東濮凹陷三疊系砂巖油藏裂縫特征及主控因素

王瑞飛，呂新華，國殿斌，蘇 惠，黃新文

1.西安石油大學石油工程學院，西安 710065

2.中國石化集團公司中原油田分公司，河南濮陽 457001

東濮凹陷三疊系砂巖油藏裂縫特征及主控因素

王瑞飛1，呂新華2，國殿斌2，蘇 惠2，黃新文2

1.西安石油大學石油工程學院，西安 710065

2.中國石化集團公司中原油田分公司，河南濮陽 457001

為探討東濮凹陷三疊系砂巖油藏儲層裂縫發育特征、裂縫成因機制及控制因素，采用野外露頭剖面觀測、巖心觀察、樣品分析測試、常規測井、成像測井、核磁測井、巖石力學實驗等技術方法對文明寨地區三疊系砂巖儲層裂縫進行了研究。結果表明：東濮凹陷三疊系砂巖儲層主要發育NNE向、NE向和近EW向3組構造裂縫，裂縫走向近于平行或垂直主斷層方向，裂縫沿構造高部位呈帶狀分布。裂縫以高角度－近直立（60°～90°）縫為主，低角度（30°～50°）縫次之，高、低角度裂縫相互交錯構成裂縫網絡系統。巖心分析及孔隙度測井計算結果表明，裂縫孔隙度為2.60%～3.20%。構造應力場是控制砂巖儲層裂縫發育的外部因素；儲層巖性、砂巖厚度、巖石力學性質等是控制砂巖儲層裂縫發育的內在因素。

東濮凹陷；三疊系；裂縫；裂縫成因機制；儲層；構造

0 引言

20世紀60年代以來，國內外學者對油氣藏儲層裂縫做了大量研究工作：Goodman［1］提出應用巖石聲發射實驗研究裂縫形成的破裂史；Murry［2］從構造本身的結構特征出發，探討形變主曲率與裂縫孔隙度的關系，提出裂縫巖體的力學模型；Ruhland［3］提出用巖心觀察統計數據計算裂縫張開度，以此評價裂縫發育程度；Takayuki［4］根據斷裂圖，發現巖石破裂幾何形狀具有自相似性，提出用分形理論研究裂縫分布規律；McQuillan等［5］在研究裂縫時將裂縫分為與應變能相關的剪裂縫、與褶皺相關的張裂縫、與斷層相關的剪裂縫和張剪裂縫。近些年來，國內外學者主要應用野外露頭剖面［6］、巖心觀察［7］、鏡下統計［8］、測井資料［9］、地震資料［10］等方法識別裂縫，應用物理模擬［11］、數值模擬［9，12］、巖層曲率計算［13］、分形分維計算［14］等方法預測裂縫的分布規律。目前，儲層裂縫研究已發展為多技術、多方法的綜合研究體系，其技術方法主要有電磁測向儀、CT掃描儀、微Lambda測井、環形聲波測井、成像測井（FMI）、DSI偶極橫波成像儀和井下電視儀（BHTV）等［15］。

近年來，東濮凹陷北部文明寨地區發現了三疊系裂縫型砂巖油氣藏，油氣主要富集于砂巖裂縫中，基質不含油，此類油氣藏在國內尚屬首次發現。目前，該油氣藏的儲集空間特征及成藏模式尚需深入研究。儲層裂縫特征及主控因素的研究對該區下一步的勘探、開發具有重要意義。

1 裂縫發育特征

1.1 裂縫走向

巖心古地磁定向、微層面定向及成像測井資料顯示砂巖中主要發育NNE、NE和近EW向3組構造裂縫（圖1、圖2）。區域構造研究成果表明，研究區斷層走向以NE、NW向為主，裂縫走向近于平行或垂直于區域斷裂延伸方向［16－18］。

1.2 裂縫傾向

據野外露頭觀察，裂縫以高角度縫為主，其次為低角度縫，水平縫較少，高、低角度裂縫相互交錯構成裂縫網絡系統（圖3a）。巖心觀察發現，裂縫以高角度－近直立（60°～90°）的構造縫為主，低角度（30°～50°）層間縫次之，裂縫呈“X”型交切（圖3b、c）。W77－4井巖心裂縫統計表明，高角度裂縫占84%，低角度裂縫占16%。成像測井資料顯示裂縫以高角度縫為主（圖4a），與露頭及巖心觀察結果一致。裂縫傾向一組為280°～300°，另一組為125°～200°（圖4b）。W77－3、W77－4等井明顯發育2組產狀不同的裂縫，裂縫形成可能具有多期性。

圖1 巖心古地磁裂縫方位圖Fig.1 The fracture orientation by the core paleomagnetic

圖2 文明寨地區成像測井裂縫走向展布圖Fig.2 The fracture trend of Triassic sand reservoir in Wenmingzhai area

1.3 裂縫充填性

巖心觀察表明，裂縫充填物主要有泥質、方解石、石膏、黃鐵礦、構造角礫、結晶礦物等（圖3）。方解石呈顆粒狀，石膏為針狀、放射狀、纖維狀、板狀、片狀集合體，黃鐵礦為細小顆粒狀結晶集合體。裂縫充填形式有全充填、半充填和未充填，以前兩種為主。沿裂縫發育一系列溶蝕孔洞，形成含油縫－洞系統。孔洞沿裂縫發育，表明其形成晚于裂縫，是成巖過程中溶蝕作用的結果。孔洞多呈橢圓形或不規則多邊形，直徑小于4m。因裂縫發育段為砂泥巖間互層，故其溶蝕程度有限。

圖3 野外露頭及鉆井取心Fig.3 Outcrop section and core

圖4 文明寨地區三疊系裂縫傾角及傾向Fig.4 The fracture obliquity and incline of Triassic sand reservoir in Wenmingzhai area

2 裂縫參數

2.1 裂縫發育程度

根據成像測井資料可知，M471斷塊裂縫密度為0.23～0.72條／m，W77斷塊裂縫密度為0.13～0.43條／m，M471斷塊較W77斷塊裂縫發育。W77斷塊、M471斷塊裂縫水動力寬度分別為32.4～36.6μm／m、10.8～16.8μm／m，W77斷塊區裂縫水動力寬度較M471斷塊區大。兩地壘帶裂縫平均開度分別為21.00～22.90μm、18.30～92.20 μm，相差不大。儲層含油性、油井產量與裂縫發育程度相關，常規測井、核磁測井及試采資料也顯示儲層上部二馬營組裂縫較為發育，下部和尚溝組、劉家溝組裂縫相對不發育。

2.2 裂縫孔隙度

儲層巖石孔隙由基質孔隙與縫洞孔隙兩部分組成。基質不含油，縫洞孔隙為油氣富集的有效孔隙。縫洞孔隙度為巖石總孔隙度與基質孔隙度的差，即φf＝φ－φb。應用巖心分析法和孔隙度測井計算法可求取裂縫孔隙度［19］。

2.2.1 巖心分析法

由W77－4井巖心全直徑物性分析：巖石總孔隙度為1.50%～11.60%，平均為4.72%；滲透率為（0.46～9.24）×10－3μm2，平均為1.696×10－3μm2。基質孔隙度為0.40%～7.20%，平均為2.48%；滲透率為（0.13～0.38）×10－3μm2，平均為0.183×10－3μm2。由此可得縫洞孔隙度平均值為2.25%（表1）。盡管巖心分析求取的裂縫孔隙度比較準確，但裂縫發育部位較難取得全直徑巖心（全直徑巖心樣品均為裂縫發育較差部位），故分析結果代表性不是很強。

2.2.2 孔隙度測井計算法

2.2.2.1 地層總孔隙度（φ）

中子、密度測井反映地層總孔隙度，利用中子－密度交會圖求取地層總孔隙度，其解釋方程如下：

式中：ρb為地層巖石密度，g／cm3；φN為地層中子孔隙度測井值，%；ρma為巖石骨架密度，g／cm3；ρl為地層流體密度，g／cm3；ρsh為泥質密度，g／cm3；（φN）ma為巖石骨架中子測井值，%；（φN）l為地層流體中子測井值，%；（φN）sh為泥質中子測井值，%；V為巖石骨架相對體積，%；φ為巖石孔隙度，%；Vsh為泥質相對體積，%。

由W77－4井11個巖心樣品分析總孔隙度與對應深度測井解釋總孔隙度的對比驗證，樣品點絕對誤差平均值為0.20%，滿足計算精度要求（圖5a）。

2.2.2.2 基質孔隙度（φb）

聲波時差主要反映基質孔隙和水平裂縫，本次計算涉及的區塊裂縫均為高角度縫，由聲波時差計算的孔隙度可作為基質孔隙度（φb），其解釋方程如下：

式中：Δt為目的層聲波時差測井值，μs／m；Δtl為地層流體聲波時差值，μs／m；Δtma為巖石骨架聲波時差值，μs／m。

表1 W77－4井砂巖巖心物性分析數據Table 1 The physical properties for the core in W77－4

圖5 巖心分析孔隙度與測井解釋孔隙度對比圖Fig.5 The Core analysis porosity and logging interpretation porosity

采用自然伽馬計算泥質含量，公式如下：

式中：GR為目的層自然伽馬測井值，API；GRmin為純砂巖地層自然伽馬測井值，API；GRmax為純泥巖地層自然伽馬測井值，API；GCUR為經驗系數，目的層取2。

由W77－4井14個巖心樣品分析基質孔隙度與對應深度測井解釋基質孔隙度的對比驗證，樣品點基質孔隙度絕對誤差小于0.20%，滿足計算精度要求（圖5b）。

M471斷塊區孔隙度解釋6口井29層78.1m，孔隙度為1.40%～4.90%；W77斷塊區孔隙度解釋7口井67層199.6m，孔隙度為1.20%～5.80%。單井孔隙度取值采用厚度加權平均法，砂層組孔隙度計算采用井點算術平均法。由此得M471、W77斷塊區各砂層組裂縫平均孔隙度為2.60%～3.20%（表2）。該方法對計算砂巖裂縫孔隙度有一定的參考價值。

3 裂縫成因機制及主控因素

3.1 裂縫成因機制

根據裂縫切割關系、裂縫分布型式、巖石聲發射實驗及裂縫充填物的包裹體分析，證明儲層裂縫形成期次主要為2期。

構造演化史和地層埋藏史［20－23］分析表明，研究區中生界三疊系主要存在2期斷裂，伴隨形成的裂縫也有2期（燕山期和喜馬拉雅期）。第一期斷裂形成于燕山期，為NNW－NW－NWW向展布，此時形成的裂縫也呈NNW－NW－NWW向展布；第二期斷裂形成于東營組沉積末期－古近系末期，為NNENE－NEE向展布，此時形成的裂縫也主要呈NNENE－NEE向展布。

表2 W77、M471斷塊區有效孔隙度Table 2 The effective porosity in W77and M471fault block

構造應力場演化［16－18，24－25］表明，研究區中生界砂巖儲層主要在燕山期和喜馬拉雅期構造應力場作用下形成。早期在燕山期的水平擠壓構造應力場和抬升剝蝕作用造成的應力場作用下（抬升剝蝕作用使最小主應力減小，應力摩爾圓增大，應力摩爾圓與包絡線相交而形成剪切裂縫），形成EW向剪切裂縫系統。喜馬拉雅期經歷了2個階段：始新世－漸新世為盆地裂陷發展階段，東營組末期發生構造反轉。喜馬拉雅期為區內裂縫的主要形成時期，首先在拉張應力場作用下形成NNE向斷層型裂縫，構造反轉期的擠壓作用形成了NE向裂縫，并使EW向裂縫的發育程度進一步加強。在喜馬拉雅早期的拉張和深埋藏造成的流體壓力聯合力源下，流體高壓使應力莫爾圓向左移動，應力莫爾圓與包絡線相交在巖石中產生破裂。東營組末期的構造反轉主要形成了NE向裂縫。

新構造期主要影響不同組系裂縫的開啟性，EW向裂縫和NNE－NE向裂縫呈張剪狀態。裂縫的滲透性較好，為該區油氣的主要運移通道。構造應力場是影響砂巖儲層裂縫形成的外因。

3.2 裂縫控制因素

儲層巖性、砂巖厚度、構造部位、巖石力學性質等因素是影響儲層裂縫形成的內因。

3.2.1 巖性

影響儲層裂縫發育的巖性因素包括巖石成分、顆粒大小及孔隙體積等。相同條件下，具有較高脆性組分巖石的裂縫發育程度高。隨巖石顆粒和孔隙體積的減小，巖石強度增大，彈性變形后在較小應變時就表現出破裂變形，更容易形成裂縫。研究區不同巖性巖石中裂縫發育程度如圖6所示。

3.2.2 層厚

巖心裂縫統計表明，研究區低滲儲層裂縫發育受巖層控制。裂縫通常分布在巖層內，與巖層垂直，并終止于巖性界面上。一定巖層厚度范圍內，裂縫平均間距與裂隙化的巖層厚度呈較好的線性關系（圖7），即隨著裂隙化巖層厚度的增大，裂縫間距相應增大，裂縫密度逐漸減小。

圖6 不同巖性巖石裂縫密度Fig.6 The fracture density of different lithology

3.2.3 構造部位

研究區斷層是控制裂縫形成與分布的重要因素，斷層通過控制周圍局部構造應力來控制裂縫發育。斷層附近，由于斷層活動造成應力集中，裂縫明顯發育，通常形成與斷層平行的一組張裂縫和與斷層斜交的兩組剪切裂縫。遠離斷層，裂縫密度呈遞減趨勢。裂縫沿構造高部位呈帶狀分布。據前文裂縫研究，該區以構造裂縫為主，裂縫的形成與發育程度受裂縫形成時期的古構造應力場控制。東營組末期的構造應力控制了有效裂縫系統的發育程度。

圖7 裂縫間距與巖層厚度關系Fig.7 The relation between the fracture spacing and the thickness of strata

3.2.4 巖石力學性質

巖石力學強度控制不同巖性、不同部位裂縫的發育程度。研究區儲層砂巖三軸巖石力學實驗表明（圖8），NW向巖石強度大，而NE和EW向巖石強度小。在相同的構造應力場作用下，研究區主要發育NNE－NE向裂縫和近EW向裂縫，而NW向裂縫的發育程度差。

圖8 巖石三軸抗壓強度Fig.8 The triaxial compressive strength of rock

4 結論

1）東濮凹陷三疊系砂巖儲層發育NNE、NE和近EW向3組構造裂縫，裂縫走向近于平行或垂直于主斷層方向，裂縫沿構造高部位呈帶狀分布。裂縫以高角度－近直立縫為主，裂縫呈“X”型交切。縱向上二馬營組砂層裂縫最發育。

2）巖心分析裂縫孔隙度平均值為2.25%，孔隙度測井計算顯示裂縫孔隙度為2.60%～3.20%。孔隙度測井計算結果的代表性強于巖心分析結果。

3）構造應力場是控制砂巖儲層裂縫發育的外部因素，儲層巖性、砂巖厚度、巖石力學性質等是控制砂巖儲層裂縫發育的內因。

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Fracture Characteristics and Main Control Factors of Triassic Sand Reservoir in Dongpu Sag

Wang Rui－fei1，LüXin－hua2，Guo Dian－bin2，Su Hui2，Huang Xin－wen2

1.College of Petroleum Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China 2.Zhongyuan Oilfield Company，SINOPEC Group，Puyang 457001，Henan，China

In order to analyze the fracture characteristics，the origin mechanism and the controlling factors of Triassic sand reservoir in Dongpu sag，the techniques of field outcrop section observation，core overview，sample analysis，conventional logging，imaging logging，NMR logging，and rock mechanics experiment，and so on，were applied to study the fractures of Triassic sand reservoir in Wenmingzhai area.The research showed that there were three kinds of structure fractures as NNE，NE and nearly EW.The fracture trend was nearly parallel or perpendicular to the main faults.Fractures following tectonic highs appeared like belt.There were mainly high angle fractures（60°－90°），then low angle ones（30°－50°）.They were mutually interlaced and formed the fracture network systems.Core analysis and porosity logging showed that the fracture porosity was 2.60%－3.20%，and the tectonic stress field was the external factor which controlled fracture growth in reservoir，while the reservoir lithology，the sand reservoir thickness，the rock mechanics nature were the internal ones.

Dongpu sag；Triassic；fracture；origin mechanism of fracture；reservoir；tectonic

book=2012,ebook=527

P618.13

A

1671－5888（2012） 04－1003－08

2011－10－21

國家自然科學基金項目（51104119）；陜西省自然科學基金項目（2010JQ5002）；陜西省教育廳自然科學專項（11JK0741）

王瑞飛（1977－），男，副教授，在站博士后，主要從事油氣田開發地質、油氣藏精細描述方面的教學與科研工作，E－mail：sirwrf2003＠163.com。