尖北气田基岩构造裂缝特征及其对储层的影响

程 鑫 ，柴小颖，杨会洁，王海成，肖 鑫

1.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃 敦煌 736200 2.北京阿什卡技术开发有限公司，北京 朝阳 100101

引言

基岩油气藏是指以盆地结晶基底岩石为储层的一种特殊类型油气藏[1]，在国内外均有分布，目前已发现具商业价值的基岩油气田达数百个[2-3]。已发现的基岩油气田具有油多气少的特征，天然气探明储量仅仅伴随着原油勘探偶有发现。近年来，随着勘探的不断深入，基岩天然气领域不断获得新突破[4-7]，2012－2016 年在柴达木盆地阿尔金山前相继发现了东坪、尖北基岩气田[5-7]，基岩风化壳储层成为柴达木盆地天然气增储上产的重要领域。

阿尔金山前带基底岩石主要包括早元古代变质岩（以片麻岩、片岩、板岩为主）及新元古代以来的岩浆侵入岩石[8]，东坪地区基岩主要为花岗岩和片麻岩[5，9]，尖北地区主要为花岗闪长岩[10]。一般来说，基岩需在地质历史时期曾发生强烈构造抬升，长期暴露地表，经受风化、剥蚀、淋滤、溶解形成大量次生孔缝，才能形成有效储层。作为油气聚集的场所，储层研究是油气田勘探开发的重要环节，许多学者对阿尔金山前基岩储层进行了大量研究工作，如，岩石类型与风化壳识别[11-12]、基岩内幕划分[13]、储集空间类型及充填特征[9-17]。但对该区基岩的裂缝研究仍然较为薄弱，文献[18-19]描述了东坪气田裂缝类型，运用地震属性开展了裂缝预测与地质建模研究，郭正权等[20]介绍了尖北气田成像测井裂缝解释方法。目前，对尖北气田构造裂缝特征、发育规律及其对储层品质的改善作用尚缺乏系统研究。由于这类储层基质物性差，裂缝是气藏高产与稳产的关键因素[5]，因而是气藏开发的重点关注对象。尖北地区储层埋藏深度超过4 600 m，地质条件复杂，地震资料品质差，难以用来进行裂缝预测。

本次研究以尖北气田为重点研究对象，利用钻完井岩芯、薄片及成像测井等资料，并结合生产动态资料，分析了尖北基岩裂缝发育特征及其对储层与产能的控制作用，对尖北气田开发优化及周缘勘探部署具有指导意义。

1 地质概况

柴达木盆地是由东昆仑左行走滑断裂和阿尔金左行走滑断裂联合控制的走滑挤压叠合盆地[7]。裂变径迹年龄数据[21]和古地磁数据表明[22]，中－新生代以来，阿尔金山前冲断带主要经历了燕山晚期的断陷、喜马拉雅早期的断拗和中 晚期的挤压反转3 个构造演化阶段[22]。中生代以来，总体处于压性或压扭性构造力学环境之中，侏罗纪柴北缘处于华北地块向南逆行的挤压环境，白垩纪至古近纪，由于华北地块快速北移，柴北缘出现拉张环境，新近纪处于缓慢的挤压隆升状态。强烈的构造活动在阿尔金山前带形成一系列向盆内突出的弧形山体，在盆地西北部形成多个向盆内倾伏的鼻状构造带，受阿尔金左行走滑断作用影响，自西向东形成月牙山斜坡、尖北 东坪鼻隆、牛北斜坡、牛东鼻隆及冷北斜坡（图1），各构造内部被一系列NNW、EW 或NE 向小断层切割形成背斜、断背斜及断块等圈闭形态。

尖北气田尖探1 区块是位于尖北 东坪隆起之上的一个翻转“S”型断背斜构造，是继东坪气藏后，阿尔金山前基岩气藏的又一重大发现。尖北地区以花岗闪长岩为主，其次为石英闪长岩，少量花岗岩和闪长岩[8，17-18]。储层孔隙度多分布在1%～7%，渗透率多低于0.1 mD[13]。在多期构造运动作用下，在基岩中形成大量构造裂缝，改善了基岩储集性能与渗流能力。

2 裂缝发育特征

2.1 裂缝类型与充填特征

尖北基岩裂缝以构造缝为主（图2，图3），既有张裂缝（图2a），也有剪切缝（图2b），呈多期次、平行、共轭或网状交叉切割（图2c，图2d），常伴有溶蚀现象（图2e），裂缝密度在3.3～21.4 条/m。根据4 口取芯井（基岩芯长21.04 m）统计，直立缝（倾角≥75°）、高角度缝（≤45°倾角＜75°）分别占裂缝总数的42.4% 和28.5%，低角度缝(15°≤倾角＜45°)和水平缝（倾角≤15°）占总比例的29.1%。岩芯上裂缝贯穿长度不一，多数在5～50 cm，裂缝宽度一般为0.10～3.00 mm，部分裂缝宽度达10.00 mm（图2e）。微裂缝常与溶蚀孔伴生（图3a），镜下可见长石节理发生溶蚀（图3b），微观构造裂缝通常切穿岩石颗粒（图3c，图3d），裂缝宽度0.01～0.10 mm。裂缝充填物包括石膏（图2b）、方解石（图3e）、石英（图3f，图3g）、泥质（图2a）及暗色矿物（图3d，图3h），全充填缝比例36.1%，未充填与半充填缝比例为63.9%（表1）。分析认为，部分裂缝在古近系路乐河组沉积前形成，其中的石膏和泥质充填物可能形成于古近系路乐河组沉积、成岩排水时期。

表1 尖北气田岩芯裂缝充填特征Tab.1 Characteristics of fracture filling in cores in Jianbei Gas Field

图2 尖北气田典型岩芯裂缝特征Fig.2 Typical core fracture characteristics in Jianbei Gas Field

图3 尖北气田典型微观裂缝特征Fig.3 Typical thin section fracture characteristics in Jianbei Gas Field

从岩芯裂缝充填情况（表1）可以看出，基岩上部，倾角≥75°的高角度缝或直立缝主要为石膏或泥质充填（如JX9 井、JX12 井和JX3 井），倾角小于75°的裂缝充填物主要为石英、方解石或暗色矿物充填，基岩顶8 m 内自上而下充填程度逐渐降低（JX9 井）；下部层位裂缝充填物主要为石英、方解石或暗色矿物，分析这些矿物的形成可能与深部热液侵入有关，大量的富等离子的流体沿大断层渗透到基岩裂缝中[10]，形成石英、黄铁矿、菱铁矿及铁方解石等矿物沉淀。

岩芯描述为评估裂缝提供了最直接和直观的方法，然而，由于成本高、工艺要求高，取芯一般在勘探井和评价井进行，同时，井内岩芯取样的不连续性限制了对气田裂缝空间分布特征的认识。目前地层微电阻率扫描成像测井（Formation MicroScanner Image,FMI）方法在一定程度上实现了对井筒地层和裂缝的连续成像识别。研究表明，无论是常规测井还是成像测井，对识别钻孔中的微裂缝都不敏感，因此，测井识别的裂缝数量通常低于岩芯描述识别的裂缝数量。在FMI 图像上，开启缝（高导缝）常表现为暗色正弦或余弦曲线，全充填缝（高阻缝）表现为浅色曲线。本区全充填缝在FMI 图像上不易识别，全充填缝对储层几无贡献，本文成像测井分析的裂缝为开启构造裂缝。主要表现为平行式、共轭式、网状式和斜交式4 种组合形式，且常切穿层理面，单井裂缝密度（裂缝条数与解释段长度之比）为0.55～3.20 条/m，裂缝发育段密度在2.0～15.0 条/m，长度为1～8 m/m2，裂缝孔隙度平均为0.007 0%。

2.2 裂缝平面分布特征

构造裂缝空间分布常与构造位置相关，构造越高陡，相关性越明显[23]。尖北地区构造幅度低缓，但从不同构造位置钻井裂缝分析，仍可看出裂缝与构造位置具有一定的相关性。根据成像测井解释裂缝显示，尖北地区裂缝走包括4 组：近EW 向、NW－SE 向、NE—SW 向和近SN 向，以近EW 向为主，构造主体部位优势裂缝走向与构造线近平行（图4），由于局部压扭作用，东西两端的井点裂缝优势走向为NE—SW 向、NW－SE 向和近SN 向，与构造线大角度斜交。依据FMI 成像诱导缝的产状，确定尖北地区现今主应力方向，现今主应力与裂缝优势走向交角一般为小于30°（个别井段出现两者交角大于45°），有利于裂缝开启。

图4 尖北气田裂缝优势走向与现今应力平面分布图Fig.4 The dominant strike and present stress distribution of Jianbei Gas Field

从岩芯裂缝统计看（表1），构造高部位的JX3井直立缝与高角度缝占比高于低部位的JX12 井和JX9 井，但根据FMI 图像统计结果，这种差异性不是很明显，原因可能是：1）测井技术难以识别与井眼平行的裂缝；2）构造低缓，且井点位置距背斜长轴距离差异不大。

不同构造位置裂缝参数特征（表2）表明，构造高部位裂缝密度相对较高，一般在1.00～3.00 条/m，开度较大、孔隙度较高，如JX3 井及JX4 井平均开度在500µm 以上，裂缝平均孔隙度在0.020 0%以上；构造斜坡和鞍部裂缝密度、开度及孔隙度相对较低，斜坡部位单井裂缝密度一般1.00～1.50 条/m，开度12～150µm，裂缝孔隙度0.000 4%～0.012 0%，JH6 井水平段为上部的风化淋滤带，因而开度较大，孔隙度较高，JH3 井和JH2 井水平段位于构造鞍部，裂缝密度分别为0.55 条/m 和1.10 条/m，开度分别为12µm 和5µm，裂缝孔隙度0.002 0%左右。

表2 尖北气田不同构造位置裂缝参数特征Tab.2 Fracture parameter characteristics of different structural positions in Jianbei Gas Field

值得注意的是，通常认为断层附近裂缝发育，但从FMI 图像上看，距断层较近的3 口井（JH2、JH4及JX1 井）中高导裂缝发育程度均较低，分析可能是尖北断层形成时间较早，所派生裂缝被矿物质大量充填，开启缝数量较少。3 口井储层物性均较差，产能低，JH2 井和JH4 井产能为2.8×104m3/d，JX1井压裂后产气量很小。

2.3 裂缝垂向分布特征

裂缝分布垂向具有分层性，基岩上部层位（厚度约90～150 m）以直立缝、高角度缝为主，裂缝优势走向为近EW 向，占比80%，可能与白垩纪至古近纪区域拉张作用及背斜的弯曲拱张作用有关；基岩下部层位直立缝、高角度缝略有减少，低角度缝、水平缝略有增加，裂缝走向分布较杂，近南北向挤压应力作用下容易形成NW SE 向和NESW 向共轭剪切缝（图5），主要受燕山期及喜马拉雅晚期的强挤压构造应力场控制。

图5 尖北气田基岩储层FMI 成像测井裂缝分布图Fig.5 Distribution of FMI fractures in basement reservoir of Jianbei Gas Field

裂缝密度、开度在垂向上存在分层性。采用统计学方法，将FMI 裂缝散点数据转换为裂缝密度曲线数据，即将每一深度的裂缝点数从上往下累加，然后在给定的裂缝密度统计窗口范围内，统计每个深度点的W/2（W窗口，m）范围内裂缝数，作为该段储层的裂缝密度。总体上看，基岩上部层位裂缝密度较高，开度较大，中部裂缝欠发育，下部存在局部裂缝发育段。以钻井揭示基岩厚度最大的JX10 井为例，该井钻遇基岩厚度373 m（4 654～5 027 m），其中，4 654～4 800 m 裂缝发育（4 654～4 715 m 段更发育），裂缝相对线密度（整段地层中的构造裂缝平均线密度）1.20 条/m，绝对线密度（构造裂缝集中发育层段的线密度）平均5.60 条/m，开度一般在5.0～80.0µm，平均15.0µm，裂缝孔隙度0.004 0%；4 800～4 920 m 段裂缝相对线密度0.20 条/m，绝对线密度1.60 条/m，开度平均在6.0µm，裂缝孔隙度平均0.001 0%；4 920 m 之下裂缝非均质性很强，裂缝密度、开度变化范围很大，绝对线密度1.00～10.00 条/m，开度1.0～60.0µm，裂缝孔隙度0.000 1%～0.030 0%（图6）。

制定计划阶段是让学生对项目学习活动的进度有一个总体的掌握，同时也有利于教师在整个普通话教学中对项目学习有更好的引导、推进和点评。在制定计划时应遵循规范、引领、实用的原则，讲普通话课程与专业课程相结合，用先进的职业教育课程开发理念和开发方法，以学生为中心，以技能培养为重点，进行计划的制定。因此，在计划制定的过程中，重点工作应以学生为主，教师起辅助、指导作用，师生相互合作来共同完成项目。

图6 JX10 井FMI 成像测井裂缝参数与基质物性垂向分布特征Fig.6 Vertical distribution characteristics of fracture parameters(FMI)and matrix physical properties in Well JX10

3 裂缝对储层控制作用

3.1 沿裂缝溶蚀作用形成有效储集空间

侵入岩原生孔隙不发育，须经构造破裂、风化及溶蚀等地质作用形成大量次生孔隙，才能形成有效储层。无论地表水还是地下水，只有通过裂缝网络系统才能进入基岩体内部，进而使易溶矿物发生溶蚀作用。裂缝为溶蚀孔隙的形成提供了前提条件，可进一步改善基岩储层的渗透性能[24]。研究区储集空间包括溶蚀孔、基质微孔及裂缝[10，13]，薄片观察常见粒间、粒内溶蚀孔隙及形式多样的基质微孔和裂缝相伴而生（图3a），沿长石节理、黑云母片理等矿物溶蚀明显（图3b）。从FMI 图像可以看出，溶蚀孔隙主要形成于裂缝网络集中发育区或小断层附近（图7），而在裂缝不发育井段，次生孔隙亦不发育，岩石致密，不具备储集能力。顺缝溶蚀作用进一步增加了裂缝开度，扩大了储集空间，连通基质微孔，改善了储层孔隙结构，大大提高了储层物性。从储层孔隙度与裂缝密度相关图（图8）也可以看出，二者相关性较好，裂缝越发育，基质孔隙度越高。

图7 JX12 井裂缝与溶蚀孔发育特征Fig.7 The dissolution pores associated with fractures in Well JX12

图8 射孔段基质孔隙度与裂缝密度相关图Fig.8 Correlation between matrix porosity and fracture density of perforated section

3.2 作为高渗通道提高储层渗透率

据工区4 口井189 块样品统计，尖北基岩储层孔隙度主要分布于0.020 0%～9.510 0%，平均为2.740 0%，渗透率主要分布于0.01～3.81 mD，平均为0.67 mD，中值在0.05 mD。裂缝孔隙度低，对储集空间贡献较小，但其作为高效的渗流通道，极大地提高了储层渗透率，在岩石样品中，不含裂缝的样品渗透率小于0.10 mD，含裂缝样品渗透率一般大于1.00 mD（图9），JX9 井和JX10 井试井解释渗透率分别为1.30 mD 和1.50 mD，可见裂缝提高了储层渗透率1～2 个数量级。

图9 尖北气田岩芯物性分布特征Fig.9 Distribution characteristics of core physical properties in Jianbei Gas Field

3.3 裂缝发育控制风化淋滤带分布

一般来说，基岩受风化淋滤改造及构造作用，纵向上可以形成残积层、风化淋滤带、半风化带、未风化带。在尖北地区残积层古隆起部位剥蚀严重，保存较少，钻井主要钻遇风化淋滤带和半风化带，目前尚未钻遇未风化带[13]。风化淋滤带在测井曲线上变现为声波时差相对高值、电阻率低值，裂缝整体发育，溶蚀孔发育，物性较好；半风化带在测井曲线上表现为声波时差相对低值、电阻率高值，裂缝分布不均，溶蚀孔发育程度相对较弱，物性明显低于风化淋滤带，孔隙度一般小于2.000 0%，多为无效储层。随着深度增加，裂缝和溶蚀孔发育程度逐渐减弱，储层物性变差。例如，JX9 井风化淋滤带4 640～4 823 m，主要发育网状高导缝，基质孔隙度平均在5.100 0%，裂缝密度3.81 条/m、长度5.6 m、裂缝孔隙度在0.030 0%；半风化带4 823～4 954 m 井段主要发育小裂缝，基质孔隙度平均在1.200 0%，裂缝密度2.01 条/m、长度2.5 m、裂缝孔隙度在0.002 0%。由此可见，风化淋滤带储层比半风化带储层物性好，是风化壳中相对优质的储层。风化淋滤带厚度在横向具有一定变化，除与古地貌直接相关外[13-15]，还与基岩上部层位裂缝发育情况密切相关，研究区遭受了长期的风化剥蚀，大气淡水沿早期形成的构造裂缝向下渗流，促进了铝硅酸盐矿物溶蚀，可使储层物性进一步改善。但是，受构造裂缝发育程度及连续性变化的影响，大气淡水向下渗流的范围受到限制[25]，造成风化的范围有限及溶蚀程度的差异，构造高部位岩石受风化淋滤作用明显强于低部位，优质储层厚度大。例如，构造高部位的JX3 井和JX4 井裂缝非常发育，强风化淋滤带厚度约150 m裂缝发育，有效孔隙度大于6.000 0%，构造低部位的JX12 井、JX9 井和JX10 井裂缝发育程度相对较差，强风化淋滤带厚度40～58 m，有效孔隙度小于6.000 0%（表3）。

表3 尖北气田典型井风化淋滤带特征参数Tab.3 Characteristic parameters of weathering leaching zone of typical wells in Jianbei Gas Field

4 裂缝对产能的控制作用及其对开发部署的指导意义

4.1 裂缝发育控制气井产能

裂缝发育控制优质储层的分布，裂缝是天然气的主要渗流通道，裂缝的分布与发育程度决定着气井的产能。储层中的高导裂缝越发育，产气量就越高（图10a），JX4 井4 662～4 672 m 段不同尺度的直立缝、高角度缝及微裂缝交织成网状，测试平均日产气6.98×104m3（图10b），而JX1 井4 676～4 683 m段裂缝不发育，储层致密，为干层（图10c）。

图10 尖北气田单井产能与裂缝密度相关图Fig.10 Correlation between single well productivity and fracture density in Jianbei Gas Field

气井产量不仅与裂缝密度有关，而且取决于裂缝的有效性。研究发现，尖北气田单井产量与裂缝有效正应力呈较明显的负相关，直观体现在裂缝优势走向与水平最大主应力方向之间的夹角θ，在其他地质条件相近的情况下，θ 越大，作用在裂缝面的正应力越大，裂缝趋向于闭合状态，有效性变差，如JX1 井4 594～4 602 m 井段，裂缝密度0.8 条/m，θ 为66°，压后测试结果为干层，JX9 井、JX11 井及JX10井测试井段θ 小于30°测试获工业气流，JX12 井位于构造低部位，由于气藏幅度低，气水过渡带厚度大，该井测试气水同产（表4）。

表4 典型井产能与裂缝有效性关系Tab.4 Relationship between productivity and fracture effectiveness of typical wells

4.2 对开发部署的指导意义1）井位优选

构造高部位裂缝密度高、开度大，次生溶蚀孔隙带厚度大，远离边底水，是开发井部署的有利区。位于构造高部位的JX5 井和JX3 井产能达13.2×104m3/d 和16.0×104m3/d，位于斜坡部位的JX9 井和JX10 井产量只有4.8×104m3/d 和3.8×104m3/d，JX12 井位置更低，以产水为主，鞍部产能则更低，水平井JH2 产能只有2.4×104m3/d。

2）井型优化

尖北基岩储层构造裂缝及次生溶蚀孔隙分层性明显，强风化淋滤溶蚀带厚度40～150 m，尤以距基岩顶40 m 内储层物性更佳。优选水平井开发，目的层段设计为基岩上部40 m 强风化淋滤带内，既可保证钻遇优质储层，又能起到避水效果，确保气井高产与稳产。如，尖北气田生产效果较好的7 口直井平均产量5.9×104m3/d，4 口水平井平均产量15.5×104m3/d，为直井产量的2.6 倍。

3）射孔井段优化

裂缝的有效性与裂缝面所受正应力有关，θ 越大，裂缝面所受正应力大，裂缝趋于闭合，储层改造获高产难度大。因此，射孔时尽可能多打开低裂缝正应力带，以确保压裂效果。

5 结论

1）尖北气田基岩裂缝以直立缝和高角度缝为主，岩芯裂缝密度3.30～21.40 条/m，裂缝宽度0.01～3.00 mm，裂缝孔隙度一般小于0.100 0%；基岩上部裂缝充填物主要为石膏和泥质，下部层主要为石英、方解石及暗色矿物；全充填缝比例平均为36.7%。

2）裂缝分布具有平面分带、纵向分层性，平面上，构造高部位裂缝最发育，单井平均裂缝密度1.00～3.00 条/m，平均裂缝开度15～520µm，构造低部位次之，单井裂缝密度0.50～1.50 条/m，裂缝开度5～150µm，断层控制区有效裂缝发育差；纵向上，基岩上部层位裂缝整体较发育，优势走向为近EW 向，裂缝密度高、开度大，下部层位的裂缝分布较杂，多为NW SE 向及NE－SW 向网状前切缝，裂缝开度小。

3）裂缝对储层性质的改造作用主要表现在3个方面：裂缝发育对风化淋滤带分布具有控制作用；沿构造裂缝发生的大气淡水淋滤作用形成大量次生溶蚀孔隙，使致密储层变为有效储层；裂缝本身作为天然气运移通道直接提高了储层渗透率1～2 个数量级。

4）裂缝是控制气井产能的关键因素，裂缝越发育，气井产能越高。为确保气藏高产与稳产，应做好井位、井型及打开层段的优化设计：井位部署优先考虑构造高部位；优选水平井开发，水平段设置为距基岩顶40 m 内；射孔时多打开低裂缝正应力带。