尖北氣田基巖構造裂縫特征及其對儲層的影響

程 鑫 ，柴小穎，楊會潔，王海成，肖 鑫

1.中國石油青海油田分公司勘探開發研究院，甘肅 敦煌 736200 2.北京阿什卡技術開發有限公司，北京 朝陽 100101

引言

基巖油氣藏是指以盆地結晶基底巖石為儲層的一種特殊類型油氣藏[1]，在國內外均有分布，目前已發現具商業價值的基巖油氣田達數百個[2-3]。已發現的基巖油氣田具有油多氣少的特征，天然氣探明儲量僅僅伴隨著原油勘探偶有發現。近年來，隨著勘探的不斷深入，基巖天然氣領域不斷獲得新突破[4-7]，2012－2016 年在柴達木盆地阿爾金山前相繼發現了東坪、尖北基巖氣田[5-7]，基巖風化殼儲層成為柴達木盆地天然氣增儲上產的重要領域。

阿爾金山前帶基底巖石主要包括早元古代變質巖（以片麻巖、片巖、板巖為主）及新元古代以來的巖漿侵入巖石[8]，東坪地區基巖主要為花崗巖和片麻巖[5，9]，尖北地區主要為花崗閃長巖[10]。一般來說，基巖需在地質歷史時期曾發生強烈構造抬升，長期暴露地表，經受風化、剝蝕、淋濾、溶解形成大量次生孔縫，才能形成有效儲層。作為油氣聚集的場所，儲層研究是油氣田勘探開發的重要環節，許多學者對阿爾金山前基巖儲層進行了大量研究工作，如，巖石類型與風化殼識別[11-12]、基巖內幕劃分[13]、儲集空間類型及充填特征[9-17]。但對該區基巖的裂縫研究仍然較為薄弱，文獻[18-19]描述了東坪氣田裂縫類型，運用地震屬性開展了裂縫預測與地質建模研究，郭正權等[20]介紹了尖北氣田成像測井裂縫解釋方法。目前，對尖北氣田構造裂縫特征、發育規律及其對儲層品質的改善作用尚缺乏系統研究。由于這類儲層基質物性差，裂縫是氣藏高產與穩產的關鍵因素[5]，因而是氣藏開發的重點關注對象。尖北地區儲層埋藏深度超過4 600 m，地質條件復雜，地震資料品質差，難以用來進行裂縫預測。

本次研究以尖北氣田為重點研究對象，利用鉆完井巖芯、薄片及成像測井等資料，并結合生產動態資料，分析了尖北基巖裂縫發育特征及其對儲層與產能的控制作用，對尖北氣田開發優化及周緣勘探部署具有指導意義。

1 地質概況

柴達木盆地是由東昆侖左行走滑斷裂和阿爾金左行走滑斷裂聯合控制的走滑擠壓疊合盆地[7]。裂變徑跡年齡數據[21]和古地磁數據表明[22]，中－新生代以來，阿爾金山前沖斷帶主要經歷了燕山晚期的斷陷、喜馬拉雅早期的斷拗和中 晚期的擠壓反轉3 個構造演化階段[22]。中生代以來，總體處于壓性或壓扭性構造力學環境之中，侏羅紀柴北緣處于華北地塊向南逆行的擠壓環境，白堊紀至古近紀，由于華北地塊快速北移，柴北緣出現拉張環境，新近紀處于緩慢的擠壓隆升狀態。強烈的構造活動在阿爾金山前帶形成一系列向盆內突出的弧形山體，在盆地西北部形成多個向盆內傾伏的鼻狀構造帶，受阿爾金左行走滑斷作用影響，自西向東形成月牙山斜坡、尖北 東坪鼻隆、牛北斜坡、牛東鼻隆及冷北斜坡（圖1），各構造內部被一系列NNW、EW 或NE 向小斷層切割形成背斜、斷背斜及斷塊等圈閉形態。

尖北氣田尖探1 區塊是位于尖北 東坪隆起之上的一個翻轉“S”型斷背斜構造，是繼東坪氣藏后，阿爾金山前基巖氣藏的又一重大發現。尖北地區以花崗閃長巖為主，其次為石英閃長巖，少量花崗巖和閃長巖[8，17-18]。儲層孔隙度多分布在1%～7%，滲透率多低于0.1 mD[13]。在多期構造運動作用下，在基巖中形成大量構造裂縫，改善了基巖儲集性能與滲流能力。

2 裂縫發育特征

2.1 裂縫類型與充填特征

尖北基巖裂縫以構造縫為主（圖2，圖3），既有張裂縫（圖2a），也有剪切縫（圖2b），呈多期次、平行、共軛或網狀交叉切割（圖2c，圖2d），常伴有溶蝕現象（圖2e），裂縫密度在3.3～21.4 條/m。根據4 口取芯井（基巖芯長21.04 m）統計，直立縫（傾角≥75°）、高角度縫（≤45°傾角＜75°）分別占裂縫總數的42.4% 和28.5%，低角度縫(15°≤傾角＜45°)和水平縫（傾角≤15°）占總比例的29.1%。巖芯上裂縫貫穿長度不一，多數在5～50 cm，裂縫寬度一般為0.10～3.00 mm，部分裂縫寬度達10.00 mm（圖2e）。微裂縫常與溶蝕孔伴生（圖3a），鏡下可見長石節理發生溶蝕（圖3b），微觀構造裂縫通常切穿巖石顆粒（圖3c，圖3d），裂縫寬度0.01～0.10 mm。裂縫充填物包括石膏（圖2b）、方解石（圖3e）、石英（圖3f，圖3g）、泥質（圖2a）及暗色礦物（圖3d，圖3h），全充填縫比例36.1%，未充填與半充填縫比例為63.9%（表1）。分析認為，部分裂縫在古近系路樂河組沉積前形成，其中的石膏和泥質充填物可能形成于古近系路樂河組沉積、成巖排水時期。

表1 尖北氣田巖芯裂縫充填特征Tab.1 Characteristics of fracture filling in cores in Jianbei Gas Field

圖2 尖北氣田典型巖芯裂縫特征Fig.2 Typical core fracture characteristics in Jianbei Gas Field

圖3 尖北氣田典型微觀裂縫特征Fig.3 Typical thin section fracture characteristics in Jianbei Gas Field

從巖芯裂縫充填情況（表1）可以看出，基巖上部，傾角≥75°的高角度縫或直立縫主要為石膏或泥質充填（如JX9 井、JX12 井和JX3 井），傾角小于75°的裂縫充填物主要為石英、方解石或暗色礦物充填，基巖頂8 m 內自上而下充填程度逐漸降低（JX9 井）；下部層位裂縫充填物主要為石英、方解石或暗色礦物，分析這些礦物的形成可能與深部熱液侵入有關，大量的富等離子的流體沿大斷層滲透到基巖裂縫中[10]，形成石英、黃鐵礦、菱鐵礦及鐵方解石等礦物沉淀。

巖芯描述為評估裂縫提供了最直接和直觀的方法，然而，由于成本高、工藝要求高，取芯一般在勘探井和評價井進行，同時，井內巖芯取樣的不連續性限制了對氣田裂縫空間分布特征的認識。目前地層微電阻率掃描成像測井（Formation MicroScanner Image,FMI）方法在一定程度上實現了對井筒地層和裂縫的連續成像識別。研究表明，無論是常規測井還是成像測井，對識別鉆孔中的微裂縫都不敏感，因此，測井識別的裂縫數量通常低于巖芯描述識別的裂縫數量。在FMI 圖像上，開啟縫（高導縫）常表現為暗色正弦或余弦曲線，全充填縫（高阻縫）表現為淺色曲線。本區全充填縫在FMI 圖像上不易識別，全充填縫對儲層幾無貢獻，本文成像測井分析的裂縫為開啟構造裂縫。主要表現為平行式、共軛式、網狀式和斜交式4 種組合形式，且常切穿層理面，單井裂縫密度（裂縫條數與解釋段長度之比）為0.55～3.20 條/m，裂縫發育段密度在2.0～15.0 條/m，長度為1～8 m/m2，裂縫孔隙度平均為0.007 0%。

2.2 裂縫平面分布特征

構造裂縫空間分布常與構造位置相關，構造越高陡，相關性越明顯[23]。尖北地區構造幅度低緩，但從不同構造位置鉆井裂縫分析，仍可看出裂縫與構造位置具有一定的相關性。根據成像測井解釋裂縫顯示，尖北地區裂縫走包括4 組：近EW 向、NW－SE 向、NE—SW 向和近SN 向，以近EW 向為主，構造主體部位優勢裂縫走向與構造線近平行（圖4），由于局部壓扭作用，東西兩端的井點裂縫優勢走向為NE—SW 向、NW－SE 向和近SN 向，與構造線大角度斜交。依據FMI 成像誘導縫的產狀，確定尖北地區現今主應力方向，現今主應力與裂縫優勢走向交角一般為小于30°（個別井段出現兩者交角大于45°），有利于裂縫開啟。

圖4 尖北氣田裂縫優勢走向與現今應力平面分布圖Fig.4 The dominant strike and present stress distribution of Jianbei Gas Field

從巖芯裂縫統計看（表1），構造高部位的JX3井直立縫與高角度縫占比高于低部位的JX12 井和JX9 井，但根據FMI 圖像統計結果，這種差異性不是很明顯，原因可能是：1）測井技術難以識別與井眼平行的裂縫；2）構造低緩，且井點位置距背斜長軸距離差異不大。

不同構造位置裂縫參數特征（表2）表明，構造高部位裂縫密度相對較高，一般在1.00～3.00 條/m，開度較大、孔隙度較高，如JX3 井及JX4 井平均開度在500μm 以上，裂縫平均孔隙度在0.020 0%以上；構造斜坡和鞍部裂縫密度、開度及孔隙度相對較低，斜坡部位單井裂縫密度一般1.00～1.50 條/m，開度12～150μm，裂縫孔隙度0.000 4%～0.012 0%，JH6 井水平段為上部的風化淋濾帶，因而開度較大，孔隙度較高，JH3 井和JH2 井水平段位于構造鞍部，裂縫密度分別為0.55 條/m 和1.10 條/m，開度分別為12μm 和5μm，裂縫孔隙度0.002 0%左右。

表2 尖北氣田不同構造位置裂縫參數特征Tab.2 Fracture parameter characteristics of different structural positions in Jianbei Gas Field

值得注意的是，通常認為斷層附近裂縫發育，但從FMI 圖像上看，距斷層較近的3 口井（JH2、JH4及JX1 井）中高導裂縫發育程度均較低，分析可能是尖北斷層形成時間較早，所派生裂縫被礦物質大量充填，開啟縫數量較少。3 口井儲層物性均較差，產能低，JH2 井和JH4 井產能為2.8×104m3/d，JX1井壓裂后產氣量很小。

2.3 裂縫垂向分布特征

裂縫分布垂向具有分層性，基巖上部層位（厚度約90～150 m）以直立縫、高角度縫為主，裂縫優勢走向為近EW 向，占比80%，可能與白堊紀至古近紀區域拉張作用及背斜的彎曲拱張作用有關；基巖下部層位直立縫、高角度縫略有減少，低角度縫、水平縫略有增加，裂縫走向分布較雜，近南北向擠壓應力作用下容易形成NW SE 向和NESW 向共軛剪切縫（圖5），主要受燕山期及喜馬拉雅晚期的強擠壓構造應力場控制。

圖5 尖北氣田基巖儲層FMI 成像測井裂縫分布圖Fig.5 Distribution of FMI fractures in basement reservoir of Jianbei Gas Field

裂縫密度、開度在垂向上存在分層性。采用統計學方法，將FMI 裂縫散點數據轉換為裂縫密度曲線數據，即將每一深度的裂縫點數從上往下累加，然后在給定的裂縫密度統計窗口范圍內，統計每個深度點的W/2（W窗口，m）范圍內裂縫數，作為該段儲層的裂縫密度?？傮w上看，基巖上部層位裂縫密度較高，開度較大，中部裂縫欠發育，下部存在局部裂縫發育段。以鉆井揭示基巖厚度最大的JX10 井為例，該井鉆遇基巖厚度373 m（4 654～5 027 m），其中，4 654～4 800 m 裂縫發育（4 654～4 715 m 段更發育），裂縫相對線密度（整段地層中的構造裂縫平均線密度）1.20 條/m，絕對線密度（構造裂縫集中發育層段的線密度）平均5.60 條/m，開度一般在5.0～80.0μm，平均15.0μm，裂縫孔隙度0.004 0%；4 800～4 920 m 段裂縫相對線密度0.20 條/m，絕對線密度1.60 條/m，開度平均在6.0μm，裂縫孔隙度平均0.001 0%；4 920 m 之下裂縫非均質性很強，裂縫密度、開度變化范圍很大，絕對線密度1.00～10.00 條/m，開度1.0～60.0μm，裂縫孔隙度0.000 1%～0.030 0%（圖6）。

制定計劃階段是讓學生對項目學習活動的進度有一個總體的掌握，同時也有利于教師在整個普通話教學中對項目學習有更好的引導、推進和點評。在制定計劃時應遵循規范、引領、實用的原則，講普通話課程與專業課程相結合，用先進的職業教育課程開發理念和開發方法，以學生為中心，以技能培養為重點，進行計劃的制定。因此，在計劃制定的過程中，重點工作應以學生為主，教師起輔助、指導作用，師生相互合作來共同完成項目。

圖6 JX10 井FMI 成像測井裂縫參數與基質物性垂向分布特征Fig.6 Vertical distribution characteristics of fracture parameters(FMI)and matrix physical properties in Well JX10

3 裂縫對儲層控制作用

3.1 沿裂縫溶蝕作用形成有效儲集空間

侵入巖原生孔隙不發育，須經構造破裂、風化及溶蝕等地質作用形成大量次生孔隙，才能形成有效儲層。無論地表水還是地下水，只有通過裂縫網絡系統才能進入基巖體內部，進而使易溶礦物發生溶蝕作用。裂縫為溶蝕孔隙的形成提供了前提條件，可進一步改善基巖儲層的滲透性能[24]。研究區儲集空間包括溶蝕孔、基質微孔及裂縫[10，13]，薄片觀察常見粒間、粒內溶蝕孔隙及形式多樣的基質微孔和裂縫相伴而生（圖3a），沿長石節理、黑云母片理等礦物溶蝕明顯（圖3b）。從FMI 圖像可以看出，溶蝕孔隙主要形成于裂縫網絡集中發育區或小斷層附近（圖7），而在裂縫不發育井段，次生孔隙亦不發育，巖石致密，不具備儲集能力。順縫溶蝕作用進一步增加了裂縫開度，擴大了儲集空間，連通基質微孔，改善了儲層孔隙結構，大大提高了儲層物性。從儲層孔隙度與裂縫密度相關圖（圖8）也可以看出，二者相關性較好，裂縫越發育，基質孔隙度越高。

圖7 JX12 井裂縫與溶蝕孔發育特征Fig.7 The dissolution pores associated with fractures in Well JX12

圖8 射孔段基質孔隙度與裂縫密度相關圖Fig.8 Correlation between matrix porosity and fracture density of perforated section

3.2 作為高滲通道提高儲層滲透率

據工區4 口井189 塊樣品統計，尖北基巖儲層孔隙度主要分布于0.020 0%～9.510 0%，平均為2.740 0%，滲透率主要分布于0.01～3.81 mD，平均為0.67 mD，中值在0.05 mD。裂縫孔隙度低，對儲集空間貢獻較小，但其作為高效的滲流通道，極大地提高了儲層滲透率，在巖石樣品中，不含裂縫的樣品滲透率小于0.10 mD，含裂縫樣品滲透率一般大于1.00 mD（圖9），JX9 井和JX10 井試井解釋滲透率分別為1.30 mD 和1.50 mD，可見裂縫提高了儲層滲透率1～2 個數量級。

圖9 尖北氣田巖芯物性分布特征Fig.9 Distribution characteristics of core physical properties in Jianbei Gas Field

3.3 裂縫發育控制風化淋濾帶分布

一般來說，基巖受風化淋濾改造及構造作用，縱向上可以形成殘積層、風化淋濾帶、半風化帶、未風化帶。在尖北地區殘積層古隆起部位剝蝕嚴重，保存較少，鉆井主要鉆遇風化淋濾帶和半風化帶，目前尚未鉆遇未風化帶[13]。風化淋濾帶在測井曲線上變現為聲波時差相對高值、電阻率低值，裂縫整體發育，溶蝕孔發育，物性較好；半風化帶在測井曲線上表現為聲波時差相對低值、電阻率高值，裂縫分布不均，溶蝕孔發育程度相對較弱，物性明顯低于風化淋濾帶，孔隙度一般小于2.000 0%，多為無效儲層。隨著深度增加，裂縫和溶蝕孔發育程度逐漸減弱，儲層物性變差。例如，JX9 井風化淋濾帶4 640～4 823 m，主要發育網狀高導縫，基質孔隙度平均在5.100 0%，裂縫密度3.81 條/m、長度5.6 m、裂縫孔隙度在0.030 0%；半風化帶4 823～4 954 m 井段主要發育小裂縫，基質孔隙度平均在1.200 0%，裂縫密度2.01 條/m、長度2.5 m、裂縫孔隙度在0.002 0%。由此可見，風化淋濾帶儲層比半風化帶儲層物性好，是風化殼中相對優質的儲層。風化淋濾帶厚度在橫向具有一定變化，除與古地貌直接相關外[13-15]，還與基巖上部層位裂縫發育情況密切相關，研究區遭受了長期的風化剝蝕，大氣淡水沿早期形成的構造裂縫向下滲流，促進了鋁硅酸鹽礦物溶蝕，可使儲層物性進一步改善。但是，受構造裂縫發育程度及連續性變化的影響，大氣淡水向下滲流的范圍受到限制[25]，造成風化的范圍有限及溶蝕程度的差異，構造高部位巖石受風化淋濾作用明顯強于低部位，優質儲層厚度大。例如，構造高部位的JX3 井和JX4 井裂縫非常發育，強風化淋濾帶厚度約150 m裂縫發育，有效孔隙度大于6.000 0%，構造低部位的JX12 井、JX9 井和JX10 井裂縫發育程度相對較差，強風化淋濾帶厚度40～58 m，有效孔隙度小于6.000 0%（表3）。

表3 尖北氣田典型井風化淋濾帶特征參數Tab.3 Characteristic parameters of weathering leaching zone of typical wells in Jianbei Gas Field

4 裂縫對產能的控制作用及其對開發部署的指導意義

4.1 裂縫發育控制氣井產能

裂縫發育控制優質儲層的分布，裂縫是天然氣的主要滲流通道，裂縫的分布與發育程度決定著氣井的產能。儲層中的高導裂縫越發育，產氣量就越高（圖10a），JX4 井4 662～4 672 m 段不同尺度的直立縫、高角度縫及微裂縫交織成網狀，測試平均日產氣6.98×104m3（圖10b），而JX1 井4 676～4 683 m段裂縫不發育，儲層致密，為干層（圖10c）。

圖10 尖北氣田單井產能與裂縫密度相關圖Fig.10 Correlation between single well productivity and fracture density in Jianbei Gas Field

氣井產量不僅與裂縫密度有關，而且取決于裂縫的有效性。研究發現，尖北氣田單井產量與裂縫有效正應力呈較明顯的負相關，直觀體現在裂縫優勢走向與水平最大主應力方向之間的夾角θ，在其他地質條件相近的情況下，θ 越大，作用在裂縫面的正應力越大，裂縫趨向于閉合狀態，有效性變差，如JX1 井4 594～4 602 m 井段，裂縫密度0.8 條/m，θ 為66°，壓后測試結果為干層，JX9 井、JX11 井及JX10井測試井段θ 小于30°測試獲工業氣流，JX12 井位于構造低部位，由于氣藏幅度低，氣水過渡帶厚度大，該井測試氣水同產（表4）。

表4 典型井產能與裂縫有效性關系Tab.4 Relationship between productivity and fracture effectiveness of typical wells

4.2 對開發部署的指導意義1）井位優選

構造高部位裂縫密度高、開度大，次生溶蝕孔隙帶厚度大，遠離邊底水，是開發井部署的有利區。位于構造高部位的JX5 井和JX3 井產能達13.2×104m3/d 和16.0×104m3/d，位于斜坡部位的JX9 井和JX10 井產量只有4.8×104m3/d 和3.8×104m3/d，JX12 井位置更低，以產水為主，鞍部產能則更低，水平井JH2 產能只有2.4×104m3/d。

2）井型優化

尖北基巖儲層構造裂縫及次生溶蝕孔隙分層性明顯，強風化淋濾溶蝕帶厚度40～150 m，尤以距基巖頂40 m 內儲層物性更佳。優選水平井開發，目的層段設計為基巖上部40 m 強風化淋濾帶內，既可保證鉆遇優質儲層，又能起到避水效果，確保氣井高產與穩產。如，尖北氣田生產效果較好的7 口直井平均產量5.9×104m3/d，4 口水平井平均產量15.5×104m3/d，為直井產量的2.6 倍。

3）射孔井段優化

裂縫的有效性與裂縫面所受正應力有關，θ 越大，裂縫面所受正應力大，裂縫趨于閉合，儲層改造獲高產難度大。因此，射孔時盡可能多打開低裂縫正應力帶，以確保壓裂效果。

5 結論

1）尖北氣田基巖裂縫以直立縫和高角度縫為主，巖芯裂縫密度3.30～21.40 條/m，裂縫寬度0.01～3.00 mm，裂縫孔隙度一般小于0.100 0%；基巖上部裂縫充填物主要為石膏和泥質，下部層主要為石英、方解石及暗色礦物；全充填縫比例平均為36.7%。

2）裂縫分布具有平面分帶、縱向分層性，平面上，構造高部位裂縫最發育，單井平均裂縫密度1.00～3.00 條/m，平均裂縫開度15～520μm，構造低部位次之，單井裂縫密度0.50～1.50 條/m，裂縫開度5～150μm，斷層控制區有效裂縫發育差；縱向上，基巖上部層位裂縫整體較發育，優勢走向為近EW 向，裂縫密度高、開度大，下部層位的裂縫分布較雜，多為NW SE 向及NE－SW 向網狀前切縫，裂縫開度小。

3）裂縫對儲層性質的改造作用主要表現在3個方面：裂縫發育對風化淋濾帶分布具有控制作用；沿構造裂縫發生的大氣淡水淋濾作用形成大量次生溶蝕孔隙，使致密儲層變為有效儲層；裂縫本身作為天然氣運移通道直接提高了儲層滲透率1～2 個數量級。

4）裂縫是控制氣井產能的關鍵因素，裂縫越發育，氣井產能越高。為確保氣藏高產與穩產，應做好井位、井型及打開層段的優化設計：井位部署優先考慮構造高部位；優選水平井開發，水平段設置為距基巖頂40 m 內；射孔時多打開低裂縫正應力帶。