东濮凹陷三叠系砂岩油藏裂缝特征及主控因素

王瑞飞，吕新华，国殿斌，苏 惠，黄新文

1.西安石油大学石油工程学院，西安 710065

2.中国石化集团公司中原油田分公司，河南濮阳 457001

东濮凹陷三叠系砂岩油藏裂缝特征及主控因素

王瑞飞1，吕新华2，国殿斌2，苏 惠2，黄新文2

1.西安石油大学石油工程学院，西安 710065

2.中国石化集团公司中原油田分公司，河南濮阳 457001

为探讨东濮凹陷三叠系砂岩油藏储层裂缝发育特征、裂缝成因机制及控制因素，采用野外露头剖面观测、岩心观察、样品分析测试、常规测井、成像测井、核磁测井、岩石力学实验等技术方法对文明寨地区三叠系砂岩储层裂缝进行了研究。结果表明：东濮凹陷三叠系砂岩储层主要发育NNE向、NE向和近EW向3组构造裂缝，裂缝走向近于平行或垂直主断层方向，裂缝沿构造高部位呈带状分布。裂缝以高角度－近直立（60°～90°）缝为主，低角度（30°～50°）缝次之，高、低角度裂缝相互交错构成裂缝网络系统。岩心分析及孔隙度测井计算结果表明，裂缝孔隙度为2.60%～3.20%。构造应力场是控制砂岩储层裂缝发育的外部因素；储层岩性、砂岩厚度、岩石力学性质等是控制砂岩储层裂缝发育的内在因素。

东濮凹陷；三叠系；裂缝；裂缝成因机制；储层；构造

0 引言

20世纪60年代以来，国内外学者对油气藏储层裂缝做了大量研究工作：Goodman［1］提出应用岩石声发射实验研究裂缝形成的破裂史；Murry［2］从构造本身的结构特征出发，探讨形变主曲率与裂缝孔隙度的关系，提出裂缝岩体的力学模型；Ruhland［3］提出用岩心观察统计数据计算裂缝张开度，以此评价裂缝发育程度；Takayuki［4］根据断裂图，发现岩石破裂几何形状具有自相似性，提出用分形理论研究裂缝分布规律；McQuillan等［5］在研究裂缝时将裂缝分为与应变能相关的剪裂缝、与褶皱相关的张裂缝、与断层相关的剪裂缝和张剪裂缝。近些年来，国内外学者主要应用野外露头剖面［6］、岩心观察［7］、镜下统计［8］、测井资料［9］、地震资料［10］等方法识别裂缝，应用物理模拟［11］、数值模拟［9，12］、岩层曲率计算［13］、分形分维计算［14］等方法预测裂缝的分布规律。目前，储层裂缝研究已发展为多技术、多方法的综合研究体系，其技术方法主要有电磁测向仪、CT扫描仪、微Lambda测井、环形声波测井、成像测井（FMI）、DSI偶极横波成像仪和井下电视仪（BHTV）等［15］。

近年来，东濮凹陷北部文明寨地区发现了三叠系裂缝型砂岩油气藏，油气主要富集于砂岩裂缝中，基质不含油，此类油气藏在国内尚属首次发现。目前，该油气藏的储集空间特征及成藏模式尚需深入研究。储层裂缝特征及主控因素的研究对该区下一步的勘探、开发具有重要意义。

1 裂缝发育特征

1.1 裂缝走向

岩心古地磁定向、微层面定向及成像测井资料显示砂岩中主要发育NNE、NE和近EW向3组构造裂缝（图1、图2）。区域构造研究成果表明，研究区断层走向以NE、NW向为主，裂缝走向近于平行或垂直于区域断裂延伸方向［16－18］。

1.2 裂缝倾向

据野外露头观察，裂缝以高角度缝为主，其次为低角度缝，水平缝较少，高、低角度裂缝相互交错构成裂缝网络系统（图3a）。岩心观察发现，裂缝以高角度－近直立（60°～90°）的构造缝为主，低角度（30°～50°）层间缝次之，裂缝呈“X”型交切（图3b、c）。W77－4井岩心裂缝统计表明，高角度裂缝占84%，低角度裂缝占16%。成像测井资料显示裂缝以高角度缝为主（图4a），与露头及岩心观察结果一致。裂缝倾向一组为280°～300°，另一组为125°～200°（图4b）。W77－3、W77－4等井明显发育2组产状不同的裂缝，裂缝形成可能具有多期性。

图1 岩心古地磁裂缝方位图Fig.1 The fracture orientation by the core paleomagnetic

图2 文明寨地区成像测井裂缝走向展布图Fig.2 The fracture trend of Triassic sand reservoir in Wenmingzhai area

1.3 裂缝充填性

岩心观察表明，裂缝充填物主要有泥质、方解石、石膏、黄铁矿、构造角砾、结晶矿物等（图3）。方解石呈颗粒状，石膏为针状、放射状、纤维状、板状、片状集合体，黄铁矿为细小颗粒状结晶集合体。裂缝充填形式有全充填、半充填和未充填，以前两种为主。沿裂缝发育一系列溶蚀孔洞，形成含油缝－洞系统。孔洞沿裂缝发育，表明其形成晚于裂缝，是成岩过程中溶蚀作用的结果。孔洞多呈椭圆形或不规则多边形，直径小于4m。因裂缝发育段为砂泥岩间互层，故其溶蚀程度有限。

图3 野外露头及钻井取心Fig.3 Outcrop section and core

图4 文明寨地区三叠系裂缝倾角及倾向Fig.4 The fracture obliquity and incline of Triassic sand reservoir in Wenmingzhai area

2 裂缝参数

2.1 裂缝发育程度

根据成像测井资料可知，M471断块裂缝密度为0.23～0.72条／m，W77断块裂缝密度为0.13～0.43条／m，M471断块较W77断块裂缝发育。W77断块、M471断块裂缝水动力宽度分别为32.4～36.6μm／m、10.8～16.8μm／m，W77断块区裂缝水动力宽度较M471断块区大。两地垒带裂缝平均开度分别为21.00～22.90μm、18.30～92.20 μm，相差不大。储层含油性、油井产量与裂缝发育程度相关，常规测井、核磁测井及试采资料也显示储层上部二马营组裂缝较为发育，下部和尚沟组、刘家沟组裂缝相对不发育。

2.2 裂缝孔隙度

储层岩石孔隙由基质孔隙与缝洞孔隙两部分组成。基质不含油，缝洞孔隙为油气富集的有效孔隙。缝洞孔隙度为岩石总孔隙度与基质孔隙度的差，即φf＝φ－φb。应用岩心分析法和孔隙度测井计算法可求取裂缝孔隙度［19］。

2.2.1 岩心分析法

由W77－4井岩心全直径物性分析：岩石总孔隙度为1.50%～11.60%，平均为4.72%；渗透率为（0.46～9.24）×10－3μm2，平均为1.696×10－3μm2。基质孔隙度为0.40%～7.20%，平均为2.48%；渗透率为（0.13～0.38）×10－3μm2，平均为0.183×10－3μm2。由此可得缝洞孔隙度平均值为2.25%（表1）。尽管岩心分析求取的裂缝孔隙度比较准确，但裂缝发育部位较难取得全直径岩心（全直径岩心样品均为裂缝发育较差部位），故分析结果代表性不是很强。

2.2.2 孔隙度测井计算法

2.2.2.1 地层总孔隙度（φ）

中子、密度测井反映地层总孔隙度，利用中子－密度交会图求取地层总孔隙度，其解释方程如下：

式中：ρb为地层岩石密度，g／cm3；φN为地层中子孔隙度测井值，%；ρma为岩石骨架密度，g／cm3；ρl为地层流体密度，g／cm3；ρsh为泥质密度，g／cm3；（φN）ma为岩石骨架中子测井值，%；（φN）l为地层流体中子测井值，%；（φN）sh为泥质中子测井值，%；V为岩石骨架相对体积，%；φ为岩石孔隙度，%；Vsh为泥质相对体积，%。

由W77－4井11个岩心样品分析总孔隙度与对应深度测井解释总孔隙度的对比验证，样品点绝对误差平均值为0.20%，满足计算精度要求（图5a）。

2.2.2.2 基质孔隙度（φb）

声波时差主要反映基质孔隙和水平裂缝，本次计算涉及的区块裂缝均为高角度缝，由声波时差计算的孔隙度可作为基质孔隙度（φb），其解释方程如下：

式中：Δt为目的层声波时差测井值，μs／m；Δtl为地层流体声波时差值，μs／m；Δtma为岩石骨架声波时差值，μs／m。

表1 W77－4井砂岩岩心物性分析数据Table 1 The physical properties for the core in W77－4

图5 岩心分析孔隙度与测井解释孔隙度对比图Fig.5 The Core analysis porosity and logging interpretation porosity

采用自然伽马计算泥质含量，公式如下：

式中：GR为目的层自然伽马测井值，API；GRmin为纯砂岩地层自然伽马测井值，API；GRmax为纯泥岩地层自然伽马测井值，API；GCUR为经验系数，目的层取2。

由W77－4井14个岩心样品分析基质孔隙度与对应深度测井解释基质孔隙度的对比验证，样品点基质孔隙度绝对误差小于0.20%，满足计算精度要求（图5b）。

M471断块区孔隙度解释6口井29层78.1m，孔隙度为1.40%～4.90%；W77断块区孔隙度解释7口井67层199.6m，孔隙度为1.20%～5.80%。单井孔隙度取值采用厚度加权平均法，砂层组孔隙度计算采用井点算术平均法。由此得M471、W77断块区各砂层组裂缝平均孔隙度为2.60%～3.20%（表2）。该方法对计算砂岩裂缝孔隙度有一定的参考价值。

3 裂缝成因机制及主控因素

3.1 裂缝成因机制

根据裂缝切割关系、裂缝分布型式、岩石声发射实验及裂缝充填物的包裹体分析，证明储层裂缝形成期次主要为2期。

构造演化史和地层埋藏史［20－23］分析表明，研究区中生界三叠系主要存在2期断裂，伴随形成的裂缝也有2期（燕山期和喜马拉雅期）。第一期断裂形成于燕山期，为NNW－NW－NWW向展布，此时形成的裂缝也呈NNW－NW－NWW向展布；第二期断裂形成于东营组沉积末期－古近系末期，为NNENE－NEE向展布，此时形成的裂缝也主要呈NNENE－NEE向展布。

表2 W77、M471断块区有效孔隙度Table 2 The effective porosity in W77and M471fault block

构造应力场演化［16－18，24－25］表明，研究区中生界砂岩储层主要在燕山期和喜马拉雅期构造应力场作用下形成。早期在燕山期的水平挤压构造应力场和抬升剥蚀作用造成的应力场作用下（抬升剥蚀作用使最小主应力减小，应力摩尔圆增大，应力摩尔圆与包络线相交而形成剪切裂缝），形成EW向剪切裂缝系统。喜马拉雅期经历了2个阶段：始新世－渐新世为盆地裂陷发展阶段，东营组末期发生构造反转。喜马拉雅期为区内裂缝的主要形成时期，首先在拉张应力场作用下形成NNE向断层型裂缝，构造反转期的挤压作用形成了NE向裂缝，并使EW向裂缝的发育程度进一步加强。在喜马拉雅早期的拉张和深埋藏造成的流体压力联合力源下，流体高压使应力莫尔圆向左移动，应力莫尔圆与包络线相交在岩石中产生破裂。东营组末期的构造反转主要形成了NE向裂缝。

新构造期主要影响不同组系裂缝的开启性，EW向裂缝和NNE－NE向裂缝呈张剪状态。裂缝的渗透性较好，为该区油气的主要运移通道。构造应力场是影响砂岩储层裂缝形成的外因。

3.2 裂缝控制因素

储层岩性、砂岩厚度、构造部位、岩石力学性质等因素是影响储层裂缝形成的内因。

3.2.1 岩性

影响储层裂缝发育的岩性因素包括岩石成分、颗粒大小及孔隙体积等。相同条件下，具有较高脆性组分岩石的裂缝发育程度高。随岩石颗粒和孔隙体积的减小，岩石强度增大，弹性变形后在较小应变时就表现出破裂变形，更容易形成裂缝。研究区不同岩性岩石中裂缝发育程度如图6所示。

3.2.2 层厚

岩心裂缝统计表明，研究区低渗储层裂缝发育受岩层控制。裂缝通常分布在岩层内，与岩层垂直，并终止于岩性界面上。一定岩层厚度范围内，裂缝平均间距与裂隙化的岩层厚度呈较好的线性关系（图7），即随着裂隙化岩层厚度的增大，裂缝间距相应增大，裂缝密度逐渐减小。

图6 不同岩性岩石裂缝密度Fig.6 The fracture density of different lithology

3.2.3 构造部位

研究区断层是控制裂缝形成与分布的重要因素，断层通过控制周围局部构造应力来控制裂缝发育。断层附近，由于断层活动造成应力集中，裂缝明显发育，通常形成与断层平行的一组张裂缝和与断层斜交的两组剪切裂缝。远离断层，裂缝密度呈递减趋势。裂缝沿构造高部位呈带状分布。据前文裂缝研究，该区以构造裂缝为主，裂缝的形成与发育程度受裂缝形成时期的古构造应力场控制。东营组末期的构造应力控制了有效裂缝系统的发育程度。

图7 裂缝间距与岩层厚度关系Fig.7 The relation between the fracture spacing and the thickness of strata

3.2.4 岩石力学性质

岩石力学强度控制不同岩性、不同部位裂缝的发育程度。研究区储层砂岩三轴岩石力学实验表明（图8），NW向岩石强度大，而NE和EW向岩石强度小。在相同的构造应力场作用下，研究区主要发育NNE－NE向裂缝和近EW向裂缝，而NW向裂缝的发育程度差。

图8 岩石三轴抗压强度Fig.8 The triaxial compressive strength of rock

4 结论

1）东濮凹陷三叠系砂岩储层发育NNE、NE和近EW向3组构造裂缝，裂缝走向近于平行或垂直于主断层方向，裂缝沿构造高部位呈带状分布。裂缝以高角度－近直立缝为主，裂缝呈“X”型交切。纵向上二马营组砂层裂缝最发育。

2）岩心分析裂缝孔隙度平均值为2.25%，孔隙度测井计算显示裂缝孔隙度为2.60%～3.20%。孔隙度测井计算结果的代表性强于岩心分析结果。

3）构造应力场是控制砂岩储层裂缝发育的外部因素，储层岩性、砂岩厚度、岩石力学性质等是控制砂岩储层裂缝发育的内因。

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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

国家自然科学基金项目（51104119）；陕西省自然科学基金项目（2010JQ5002）；陕西省教育厅自然科学专项（11JK0741）

王瑞飞（1977－），男，副教授，在站博士后，主要从事油气田开发地质、油气藏精细描述方面的教学与科研工作，E－mail：sirwrf2003＠163.com。