地质条件［3］。研究表明：当古近系库姆格列木群地层厚度大于1 000 m时，最大古构造应力、现今应力一般小于80 MPa，而储层孔隙度可大于6%，构造裂缝密度则降至1.5条／m以下。

4 优质裂缝－孔隙型储层分布预测

4.1 构造裂缝发育程度的定量评价

研究表明，大北地区地应力的方位整体呈北西－南东向，依据估算最大有效古构造应力的计算公式 ，恢复了大北地区白垩系巴什基奇克组最大水平有效古构造应力分布（图2）。

从图2中可以看出古构造应力的分布规律：自北往南有减小的趋势，在北部靠近主断层的地方，最大水平有效古构造应力可达到90 MPa，到了南部边缘，其应力值在80 MPa左右；东西方向上，自西往东有减小的趋势；构造背斜的翼部因构造曲率较大，所以显示出比较高的应力值，而在核部和两端应力值相对偏小。如大北102井、大北101井区，处在同一背斜不同得构造部位，位于背斜核部的大北102井区，其应力值小于75 MPa；而处在翼部的大北101井，应力值达到了84 MPa左右。随着远离翼部区域，应力值逐渐下降。根据测井应力计算和岩心力学实验测定，大北地区目的层段岩石破裂门槛值为71 MPa，小于有效古构造应力值，所以研究区目的层段裂缝普遍比较发育。

裂缝分形维数是表征裂缝发育程度的数学参数，其数值越大，表示裂缝越发育，均质性越好。依据目的层段的裂缝分维值，在平面上刻画出了裂缝分形维数分布规律，主要表现为：裂缝分维值总体上自北向南逐渐减小，在北部靠近主断层附近，分维值可达到1.6，而在南部断层附近，分维值仅为1.2左右，这是由于构造应力由北往南挤压造成的；东西方向上变化不大。局部区块受断裂带影响明显，随着远离断裂带，分维值逐渐减小。

图2 大北地区白垩系巴什基奇克组最大水平有效古构造应力分布等值线

针对大北地区白垩系巴什基奇克组构造裂缝发育程度的定量评价［6］，综合分析以上单因素信息，结合露头裂缝、单井岩心裂缝描述、FMI成像测井裂缝评价和区域地质背景，定量评价了大北地区白垩系巴什基奇克组构造裂缝发育程度。研究表明，在靠近主断层的区域，由于应力作用比较强烈，故裂缝密度比较大，可达3.0条／m，自北向南随着最大水平有效古构造应力逐渐减小，构造裂缝的发育程度总体也趋于减弱；二级断裂带附近裂缝相对也比较发育，远离断裂带，发育程度降低，如在大北2井附近，裂缝密度仍达到3.0条／m；大北102井、大北3井和大北301井区处在背斜的核部，应力弱，裂缝密度低于1.0条／m；而背斜翼部曲率骤变带，裂缝发育比较强烈，如在大北101井附近，密度达到2.0条／m（图3）。

4.2 构造裂缝有效性定量评价

图3 大北地区白垩系巴什基奇克组构造裂缝密度分布等值线

现今应力场对裂缝的影响，主要是指应力对裂缝渗透率的影响。裂缝一旦产生，应力随之释放，但由于库车坳陷持续受到南天山由北往南的挤压作用［7］，在裂缝形成之后，又有新的应力场形成，新应力场的存在，必然影响到裂缝的张开度。研究表明，大北地区目的层段现今应力与裂缝有效渗透率呈负相关关系（图4），随着现今应力的不断增加，裂缝宽度减小，关闭程度增强，导致裂缝渗透率降低，因而地层渗透率降低。利用该关系可以定量表征裂缝的有效性。

图4 大北地区目的层段垂直裂缝走向应力与裂缝有效渗透率关系

在大北地区目的层段，实验测得，当垂直裂缝面应力值为84 MPa（即最大水平应力105 MPa）时，裂缝完全关闭，即裂缝渗透率为0，裂缝不再对储层渗透率起到贡献作用。而大北地区现今构造应力值通常在80～100 MPa之间，小于裂缝关闭应力的临界值105 MPa，所以该区砂岩目的层段的裂缝是开启的，不考虑后期物质的充填，大部分均为有效裂缝。

对于裂缝发育型储层，利用前人的研究成果，可以得到裂缝渗透率方程。Kf＝8.3×109fe2，式中：f为裂缝孔隙度；e为有效裂缝宽度，cm；Kf为裂缝渗透率，10－3μm2。

利用该方程，可以得到大北地区各井目的层段裂缝渗透率值，从而恢复有效裂缝渗透率分布规律：在工区中部大北101井、大北102井、大北202井区，裂缝比较发育，且渗透率最大，均在1.0×10－3μm2以上；而在主断层附近，虽然裂缝发育最强烈，但由于后期应力的影响，其渗透性减弱，渗透率一般低于0.5×10－3μm2；进一步远离主断裂，由于构造裂缝发育程度逐渐降低，裂缝密度逐渐减小，因而渗透率也随之降低（图5）。

4.3 优质储层展布预测

在构造裂缝密度分布和有效裂缝渗透率平面分布规律的基础上，综合单井岩心裂缝刻画、FMI成像裂缝表征、分形维数裂缝量化及现今构造应力为依据，对大北地区白垩系储层储集性能进行了综合评价，预测了储层裂缝平面上的发育程度（图6）：在研究区范围内，裂缝型储层连片且大面积分布，在靠近主断层区域，虽然裂缝发育程度比较高，但由于后期的应力作用，先期形成的裂缝在应力作用下部分闭合，失去了有效性，故优级储层（渗透率大于1.0 ×10－3μm2）在主断层附近往往不是很发育，而主要集中在中部大北101井、大北103、大北1、大北2、大北201等井区，良级储层（0.5×10－3μm2≤渗透率＜1.0×10－3μm2）在研究区中部、南部广泛分布；进一步远离主断层，裂缝发育程度降低，密度减小，故储层物性变差，为较差储层（渗透率小于0.5×10－3μm2）。

图5 大北地区白垩系巴什基奇克组有效裂缝渗透率分布等值线

图6 大北地区白垩系巴什基奇克组裂缝发育型储层评价预测

5 结论

（1）大北地区白垩系巴什基奇克组砂岩储层致密，裂缝比较发育，以高角度构造缝为主，走向呈东－西、北西－南东向，充填物主要为泥质、石膏、方解石等，平面上不同构造部位裂缝发育特征亦不相同。

（2）裂缝发育主要受最大有效古应力、砂岩原始组构、砂岩厚度、砂岩埋深和热演化成熟度以及上覆膏盐岩厚度五种因素影响。

（3）通过单因素综合分析，定量评价了研究区目的层段构造裂缝的发育程度。靠近主断层区域，裂缝密度比较大，远离主断层，裂缝的发育程度也趋于减弱；二级断裂带附近裂缝相对也比较发育；构造背斜翼部曲率骤变带构造裂缝相对发育，而背斜的核部和远端裂缝相对不发育。

（4）研究区裂缝型储层连片且大面积分布，优级储层（渗透率≥1.0×10－3μm2）主要集中在中部大北101井、大北103、大北1、大北2、大北201等井区；良级储层（0.5×10－3μm2≤渗透率＜1.0×10－3μm2）在研究区中部、南部广泛分布；远离主断层，裂缝发育程度降低，储层物性变差，为较差储层（渗透率小于0.5×10－3μm2）。

［1］冯毅.安棚特低渗油藏裂缝特征研究及在开发中的应用［J］.河南石油，2004，18（1）：23－25.

［2］张荣虎，张惠良，寿建峰，等.库车坳陷大北地区白垩系巴什基奇克组储层成因地质分析［J］.地质科学，2008，43（3）：507－518.

［3］李凤琴，任海容，崔秀芝，等.复杂岩性裂缝性储层测井评价［J］.河南石油，2004，18（3）：22－25.

［4］王允诚.裂缝型致密储集层［M］.北京：石油工业出版社，1992：53－55.

［5］王生朗，任来义，王英，等.盐湖环境成岩作用特征及其对高孔隙带形成的影响［J］.石油勘探与开发，2003，30（5）：47－49.

［6］张吉昌，田国清，刘建中.储层构造裂缝的分形分析［J］.石油勘探与开发，1996，23（4）：65－68.

［7］张明利，谭成轩，汤良杰，等.塔里木盆地库车坳陷中新生代构造应力场分析［J］.地球学报，2004，25（6）：615－619.

编辑：吴官生

TE111.2

A

1673－8217（2012）03－0032－04

2011－10－20；改回日期：2011－11－22

高伟，硕士，1981年生，2011年毕业于中国石油大学（北京）地质学专业，现从事沉积储层综合研究工作。

中国石油塔里木油田公司基础研究项目（041008060020）。