塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层裂缝表征与主控因素分析

Characteristics and main controlling factors of fracture development in the Ordovician carbonate reservoir, Tahe oilfield

摘要

文章利用岩心、薄片、扫描电镜和成像测井等资料,系统研究了塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝的发育特征,深入分析了该地区天然裂缝发育的主控因素。研究结果表明:塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝可分为构造裂缝(张性裂缝、剪切裂缝)、表生裂缝(风化缝)、成岩裂缝(缝合线、层理缝)和复合成因裂缝(构造-风化裂缝、构造-成岩裂缝)4大类7小类,其中构造裂缝在天然裂缝占据主导地位。裂缝走向以NE-SW、NW-SE和NNE-SSW向为主,倾向为NNW、NE和SEE倾,倾角多为大于70°,线密度介于1.5~3.5条/m之间。根据裂缝充填特征和交切关系可以将裂缝分为3期,第1期充填裂缝中的微裂缝镜下荧光反应强烈,证实充填裂缝并非完全无效的裂缝,内部微裂缝的发育依旧可以使其具有有效性。第2期裂缝内部被大量沥青质充填,有效性较差。第3期裂缝开度大、有效性强,但其内部并无荧光显示。碳酸盐岩储层裂缝的形成和发育受构造应力场、断裂、岩性和岩溶作用4个因素的控制。裂缝形成期构造应力场的大小和方向决定了裂缝的形成规模及分布模式。在走滑断裂的显著影响下,断层伴生裂缝大量发育,裂缝产状同走滑断裂带基本一致。距断裂带2 048.56 m为单条走滑断裂带控缝作用的最大有效影响范围,其中0~308.25 m属于断控裂缝强发育区,超过308.25 m断控裂缝强发育程度显著降低。走滑断裂张扭段和断裂带端部裂缝发育程度好,主动盘裂缝密度高,油气充注更丰富。裂缝发育程度同脆性矿物含量呈明显正相关趋势,并显著受控于杨氏模量和泊松比值的影响,白云岩裂缝发育程度最高,灰岩小类中砂屑灰岩裂缝发育程度最好。岩溶地貌中以岩溶台地下的丘从洼地无论浅层及纵向上均有较强的裂缝发育规模,平均裂缝线密度在2.67条/m,对储层的改善效果强。

关键词

裂缝表征 / 主控因素 / 碳酸盐岩储层 / 奥陶系 / 塔河油田

Key words

development characteristics / controlling factors / carbonate reservoirs / Ordovician / Tahe oilfield

0 引言

碳酸盐岩储层分布广泛,油气资源量丰富,在世界油气勘探领域占有重要地位^[1-2]。我国塔里木盆地塔河油田是国内第一个特大型古生界海相碳酸盐岩油田,其典型的奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层因其复杂性,一直以来都是研究的热点和难点^[3⇓⇓-6]。前人主要应用地球物理手段^[7-8]、储层地质建模技术^[9]和岩溶分带理论^[10-11]等方法对该地区缝洞型储层开展了大量研究。然而随着勘探开发的不断深入,精细刻画小尺度缝洞体成为研究的新趋势^[12-13]。对于该类型储集体而言,裂缝在其中起着沟通孤立小缝洞储集体、改善储层质量的作用,并对油气富集及后期开发等均具有十分重要的影响^[14-15]。

碳酸盐岩储层具有非均质性强、脆性大和与常规储层相比天然裂缝发育程度更高的特点^[16]。近年来,国内外学者针对碳酸盐岩储层裂缝发育的特殊性开展了大量研究,现普遍认为构造作用和成岩作用是造成碳酸盐岩储层裂缝形成和发育的重要控制因素,岩溶作用与储层裂缝具有相互促进的作用^{[17⇓⇓-20]}。对于碳酸盐岩储层天然裂缝而言,根据其成因及其力学性质可分为构造缝与非构造缝两大类,其中构造裂缝对油气富集的作用更为显著,且更多扮演着重要储集空间和主要渗流通道的角色^{[21⇓⇓-24]}。目前,碳酸盐岩储层天然裂缝的研究主要集中在识别表征与分布预测两个方面,塔河油田主要通过地震资料利用地球物理方法使用蚂蚁追踪技术、张量、曲率地震属性方法和地震波各向异性特征对大尺度裂缝进行识别和分布预测^[25-26],应用测井资料不同曲线的响应特征和人工智能方法对该地区中小尺度裂缝开展了大量研究工作^[27],运用生产动态资料中的示踪剂测试、干扰试井数据能较好预测井间裂缝发育规模和连通程度^[28],并通过引入构造应力场数值模拟方法开展对不同井区的应力模拟及裂缝分布预测研究^[25,29],由此可见天然裂缝的研究对塔河地区油气勘探开发具有十分重要的现实意义。但该地区尚未开展岩心、成像测井尺度裂缝发育特征的系统性研究及天然裂缝主控因素的具体分析,这一类基础、直观的裂缝表征数据的缺失,会严重制约塔河油田下一步的开发决策。

本文综合利用岩心、薄片、扫描电镜和成像测井等资料,系统研究了塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝的发育特征,从构造应力场、断裂、岩性和岩溶作用4个角度深入剖析了影响该地区天然裂缝发育的主控因素。以期为塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层裂缝分布规律及预测研究提供充足的地质依据,为该地区缝洞型油藏勘探开发提供有效的指导思想。

1 地质背景

塔里木盆地位于我国西北部,是我国目前规模最大的含油气盆地(图1a)^{[30⇓⇓-33]}。盆地内部总体上表现为“三隆四坳”的构造格局^[34-35]。塔河油田位于塔北隆起阿克库勒凸起中段的西南斜坡,北接雅克拉断凸起,南与满加尔坳陷和顺托果勒低隆起相连,西为哈拉哈塘凹陷,东邻草湖凹陷(图1b^[36])^[12,37]。

自前震旦系变质岩基底形成后,阿克库勒凸起共经历加里东期、海西期、印支-燕山期和喜马拉雅期等多期构造运动^{[38⇓⇓-41]}。其中加里东中期作为构造反转期,在近南北向挤压应力下形成多组北北东与北西向的“X”型共轭走滑断裂体系(图1c^[42-43]),并使阿克库勒凸起初具雏形^[12,44-45]。在幕式抬升的背景下,导致奥陶系碳酸盐岩地层经历多次数、不均衡、短时长的抬升剥蚀和暴露岩溶,形成多个不整合界面(图1d)^[46⇓-48]。海西早期,在北西向区域性强挤压作用下,先期走滑断裂再次强烈活动,地层大幅抬升,北东走向、西南倾伏的大型鼻状凸起构造形成^[10,39,49]。在此期间,区域性、大规模、长时间的风化剥蚀,导致大部分地区志留系、泥盆系和上奥陶统地层被剥蚀殆尽,中下奥陶统地层也出现区域性缺失^[1,11,25,50]。这两期构造运动的叠加作用决定了塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层的形成与发展^{[51⇓⇓-54]}。海西晚期,阿克库勒凸起再次隆升,产生一系列近东西走向断裂,构造高部位逐步向东移动,凸起大体定型^[55-56]。局部地区晚古生代完全被剥蚀,暴露奥陶系碳酸盐岩地层^[57]。印支-燕山期凸起隆升范围缩减,鼻状构造逐渐消失,喜马拉雅期阿克库勒凸起至此最终定型^[58-59]。在多期次,多方向构造运动的影响下,长期位于构造高部位的塔河地区易形成应力集中并产生大量不同方向裂缝。

目前塔河油田最主要的油气产出层位为奥陶系地层,其自下而上可划分为6个地层单元:下奥陶统蓬莱坝组(O₁p)、中-下奥陶统鹰山组(O_1-2y)、中奥陶统一间房组(O₂yj)、上奥陶统恰尔巴克组(O₃q)、良里塔格组(O₃l)和桑塔木组(O₃s)(图1d^[25])。除桑塔木组大量发育碎屑岩沉积,其余奥陶系地层整体上均以碳酸盐岩为主,中下奥陶统主要发育泥微晶灰岩和颗粒灰岩。

2 裂缝识别及表征

2.1 裂缝成因类型

通过对该地区薄片、岩心和成像测井不同尺度的裂缝观察,结合裂缝成因分类,认为该区裂缝可分为构造裂缝、表生裂缝、成岩裂缝和复合成因裂缝4大类。构造裂缝是塔河地区最为发育的裂缝,为构造应力场和局部构造事件直接控制下产生的裂缝^[23,60]。其中以剪切裂缝占比最高,垂直缝和高角度缝居多,缝宽较小(图2a),缝内存在不同程度的充填,部分缝面显著含油(图2b,g);张性裂缝角度下降(图2c),延伸较短,缝面粗糙,缝宽随裂缝延伸多出现不均匀的变化(图2k),且缝内多被方解石或砂泥质半-全充填(图2d,h)。表生裂缝中的风化裂缝是在机械和化学分化作用下形成的裂缝,在岩心上多表现为叶脉状或网状,无规则的形态(图2f)。成岩裂缝中缝合线数量较多,多为锯齿状,起伏波动较大,多被有机质或暗色泥岩充填,部分岩心可见由缝合线构成的缝网(图2i);而层理缝分布较为局限,仅在特定岩性中分布较多,且内部多被泥质、方解石或部分有机质全充填(图2e)。复合成因裂缝为先期成岩、表生作用下形成的裂缝在后期构造改造下产生的新裂缝,其中构造-风化裂缝和构造-成岩裂缝均表现为在先期风化裂缝或缝合线形成的基础上, 后期构造应力作用导致构造裂缝沿先期已形成的应力薄弱面优先破裂而产生裂缝(图2i,j)。

2.2 裂缝发育特征

2.2.1 微观裂缝发育特征

微观裂缝指长度小于1 mm,宽度小于0.1 mm,观察时需要借助放大工具的裂缝^[61⇓-63]。目前,常用的微观裂缝识别与表征技术有显微镜观察(常规光学显微镜^[64]、激光扫描共聚焦显微镜)、CT扫描(微米CT^[65]、纳米CT^[66])、电镜观察(普通扫描电镜^[67]、场发射扫描电镜^[64])和核磁共振^[68]等。

本次应用普通薄片、铸体薄片、荧光薄片和扫描电镜系统识别了塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层微观裂缝的发育特征。整体上微观裂缝表现出构造裂缝大量发育的特点(图3)。构造裂缝中张性裂缝和剪切裂缝均有发育。张性裂缝在微观下表现为缝面曲折不平,缝宽及开度均较大,多沿较大的矿物颗粒边缘发育的特点(图3b,g,f);镜下观察发现大量张性裂缝被进一步溶蚀扩大,局部可见大量沥青沿溶蚀扩大裂缝大量充注的现象(图3c),也可观察到沥青等有机质不同程度地贴附在裂缝壁上的情况(图3d),这些特征表明微观裂缝具备一定的储集能力,且可为油气运移提供有效通道。剪切裂缝缝面平直,延伸距离较远,对矿物颗粒和生物碎屑的贯穿能力强,多表现为未充填特征(图3e,h)。

根据裂缝充填特征和交切关系可以观察到3期裂缝(图3a,d),通过对第一期裂缝进行荧光薄片观察发现,全充填裂缝内部发育大量荧光反应强烈的微裂缝,这些微裂缝大部分沿方解石矿物颗粒边缘相连通,也存在部分因后期应力作用贯穿矿物颗粒的情况(图3i)。微裂缝的大量出现、相互贯通也可使整个充填裂缝再次获得油气疏导能力,成为油气运移的通道(图3j)。充填裂缝荧光反应的出现证实充填裂缝并非完全无效的裂缝,内部微裂缝的发育依旧可以使其具有较强的有效性。

2.2.2 宏观裂缝发育特征

对塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层宏观裂缝的研究,主要应用15口井的岩心资料和8口井的成像测井资料对裂缝产状、长度、密度(线密度)、开度和充填程度进行定量表征,这些裂缝特征参数的精细化描述是储层裂缝综合表征的基础,是储层裂缝预测的重要参考依据^[69]。

裂缝产状的研究对确定裂缝发育机制和明确裂缝发育规律具有较强的指示作用^[20,70]。成像测井资料具有对目的层段裂缝产状进行测量的功能,因此通过对该地区8口井的成像测井资料,共计273条裂缝数据的统计分析发现,该地区奥陶系碳酸盐岩储层主要发育北东-南西向(41.14%)、北西-南东向(17.34%)、北北东-南南西向(14.9%)、近南北向(10.44%)和近东-西向(7.38%)5组裂缝(图4a)。裂缝的优势走向与不同时期的古构造应力场背景下的水平最大主应力方向吻合程度较高,从侧面可以反映出不同走向裂缝的大致期次^[60]。该地区裂缝倾向主要为北北西倾(25.05%)、北东倾(22.36%)和南东东倾(23.72%)3个方向,这3个方向也均与该地区NNE和NNW向走滑断裂的倾向相符^[50]。裂缝倾角是对裂缝形成期所受应力的大小最直观的反映,结合岩心与成像测井等资料可将裂缝倾角划分为4个区间:垂直缝(>75°)、高角度缝(45°<裂缝倾角≤75°)、低角度缝(10°<裂缝倾角≤45°)和水平缝(≤10°),该地区裂缝主要为垂直缝和高角度缝(图4c,5a)。

裂缝长度、线密度、开度和充填程度的分析主要以岩心尺度的裂缝统计分析为依据。裂缝长度即裂缝纵向延伸距离,该地区>10 cm的裂缝占比较高,大量垂直缝和高角度缝贯穿岩心后仍有延伸趋势,部分可追溯的缝长>20 cm(图5b),而该地区平均岩心块长在16 cm左右,大量块长集中在8~12 cm之间(图2a-j),可见岩心块长限制了对地下裂缝缝长的观测,实际裂缝缝长应远高于岩心观测值。

裂缝线密度是表征裂缝发育程度相对强弱较为稳定的指标,可以较为真实地反映裂缝的实际分布情况^[71]。从不同井裂缝线密度的统计结果可得,该地区单井裂缝线密度总体介于1.5~3.5条/m之间,随构造部位裂缝的不同线密度呈现明显的差异,对比分析可见,近NNE向断裂的单井裂缝线密度明显高于近NNW向断裂的单井裂缝密度,而远离断裂的井裂缝线密度波动较大(图6)。

岩心裂缝开度及充填程度均是裂缝有效性的直接反映,可决定其作为储集空间或渗流通道的能力^[72]。该地区裂缝开度多集中在0.15~0.2 cm,仅少量裂缝开度较大,大于0.25 cm(图5c)。而通过岩心和成像测井观察均发现,该地区裂缝虽受到一定的充填,但半充填裂缝居多。部分全充填裂缝在后期受到溶蚀,溶蚀孔洞发育,也可使裂缝的有效性大大提高(图2h)^[73]。裂缝的开度同倾角大小具有一定的相关性,相对来说,裂缝倾角越大开度也相对较高。通过统计分析发现,在水平缝和垂直缝中,裂缝开度与裂缝倾角存在明显正相关,且水平缝的相关程度远强于垂直缝,微小的倾角变化就会带来裂缝开度的激增。而在低角度缝和高角度缝区间中,虽裂缝开度与倾角也存在一定的正相关趋势,但总体相关性较为微弱,裂缝开度整体稳定在0.15 cm左右(图7)。

3 裂缝发育主控因素

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层裂缝的形成和发育,是多因素共同控制下的结果^[22,74]。本次通过综合利用岩心、薄片和成像测井等资料,系统分析了构造应力场、断裂、岩性和岩溶作用4方面主控因素对该地区碳酸盐岩储层裂缝形成和发育影响。

3.1 构造应力场

区域构造应力场是产生区域性构造裂缝,决定裂缝性质、发育程度和影响裂缝分布的重要控制因素^[19,75-76]。岩石中裂缝的形成与其所受到的应力状态密切相关,当前状态下所观察到的裂缝主要在古应力下形成,并且是多期应力场共同作用后的结果^[77]。通过对比不同时期的构造应力场同裂缝发育的关系来看,多期构造的构造应力场虽然会产生多期不同组系的裂缝,但早期形成的裂缝可以通过影响局部应力状态来有效制约后期裂缝的形成规模及分布模式,且晚期裂缝虽可以切割早期裂缝,但若应力较小则可被早期裂缝限制,因此研究裂缝形成期的构造应力场至关重要^[78⇓-80]。裂缝形成期构造应力场的活动强度与裂缝发育程度呈正相关趋势,且构造应力场的大小是影响构造裂缝发育程度的直接因素^[77]。通过对塔河地区构造演化的分析认为,该地区在海西早期经历了最大规模的挤压应力,应属于该地区的裂缝主要形成期。通过对该地区建立高精度岩石力学模型和数学模型,确定施力方向和大小后,进行裂缝形成期构造应力场数值模拟,结合张、剪破裂率计算得到该地区的综合破裂率大小分布,其计算公式如下:

张裂缝破裂率计算公式为

(1) I_{\mathrm{t}} = \frac{{\sigma }_{\mathrm{T}}}{\sigma {\text{'}}_{\mathrm{T}}}

式中:σ_T为岩体的张应力强度,MPa;σ'_T为岩体的抗张强度,MPa;I_t为张裂缝破裂系数,I_t≥1时,岩石发生张性破裂。

剪切裂缝破裂系数计算公式为

(2) I_{\mathrm{n}} = \frac{{\tau }_{\mathrm{n}}}{\tau {\text{'}}_{\mathrm{n}}}

式中:τ_n为岩体的剪应力强度,MPa;τ'_n为岩体的抗剪强度,MPa;I_n为剪切裂缝破裂系数,I_t≥1时,岩石发生剪切破裂。

综合破裂率I_F来表征构造裂缝的发育程度,其公式为

(3) I_{\mathrm{F}} = a I_{\mathrm{t}} + b I_{\mathrm{n}}

式中:a和b分别表示研究区中岩心尺度和成像测井尺度上统计的张性裂缝和剪切裂缝所占构造裂缝的比例,研究区两者比例为6:4。当I_F≥1时,岩石发生破裂产生裂缝,并且I_F的值越大,岩石中产生裂缝的概率越大。

结果显示单井裂缝线密度同该地区综合破裂率吻合度较高(图8),反映出构造应力作用下的综合破裂率高值区往往指示裂缝高线密度分布区域,证明构造应力场的活动对碳酸盐岩储层裂缝发育程度具有关键的控制作用。

3.2 断裂

断裂对裂缝形成和发育的重要作用体现在控制天然裂缝产状和影响天然裂缝发育程度两个方面^[16]。同正、逆断层相比,走滑断层对裂缝的影响具有特殊性,因此从裂缝的走向、裂缝发育范围和断裂叠接段、主被动盘裂缝发育差异性4个方面探讨走滑断裂对裂缝的影响。

研究发现,塔河油田奥陶系地层主要发育NNE-SSW和NW-SE走向的两组大型走滑断裂。其中NNE-SSW向走滑断裂为该地区的主干走滑断裂,具有断面倾角近于直立,断裂直插基底地层,显著影响构造形态的特征。而NW-SE向走滑断裂则是在同期应力背景下形成的伴生于NNE-SSW向主干走滑断裂的次级、共轭断裂。该地区走滑断裂在加里东中期初具形态,于海西期显著活动,并于燕山-喜马拉雅期逐步定型^[44,49,57]。通过对该地区裂缝的统计结果来看,裂缝走向主要以NE-SW、NW-SE和NNW-SSW向裂缝为主(图9),并以NE-SW和NNW-SSW向裂缝的发育占据绝对优势,这与该地区主干走滑断裂带呈NNE-SSW向、共轭断裂NW-SE向具有密切联系,且裂缝倾向与走滑断裂带基本保持一致(图4a,b),因此可以判断该地区裂缝多为断层伴生裂缝。裂缝中还存在部分近S-N和近E-W向裂缝,这些裂缝的形成与海西晚期S-N向挤压所形成的E-W向断裂和燕山-喜马拉雅期构造应力背景下对断裂和裂缝的改造有关。

走滑断裂带是早期剪切破裂带在应力持续作用下形成的产物,断裂带内部裂缝密集发育,断裂附近裂缝的分布具有明显的规律性^[21,81]。结合该地区岩心和成像测井数据分析发现,裂缝的发育整体上表现为随距断裂距离的加大,裂缝线密度呈现逐渐降低的趋势,且超过一定范围后裂缝线密度下降速度极快(图10a)。如近NNE向主干走滑断裂带的X16井和X4井的裂缝线密度远高于距离该断裂带垂直距离较远的X12井,同样近NNW向主干走滑断裂带的X24井和X52井的裂缝线密度也高于距离该断裂带垂直距离较远的X5井(图6)。然而岩心和成像测井数据仅能大致表示裂缝发育趋势,因此在应力场数值模拟的基础上通过计算该地区的综合破裂率,来精细表征断裂对裂缝发育的影响范围。分析发现,该地区综合破裂率在距断裂带0~2 048.56 m时,数据整体呈现明显的收缩趋势,并于2 048.56 m后出现明显的断档,数据量急剧减少,而后随距离增加综合破裂率重新恢复波动,但整体依旧呈现距断裂距离与裂缝线密度负相关的趋势(图10c)。

将数据平面分布特征与断裂平面分布模式相结合,分析认为2 048.56 m为单条走滑断裂带对裂缝影响的最大有效范围,超出该范围后周缘断裂带及分支断裂的影响会造成裂缝发育程度的波动,裂缝的发育则改变为多因素共同作用的结果。将0~3 000 m的数据放大后可发现,综合破裂率在0~308.25 m范围内数据量大、波动较强,而超过308.25 m后数据分布逐渐趋于稳定,数据量显著减少(图10b)。因此可以认为,0~308.25 m范围属于断控裂缝强发育区,断裂活动对裂缝的发育起着重要的控制作用,在约308.25 m处存在一个临界点,超过308.25 m断控裂缝发育程度显著降低,裂缝发育规模明显减弱。

走滑断裂在应力场作用下,沿走向会形成不同性质的分段,分段性差异往往伴生不同性质和规模的裂缝^[82-83]。通过对该地区典型断裂带进行分段性研究发现,该地区走滑断裂带分段性齐全,普遍具有张扭段、压扭段和平移段(图11b)。结合各单井裂缝线密度分析可得出,走滑断裂带不同分段性对裂缝发育的控制作用差异性较为明显,整体上表现为张扭段裂缝发育规模强于压扭段,张扭段各井裂缝线密度高,分布稳定,而压扭段各井裂缝线密度普遍偏低,且波动较大(图11a)。围绕走滑断裂带裂缝发育表现出由NW向NE裂缝发育规模增强,南部无论张扭段,还是压扭段裂缝发育规模均弱于北部的现象。且走滑断裂带端部作为断裂应力的释放区,位于其上的X4、X26和X14 3口井的裂缝线密度普遍偏高。

前人研究表明,走滑断裂根据两侧地层活动性的差异可分为主动盘(活动性强)与被动盘(活动性弱),与被动盘相比,主动盘往往岩石破裂更彻底,具有更高的裂缝密度,且油气充注更丰富^[84-85]。通过研究塔河油田奥陶系地层走滑断裂主、被动盘和裂缝发育特征的差异性可知,该地区走滑断裂具有早期左行走滑、晚期右行走滑的特征,断裂西侧盘活动性强于东侧盘,因此定义西侧盘为主动盘^[86]。位于主动盘的各井裂缝线密度普遍较高,平均裂缝线密度可达2.25条/m,而位于被动盘的各井裂缝线密度普遍低于2条/m,平均为1.93条/m(图12a)。且主动盘各井裂缝开度较大,整体开度均超过0.14 cm,平均开度为0.164 cm,而被动盘各井裂缝开度超过0.14 cm的仅3口,平均为0.133 cm(图12b)。对比来看,主动盘单井累计含油层厚度相对较厚,但不同井差异较大,而被动盘各单井整体含油层厚度相对较薄,仅部分井含油层厚度较大(图12c)。不同井累计含油层厚度相差较大应与局断层距离和所处叠接段位置有密切联系。

3.3 岩性

对于碳酸盐岩储层而言,岩性是影响裂缝发育的主控因素之一^[87-88]。通常,在相同的应力条件下,碳酸盐岩中的白云石、方解石等脆性矿物的含量越高,岩石越容易发生破裂^[20]。然而,相同岩性中岩石颗粒大小是否为影响裂缝发育的决定性因素尚未形成定论^[89-90]。由于岩心观察对岩性的确定较为细致,因此首先分大类对岩性控制裂缝发育程度进行研究,相比较而言,白云岩比灰岩的脆性更高,更易产生裂缝,塔河地区奥陶系碳酸盐岩地层虽白云岩含量极低,但该岩性的出现往往伴随着高密度裂缝的产生(图13a)。对灰岩进行岩性细分后发现,角砾灰岩中裂缝发育最差,砂屑灰岩裂缝发育强度最高(图13b)。而该地区碳酸盐岩储层中裂缝的发育规模并未表现出明显受控于岩石颗粒粒度的情况,而是表现出上下浮动的趋势。

本次通过自测和调研塔河地区碳酸盐岩储层不同灰岩小类岩石力学数值大小,分析其对裂缝发育的控制作用。不同灰岩小类岩石力学参数中杨氏模量和泊松比的差异较大(表1^[91]),泥灰岩同砂屑灰岩杨氏模量差值达43.22 GPa,泊松比差值为0.119,两者裂缝发育程度也表现出明显的差异性(图13b)。分析发现杨氏模量和泊松比均与裂缝线密度表现出较好的正相关趋势。这与前人研究中发现的在杨氏模量大于 40 GPa 条件下,随着泊松比增加,裂缝发育程度缓慢提升;泊松比超过0.2后,裂缝发育程度随泊松比的增加缓慢升高相吻合^[92-93]。这也解释了裂缝的发育规模与岩石颗粒粒度相关性较差的原因,即岩石成分、颗粒大小和颗粒排列方式等多方面因素造成了岩石力学性质存在差异,进而导致不同岩性在同种构造应力作用下产生的裂缝发育程度相差较大,同种岩性在同期构造应力场下产生的裂缝发育程度也有差异。

3.4 岩溶作用

岩溶地貌的差异性显著影响着古岩溶作用的强度和岩溶作用的深度,也严重制约着裂缝的发育程度^[12,94]。塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层的主要岩溶期为海西早期,通过建立该时期古岩溶地貌与裂缝发育规模的对应关系可得出,奥陶系岩溶顶界面裂缝发育程度整体表现为岩溶台地裂缝发育规模大,且其细分亚类岩溶地貌单元中I和II级高裂缝线密度分区占比较大,整体面积占比在40%以上;岩溶陡坡裂缝发育程度显著降低,其细分亚类岩溶地貌单元中IV和V级低裂缝线密度分区数量明显提升,整体面积占比超50%;而岩溶盆地裂缝发育较差,IV和V级低裂缝线密度分区面积占比达82.5%(表2)。岩溶台地中以峰丛洼地和丘从洼地的裂缝发育程度最高,且分布面积大(图14),垄脊沟谷次之(图14a)。

通过对中下奥陶统地层裂缝发育程度和古岩溶地貌的分析来看,虽丘从洼地同峰丛洼地II级高裂缝发育区面积占比相同,但裂缝发育程度高值区在丘从洼地中的面积更大,平均裂缝线密度为2.67条/m,而峰丛洼地II级高裂缝发育区面积相对较小(图14b)。这也反映出残丘幅度小、构造坡度相对较缓的丘从洼地,岩溶作用更加彻底,岩溶下切深度大,岩溶作用对裂缝的发育和改善有较强的影响,纵向上更易于保持较高的裂缝发育程度(图14a,b)。且丘从洼地地下岩溶洞穴、岩溶管道较为发育,也易形成因岩溶塌陷而新生的裂缝富集区^[54]。而峰丛洼地由于残丘陡立,高差较大,仅能在表层形成少量溶蚀裂缝,无法在纵向上向深部影响裂缝的发育规模,从而达到有效改善储层的效果。

5 结论

(1)塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝可分为4大类7小类,其中构造裂缝最发育,且剪切裂缝数量多于张性裂缝,表生裂缝(风化缝)、成岩裂缝(缝合线、层理缝)和复合成因裂缝(构造-风化裂缝、构造-成岩裂缝)也均有发育。裂缝产状中走向主要为NE-SW向,倾向多为NNW倾,倾角多为大于70°,裂缝线密度介于1.5~3.5条/m之间,开度较小,半充填居多。

(2)根据裂缝充填特征和交切关系可以将该地区裂缝分为3期,第1期充填裂缝中微裂缝在镜下观察荧光反应强烈的,证实充填裂缝并非完全无效的裂缝,内部微裂缝的发育程度对充填缝有效性的改善作用显著。

(3)碳酸盐岩储层裂缝的形成和发育受构造应力场、断裂、岩性和岩溶作用4个因素的控制。其中,构造应力场是裂缝发育程度及影响裂缝分布的决定因素,断裂对裂缝性质及裂缝优势发育部位有显著控制作用,岩性中脆性矿物含量提升、高杨氏模量和泊松比可明显增加裂缝发育的规模,岩溶地貌中岩溶台地裂缝最发育,其中,丘从洼地无论是浅层还是纵向上均有较强的裂缝发育规模,是有利储层高发区。

(4)高序次走滑断裂对裂缝产状控制作用明显。距断裂带2 048.56 m为单条走滑断裂带控缝作用的最大有效影响范围,其中0~308.25 m属于断控裂缝强发育区,超过308.25 m断控裂缝发育程度显著降低。该地区走滑断裂由南西向北东裂缝发育规模逐渐提升,其中张扭段和断裂带端部裂缝发育程度好,主动盘活动性强,裂缝密度高,油气充注更丰富。

感谢审稿专家和责任编辑对论文提出了宝贵的修改意见。

参考文献

[1] 韩长城, 林承焰, 鲁新便, 塔河油田奥陶系碳酸盐岩岩溶斜坡断控岩溶储层特征及形成机制[J]. 石油与天然气地质, 2016, 37(5): 644-652.

[2] 金之钧, 蔡立国. 中国海相油气勘探前景、 主要问题与对策[J]. 石油与天然气地质, 2006, 27(6): 722-730.

[3] 漆立新. 塔里木盆地下古生界碳酸盐岩大油气田勘探实践与展望[J]. 石油与天然气地质, 2014, 35(6): 771-779.

[4] 马永生, 何登发, 蔡勋育, 中国海相碳酸盐岩的分布及油气地质基础问题[J]. 岩石学报, 2017, 33(4): 1007-1020.

[5] 鲁新便, 蔡忠贤. 缝洞型碳酸盐岩油藏古溶洞系统与油气开发: 以塔河碳酸盐岩溶洞型油藏为例[J]. 石油与天然气地质, 2010, 31(1): 22-27.

[6] 赵文智, 沈安江, 潘文庆, 碳酸盐岩岩溶储层类型研究及对勘探的指导意义: 以塔里木盆地岩溶储层为例[J]. 岩石学报, 2013, 29(9): 3213-3222.

[7] 吕艳萍, 姜应兵, 高济元, 塔河西部奥陶系古岩溶小流域的划分及其地质意义[J]. 断块油气田, 2021, 28(4): 440-445.

[8] 张文彪, 张亚雄, 段太忠, 塔里木盆地塔河油田托甫台区奥陶系碳酸盐岩断溶体系层次建模方法[J]. 石油与天然气地质, 2022, 43(1): 207-218.

[9] 何治亮, 赵向原, 张文彪, 深层-超深层碳酸盐岩储层精细地质建模技术进展与攻关方向[J]. 石油与天然气地质, 2023, 44(1): 16-33.

[10] 张三, 金强, 孙建芳, 塔河地区奥陶系岩溶斜坡峰丘高地的形成及油气地质意义[J]. 石油勘探与开发, 2021, 48(2): 303-313.

[11] 金强, 张三, 孙建芳, 塔河油田奥陶系碳酸盐岩岩溶相形成和演化[J]. 石油学报, 2020, 41(5): 513-525.

[12] 张娟, 谢润成, 杨敏, 塔河油田主体区下奥陶统小尺度缝洞体形成机制与分布预测[J]. 地学前缘, 2023, 30(4): 51-64.

[13] 杨德彬, 杨敏, 李新华, 塔河油田碳酸盐岩小缝洞型储层特征及成因演化[J]. 油气地质与采收率, 2021, 28(1): 41-46.

[14] 吕心瑞, 李红凯, 魏荷花, 碳酸盐岩储层多尺度缝洞体分类表征: 以塔河油田S80单元奥陶系油藏为例[J]. 石油与天然气地质, 2017, 38(4): 813-821.

[15] 邓光校, 马永强, 谢玮. 碳酸盐岩小缝洞群储集体地震表征方法[J]. 科学技术与工程, 2022(8): 3038-3042.

[16] 肖阳, 刘国平, 韩春元, 冀中坳陷深层碳酸盐岩储层天然裂缝发育特征与主控因素[J]. 天然气工业, 2018, 38(11): 33-42.

[17] 艾合买提江·阿不都热和曼, 钟建华, 李阳, 碳酸盐岩裂缝与岩溶作用研究[J]. 地质论评, 2008, 54(4): 485-493, 578.

[18] AGUILERA R. Determination of subsurface distance between vertical parallel natural fractures based on core data: geologic NOTE[J]. AAPG Bulletin, 1988, 72(7): 845-51.

[19] NELSON R. Geologic analysis of naturally fractured reservoirs: contributions in petroleum geology and engineering[M]. Houston: Gulf Publishing Company, 1985: 320.

[20] 赫俊民, 王小垚, 孙建芳, 塔里木盆地塔河地区中—下奥陶统碳酸盐岩储层天然裂缝发育特征及主控因素[J]. 石油与天然气地质, 2019, 40(5): 1022-1030.

[21] 曾联波, 巩磊, 祖克威, 柴达木盆地西部古近系储层裂缝有效性的影响因素[J]. 地质学报, 2012, 86(11): 1809-1814.

[22] 久凯, 丁文龙, 李玉喜, 黔北地区构造特征与下寒武统页岩气储层裂缝研究[J]. 天然气地球科学, 2012, 23(4): 797-803.

[23] 刘亿. 巴楚隆起鹰山组碳酸盐岩储层特征及其主控因素[D]. 成都: 成都理工大学, 2013.

[24] 王培俊. 塔河油田二区奥陶系裂缝特征及成因分析[D]. 青岛: 中国石油大学(华东), 2010.

[25] 史今雄. 塔河油田断裂对奥陶系碳酸盐岩缝洞储集体控制作用研究[D]. 北京: 中国石油大学(北京), 2020.

[26] 王震, 邓光校, 文欢, 塔河油田碳酸盐岩叠前裂缝预测技术应用分析[J]. 工程地球物理学报, 2018, 15(1): 65-72.

[27] 蓝茜茜, 张逸伦, 康志宏. 基于样本优化的神经网络方法在储层裂缝识别中的应用[J]. 科学技术与工程, 2020, 20(21): 8530-8536.

[28] 康志江, 张冬梅, 张振坤, 深层缝洞型油藏井间连通路径智能预测技术[J]. 石油与天然气地质, 2023, 44(5): 1290-1299.

[29] 刘学利, 翟晓先, 杨坚, 塔河油田缝-洞型碳酸盐岩油藏等效数值模拟[J]. 新疆石油地质, 2006, 27(1): 76-78.

[30] 贾承造, 魏国齐, 姚慧君, 盆地构造演化与区域构造地质[M]. 北京: 石油工业出版社, 1995.

[31] 何登发, 李德生. 塔里木盆地构造演化与油气聚集[M]. 北京: 地质出版社, 1996.

[32] 康玉柱, 康志宏. 塔里木盆地构造演化与油气[J]. 地球学报, 1994, 15(增刊2): Z2.

[33] 何碧竹, 焦存礼, 刘若涵, 塔里木盆地新元古代构造古地理及深层有利烃源岩发育区预测[J]. 地学前缘, 2023, 30(4): 19-42.

[34] 何登发. 中国多旋回叠合沉积盆地的形成演化、 地质结构与油气分布规律[J]. 地学前缘, 2022, 29(6): 24-59.

[35] 马庆佑, 吕海涛, 蒋华山, 塔里木盆地台盆区构造单元划分方案[J]. 海相油气地质, 2015, 20(1): 1-9.

[36] YU J B, LI Z, YANG L. Fault system impact on paleokarst distribution in the Ordovician Yingshan Formation in the central Tarim Basin, Northwest China[J]. Marine and Petroleum Geology, 2016, 71: 105-118.

[37] 焦方正, 翟晓先. 海相碳酸盐岩非常规大油气田: 塔河油田勘探研究与实践[M]. 北京: 石油工业出版社, 2008.

[38] 安海亭, 李海银, 王建忠, 塔北地区构造和演化特征及其对油气成藏的控制[J]. 大地构造与成矿学, 2009, 33(1): 142-147.

[39] 何登发, 周新源, 杨海军, 塔里木盆地克拉通内古隆起的成因机制与构造类型[J]. 地学前缘, 2008, 15(2): 207-221.

[40] 贾承造. 中国塔里木盆地构造特征与油气[M]. 北京: 石油工业出版社, 1997.

[41] 汤良杰. 塔里木盆地演化和构造样式[M]. 北京: 地质出版社, 1996.

[42] 黄少英, 宋兴国, 罗彩明, 塔北隆起X型走滑断裂成因机制的新解释[J]. 现代地质, 2021, 35(6): 1797-1808, 1829.

[43] HAN P, DIAO X D, DING W, et al. Spatial distribution prediction of pre-Sinian volcanic and metamorphic rocks in Xinhenan-Sandaoqiao Area, Northern Tarim Basin[J]. Interpretation, 2022, 10(2): T237-T251.

[44] 翟晓先. 塔里木盆地塔河特大型油气田勘探实践与认识[J]. 石油实验地质, 2011, 33(4): 323-331.

[45] 丁文龙, 漆立新, 吕海涛, 利用FMI资料分析塔河油田南部中—下奥陶统储层构造应力场[J]. 现代地质, 2009, 23(5): 852-859.

[46] 漆立新, 云露. 塔河油田奥陶系碳酸盐岩岩溶发育特征与主控因素[J]. 石油与天然气地质, 2010, 31(1): 1-12.

[47] 张三, 金强, 乔贞, 塔河油田奥陶系构造差异演化及油气地质意义[J]. 中国矿业大学学报, 2020, 49(3): 576-586.

[48] 张小兵, 吕海涛, 赵锡奎, 塔河油田中下奥陶统顶面古构造演化及油气关系[J]. 石油实验地质, 2011, 33(3): 233-238.

[49] 何治亮, 彭守涛, 张涛. 塔里木盆地塔河地区奥陶系储层形成的控制因素与复合-联合成因机制[J]. 石油与天然气地质, 2010, 31(6): 743-752.

[50] 马庆佑, 曾联波, 徐旭辉, 塔河油田奥陶系走滑断裂体系特征及成因机制[J]. 地质学报, 2023, 97(2): 496-506.

[51] 陈红汉, 吴悠, 丰勇, 塔河油田奥陶系油气成藏期次及年代学[J]. 石油与天然气地质, 2014, 35(6): 806-819.

[52] 丁烽娟. 塔河油田六区奥陶系碳酸盐岩裂缝网络模型研究[D]. 青岛: 中国石油大学(华东), 2016.

[53] 施伟军, 席斌斌, 秦建中, 单体油气包裹体激光剥蚀在线成分分析技术: 以塔河油田奥陶系储层为例[J]. 石油学报, 2016, 37(2): 196-206.

[54] 陈轩, 刘王涵, 鲍典, 塔河油田奥陶系古岩溶洞穴充填物时代鉴别特征及其储集意义[J]. 地学前缘, 2023, 30(4): 65-75.

[55] 韩长城, 林承焰, 任丽华, 塔里木盆地塔河10区奥陶系断裂特征及对岩溶储层的控制作用[J]. 天然气地球科学, 2016, 27(5): 790-798.

[56] 汪洋, 张哨楠, 刘永立. 塔里木盆地塔河油田走滑断裂活动对油气成藏的控制作用: 以托甫39断裂带为例[J]. 石油实验地质, 2022, 44(3): 394-401.

[57] 张涛. 塔里木盆地阿克库勒凸起奥陶系岩溶型储层形成与保持研究[D]. 北京: 中国地质大学(北京), 2012.

[58] 周文, 李秀华, 金文辉, 塔河奥陶系油藏断裂对古岩溶的控制作用[J]. 岩石学报, 2011, 27(8): 2339-2348.

[59] 边瑞康, 张金川, 唐玄, 塔河油田深层能量场特征及其与油气运聚关系[J]. 石油勘探与开发, 2010, 37(4): 416-423.

[60] 赵向原, 胡向阳, 肖开华, 川西彭州地区雷口坡组碳酸盐岩储层裂缝特征及主控因素[J]. 石油与天然气地质, 2018, 39(1): 30-39, 152.

[61] ANDERS M H, LAUBACH S E, SCHOLZ C H. Microfractures: a review[J]. Journal of Structural Geology, 2014, 69: 377-394.

[62] PERMADI P, MARHAENDRAJANA T, NANDYA S, 碳酸盐岩储集层微裂缝的识别与表征[J]. 石油勘探与开发, 2022, 49(2): 366-376.

[63] ZHAO X, SUN M D, UKAOMAH C F, et al. Pore connectivity and microfracture characteristics of Longmaxi shale in the Fuling gas field: insights from mercury intrusion capillary pressure analysis[J]. Gas Science and Engineering, 2023, 119: 205134.

[64] 王濡岳, 丁文龙, 龚大建, 渝东南—黔北地区下寒武统牛蹄塘组页岩裂缝发育特征与主控因素[J]. 石油学报, 2016, 37(7): 832-845, 877.

[65] 张启燕, 刘晓, 史维鑫, 基于微米CT和扫描电镜的碳酸盐岩微观结构特征分析[J]. 科学技术与工程, 2022, 22(34): 15043-15051.

[66] 盛军, 阳成, 徐立, 数字岩心技术在致密储层微观渗流特征研究中的应用[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2018, 33(5): 83-89.

[67] 张奎华, 孙中良, 张关龙, 准噶尔盆地哈山地区下二叠统风城组泥页岩优势岩相与页岩油富集模式[J]. 石油实验地质, 2023, 45(4): 593-605.

[68] 张满郎, 郭振华, 张林, 四川安岳气田龙王庙组颗粒滩岩溶储层发育特征及主控因素[J]. 地学前缘, 2021, 28(1): 235-248.

[69] 刘敬寿, 丁文龙, 肖子亢, 储层裂缝综合表征与预测研究进展[J]. 地球物理学进展, 2019, 34(6): 2283-2300.

[70] 曾联波, 李忠兴, 史成恩, 鄂尔多斯盆地上三叠统延长组特低渗透砂岩储层裂缝特征及成因[J]. 地质学报, 2007, 81(2): 174-180.

[71] 李理, 桑晓彤, 陈霞飞. 低渗透储层裂缝研究现状及进展[J]. 地球物理学进展, 2017, 32(6): 2472-2484.

[72] 赵向原, 胡向阳, 曾联波, 四川盆地元坝地区长兴组礁滩相储层天然裂缝有效性评价[J]. 天然气工业, 2017, 37(2): 52-61.

[73] LAUBACH S E, WARD M E. Diagenesis in porosity evolution of opening-mode fractures, Middle Triassic to Lower Jurassic La Boca Formation, NE Mexico[J]. Tectonophysics, 2006, 419(1): 75-97.

[74] 李树博, 姜伟, 张效恭, 塔里木盆地巴楚凸起H气田奥陶系裂缝主控因素及演化序列研究[J]. 地质力学学报, 2019, 25(4): 518-526.

[75] 鞠玮, 牛小兵, 冯胜斌, 页岩油储层现今地应力场与裂缝有效性评价: 以鄂尔多斯盆地延长组长7油层组为例[J]. 中国矿业大学学报, 2020, 49(5): 931-940.

[76] FINKBEINER T, BARTON C A, ZOBACK M D. Relationships among In-situ stress, fractures and faults, and fluid flow: Monterey Formation, santa maria basin, California[J]. AAPG Bulletin, 1997, 81(12): 1975-1999.

[77] 刘国平, 曾联波, 雷茂盛, 徐家围子断陷火山岩储层裂缝发育特征及主控因素[J]. 中国地质, 2016, 43(1): 329-337.

[78] LIU J S, DING W L, YANG H M, et al. Quantitative multiparameter prediction of fractured tight sandstone reservoirs: a case study of the Yanchang Formation of the Ordos Basin, central China[J]. SPE Journal, 2021, 26(5): 3342-3373.

[79] LIU J S, DING W L, YANG H M, et al. Quantitative prediction of fractures using the finite element method: a case study of the lower Silurian Longmaxi Formation in northern Guizhou, South China[J]. Journal of Asian Earth Sciences, 2018, 154: 397-418.

[80] LIU J S, DING W L, DAI J S, et al. Quantitative prediction of lower order faults based on the finite element method: a case study of the M35 fault block in the western Hanliu fault zone in the Gaoyou Sag, East China[J]. Tectonics, 2018, 37(10): 3479-3499.

[81] LYAKHOVSKY V, BEN-ZION Y, AGNON A. Distributed damage, faulting, and friction[J]. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 1997, 102(B12): 27635-27649.

[82] 周铂文, 陈红汉, 云露, 塔里木盆地顺北地区下古生界走滑断裂带断距分段差异与断层宽度关系[J]. 地球科学, 2022(2): 437-451.

[83] 邓尚, 李慧莉, 韩俊, 塔里木盆地顺北5号走滑断裂中段活动特征及其地质意义[J]. 石油与天然气地质, 2019, 40(5): 990-998, 1073.

[84] 张子隆, 杨威, 王千军, 走滑断裂不同结构单元输导、 运聚特性及其差异控藏模式: 以准噶尔盆地乌尔禾沥青矿地区为例[J]. 断块油气田, 2023, 30(3): 424-433.

[85] 黄诚, 云露, 曹自成, 塔里木盆地顺北地区中—下奥陶统“断控” 缝洞系统划分与形成机制[J]. 石油与天然气地质, 2022, 43(1): 54-68.

[86] 李兵, 邓尚, 李王鹏, 塔里木盆地塔河地区走滑断裂体系活动特征与油气地质意义[J]. 特种油气藏, 2019, 26(4): 45-51.

[87] NELSON R A, MOLDOVANYI E P, MATCEK C C, et al. Production characteristics of the fractured reservoirs of the La Paz field, Maracaibo Basin, Venezuela[J]. AAPG Bulletin, 2000, 84(11): 1791-1809.

[88] PIREH A, ALAVI S A, GHASSEMI M R, et al. Analysis of natural fractures and effect of deformation intensity on fracture density in Garau Formation for shale gas development within two anticlines of Zagros fold and thrust belt, Iran[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2015, 125: 162-180.

[89] 李长海, 赵伦, 刘波, 碳酸盐岩裂缝研究进展及发展趋势[J]. 地质科技通报, 2021, 40(4): 31-48.

[90] KORNEVA I, BASTESEN E, CORLETT H, et al. The effects of dolomitization on petrophysical properties and fracture distribution within rift-related carbonates (Hammam Faraun Fault Block, Suez Rift, Egypt)[J]. Journal of Structural Geology, 2018, 108: 108-120.

[91] 郑晓志. 塔河油田碳酸盐岩储层应力分布及在酸压中的应用[D]. 北京: 中国石油大学(北京), 2007.

[92] 岳喜伟, 戴俊生, 王珂. 岩石力学参数对裂缝发育程度的影响[J]. 地质力学学报, 2014, 20(4): 372-378.

[93] 孙帅, 侯贵廷. 岩石力学参数影响断背斜内张裂缝发育带的概念模型[J]. 石油与天然气地质, 2020, 41(3): 455-462.

[94] LOUCKS R G. Paleocave carbonate reservoirs: origins, burial-depth modifications, spatial complexity, and reservoir implications[J]. AAPG Bulletin, 1999, 83(11): 1795-1834.

基金资助

国家自然科学基金面上项目(42372171)

国家自然科学基金面上项目(42072173)