渤中凹陷孔店组致密砂砾岩微裂缝形成机制及影响因素

Formation Mechanism and Influencing Factors of Micro-Fractures in Tight Glutenite of Kongdian Formation in Bozhong Sag

摘要

渤中凹陷西南部多口井钻遇巨厚孔店组砂砾岩，整体埋深大，储层明显致密化，部分井段产能不足10 m³/d， 少部分井产能较高，储层差异演化机制是制约勘探的核心问题.针对储层形成机制，开展了薄片、扫描电镜、压实模拟等实验.研究表明，微裂缝发育程度决定了储层物性差异，储层裂缝发育程度受砾石成分构成及杂基含量的影响.以花岗岩为母岩的低杂基砂砾岩，钾长石裂缝发育，溶蚀作用强，储层物性好；高杂基砂砾岩，裂缝不发育，溶蚀作用弱，测试产能低；混杂了大量碳酸盐岩砾石的砂砾岩，储层早期胶结作用强，整体致密，压裂改造后效果仍较差.压实应力物理模拟实验表明，在模拟埋深2 500 m以下，砾石出现粒内缝，并随着模拟埋深加大不断增加；裂缝发育的类型、特点与研究区微裂缝特征可比对，证实压实成缝是研究区裂缝形成的重要机制.钾长石与斜长石裂缝生成有很大差异性：钾长石更容易发育破裂缝，经后期流体溶蚀改造，形成粒内溶蚀扩大缝；斜长石由于易发生高岭土化、钠黝帘石化等次生改造作用，改变了矿物的力学性质，不易产生裂缝.

关键词

渤中凹陷 / 孔店组 / 砂砾岩 / 裂缝 / 储层 / 控制作用 / 石油地质

Key words

Bozhong sag / Kongdian Formation / glutenite / fracture / reservoirs / control factors / petroleum geology

0 引言

中国东部盆地受到压实和成岩作用的影响，深部储层明显致密化（曾大乾和李淑贞，1994）.渤海湾盆地深层沙河街组也揭示了大量低渗‒致密储层（操应长等，2013），渤中凹陷是渤海湾盆地重要的富烃凹陷，其古近系底界最大埋深超过万米（夏庆龙等，2012），也是渤海油田开展天然气勘探的重要领域（薛永安，2020）.但随着埋深增大，在3 500 m之下，砂砾岩储集物性差，主要以低孔、低渗‒特低渗的致密储层为主，多数储层段测试无产能或产能较低，成为制约深层勘探的重要影响因素（王清斌等，2009，2020）.近几年，渤中凹陷西南环渤中19-6构造揭示了一套巨厚孔店组砂砾岩（徐长贵等，2019；薛永安和王德英，2020），由于埋深、年代等因素影响，储层整体致密（施和生等，2019）.部分井区测试获得理想商业产能，但横向上储层物性差异大.1，3井区砂砾岩上段储层物性相对较好，测试产能较高，天然气产能可达5×10⁴ m³/d， 5井区测试产能较低天然气产能1×10³ m³/d，部分层段无产能.后期钻探的BZ26-5-1井，压裂改造后折合日产油7 m³/d，物性差.产能的巨大差异制约了孔店组砂砾岩的进一步评价.

通过研究区储层的系统梳理发现，砾石内裂缝及微裂缝发育程度对储层物性影响大.低渗储层中的裂缝形成条件、发育规律是业界研究的热点之一.在川西南三叠统须家河组二段的细‒中粒砂岩（曾联波等，2007a），鄂尔多斯盆地延长组砂岩（曾联波等，2007b）.准噶尔盆地南缘侏罗系致密砂岩（毛哲等，2020），塔里木盆地超深层克深2气田（王珂等，2016），东营凹陷沙四段砂砾岩（王淑萍等，2019）都发现了构造成因为主的裂缝.部分学者利用压实模拟实验模拟了不同类型砂岩在压实条件下的裂缝生成过程，证实压实作用可以生成微裂缝（高志勇等，2013），也揭示了储层在形成裂缝后受到流体的影响裂缝可溶蚀再扩大（冯佳睿等，2018）.落实研究区裂缝发育的影响因素进而明确优质储层发育规律具有重要的科学与生产意义.

1 区域地质背景

渤中凹陷位于渤海湾盆地中部，古近系依次发育孔店组、沙河街组、东营组地层（图1），古近系沉积厚度大，是渤海湾盆地重要的富烃凹陷之一（朱伟林，2009）.深部砂砾岩储层主要发育在孔店组，沙三段和东三段.孔店组沉积时期渤中凹陷沉积了一套巨厚砂砾岩，渤中19-6钻遇砂砾岩总厚度超过500 m，展示出超大规模储层的潜力.沙三段沉积时期是渤中凹陷主裂陷期，也是渤海湾盆地重要的烃源岩发育期（朱伟林等，2009），早期在陡坡带沉积了一套以扇三角洲为主的砂砾岩，砂砾岩上部为深湖‒半深湖泥岩，储盖组合配置良好；东三段沉积时期渤中凹陷是渤海湾盆地的沉积沉降中心（夏庆龙等，2012），在渤中凹陷东营组沉积厚度超过1 500 m，东三段沉积时期陡坡带发育厚层扇三角洲砂砾岩体，总厚度可超过 200 m，与东三段晚期‒东二段的巨厚泥岩形成良好储盖组合，并有多个油田发现.上述3套砂砾岩段也是渤中凹陷深层重要油气发现层段.

2 孔店组砂砾岩沉积背景

孔店组沉积早期为强烈断陷期，发育大量冲积扇及扇三角洲沉积体（图2）.太古界基底大面积出露，物源供给强，成砂率高，为厚层砂砾岩的形成创造了条件（图2）.早期河道、泥石流顶部沉积物被后期河道强烈冲刷，形成了层厚不等的多期砂砾岩叠置面貌，进而形成连续厚度超过300 m的巨厚砂砾岩体（图3）.从物源成分来看，不同扇体物源区不同，早期有中生界火山岩出露，在东南部渤中26-5构造见到大量古生界碳酸盐岩砾石，证实西侧有大面积的古生界碳酸盐岩供源（图2）.不同的物源组合条件下，砂砾岩的储层演化、成岩作用受到母岩成分的制约，表现出不同的演化特征.不同时期砂砾岩沉积条件，成分构成有较大差异性，早期物源供给强烈，杂基含量高，可超过30%，具有扇根泥石流特点，储层物性较差，测井特征表现为深浅电阻绞合状交汇，幅度差小，综合解释为致密层（图3）；后期为不同厚度的河道多期冲刷、叠置形成巨厚砂砾岩；连续厚度可超过300 m，与早期扇根泥石流沉积相比储层黏土矿物含量低，物性好，测井特征表现为深浅电阻分开幅度大，综合解释为凝析气层（图3）.

3 孔店组砂砾岩储层特征

3.1　物性特征

研究区孔店组砂砾岩按照物性分类大部分都位于特低孔特低渗区间，其中，渤中19-6部分储层物性较差（5井区），一部分物性较好（1、3井区），而渤中26-5构造整体物性差，大部分渗透率小于0.1×10^-3 μm²（图4）.

3.2　成岩作用及储层特征

孔店组砂砾岩埋深超过3 800 m，底界埋深超过4 500 m，压实作用强，颗粒呈线‒凹凸接触关系，胶结作用强，石英多期加大（图5a），不同类型晚期含铁碳酸盐胶结作用明显，可见大量孔隙衬里状菱铁矿胶结，这些成岩作用叠加让储层致密化（图5b）.由于粒度粗，颗粒的遮蔽、支撑作用突出，原生孔隙直径大，在后期压实过程中可以得到较好的保留.砾石与杂基的不均匀收缩作用也会形成较多的贴粒缝（图5c）.砂砾岩中见到较多的微裂隙，一部分微裂隙继承了母岩的动力变质作用微裂隙，裂隙中充填石英、绢云母、铁质矿物等（图5d）.另一部分裂隙呈现明显的受压点处破裂的特点，钾长石受多方向挤压形成的共轭粒内缝（图5e）.钾长石和斜长石的差异性比较明显，斜长石破裂缝不发育，斜长石中高岭土化、绢云母化、钠黝帘石化现象明显，绢云母化、钠黝帘石化主要是继承了母岩的特征（图5c）.部分裂缝贯穿多颗粒，有构造裂缝的特征（图5f）.

3.3　储集空间构成及裂缝对储层的贡献

根据薄片定量统计结果，研究区孔隙度及孔隙的构成差异较大，在渤中19-6构造3井区孔隙度为8.67%，裂缝孔隙的占比为35.1%，裂缝及裂缝伴生的溶蚀扩大缝占比高达64.9%（图6）.而渤中19-6的5井区，物性较差，平均孔隙度只有3.75%，孔隙的占比为78.4%，裂缝占比为21.6%，裂缝占比远低于孔隙度较好的3井区（图6）.渤中26-5构造平均孔隙度只有4.11%，孔隙占比为90.4%，裂缝占比只有8.7%（图6）.这一比例关系说明裂缝及其伴生的溶蚀作用对储层物性改善具有决定性影响.

4 砂砾岩裂缝储层差异演化机制

4.1　粒内微裂缝形成机制探讨

根据前文薄片统计结果，储层中的微裂缝比例较高，把裂缝伴生的溶蚀统计在内，渤中19-6构造3井区砂砾岩上段的裂缝及裂缝溶蚀合计占比超过60%.微裂缝沟通了原生孔隙，对渗透率的改善作用更大.在物性分布投点图上（图4），孔隙度相当的情况下，渤中19-6构造1井和3井裂缝发育段的渗透率相对高得多（图4）.

微裂缝主要是砾石内部缝，可细分为4种形态：裂缝在受压点处向颗粒放射状破裂，颗粒接触点是应力的集中释放点，破裂强度大（图7a）；受两侧颗粒协同挤压形成的扭张缝，一般发育在长宽比较大的颗粒上，由于受到不同颗粒、不同方向的挤压影响，颗粒的长轴方向更容易扭张破裂，进而形成明显的微裂隙（图7b）；受两侧颗粒强烈挤压形成的膨胀缝，这类裂缝一般发育在颗粒多方向受到周围颗粒束缚，调整空间受限的情况下，颗粒强烈破裂，并可见到周围颗粒侵占颗粒的原有空间，以及破碎后的碎片变形调整（图7c）；钾长石受压形成的共轭粒内缝（图7d）.形态上粒内微裂缝的成因与贯穿多个颗粒的构造缝有很大差别.

为进一步落实研究区粒内微裂缝的成因，本文选取配制岩心所需的花岗岩、片麻岩、钾长石、斜长石、石英及粘土矿物；将各种单矿物按照分类方案（表1）粉碎成与研究区相近粒度的颗粒，粘土矿物粉碎成粘土级的颗粒.按照研究区砂砾岩的碎屑组分含量配置人造岩心（表1），分别放入反应釜中进行压实模拟.

实验条件为补偿后的温压条件，进行为期15 d的升温、升压实验，实验具体条件如表2.实验完成后将蓝色铸体注入人造岩心，制备铸体薄片观察裂缝发育情况，实验在中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心完成.在模拟埋深2 500 m以下，人工岩心砾石开始出现砾内缝，裂缝数量随模拟埋深增大而逐渐增加.模拟埋深3 000 m以下，裂缝快速增加.通过压实后的铸体薄片观察，发育3种裂缝类型：接触点的放射状破裂缝（图7f， 7g）、长宽比较高的扭张缝（图7h）、强烈挤压形成的颗粒膨胀缝（图7i）.这些破裂缝的类型及成因方式与研究区观察到的类型与形态具有一致性.

为了进一步落实微裂缝的成因，本文进一步开展了两方面的实验工作.首先，开展了不同方向的声发射古应力值测定工作，声发射古应力值测定主要是利用岩石的Kaiser效应及抹录不净现象来判别其经历的古应力值，上述方法在地质研究中取得了较可靠应用效果（丁原辰等，1997；丁原辰和邵兆刚，2001）.本文分别取垂直方向、水平0°、45°、90°四个方向的岩心开展古应力值的测量，测量值代表在这一方向受到的最大古应力值.结果显示垂直方向受到的应力最大，这一方向与压实作用方向一致，因此，理论上埋藏压实产生的垂向上的应力对储层颗粒的影响贡献最大（图8）.

本文也对比了花岗岩、伟晶岩、片麻岩的应力模拟实验结果，数据显示这些岩石破裂压力要达到110 MPa以上（图8），而砂砾岩受到的最大应力只有60~70 MPa.实际上，结晶岩的晶粒排列方式与砂砾岩完全不同，结晶岩颗粒之间主要是镶嵌式接触关系，各晶粒可以看做均匀受力，但在砂砾岩的接触关系理论上主要是点‒线接触为主，压力主要集中在受力点上.Gallagher et al.（1974）提出颗粒接触点的应力桥作用，在颗粒承压的条件下，颗粒接触点是应力集中区，由于接触面积小、压强大，这是导致颗粒接触点破裂的主要机理（图9）.

孔店组沉积后储层经历了复杂的演化过程，其中，中新统之后，储层经历了较快速的埋藏过程（图10）（王清斌等，2019），在快速埋藏背景下，粗粒的碎屑岩更容易受到压实应力的影响而生成破裂缝（高志勇等，2013），中新统中期研究区孔店组埋藏深度在2 500 m左右，其压实强度已接近压实模拟生成裂缝的阶段，后期进入快速埋藏增压阶段（图10），对砾石产生压实缝起到了促进作用.

除了压实垂向上的应力作用外，根据声发射结果，在水平方向和45°方向上古应力值也超过50 MPa，理论上这种强度的应力也足以造成砾石破裂成缝，钾长石的共轭裂缝应该是受到了其他方向构造应力的影响.

4.2　制约裂缝发育的其他因素

研究区的东侧由于碳酸盐岩母岩区的影响（图2），碳酸盐岩砾石大量增加，渤中26-5构造揭示碳酸盐岩砾石含量为20%~50%，高比例的碳酸盐岩砾石在埋藏条件下水解，钙质在储层中大量迁出、沉淀，从而形成了早期碳酸胶结物连晶胶结，颗粒以点接触为主.碳酸盐胶结物含铁，碳酸盐胶结物应受到了后期成岩流体交代作用的影响.这些砂砾岩由于受到早期碳酸盐胶结物的支撑作用，颗粒内部压实裂缝不发育（图11a）.

杂基含量对岩石颗粒的接触关系及力的传导有重要影响，深埋条件下杂基呈塑性充填到残余孔隙中，这会极大降低压力对岩石的破坏，由于杂基中黏土矿物含水高，压实及成岩演化过程中黏土矿物的脱水会增大孔隙流体压力，从而降低骨架颗粒的压力.在颗粒接触部位如果有黏土杂基的隔挡一般很少发育裂缝（图11b，11c），黏土杂基实际上扮演了颗粒间的“压力缓冲垫”的角色.当黏土杂基含量较高时，黏土杂基“压力缓冲垫”将对储层裂缝发育程度产生重要影响，杂基含量较高的砂砾岩裂缝不发育（图11d）.渤中19-6构造5井区泥质杂基含量较高（图11d），与3井区下部砂砾岩同属一期（图3），多个深度薄片统计表明，其裂缝占比低，裂缝仅占储集空间的21.6%（图6），远低于低杂基砂砾岩段，其原因可归结为高含量杂基对应力的缓冲作用.

前文已经阐述，钾长石和斜长石裂缝形成能力及粒内溶蚀能力存在很大差异性.为了落实两类长石的裂缝生成能力，本文开展了三轴压缩变形试验，重点对比不同长石裂缝形成能力的差异性.样品来源于兴城市太古界新鲜花岗岩，样品含钾长石、斜长石两类长石，在共同受压的条件下，观察两类长石裂缝形成的差异性.岩石三轴压缩变形试验采用光栅位移传感器测量试件的轴向变形，力传感器动态测量轴向力，试验采用轴向位移闭环伺服控制的方式加载，变形速率为 0.06 mm/min.试验后的样品制备岩石薄片进行比对观察.实验在中国科学院工程地质力学重点实验室完成.通过模拟可以看到钾长石形成了大量共轭粒内裂缝，而斜长石并没有生成明显的裂缝（图12a， 12b， 12c），这说明钾长石的裂缝形成能力确实要强于斜长石.研究区孔店组砂砾岩母岩为太古界混合岩及花岗岩，母岩经历了复杂的变质过程和长时间的地质演化.大量薄片证据表明，斜长石容易受到高岭土化（图12d，12e）、绢云母化（图12d，12e）、钠黝帘石化等次生蚀变作用，高岭土化破坏了斜长石完整的晶型，让长石颗粒细粒化，强烈的高岭土化可以让长石颗粒光学特征完全改变，节理消失.钠黝帘石化作用后斜长石表现为细密的网格状晶型，原有的长石晶型已被破坏，同样，绢云母化也改变了长石晶体的完整性，上述作用最终都会严重改变斜长石的力学性质，使其脆性降低，韧性增强，这是两类长石成储能力差异的重要原因之一.

前人研究表明，钾长石与斜长石在不同温度下，其活化能有较大差异，在常温条件下，斜长石活化能远低于钾长石，表现为斜长石更易受到风化淋滤的影响产生溶蚀（黄思静等，2009）.埋藏高温条件下，钾长石的活化能显著降低，其溶蚀作用对储层的贡献更大（黄思静等，2009）.斜长石与钾长石结晶的方式及节理的发育特征有很大差别，光性上，钾长石为格子双晶，斜长石多为聚片双晶，节理为平行状，在受压条件下斜长石可以通过节理的错位，表现为书斜式变形（图12f），进而消减应力的影响.综上所述，由于钾长石和斜长石物理和化学性质的差异性导致钾长石在埋藏条件下裂缝生成能力，溶蚀能力都明显强于斜长石.

5 结论

（1）孔店组砂砾岩受太古界花岗岩、变质岩，古生界碳酸盐岩，中生界火山岩供源，以冲积扇‒扇三角洲为主.不同位置，母岩成分差异大；不同时期，杂基含量差异大.压实成缝作用是研究区砂砾岩大量裂缝形成的主要机制，其裂缝形态以粒内缝为主，其发育程度对储层物性具有决定性影响.

（2）含有大量碳酸盐岩砾石的砂砾岩，早期碳酸盐胶结作用强，不易形成裂缝，物性差；杂基含量较高的砂砾岩，由于杂基的塑性流动及缓冲作用，压实成缝效应不明显.低杂基砂砾岩，钾长石共轭缝发育，溶蚀作用强，物性好.斜长石大量高岭土化、绢云母化、钠黝帘石化，使其塑性更强，斜长石书斜式变形也会缓冲应力，上述作用使斜长石不易产生裂缝.钾长石相对于斜长石更容易产生粒内共轭缝，沿裂缝的溶蚀扩大作用普遍发育，对储层物性贡献大.

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基金资助

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