沾化凹陷渤南洼陷超压裂缝的测井响应特征与预测

刘 华，蒋有录，叶 涛，刘雅利，张丰荣，卢 浩

（1.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452；3.中国石化胜利油田分公司，山东东营257001）

沾化凹陷渤南洼陷超压裂缝的测井响应特征与预测

刘 华1，蒋有录1，叶 涛2，刘雅利3，张丰荣1，卢 浩3

（1.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452；3.中国石化胜利油田分公司，山东东营257001）

通过岩心观察、成像测井识别与常规测井资料分析相结合的方法，对渤南洼陷烃源层系内超压裂缝的特征、测井响应标志及预测进行研究。结果表明：渤南洼陷超压源岩层系中裂缝发育，裂缝数量和规模不一，在成像测井上表现为中高角度、倾向杂乱的高导缝；常规测井曲线具有高声波时差、高补偿中子孔隙度、高密度、高地层真电阻率变化率和低自然伽马变化率的“四高一低”的响应特征；超压裂缝大量发育于地层压力系数大于1.2且压力梯度变化大的区域，在压力梯度变化较小的高压区域，可识别裂缝的数量较少、规模较低；超压裂缝带具有横向上连续、纵向上分段的特征，与油气的空间分布匹配性较好，是超压体控制下源岩排烃的重要通道。

裂缝识别；超压源岩；测井响应特征；沾化凹陷

据统计，世界范围内90%的超压盆地与油气分布具有成因联系［1-3］。超压作为油气初次运移的动力，当其大于地层破裂压力时会形成裂缝（即超压裂缝），是油气初次运移的重要通道。人们普遍认为超压裂缝的形成机制与压力密切相关［4-6］，但在开启次数和分布空间的认识上存在着较大的争议［2，7-10］。超压裂缝由于形成机制的特殊性，往往具有缝面粗糙，产状不规则，方向性较差的特点［11］，可通过岩心观察、薄片观察等［11-12］进行识别，但是受限于岩心资料的丰富程度。各种常规测井对裂缝发育段具有不同程度的响应特征，但在超压裂缝识别上难度较高，其中成像测井（FMI）和声波远探测对超压裂缝识别成效明显［12-13］，如何综合利用各种资料识别与预测超压裂缝的分布是解决烃源岩排烃问题的关键。鉴于此，笔者以超压发育的富油洼陷——渤南洼陷为例，通过岩心观察和测井资料分析，试图寻找超压环境下烃源层系内裂缝的测井识别标志，为预测超压盆地内油气的初次运移空间提供理论依据。

1 研究区概况

渤南洼陷是沾化凹陷内埋深最大的次级负向构造单元，北以埕南断裂带与埕东凸起相接，南邻陈家庄凸起斜坡带，东以孤西断层与孤北洼陷、孤岛凸起相邻，东南以垦西地垒与三合村洼陷、孤南洼陷相接。渤南洼陷具有北陡南缓、东陡西缓的断陷盆地特征，受数条近东西向盆倾断层切割，从南到北依次存在南部缓坡带、渤深4断阶带、渤南深洼带和北部陡坡带（图1）。渤南洼陷沉积盖层主要为第三系，纵向上可分为孔店组、沙河街组、东营组、馆陶组和明化镇组，其中沙河街组的沙三段和沙四上亚段作为主要的烃源层系普遍发育异常高压，压力系数最高可达1.8［14］，烃源层系发育大量的泥岩裂缝（如罗69井），而且存在着不同程度的油气显示［15］，表明烃源层系中裂缝对油气运移和储集的重要作用。

2 超压源岩内裂缝发育特征

裂缝的成因类型较多，针对烃源层系内超压裂缝的研究相对较少。受控于成因机制的影响，超压裂缝在岩心观察和成像测井响应上均有较好的显示，可综合两者的信息对研究区超压裂缝进行判识，明确其发育特征。

2.1 岩心裂缝特征

为了分析异常高压环境下的裂缝发育特征，对沾化凹陷渤南洼陷区的沙三和沙四段烃源层系的岩心进行系统观察与统计。岩心观察表明，渤南洼陷泥质烃源层系内裂缝发育，规模大小不等、产状不一，且内部胶结程度以及充填物性质差别明显。整体表现为厚层烃源层系内所夹的砂岩及相邻砂岩中多具有肉眼可识别的裂缝，且多被物质充填得以保留。例如，罗9井2136.6 m深度，发育多条倾向杂乱的裂缝，倾角接近90°；罗9井2 132.3 m深度则发育近水平的裂缝，裂缝开启且已被沥青充填（图2）。此外，显微镜下观察表明，烃源层系内还发育着大量肉眼不易识别的微裂缝，多切穿石英颗粒，并在裂缝内部充填着大量的胶结物或充填物，部分裂缝中存在流体包裹体以及荧光显示，表明该裂缝形成时期对油气的运移起到了重要作用。

图2 渤南洼陷罗9井超压烃源层系内裂缝发育特征图Fig.2 Fractures in overpressure source rocks of well Luo9，Bonan sag

综合岩心观察结果，异常高压系统内裂缝的发育数量及其规模在纵向上存在着明显差异：埋深较大压实作用较强的泥质烃源岩中肉眼可识别的裂缝发育数量较少，镜下可见微裂缝丰富，裂缝闭合度较高，少见充填程度较高的裂缝；而异常高压系统内埋深相对较浅的超压地层内肉眼可识别的裂缝发育数量多，开启程度高，并延伸到邻近的砂体中（图2）。

2.2 成像测井识别裂缝特征

渤南洼陷烃源层系中发育多种类型的裂缝，包括构造裂缝、超压裂缝、钻井诱导缝等，受各类型裂缝成因机制的影响，在成像测井（FMI）资料中特征差异明显。钻井诱导裂缝与地应力密切相关，往往以180°或接近180°成对地出现在井壁上，在主裂缝两侧有羽毛状排列的微裂缝，排列整齐，规律性强，较易识别［13］；构造裂缝往往受区域应力的影响而表现为缝面平坦，裂缝宽度均一，且成组发育［11］，在研究区多呈现出低角度（一般为10°～20°）的特征，裂缝几乎均被充填，表现为高阻缝的特征，在成像测井（FMI）图像上能够用正弦线精确拟合；而超压作用可使地层中的岩石颗粒呈现网络状或炸裂状破裂，也可以绕过颗粒延伸一定的距离，或与构造作用形成的裂缝相伴生，总体表现为成群出现，以中、高角度为主，或平行层理的低角度缝［16］，且倾向杂乱，没有一定的规律性，在成像测井上一般出现在大段暗色背景（泥岩响应）中（图3）。

图3 义东301井超压裂缝（左）、义944井构造裂缝（右）的成像测井显示特征示意图Fig.3 General view of overpressure fractures in well Yidong301（left）and structural fractures in well Yi944（right）signified by image forming logging

基于不同成因裂缝的特征差异，利用渤南洼陷现有的成像测井资料，筛选出与超压成因裂缝有关的发育井段。研究表明，超压成因裂缝在研究区大量存在，其中义283井的裂缝发育井段约为4 240 m，裂缝倾角一般为30°～50°，倾向杂乱；罗69井裂缝发育约为3010 m，裂缝倾角一般为15°～65°，分布范围广，倾向更为零乱，裂缝发育较为密集（图4）。值得注意的是，部分超压裂缝由于规模小且后期闭合快，测井曲线识别能力较差，而这些裂缝的作用主要体现在源内油气的储集和运移，对油气的排烃指向和源外油气分布影响较低，因此本次研究不包括这部分微裂缝的识别。

图4 渤南洼陷单井成像测井资料识别超压裂缝Fig.4 Overpressure fractures in image forming logging，Bonan sag

根据成像测井资料显示结果，纵向上超压裂缝分布具有不均的特征。如罗69井区在2500～3000 m的深度范围内零星发育17条超压裂缝，在3 000～3100 m的深度范围内识别出58条超压裂缝，并且可细分为3个密集发育段，说明超压裂缝的形成存在优势发育区，具有一定的分布规律。

3 超压裂缝的测井响应特征及识别

3.1 测井响应特征

成像测井资料对于超压成因裂缝的识别意义重大，但是资料有限，而常规测井资料丰富可弥补这一不足。利用岩心观察和成像测井资料识别的超压成因裂缝发育段作为研究对象，分析各类常规测井资料的响应特征，优选出区分效果较好且具有识别意义的常规测井类型及其组合，预测超压裂缝的分布。

结合超压裂缝发育段、岩性特征以及常规测井资料的分析，超压裂缝往往与大套泥岩相伴生，具有较高的自然伽马（GR）值。超压裂缝发育段的声波时差值明显高于趋势线，密度值降低，中子孔隙度略微增大，对孔隙度敏感的声波时差测井（AC）、密度测井（DEN）、补偿中子孔隙度测井（CNL）、浅侧向电阻率测井（Rs）曲线会发生明显振荡，曲线的变化率均会出现高值。其中AC和Rs的振荡最为明显，AC甚至出现周波跳跃，而密度曲线出现低值，这一变化规律在义283井、罗69井的裂缝发育段表现一致。义283井约在4250 m发育大量的超压裂缝，其GR值大于120，AC值明显高于趋势线，密度值降低，中子孔隙度略微增大，AC、DEN、Rs的变化率均明显增加，表明裂缝的发育使得这些对孔隙度敏感的曲线发生了明显的振荡（图5）。

根据上述常规测井的响应特征，对罗69井沙三段超压裂缝的发育段进行预测，在2 500～3 200 m的范围内预测出裂缝发育段24段，比成像测井识别的略多，两者的吻合率达到80%（表1），表明此方法可行。

图5 渤南洼陷义283井常规测井超压裂缝识别模式Fig.5 Pattern showing overpressure fractures identified by conventional logging of well Yi283，Bonan sag

表1 渤南洼陷罗69井常规测井超压裂缝预测与成像测井裂缝识别对比Table 1 Comparison of overpressure fractures by conventional logging predication with that signified by image forming logging in well Luo69

3.2 单井超压裂缝预测

根据超压裂缝的预测结果，发现泥质烃源层系内裂缝发育段具有分段集中分布的特征。如罗69井的预测结果表明，从2 500 m开始出现超压区到4000 m高压发育区均有裂缝发育，裂缝集中发育于3个深度段，分别为2800～3100 m（65条）、3700～4000 m（45条）和3400～3700 m（40条），其中埋深相对较浅的2 800～3 100 m的深度段裂缝密度最大，发育程度最高。

由于异常高压是裂缝形成的动力条件，而裂缝数量和规模则是超压形成裂缝能力的外在表现，因此两者之间存在一定的相关性。通过单井纵向压力结构与超压裂缝发育位置的标定可以看出，罗69井超压裂缝发育带多分布于现今地层压力系数大于1.2的岩层中，而义283井超压裂缝则发育在现今地层压力系数为1.2～1.3的岩层内（图6）。深入分析发现，超压裂缝集中发育在压力系数急剧变化的位置，即压力梯度最大的位置。

此外，超压裂缝的发育除了与压力梯度有关以外，还与地层压力的大小存在一定的联系。依据成像测井资料所识别出的超压裂缝密度与地层压力系数的对应关系分析，表明随着压力系数的增大，超压裂缝的发育密度也随之增加，超压裂缝密集带集中分布在地层压力系数为1.2～1.5的位置，只有当地层压力系数大于1.2时，超压裂缝发育密度才能达到1条/m（图7）。

综上所述，地层压力系数为1.2～1.5时，可识别的超压裂缝大量发育，且分布于压力系数迅速增大的层系中。在压力系数较大且压力平稳分布的区域，超压裂缝虽发育，但数量和规模较低，测井资料可识别裂缝较少，这可能是因为当压力系数大于1.5时，周围较高的地层压力会使裂缝迅速闭合，难以维持裂缝的开启，因此可识别的超压裂缝不发育；而压力梯度急剧变化的地区则由于存在较大的压力差，导致裂缝闭合能力下降，易保存下来形成高导缝，并容易被测井曲线识别出来。

图6 渤南洼陷罗69井（左）、义283井（右）超压裂缝纵向分布Fig.6 Distribution of overpressure fractures in well Luo69（left）and well Yi283（right），Bonan sag

图7 渤南洼陷烃源岩裂缝发育密度与压力系数散点图Fig.7 Diagram showing relationship between fracture density and pressure coefficient in source rock，Bonan sag

4 超压裂缝发育带预测

为了明确超压裂缝发育带的空间分布，以义100—渤深4—义120—义115—义156剖面为例，利用常规测井预测方法对该剖面中的超压裂缝发育带进行预测。预测结果表明，超压裂缝带横向上具有一定的连续性，纵向上具有分段性。横向上，超压裂缝与超压封存箱的顶界面存在近似的平行关系，在控洼主断层间连续分布，受压力系数变化的影响，往往发育多套裂缝带。纵向上，超压裂缝带分布于压力系数大于1.2且压力系数急剧增高或下降的部位，以压力系数急剧增加部分的裂缝最为发育。受控于裂缝纵向延伸性的影响，裂缝带的宽度不等，一般压力系数变化幅度越大、压力系数越高的地方裂缝宽度越大，即裂缝规模越大，表明了开启动力条件以及支撑裂缝开启的动力条件充足。在所预测的裂缝发育带内或其上下邻近的砂体部位分布着大量的油气藏（图8），表明超压裂缝发育带在油气成藏过程中发挥着重要作用［17-19］。超压裂缝可以明显提高泥质烃源岩的孔渗性，规模裂缝可以作为油气初次运移的通道，非规模裂缝可提高烃源岩的储油能力。根据超压裂缝的分布规律，可针对异常压力系统内不同的压力环境进行不同目标的勘探，建立找油的新思路。

图8 渤南洼陷超压裂缝发育预测带与油藏分布剖面Fig.8 Profile showing relationship between predicted overpressure fractures zones and reservoirs of Bonan sag

5 结 论

（1）岩心观察显示渤南洼陷泥质烃源层系内裂缝发育，规模大小不等、产状不一，近超压系统顶部地区的观察裂缝发育数量多，开启程度高；而埋深大、压实作用较强的泥岩中肉眼可识别的裂缝发育数量较少，镜下可见大量的微裂缝，裂缝闭合程度高。

（2）成像测井图像可区分泥质烃源岩中的构造裂缝、超压裂缝以及钻井诱导缝等，其中超压裂缝主要出现在大段暗色背景（泥岩响应）之中，以高角度、倾向杂乱或平行层理的高导缝存在，可作为识别的标志。

（3）结合岩心观察与成像测井对超压裂缝的识别结果，可以建立常规测井识别超压裂缝的响应特征，即高声波时差、中子孔隙度、密度测井、地层真电阻率变化率和低自然伽马变化率的“四高一低”特征。

（4）常规测井对超压裂缝发育带的识别结果显示，超压裂缝具有横向上连续，纵向上分带的特征，超压裂缝带往往分布于地层压力系数大于1.2且压力梯度变化急剧的区域；在压力系数大于1.5且压力变化相对平稳的区域，超压微裂缝多已闭合。

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（编辑 徐会永）

Logging response of overpressure fractures and their prediction in Bonan sag，Zhanhua depression

LIU Hua1，JIANG Youlu1，YE Tao2，LIU Yali3，ZHANG Fengrong1，LU Hao3
（1.School of Geosciences in China University of Petroleum，Qingdao 266580，China；2.CNOOC Tianjin Branch Company，Tianjin 300452，China；3.Shengli Oilfield，SINOPEC，Dongying 257001，China）

Based on core observations and imaging the forming logging and conventional logging，the logging responses of the overpressure fractures and their distribution within the source rocks were analyzed in Bonan sag，Bohai Bay Basin.Many fractures are observed in the Third Member of Shahejie Formation with high overpressure，but their quantity and scales are different.Overpressure fractures show highly conductive feature with middle-high angle and disorder inclination in the imaging logging data，and they always have distinctive features such as high rate of change of AC，CNL，DEN，Rt and low rate of change of GR in conventional logging curves.Fractures produced by overpressure are greatly developed in those areas where pressure coefficients are bigger than 1.2 and pressure gradient changes rapidly，while fractures of smaller scale are also developed in the overpressure areas where the pressure gradient changes slowly.As the main primary migrating pathway，the fracture zones within overpressure source rocks affect the spatial distributions of hydrocarbons.Fracture zones are laterally continuous and are distributed in several segments on the longitudinal direction，which agrees well with the distribution of hydrocarbons in Bonan sag.

fracture identification；overpressure source rocks；characteristic of logging response；Zhanhua depression

TE 122.1

A

刘华，蒋有录，叶涛，等.沾化凹陷渤南洼陷超压裂缝的测井响应特征与预测［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2015，39（6）：50-56.

LIU Hua，JIANG Youlu，YE tao，et al.Logging response of overpressure fractures and their prediction in Bonan sag，Zhanhua depression［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2015，39（6）：50-56.

1673-5005（2015）06-0050-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2015.06.006

2015-06-16

国家自然科学基金项目（41502129）；国家科技重大专项（2011ZX05006-003）；中央高校基本科研业务费专项（14CX05015A）

刘华（1977-），女，副教授，博士，研究方向为油气藏形成与分布。E-mail：liuhua_r@sina.com。