冀中坳陷深层碳酸盐岩储层天然裂缝发育特征与主控因素

肖 阳 刘国平 韩春元 朱姜伟 周从安吕文雅 高 园 曾联波 马学峰

1.中国石油华北油田公司 2.中国石油大学（北京）地球科学学院 3.油气资源与探测国家重点实验室

0 引言

随着中浅层油气勘探开发程度不断提高，油气发现难度日益加大，深层油气勘探开发越来越被广泛关注，并成为非常规油气勘探开发的重要领域之一[1-8]。深层油气勘探对象主要有碳酸盐岩、火山岩、变质岩等特殊岩性储层油气藏。与常规储层相比，这类储层地质特征更复杂，天然裂缝更发育，有利储层的识别、预测，以及油气藏勘探开发难度更大。已有诸多学者开展了关于碳酸盐岩储层裂缝的研究，吴永平等[9]、苏立萍等[10]、高先志等[11]、赵贤正等[12]对碳酸盐岩储层天然裂缝的研究认为，受多种构造作用和成岩作用的影响，碳酸盐岩储层天然裂缝发育，裂缝是储层重要的储集空间，为储层油气聚集提供了有利的储集条件。苏立萍等[10]、赵国祥等[13]、邓吉锋等[14]、吴小洲等[15]对碳酸盐岩储层天然裂缝的研究认为，天然裂缝是控制碳酸盐岩储层中岩溶作用的关键因素，有利于储层中次生孔隙的发育，产生孔、洞、缝相连的有效储层。可见天然裂缝的研究对碳酸盐岩储层油气勘探开发具有十分重要的现实意义。

冀中坳陷油气储层分布广泛，以古生界和中上元古界碳酸盐岩为主。随着勘探向深层扩展，奥陶系碳酸盐岩储层逐渐成为冀中坳陷勘探开发的热点，具有很大的潜力[15-18]，并取得了良好的开采效果。近年来，优选确定多个深层奥陶系潜山目标勘探，并于2017年在河西务构造带发现W1井区深层奥陶系储层油气显示良好。截至2018年6月，中国石油华北油田公司在冀中坳陷已有3个气田12个区块投入开发。其中，以奥陶系为主要目的层的天然气探明地质储量130×108m3，投产气井36口，日产气35.81×104m3。勘探开发证实了冀中坳陷奥陶系不同层段油气显示受天然裂缝控制明显。因此，针对冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝的研究非常有必要。笔者利用该地区的露头、岩心、薄片、成像测井等资料，剖析了冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝的发育特征，从岩性、层厚和构造等3方面讨论了天然裂缝发育的控制因素，并结合生产数据以及储层勘探开发成果，讨论了天然裂缝发育的非均质性对油气产量的影响，以期为冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层油气藏的勘探开发提供地质依据。

1 区域地质背景

渤海湾盆地位于中国东部，是发育在华北古地台基底之上的中、新生代裂谷盆地。冀中坳陷位于渤海湾盆地的西北部，北依燕山褶皱带，南抵邢衡隆起，西临太行山隆起，东至沧县隆起，呈北东—南西走向，面积3.2×104km2[19-20]（图1）。冀中坳陷各构造单元的展布具有南北分区的特征，即被无极—深县—衡水变换带和徐水—安新—文安变换带分割成南、中、北3个区。自古生代以来，盆地主要经历了印支期、燕山期和喜马拉雅期3次大规模的构造运动，形成了一个典型的多期构造叠合盆地。冀中坳陷主要发育NNE向和NW向两组张性断裂体系[10]。从断层组系的活动特征看，NNE向断层控制深层构造带的走向，NW向断层则是分割构造带的横向断层，控制着深层油气藏的大小及成藏层位[21]。依据断层的几何特征、运动方式，冀中坳陷构造样式主要为伸展构造，其次包含有斜滑构造和反转构造[22]。

图1 冀中坳陷位置和构造单元示意图（据常健等[19]、杨明慧等[23]修改）

冀中坳陷地层发育较完整，自元古界、古生界、中生界至新生界均有分布。奥陶系沉积环境为稳定开阔的浅海相，至上古生界发展为滨海沼泽相及陆相。奥陶系由下往上发育有下统冶里组、亮甲山组和中统马家沟组、峰峰组，主要目的储层是马家沟组和峰峰组。目的层埋深多超过4 000 m，属于典型的深层油气藏。沉积环境决定了储层岩性单一，以石灰岩和白云岩为主，厚度介于200～700 m[17]。储集空间以多期溶蚀形成的次生孔隙、裂缝为主。岩心样品测试储层孔隙度峰值介于1%～5%，渗透率峰值介于0.1～1.0 mD，奥陶系碳酸盐岩储层孔隙度、渗透率均较高。已发现的奥陶系储层油气藏主要分布在冀中坳陷的南北两端，比较典型的有河西务构造带、何庄构造带和苏桥构造带等。

图2 奥陶系碳酸盐岩岩心构造裂缝照片

2 天然裂缝发育特征与形成机理

2.1 裂缝特征

2.1.1 裂缝类型

通过野外露头观测、岩心和薄片观察及成像测井资料分析，冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝有多种类型。按照成因可分为构造裂缝、成岩裂缝、溶蚀裂缝和风化裂缝。其中，构造裂缝在储层中发育最为广泛，是该区天然裂缝的主要类型。按力学性质构造裂缝可划分为剪切裂缝、纵张裂缝，研究区目的层主要发育剪切裂缝，只有在弯曲构造的轴端等特殊构造部位发育少量纵张裂缝。野外露头中构造裂缝规模大小不一，穿切深度明显受到层面的控制。常见构造裂缝成组出现，平面上可见多组裂缝相互切割、限制，同组裂缝可成雁列式排列。岩心观察中，构造裂缝一般比较规则，产状稳定，裂缝面较平直（图2-a、b）。泥质含量较高的碳酸盐岩中还发育构造滑脱裂缝，这类裂缝具有明显的顺裂缝倾向的擦痕，裂缝面可见阶步现象，镜面特征明显（图2-c）。镜下薄片中观察到的微观规模的裂缝可见相互限制和切割的关系，裂缝开度不均（图3-a）。成像测井构造裂缝呈正弦曲线样式，密度较大。

冀中坳陷奥陶系碳酸盐岩储层成岩裂缝主要有层理缝和缝合线。层理缝是在各种地质作用下沿着沉积层理面裂开形成的裂缝[24-25]。层理缝通常发育于岩性界面上，伴随弯曲、断续、分支等分布特点（图3-b）。缝合线构造一般呈不规则波状或锯齿状，与层面平行或近平行，少量呈小角度相交，平面上一般贯穿整个岩心，纵向起伏较小（图3-c）。成岩裂缝分布较广，由于倾角小，在埋藏较深时，上覆地层的静岩压力作用下常处于闭合状态[26]。溶蚀裂缝是指可溶性岩石节理或先前形成的裂缝受到后期埋藏作用、地下水等的溶蚀改造，形成新的裂缝在岩石中保留下来。碳酸盐储层中，溶蚀裂缝发育较为普遍，形态不规则。早期裂缝受到溶蚀改造后开度变大，两壁粗糙不平整（图3-d）。风化裂缝是指岩石暴露在地表或近地表而发生各种机械和化学风化作用形成的裂缝。风化裂缝一般在风化壳中发育，裂缝密度大，方向规律性差。风化裂缝常成网状分布，与溶蚀孔、缝和构造裂缝交错相连，并常被红色的氧化黏土物质充填。

2.1.2 裂缝参数

根据河北省邢台市临城县南程剖面和北京市门头沟区妙峰山剖面奥陶系野外露头观察，其碳酸盐岩中的构造裂缝走向主要为NNE—SSW向，其次还发育有NW—SE向和NEE—SWW向（图4）。但在构造不同的部位，发育的裂缝走向明显不同。例如，在南城剖面主要发育NNE—SSW向裂缝，而在妙峰山剖面主要发育NEE—SWW向裂缝征。野外露头多见高角度缝和斜交缝，缝面与层面近乎垂直或斜交。岩心和成像测井分析深层奥陶系碳酸盐岩储层主要为垂直缝和高角度缝，倾角主要介于50°～80°，低角度裂缝不发育（图5、6）。岩心观察发现，滑脱裂缝一般倾角较低，多小于30°。不同层位裂缝倾角具有差异性，其中峰峰组裂缝倾角大于马家沟组。野外露头观察裂缝的规模从十几厘米到几米不等，岩心和成像测井资料统计分析裂缝规模多小于20 cm，规模较大的裂缝发育较少；不同井区裂缝发育程度差别较大，单井裂缝密度从1.6条/m到4.0条/m不等。

图3 奥陶系碳酸盐岩岩心薄片天然裂缝照片

图4 野外露头剖面统计构造裂缝走向玫瑰花图（样品数目964个）

2.2 裂缝有效性

天然裂缝的有效性是决定碳酸盐岩储层质量和油气开发效率的重要因素，裂缝的充填程度和张开程度是反映裂缝有效性的主要特征[27-31]。裂缝的充填程度可以分为未充填、半充填和全充填，反映了裂缝的有效性依次变差，而裂缝的开度越大则有效性越好[32-33]。根据岩心、薄片及成像测井资料分析，冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝大部分是未充填的有效裂缝，只有少数裂缝被方解石、白云石、黄铁矿等矿物充填。根据成像测井及岩心观察统计，河西务构造带奥陶系储层未充填的有效裂缝超过75%，其余裂缝被半充填或全充填（图6）。薄片观察统计发现，冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝开度差异较大，一般小于70 μm，集中介于0～30 μm。不同构造、不同层位储层裂缝开度差别较大。例如，河西务构造带裂缝开度主要介于10～20 μm，苏桥构造带裂缝开度主要介于20～30 μm；纵向上，峰峰组裂缝的开度要略大于马家沟组。

2.3 裂缝形成机理

冀中坳陷奥陶系碳酸盐岩储层主要经历了3次大规模的构造运动，分别为印支期、燕山期和喜马拉雅期。笔者通过分析岩心、薄片和相似露头区的天然裂缝相互切割、限制关系，综合前人岩石声发射试验研究结果，将目的层构造裂缝的形成期次划分为3期（图7）。早期裂缝形成于古生代至中生代燕山运动前时期，在此阶段华北地台虽经历了加里东、海西和印支等一系列构造运动，但都是比较稳定的升降构造运动，区域构造最大主应力是近N—S向的水平压应力。在此应力场作用下研究区目的层形成了一组NW—SE向断层，以及NW—SE和NNE—SSW向的共轭剪切裂缝。其特点是天然裂缝的密度大、规模小，并且以剪切裂缝为主，常被其他组系裂缝切割。中期裂缝系统主要形成于燕山运动阶段，燕山期区域最大主应力是NW—SE向。在此阶段应力场作用下，冀中坳陷主要形成了NE—SW、NNE—SSW向的一系列压扭性断裂，并伴生有NW—SE、NEE—SWW（或近E—W）向构造裂缝。晚期天然裂缝形成于新生代的喜马拉雅运动时期，该运动时期华北地台表现为强烈的断块升降，区域最大主应力是NEE—SWW向，形成NNE—SSW向构造裂缝。不同期次的天然裂缝在储层中总体上表现出相互切割、限制，以及各期裂缝的发育程度具有明显差异性的特征，形成了储层中较为复杂的裂缝系统。

图5 岩心和成像测井统计裂缝倾角频率分布直方图（样品数目586个）

图6 W3井奥陶系成像测井天然裂缝综合解释图

3 天然裂缝发育的控制因素

冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝发育，但对于不同构造带、不同层位，裂缝发育程度也各不相同。根据野外露头、岩心、薄片和测井资料综合分析，天然裂缝的形成和分布除了与其形成时期的古构造应力场有关外，还受到储层岩性、构造和层厚等因素的控制，其中岩性和构造是控制深层碳酸盐岩储层裂缝发育的主要因素。深入分析冀中坳陷奥陶系碳酸盐岩储层控制天然裂缝发育的地质因素，对认识该区裂缝的发育规律具有重要的指导意义。

图7 奥陶系碳酸盐岩3期构造裂缝照片

图8 奥陶系碳酸盐岩裂缝强度与岩性的关系图

3.1 岩性

岩石力学实验数据表明，岩性是影响裂缝发育程度的主要因素之一[34-35]。岩性对储层裂缝发育程度的影响主要是指不同类型岩石，其密度、硬度、成分、构造等物理性质不同，导致岩石的力学性质、破裂程度和破裂方式有很大差异。因此，即使是在相同的构造应力场作用下，不同类型的岩石发育天然裂缝的程度也有所差别。根据测井解释、岩心和薄片资料的观察统计，冀中坳陷奥陶系碳酸盐岩潜山储层岩石类型主要为白云岩、石灰岩和少量泥岩。

裂缝强度是指单一岩性段中裂缝发育段的厚度与岩性总厚度的比值，可以较直观的反应裂缝发育程度。成像测井解释结果表明，不同的岩性裂缝强度不同，目的层天然裂缝发育强度明显受岩性控制（图8）。从图8可以看出，白云岩中裂缝发育强度最大，其次是石灰岩，泥岩中裂缝发育强度较差。因为白云岩中的脆性矿物（主要是白云石）含量较高，在相同的应力条件下，白云岩中天然裂缝的发育强度比脆性矿物含量低的石灰岩和泥岩更高。另外，薄片观察还发现石灰岩相对白云岩更容易发育溶蚀裂缝，由于石灰岩中方解石含量高，更容易被地下水溶蚀，有利于储集空间的改造。不同岩性中裂缝的倾角有所差别，比如泥质含量高时裂缝倾角相对较低。研究认为岩性是控制深层碳酸盐岩储层裂缝发育的主要因素。

3.2 构造

构造对天然裂缝的控制主要是指不同构造样式影响天然裂缝的走向，不同构造部位的局部应力分布决定了天然裂缝的发育程度。冀中坳陷古构造应力场以拉张为主，正断层发育，是控制该区裂缝形成与分布的重要构造因素之一。研究发现，冀中坳陷廊固凹陷的河西务构造带奥陶系顶部断层走向以NNE—SSW向和NWW—SEE向为主，且NNE—SSW向断层主要为贯穿不同凹陷的主断裂，而NWW—SEE向断层则主要是与主断裂相交的次级断裂。成像测井统计结果显示河西务构造带奥陶系储层构造裂缝走向主要为NNE—SSW向和NW—SE向，表明研究区构造裂缝主要为断层伴生裂缝。通过利用岩心、测井及地震资料进行裂缝综合评价，研究区目的层裂缝发育主要沿断层分布。由于受到应力扰动作用，断层的断裂带附近具有明显的应力集中现象，在此区域裂缝较其他位置更加发育。在断层两侧与断面距离越远，构造裂缝发育程度逐渐降低。前人研究认为，断层上盘裂缝相较下盘更发育，主要是因为断层上盘是活动盘，应力扰动作用更加明显[36-37]。

此外，褶皱也是控制裂缝发育的重要构造因素。在褶皱的轴部和转折端等曲率较大的部位裂缝较发育，而在褶皱的翼部裂缝发育程度相对较差，其中陡翼的裂缝相对于缓翼更发育。野外观察中发现，在背斜褶皱的中和面以上主要发育张裂缝，而在中和面以下主要发育剪切裂缝，并且中和面以上裂缝相对更发育。主要是因为在中和面以上岩层主要受到切向的拉伸线应变，中和面以下岩层主要受到切向的压缩线应变。综上表明，构造特征也是影响储层构造裂缝发育的主要因素。

3.3 层厚

据岩心、野外露头以及成像测井资料观察统计可知，天然裂缝的发育和分布受岩层厚度控制明显。绝大多数构造裂缝在单岩层内发育，缝面近垂直或斜交于岩层面并切穿整个岩层，终止于岩性界面上。相同规模的同组裂缝在裂缝性岩层内呈近似等间距分布。通过对南程剖面露头数据进行统计，得到岩层厚度与裂缝线密度的关系图（图9）。从图9可以看出，在一定厚度范围内，裂缝的线密度与岩层厚度呈现较好的幂函数关系，裂缝线密度随着岩层厚度的增大而减小。从单井的成像测井上统计分析裂缝密度与岩层厚度的关系，也可得出相似的结论。这表明岩层厚度是控制层内构造裂缝发育程度的重要因素。

图9 南程剖面露头奥陶系白云岩构造裂缝线密度与层厚关系图

4 天然裂缝对油气产量的影响

4.1 已发现油气藏分析

天然裂缝作为冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层重要的储集空间和主要的渗流通道，控制着油气富集以及油气藏的渗流，决定了储层潜在的生产能力和开发效果。天然裂缝的发育特征和控制因素是储层评价的关键，对冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层油气勘探开发至关重要。冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩油气藏主要分布在北部廊固凹陷的河西务构造带和苏桥构造带，以及南部深县凹陷的何庄构造带，目的层以上、下马家沟组和峰峰组为主。由于天然裂缝发育复杂，非均质性强，不同构造带、不同层组油气产量差异较大。

生产资料表明冀中坳陷南部何庄构造带的奥陶系碳酸盐岩储层油气产量整体上要好于北部廊固凹陷的河西务构造带。分析其差异特征认为何庄构造带的奥陶系碳酸盐岩目的层以白云岩为主，而河西务构造带的石灰岩含量更高。因为白云岩中的脆性矿物含量更高，在相同的应力条件下，白云岩中天然裂缝的发育程度比脆性矿物含量低的石灰岩和泥岩更高。在深层碳酸盐岩储层中，天然裂缝不仅可以疏导流体，控制溶蚀孔隙的发育，而且自身也是非常重要的次生孔隙。因此，在深层碳酸盐岩储层中天然裂缝更加发育的白云岩物性要优于石灰岩，更有利于油气的存储和渗流。

此外，同一构造带不同部位碳酸盐岩储层油气产量也存在差异。针对河西务构造带深层奥陶系碳酸盐岩储层油气产量分析发现，已经探明的刘其营、刘其营西、永清潜山构造，紧邻大断层，产气量相对较高。而位于苏桥构造韩村断层下盘的碳酸盐岩储层，产量明显较低（表1）。分析其原因认为在深层奥陶系碳酸盐岩储层中，油气储集空间以裂缝和溶蚀孔洞共生为特点。受广泛发育的断层影响，靠近断层处裂缝更加发育，储层物性相对更好，因此油气产量更高。对于正断层，上盘裂缝发育强度要明显高于下盘，因而下盘裂缝相对不发育，储层物性相对较差，油气产量较低。

表1 河西务构造带不同潜山典型井奥陶系储层试气产量

4.2 研究成果应用实例

本次研究认为在靠近断层，尤其是断层上盘的白云岩储层天然裂缝更发育，储层质量更好，是油气勘探的有利区带。研究结果对冀中坳陷深层油气勘探提供了可靠的地质依据，通过落实裂缝发育有利区，明确冀中坳陷奥陶系潜山是风险勘探的有利方向，对冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩油气勘探提供了技术指导。河西务构造带W1井是根据本次研究取得较好的勘探效果的获气井，测试产气量为8.78×104m3/d，油气分布特征很好地证实了本次研究结果的可靠性。W1井位于廊固凹陷河西务构造带杨税务潜山圈闭，井深5 200 m，钻获4套含油气层位于奥陶系峰峰组和上马家沟组，其中Ⅰ类油气储层为白云岩和白云质灰岩，白云质含量高，裂缝发育，成像测井解释裂缝密度12条/m，该类储层溶蚀孔隙发育，属于裂缝—孔隙型储层；Ⅱ类油气储层岩性为含白云灰岩，少量白云质灰岩，岩石中白云质含量较高，裂缝较发育，密度多介于3～6条/m，该类储层中溶蚀孔隙发育较差，属于裂缝型储层；非油气储集层岩性以石灰岩为主，与含白云灰岩互层，岩石中白云质含量低，裂缝发育程度差，密度多小于2条/m，该类储层中溶蚀孔隙发育差，不属于有效储层。分析结果表明，在冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层中裂缝与溶蚀孔隙的发育程度呈明显的正相关，裂缝控制着溶蚀孔隙的发育，进而控制储层类型和油气产量的大小。

5 结论

1）冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝按照成因可分为构造裂缝、成岩裂缝、溶蚀裂缝和风化裂缝，其中成岩裂缝又包括层理缝和缝合线。研究区构造裂缝广泛发育，是该区天然裂缝的主要类型；构造裂缝主要为NNE—SSW向，以高角度缝和垂直缝为主，规模多小于20 cm；单井裂缝密度介于1.6～3.0条/m，大部分裂缝未充填，裂缝开度一般小于30 μm，有效性较好；构造裂缝主要为3期形成，不同期次之间相互切割限制。

2）天然裂缝的形成与分布受岩性、构造和岩层厚度控制。其中，岩性和构造是控制深层碳酸盐岩储层裂缝发育的主要因素，白云岩天然裂缝相对石灰岩和泥岩更发育；研究区裂缝多为断层伴生裂缝，在应力扰动明显的断层附近和断层上盘裂缝更发育；由于岩石力学层的影响，裂缝的切穿终止关系明显受岩层界面的控制，层内构造裂缝密度随着岩层厚度的增大而减小。

3）天然裂缝发育的非均质性对冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层油气产量的大小有重要影响。在天然裂缝更发育的构造带或构造部位，油气产量明显较高。本次研究成果对河西务构造带W1井油气储层的成功勘探提供了技术指导。