克拉苏构造带盐下超深层储层裂缝组合模式及分布规律

周 露，雷刚林，周 鹏，汪 伟，张 星，史超群，王振鸿，张 琪

1.中国石油塔里木油田分公司库尔勒841000；2.南京大学地球科学与工程学院南京210023

克拉苏构造带盐下超深层储层裂缝组合模式及分布规律

周 露1，雷刚林1，周 鹏1，汪 伟2，张 星1，史超群1，王振鸿1，张 琪1

1.中国石油塔里木油田分公司库尔勒841000；2.南京大学地球科学与工程学院南京210023

克拉苏构造带盐下超深层储层属于裂缝性低孔砂岩储层，构造裂缝普遍发育，分布复杂且对单井产量影响较大。目前针对该地区储层裂缝的研究已投入大量的工作，主要体现在裂缝的描述、表征和预测等方面，但由于该地区地震资料分辨率低、岩心资料少、成像测井多解性强，裂缝的研究受到一定程度的限制，生产中仅应用了裂缝密度、开度等统计数据。笔者综合野外露头、岩心和测井等资料，从裂缝组合的角度出发，系统开展了该地区储层裂缝及其组合特征研究。发现构造裂缝存在主次之分，主裂缝规模相对较大，一般垂直于地层，多为张性或张剪性，次级裂缝一般是主裂缝的伴生缝。裂缝之间存在多种接触关系，主要表现为“T”、“λ”、“y”、“τ”字等形状。依据裂缝之间的排列接触关系，建立了该地区储层裂缝四种组合模式，即“平行状”、“扫帚状”、“调节状”、“雁列状”。结合各裂缝组合成因的差异和断背斜形成过程中的构造演化过程，划分了裂缝组合平面三类成因区，即调节成因区、褶皱成因区、断裂成因区，与之对应的是高产井部署的一类区、二类区、三类区。

克拉苏构造带；裂缝性低孔砂岩储层；裂缝；裂缝组合模式；分布规律

克拉苏构造带位于库车前陆盆地北部，是南天山山前第一排冲断带，发育中-新生代沉积地层。受古近系巨厚膏盐岩层的影响，构造带表现出盐上层、盐岩层及盐下层三层特征（谢会文等，2012）。克拉苏构造带内盐下超深层发育一系列冲断构造，形成背斜及断背斜构造圈闭，根据盐岩厚度及断层样式自西向东划分为阿瓦特、博孜、大北和克深四个构造段（雷刚林等，2007）（图1）。该区域目前已发现克深2、大北3、博孜1、阿瓦3等一系列含油气构造，已探明天然气地质储量超过×1012m3，是库车油气勘探的重要领域。克拉苏构造带内盐下超深层主要的储集层为白垩系巴什基奇克组，主要发育扇（辨状河）三角洲前缘沉积，以中-细砂岩为主，砂体纵向叠置、横向连片、覆盖全区，厚度约200～300m，埋藏深度约6000～8000m，基质孔隙度平均5%，基质渗透率平均0.1mD，构造裂缝广泛发育，整体属于超深层特低孔特低渗裂缝性砂岩储层（张惠良等，2014；张荣虎等，2014）。测试资料显示，70%以上单井产量可达到3×105m3以上，表明超深层储层虽然孔隙度低，但连通性好、有效性高，构造裂缝大量发育，有效改善了储层的渗流性能，提供储层主要的渗流通道，对单井产量影响较大（王振宁等，2014；张福祥等，2011）。

目前诸多学者针对该地区储层裂缝做了大量研究和探索，主要体现在定量描述和分布规律预测等方面（李世川等，2012；王俊鹏等，2014），包括基于岩心和成像测井资料的裂缝定量描述；基于曲率法（王珂等，2014a）、古今应力场法（王珂等，2014b）和有限元数值模拟法的多方法多轮次裂缝规律预测（曾联波和周天伟，2014；张惠良等，2012；赵继龙等，2014；赵力彬等，2012；赵文韬等，2013）等。但由于该地区储层岩心资料少、成像测井多解性强、地震资料分辨率低，裂缝的研究受到了一定程度的限制，生产中仅应用了裂缝密度、开度等统计数据。克拉苏构造带内阿瓦特、博孜、大北和克深四个构造段储层形成背景和发育特征相似，且克深构造段勘探程度相对较高、基础资料较丰富，笔者本次重点针对克深构造段，系统的开展了储层裂缝组合特征研究，从裂缝组合的角度出发，区分出裂缝的主次关系，建立了裂缝组合模式，明确其组合特征及分布规律。

图1 克拉苏构造带分段图Fig.1Structuraldivision of the Kelasu structuralbelt

1 裂缝发育特征

受晚期构造强挤压应力作用的影响，克拉苏构造带超深层储层内部形成大量的构造裂缝，密度约为0.35～1.27条/m，裂缝以高角度缝和垂直缝为主，约占总比例的80%，低角度缝和水平缝次之，约占总比例的20%。裂缝充填物以方解石为主，兼有泥质、白云石、石膏等，多数为未充填-半充填。

岩心观察裂缝多为张性或张剪性，产状不稳定，延伸不远，缝长一般为9～50 cm，最小约1 cm，最大可达300 cm；单条裂缝短而弯曲，一组裂缝常侧列产出；裂缝面粗糙不平，无擦痕，常绕粗砂粒而过；裂缝多开口、多充填，脉宽变化较大，脉壁不平直，开度为0.1～10mm，一般为0.2～5mm，平均为1mm。岩心分析裂缝孔隙度较小，多数小于0.1%，主要分布在0.02%～0.26%，平均为0.13%；成像测井解释裂缝视孔隙度主要分布在0.01%～0.05%，最大为0.45%，平均为0.04%，占总孔隙度的0.15%～2.1%，平均为0.51%。

以克深构造段为例，KS504井1-48-92岩心发育1条张剪性高角度缝，倾角为80°，裂缝长度为31 cm，裂缝面粗糙不平，偶见擦痕，开度为0.1～ 1.1mm，发育方解石桥堵状充填（图2a）；KS801井2-3-23岩心发育1条张性垂直缝，裂缝长度为14 cm，裂缝面粗糙不平，无擦痕，裂缝脉宽变化较大，开度为0.1～3 mm，裂缝未充填（图2b）；KS2-2-3井2-1-10岩心大尺度CT扫描，发育3条张性高角度缝，呈侧列产出，单缝弯曲，脉宽变化大，开度0.1～0.8mm，发育解石全充填和桥堵状充填（图2c）；KS207井5-1-36岩心发育大量张性高角度缝、低角度缝和水平缝，呈网状分布，单缝短而弯曲，产状不稳定，开度为0.1～1.2mm，发育解石全充填（图2d）。

图2 克拉苏构造带盐下超深层白垩系砂岩储层岩心裂缝发育特征Fig.2 Core photos showing fracture characteristicsof the Cretaceous sandstone reservoirsbeneath salt in the Kelasu structuralbelt

2 优势裂缝的发现

大量的岩心和测井资料显示，超深层储层构造裂缝存在主次之分，主裂缝多为张性或张剪性，规模相对较大，延伸较远，缝长一般大于20 cm，有一定的开度，倾角一般大于70°，高角度或垂直于地层，发育东西向和南北向两组走向，是储层的优势裂缝。次级裂缝一般是主裂缝的伴生缝，规模相对较小，缝长小于20 cm，一般为1～10 cm，方向多变，截止于主裂缝。次级裂缝与优势裂缝之间存在多种组合接触关系，主要表现为“T”、“λ”、“y”、“τ”字等形状。

以克深构造段为例，KS8井2-2-36岩心发育3条裂缝，①号裂缝为优势主裂缝，缝长为21 cm，开度为0.4mm，倾角约90°；②号和③号裂缝为次级裂缝，缝长分别为6cm和5 cm，开度均为0.2mm，倾角分别为10°和5°；②号次级裂缝呈“τ”字形截止于优势裂缝，③号次级裂缝呈“T”字形截止于优势裂缝（图3a）。KS2-2-8井7-1-59岩心②号次级裂缝呈“T”字形截止于①号优势裂缝；7-7-59岩心②号次级裂缝呈“y”字形截止于①号优势裂缝（图3b）。KS2-2-8井5-10-47岩心发育8条裂缝，①号裂缝为优势主裂缝，缝长为33 cm，开度为0.2mm，倾角约90°；另外7条裂缝均为次级裂缝，缝长为3～6 cm，开度约0.1mm，倾角多变约10～49°；②号次级裂缝呈“T”字形截止于优势裂缝，⑥号次级裂缝呈“λ”字形截止于优势裂缝，另外5条次级裂缝均呈“y”字形截止于优势裂缝（图3c）。KS206井6626.2～6628.4m井段成像测井解释17条裂缝，其中有2条优势裂缝，走向为东西，倾角为75°，规模相对较大；另外15条为次级裂缝，伴生截止于优势裂缝，方向多变，规模相对较小；从上至下上9条次级裂缝呈扫帚状截止于①号优势裂缝，①号和②号优势裂缝之间伴生5条低角度次级裂缝（图3d）。

图3 克拉苏构造带盐下超深层白垩系砂岩储层优势裂缝及伴生缝特征Fig.3 Characteristicsofdominant fracturesand theassociated secondary fractures in the Cretaceoussandstone reservoirsbeneath salt in the Kelasu structuralbelt

3 裂缝组合模式

考虑优势裂缝与次级裂缝之间存在多种排列接触关系，笔者综合野外露头、岩心、测井资料和前人研究成果（Julietetand David,2004；李忠权等，2010），分析建立了超深层储层裂缝四种组合模式，即“平行状”、“扫帚状”、“调节状”、“雁列状”。其中“平行状”和“雁列状”为优势裂缝组合，“扫帚状”和“调节状”为优势裂缝与次级裂缝组合。

3.1 优势裂缝之间组合

“平行状”裂缝组合表现为一组近平行的优势裂缝，单缝间距一般大于10 cm，具张裂性质，在垂直于裂缝面的张应力作用下形成，走向以东西向为主。例如KS503井1-46-46至2-4-40岩心共66 cm长，发育一组“平行状”裂缝组合，共4条优势裂缝，单缝长12～27 cm，间距11～16 cm，均为张裂性质；KS13井2-25-44至2-30-44岩心共139 cm长，发育一组“平行状”裂缝组合，共2条优势裂缝，单缝长35～54 cm，间距约13 cm；KS8004井6476.2～6478.8 m井段成像测井解释一组“平行状”裂缝组合，共4条优势裂缝，走向近东西向，单缝间距为11～23 cm（图4a）。

“雁列状”裂缝组合为一组雁行式斜列的裂缝，首尾不相接，单缝规模相对优势裂缝小，一般为10～15 cm，间距一般小于10 cm，单缝之间可能伴生调节缝，整体形成一条优势裂缝带。该类裂缝具有张性或张剪性特征，在张应力作用下形成，或张应力环境下剪切滑移调节形成，主要发育东西向和南北向两组走向。例如KS2-2-14井3-23-44岩心长37m，发育一组“雁列状”裂缝组合，共3条裂缝，单缝长11～29 cm，间距约5 cm，均为张裂性质；KS503井1-25-40至1-26-40岩心共长41 cm，发育一组“雁列状”裂缝组合，共4条裂缝，单缝长8～19 cm，间距1～3 cm，具有张剪性；KS504井6467.6～6470.4m井段成像测井解释一组“雁列状”裂缝组合，共5条裂缝，单缝间距1～4 cm，走向近东西向（图4b）。

图4 克拉苏构造带盐下超深层白垩系砂岩储层优势裂缝组合模式Fig.4 Combinationmode ofdominant fractures in the Cretaceoussandstone reservoirsbeneath salt in the Kelasu structuralbelt

3.2 优势裂缝与伴生缝组合

“扫帚状”裂缝组合为一条优势裂缝和一簇次级伴生缝，伴生缝呈扫帚状截止于优势裂缝，且随着优势裂缝逐渐变弱消失，伴生缝的规模及其与优势裂缝间的夹角逐渐变小。该类优势裂缝早期具有剪切滑动性质，此后由于张应力的作用，裂缝面被拉开，同时派生多条张性分支裂缝，形成“扫帚状”张剪性裂缝组合，走向以东西向为主。例如KS2-2-8井5-10-47岩心长33 cm，发育一组“扫帚状”裂缝组合，1条优势裂缝和7条次级伴生缝，次级裂缝呈角度截止于优势裂缝；KS504井1-71-92岩心长27 cm，发育一组“扫帚状”裂缝组合，1条优势裂缝和2条次级伴生缝，均具有张裂性质；KS201井6505～6507.8m井段成像测井解释一组“扫帚状”裂缝组合，1条优势裂缝和8条次级伴生缝，优势裂缝走向近东西向，次级裂缝方向多变，呈角度截止于优势裂缝（图4c）。

“调节状”裂缝组合为两条优势裂缝和一组伴生缝，伴生缝近平行状截止于优势裂缝之间。该类优势裂缝早期具有张性特征，后在剪应力作用下，发生剪切滑移调节，派生多条近平行次级张裂缝，形成“调节状”张剪性裂缝组合，发育东西向和南北向两组方向。例如KS501井1-32-48岩心长36 cm，发育一组“调节状”裂缝组合，2条优势裂缝，缝长约19 cm，具有张剪性，优势裂缝之间伴生3条次级调节缝；KS2-2-4井3-53-59岩心发育一组“调节状”裂缝组合，2条优势裂缝之间伴生2条次级调节缝；KS202井6543.8～6545.6m井段成像测井解释一组“调节状”裂缝组合，1条近东西走向的优势裂缝周围伴生4条次级调节缝（图4d）。

KS201井白垩系砂岩储层共发育优势裂缝23条，均为近东西走向，倾角为75°～90°；发育次级裂缝69条，产状不稳定，倾角为37°～81°；发育雁列缝55条，近东西走向，倾角65°～85°。发育裂缝组合40个，包括“扫帚状”、“平行状”、“雁列状”，其中“扫帚状”裂缝组合发育最多23个，“平行状”裂缝组合8个，“雁列状”裂缝组合9个（图5）。

图5 克拉苏构造带克深构造段KS201井裂缝组合特征Fig.5 Fracture combination characteristicsofWell KS201 in the Keshen structural section of the Kelasu structuralbelt

4 裂缝组合分布规律

岩心和成像测井资料显示，超深层储层内部裂缝组合平面分布多变，根据所处的不同构造部位，结合断背斜形成过程中的构造演化过程，划分裂缝组合三类成因区，即调节成因区、褶皱成因区、断裂成因区，与之对应的是高产井部署的一类区、二类区、三类区。

4.1 裂缝组合三类成因区

褶皱成因区位于断背斜转折端附近，主要发育东西向优势裂缝，为断背斜形成过程中褶皱成因，具有褶皱中和面垂向分层特征，中和面上部为拉张应力环境，发育大量张性优势裂缝；中和面下部为挤压应力环境，发育剪性网状缝，优势裂缝不发育。优势裂缝组合在垂向上主要分布在中和面上部，以“平行状”、“扫帚状”和“雁列状”为主，其中“扫帚状”组合最为发育，约占比60%，“雁列状”组合和“平行状”组合相当，均占比20%。“平行状”和“扫帚状”多为组合发育，“雁列状”组合一般单独发育。

KS201井位于褶皱成因区，发育东西向优势裂缝23条，表现为“平行状”、“扫帚状”和“雁列状”三种裂缝组合，主要分布在中和面上部6492～6625m井段。“扫帚状”组合发育最多，占总比例的57.5%，“雁列状”组合次之，占总比例的22.5%，“平行状”组合占总比例的20%。所有的“平行状”组合均与“扫帚状”组合呈组合发育，“雁列状”组合单独发育（图5、图6）。

图6 克拉苏构造带KS2井区三类裂缝成因区优势裂缝及其组合发育特征Fig.6 Dominant fracturesand theircombination characteristics in three typesof fault formation area in KS2 wellblock,Kelasu structuralbelt

断裂成因区位于南边界断层附近，主要发育东西向优势裂缝，为断层上下盘错动引起的伴生应力作用形成。裂缝组合以“扫帚状”和“雁列状”为主，其中“扫帚状”约占比60%，“雁列状”约占比40%，两种组合一般单独发育。

KS207井位于断裂成因区，共发育15条东西向优势裂缝，发育裂缝组合19个，其中“扫帚状”组合10个，约占总比例的53%；“雁列状”组合9个，约占总比例的47%，两种组合为单独发育（图6）。

调节成因区位于构造调节带，借鉴Davis等（2005）提出断裂生长模式，认为现今的断裂是由早期断块群在构造运动下延展连接而成的，断块连接处成为构造的调节带，笔者本次综合地表构造、断层位移、褶皱幅度、褶皱位移等因素进行构造调节带识别，主要分布在断距峰谷变化区、断层倾角产状变化区、长轴枢纽转换区（图7），构造调节带裂缝具走滑性质，南北走向、近直立、贯穿地层，沟通褶皱和断裂成因的东西向优势裂缝。裂缝组合既包括南北向的“调节状”和“雁列状”，又包括东西向的“平行状”、“扫帚状”、“雁列状”，其中“雁列状”组合约占比40%，“扫帚状”组合约占比20%，“调节状”组合约占比15%，“平行状”组合约占比15%，东西向优势裂缝组合与南北向优势裂缝组合之间没有成因关系，各自均为组合发育。

KS2-2-8井位于调节成因区，共发育25条优势裂缝，其中南北向优势裂缝15、东西向优势裂缝10。发育裂缝组合43个，其中南北向裂缝组合共28个，“调节状”组合14个、“雁列状”组合7个，南北向优势裂缝及其组合贯穿整个储层段；东西向裂缝组合共15个，“扫帚状”组合9个、“雁列状”组合4个、“平行状”组合1个，东西向优势裂缝及其组合主要分布在储层中和面上部6584～6772m井段。东西向优势裂缝（图6）。

KS2-2-1井位于裂缝欠发育区，裂缝整体欠发育，局部受断背斜褶皱作用的影响，发育少许东西向优势裂缝及其组合（图6）。

4.2 裂缝组合三类成因区与产能的关系

调节成因区裂缝最发育，密度约4～6条/m，开度一般在0.3～2mm，广泛发育东西向和南北向两组方向优势裂缝，发育“平行状”、“扫帚状”、“雁列状”和“调节状”四种优势裂缝组合，大规模有效沟通砂体和砂层组、连通孔隙，使得储层连通性好、有效性高，为高产井部署的一类区。

褶皱成因区裂缝较发育，密度约1～3条/m，开度一般在0.2～0.7mm，主要发育东西向优势裂缝组合，以“平行状”、“扫帚状”和“雁列状”为主，规模沟通砂体，储层连通性较好，为高产井部署的二类区。

断裂成因区裂缝较发育，密度约0.5～2条/m，开度一般在0.1～0.6mm，主要发育东西向优势裂缝组合，以“扫帚状”和“雁列状”为主，一定范围内有效沟通砂体，储层有一定的连通性，为高产井部署的三类区。

克深2地区33口井单井测试资料显示，位于调节成因区的单井测试产量均超过5×105m3，如KS2、KS203、KS207、KS2-2-5、KS2-2-8、KS2-2-16等井；位于褶皱成因区的单井测试产量普遍在3× 105m3以上，如KS201、KS202、KS205、KS2-1-11等井；位于断裂成因区的单井测试产量相对较低，日产气在2×105m3以下，如KS2-2-3、KS2-1-7等井（图7）。

图7 克拉苏构造带盐下超深层断背斜储层内部裂缝组合平面分布Fig.7 Horizontaldistribution of fracture combination in reservoirsofultra-deep faulted anticlinebeneath saltin the Kelasu structuralbelt

5 结论

（1）克拉苏构造带超深层储层裂缝广泛发育，且存在主次之分，主裂缝规模相对较大，一般垂直于地层，多为张性或张剪性，是储层的优势裂缝，主要发育东西向和南北向两组方向，次级裂缝为主裂缝的伴生缝；

（2）建立了超深层储层优势裂缝和伴生缝四种组合模式，即“平行状”、“雁列状”、“扫帚状”、“调节状”，其中“平行状”表现为一组近平行的优势裂缝，“雁列状”表现为一组雁行式斜列的裂缝，“扫帚状”表现为一条优势裂缝和一簇伴生缝，“调节状”表现为两条优势裂缝和一组伴生缝；

（3）划分了超深层储层裂缝组合平面三类成因区，即调节成因区、褶皱成因区和断裂成因区，与之对应的是高产井部署的一类区、二类区、三类区。

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Fracture Com bination Patternsand Distribution of Ultra-deep Reservoirsbeneath Salt in the Kelasu Structural Belt

ZHOU Lu1，LEIGang lin1，ZHOU Peng1，WANGWei2，ZHANG Xing1，SHIChaoqun1，WANG Zhenhong1，ZHANG Qi1
1.PetroChina Tarim Oilfield Company，Korla 841000，China；2.Schoolof Earth Sciencesand Engineering，Nanjing University，Nanjing210023，China

The ultra-deep reservoirs beneath salt in the Kelasu structural beltbelong to low porosity and fractured sandstone reservoir. Tectonic fractures are common in this area and show a complex distribution pattern.These widely distributed tectonic fractures have large influence on single-well production of Kelasu structural belt.At present,research on reservoir fracture in this area ismainly focused on description,characterization,and prediction of fractures.However,due to low resolution of seismic data,limited core data and uncertainties in interpretation of images ofwell logging,the study of is limited.Only some statistical data such as fracture density and fracture opening are app lied in the processofhydrocarbon exploration.Outcrop,core,and well logging datawere used.In this study, research on reservoir fracture and combinations of fractures is carried out in this area.It is found that there are primary and secondary cracks.The scale ofmain cracks is larger than thatof the secondary cracks.The primary cracksare generally perpendicular to the strata, and aremostly tension cracksor tension-shear cracks.The secondary cracks are generally associated themain cracks.There aremany different contacts between the cracks,mainly in“T”,“λ”,“V”,“y”,and“τ”shapes.According to the distribution of contactsbetween cracks,four combinationmodes of reservoir cracks have been established in this area including“parallelmode”,“broom like mode”,“adjustmode”,“echelon mode”.Together with the tectonic process of the formation of faulted anticline and the difference between crack combinations,three types of genetic regions of crack combination have been identified,i.e.,are tectonically transitional region,folding-related area,and fault formation area,Correspondingto the first,second,and third category of high yield wells, respectively.

Kelasu structuralbelt；fractured low porosity sandstone reservoir；crack；crack combinationmode；distribution

ZHOU Lu，Engineer;E-mail:zhoulu-tlm@petrochina.com.cn

P542；618.13

A文献标识码：1006-7493（2016）04-0707-09

10.16108/j.issn1006-7493.2016138

2016-07-19；

2016-10-22

中国石油天然气股份公司重大专项“库车前陆深层油气地质理论与勘探目标评价”（2014E-2101）；国家科技重大专项课题塔里木前陆盆地油气成藏、关键勘探技术与新领域目标优选（2011ZX05003-004）；国家自然科学基金项目（41272227；41572187）联合资助

周露，女，1984年生，工程师，硕士，主要从事石油地质综合研究工作；E-mail:zhoulu-tlm@petrochina.com.cn