超深层裂缝性致密砂岩储层砂体、裂缝发育特征及对产能的影响：以塔里木盆地库车坳陷KS2气田为例

付小涛，王益民，邵剑波，朱松柏，王 勇，聂延波，王 斌，段琪琪

(中国石油天然气股份有限公司 塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000)

0 引 言

目前国内外学者和研究机构普遍将孔隙度小于10%，渗透率小于1×10-3μm2的砂岩储层称为致密砂岩储层[1-2]。致密砂岩储层由于深埋过程中受到强烈的压实作用和胶结作用，储层变得极为致密，仅靠基质孔隙难以构成高效的渗流系统，而构造裂缝可将致密储层的渗透率提高1～3个数量级以上[3-5]，表明构造裂缝的存在对致密砂岩油气藏的高效开发具有重要影响，对构造裂缝的研究也因此受到国内外地质学家的重视[6-9]。塔里木盆地库车坳陷受晚古生代以来多期构造运动叠加影响[10-12]，特别是喜马拉雅运动晚期的强烈挤压作用在盐下超深层发育成排成带逆冲叠瓦构造，形成了一系列背斜及断背斜圈闭，同时在构造圈闭的各个部位发育了大量的构造裂缝，为该区致密砂岩气藏开发提供了重要渗流通道。

KS2气田是挤压构造背景下形成的断背斜气藏，其储层埋深超过6 500 m，实测基质渗透率小于1×10-3μm2，而岩心及测井资料显示KS2气藏裂缝十分发育，历年试井渗透率达2×10-3～96×10-3μm2，表明在KS2气藏裂缝对于改善储层渗透性起着至关重要的作用。对于KS2气藏裂缝的研究，前人做过大量工作[13-19]，但主要集中于对裂缝的期次、产状、组合关系、成因机制等做定性的分析描述和定量预测，而对平面上裂缝、砂体的发育规律与气藏单井产能关系的研究相对较少。因此，本文拟在岩心、薄片、成像测井资料的分析统计基础上，进一步结合区内砂体发育特征、地应力等资料，对KS2气田裂缝、砂体的发育规律与气井的产能关系开展多手段综合研究，以期对同类型气田的勘探开发提供一定的指导和依据。

1 地质背景

KS2气田位于新疆塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克深区带，是克深区带最早获得发现的大型整装气田[20]，其西与大北气田相邻，北接KL2气田，南与KS8气田相邻，构造上整体表现为受南北两条逆冲断层夹持的E—W向的长轴线状背斜，内部发育三个局部高点，根据最新地震资料解释成果，KS2气田东西长约27 km，南北宽约3.5 km(图1)。研究区钻揭地层从上至下为第四系、新近系、古近系、白垩系，第四系发育西域组，新近系发育库车组、康村组、吉迪克组，古近系发育有苏维依组、库姆格列木群，白垩系发育有巴什基奇克组、巴西改组、舒善河组、亚格列木组(图1)，目的层系为白垩系巴什基奇克组，埋深6 500～7 500 m[21],研究区侏罗系至下白垩统为连续沉积，晚白垩世的区域抬升剥蚀导致研究区普遍缺失上白垩统，下白垩统也遭受了一定程度的剥蚀[22]，与上覆古近系膏泥岩呈角度不整合接触。

2 储层砂体发育特征

研究区目的层巴什基奇克组以扇(辫状河)三角洲沉积为主，纵向上多期扇体相互叠置，岩性以粉细砂岩，泥质粉细砂岩和薄层泥岩互层为主，储层以褐色细砂岩为主，砂岩厚度占地层厚度90%以上。依据沉积旋回特征及岩电组合特征可将巴什基奇克组分为三段，储层物性第一、二段略好于第三段，整体相差不大。研究区岩心常规物性测试结果表明，KS2区块储层岩心实测基质孔隙度0.3%～8.9%，平均4.25%，基质渗透率主要为(0.003～20.5)×10-3μm2，平均0.152×10-3μm2(图2)。岩心铸体薄片及扫描电镜显示储集空间以粒间溶蚀扩大孔和残余粒间孔为主，基质储层整体致密，表现为特低孔、低渗—特低渗储层(图3)。

图2 KS2区块岩心实测物性统计直方图

图3 KS2区块岩心铸体薄片及扫描电镜微观特征

垂向上，巴什基奇克组整体表现为粗细、厚度不同的单层砂岩夹薄层泥岩的特征，砂泥岩垂向上的快速变化反映沉积微相的频繁交替，单层砂体的横向连续性往往较差，因此对单层砂体的横向对比分析较为困难，笔者依据不同砂体的组合特征、岩电特征、沉积微相特征将KS2区块各单井砂体组合进行分类，分类结果如表1所示。

表1 KS2区块砂体组合特征统计表

从统计结果来看，KS2区块平面上目的层优质储层以多套厚层水下分流河道叠置砂体和中—厚层水下分流河道叠置砂体为主，平均占比分别达45.4%和34.3%，其次为水下分流河道与河口坝叠置砂体和单套水下分流河道小规模砂体，平均占比分别为16.3%和4.0%。平面上研究区Ⅰ、Ⅱ类优质砂体主要发育于背斜中部、东部，其中以KS2-2-14附近最为发育，构造东西两翼及南翼Ⅰ类砂体相对欠发育，以Ⅱ类为主(图4)。纵向上，巴三段储层相对巴一、巴二段略差，优质砂体整体欠发育，通过统计研究区钻揭巴三段地层的19口单井的四类砂体发育情况，结果显示研究区单井Ⅰ、Ⅱ类优质砂体组合主要分布于巴一段—巴二段，其中Ⅰ类砂体组合在巴一段—巴二段占比平均为43.6%，Ⅱ类砂体组合在巴一段—巴二段占比平均为29.9%(图5)。

3 裂缝发育特征及分布规律

岩心和薄片是观察裂缝力学性质、产状以及有效性最直接、最可靠的方式，利用成像测井资料可以从单井上定量评价井壁裂缝发育程度，因此本文综合采用以上手段对KS2区块裂缝发育特征进行分析。

3.1 岩心、薄片裂缝发育特征

通过对KS2气藏范围内15口取心井(含KS3-1、KS301)共计325 m的岩心进行系统观察，结果显示该区主要发育构造裂缝，占比98.8%，非构造缝(如成岩缝等)仅在少数岩心中有发育。因岩心未进行定向，且各井取心段不同，占钻揭储层厚度的比例较小，仅能代表很小范围内的裂缝发育程度，因此对岩心裂缝的分析仅从裂缝性质、形态、充填特征、开度等进行描述。

研究区岩心裂缝以直立缝(倾角>75°)为主，占比48.1%，高角度缝(45°<倾角<75°)次之，占比37.2%，低角度缝(15°<倾角<45°)和水平缝(倾角<15°)相对不发育，共占比14.6%(图6(a))。从力学成因上看，研究区岩心裂缝主要发育剪切裂缝和张性裂缝(图6(b))，两种裂缝在研究区均有发育，但在构造的不同部位两种性质的裂缝发育程度有所差异:靠近线状背斜轴线区域张裂缝较发育，具有延伸长度短，缝面粗糙不平，开度较大，一般0.3～2 mm，以半充填或未充填为主，镜下可见张性裂缝绕过矿物边缘，形态不规则且多见分支；由构造轴线向南北两翼及东西倾覆端剪切缝相对更发育，具有缝面平直、开度小、充填率高的特点，断面常见擦痕，充填程度相对较高，充填物以方解石、白云石、石膏以及泥质为主，在靠近边界大断层区域往往多期剪切缝相互切割成网状缝(KS207)，但常被充填为无效缝，镜下可见剪切缝通常切穿矿物颗粒(图7)。

图6 KS2区块裂缝类型划分直方图

图7 KS2区块岩心及铸体薄片镜下特征

裂缝的开度和充填程度对于提高裂缝性砂岩储层的渗透率起着至关重要的作用[23]，研究区岩心裂缝的开度与单井所在构造位置有明显的关联性:位于构造轴线高部位控制范围内的井裂缝开度大，个别井因靠近断裂也具有较大的开度，但填充率高(如KS2-1-5井)，而南北两翼及鞍部区域的井裂缝开度相对较小。与之相反的是裂缝的充填情况表现为在构造轴线的高部位充填率低，而在南北两翼和鞍部区域充填率高，总体表现出高开度、低充填率和低开度、高充填率的特征(图8)。

图8 研究区岩心裂缝开度与充填率统计直方图

3.2 裂缝空间分布规律

根据FMI成像测井资料可以对单井裂缝的产状、线密度等属性进行定量评价。对研究区28口井(含KS3、KS301、KS3-1)的成像测井资料分析结果表明，裂缝线密度在平面上受背斜形态和断裂的影响较大，而裂缝产状在平面上具有分区分带特征。

研究区巴什基奇克组裂缝走向主要有近E—W向、NE向、NW向以及近N—S向4组。平面上裂缝线密度整体受构造形态和断裂的控制:沿线状背斜轴线高部位附近井的裂缝主要为近E—W走向，如西部高点的KS3-1，中部轴线附近的KS2-2-18、KS2-2-14、KS2-1-12等；受多个次级背斜控制的鞍部区裂缝走向复杂，4组方向均有不同程度分布，以NW、NE向为主，如KS2-1-1、KS2-2-1、KS208、KS301等，反映了裂缝形成时局部区域古应力的多向性和复杂性；受背斜控制的南北两翼裂缝相对发育，以近N—S和NW/NE向为主，如KS2-1-7、KS207、KS205、KS2-2-12等(图9)。

裂缝线密度在平面上整体表现为构造轴线相对高部位以及构造鞍部较低，平均线密度分别为0.13条/m和0.09条/m，以直立缝为主；南北两翼和大断裂控制区域裂缝发育程度高，平均裂缝线密度分别为0.43条/m和0.56条/m。裂缝的发育程度明显受控于断背斜的形成机制及气藏边界断层和内部断层的控制(图10)。

纵向上，裂缝主要发育于巴一段下部以及巴二段中上部，且巴二段较巴一段发育，巴一段平均裂缝密度为0.37条/m，巴二段平均裂缝密度为0.45条/m，巴三段平均裂缝密度为0.21条/m，巴一段—巴二段既是优质砂体集中发育的主要层段，同时巴一段下部以及巴二段中上部也是钻井过程中的主要漏失层段，是后期试油的主要层段及生产层段。

3.3 裂缝期次及形成模式

前人对库车坳陷古应力场的演化及其对该区不同期次构造裂缝形成的影响做过大量的研究和讨论[11, 12, 24-26]，根据前人研究成果及研究区裂缝发育规律，本文认为研究区近E—W向裂缝主要形成于白垩纪区域伸展作用以及晚期中新世以来强烈的挤压作用在背斜轴部形成的拉张作用，早期的拉张缝在晚期核部的拱张应力作用下可能进一步复活并且产生新的近E—W向裂缝；近南北向和NW、NE向共轭剪切裂缝主要形成于中新世末期和上新世末期的构造挤压作用，尤其是中新世末期的构造应力较强，是形成研究区南北向和NW、NE向剪切缝的主要时期。

研究区构造裂缝主要与晚期库车坳陷强烈的构造挤压作用有关，其发育规律符合断背斜裂缝发育模式及物理模拟结果[15-16,27]，即拱张裂缝多发育于断背斜构造核部，其走向与挤压应力垂直，延伸长度普遍较大，但裂缝密度较低；由背斜核部向两翼剪切裂缝发育增多，裂缝密度增大，常形成两组共轭剪切缝，其走向与挤压应力方向呈小角度相交或近平行于挤压应力方向；断背斜内部逆断层附近则发育多组共轭剪切缝(图11)。

图11 断背斜裂缝发育模式图(修改自文献[15])

4 砂体类型、裂缝对产能的影响

4.1 单井产能平面变化特征

KS2区块单井测试无阻流量在平面上具有明显的分区特征:总体上鞍部控制区单井无阻流量较低，如KS301、KS2-1-1、KS2-2-1、KS208等，该区单井酸化或压裂均未获得高产，平均酸化无阻流量仅10.3万方/天；构造高部位的大部分井经过酸化或压裂后常具有较高的产能，如KS2-1-6、KS2-2-16、KS201等，但高部位不同区域单井产量有所差别，如KS2-2-10所在局部高点附近部分单井仅通过常规测试或酸化测试便能获得较高的无阻流量(类似的井有KS2-2-4、KS206、KS2-1-6等)，部分井常规或酸化测试产能较低，压裂后才能获得较高产能(如KS2-1-8、KS2-2-14、KS2-2-16)，个别井即使压裂仍无法获得高产(如KS2-1-12)；位于背斜南北翼的井整体上产能较低，如KS2-1-7经压裂测试无阻流量仅42万方/天。

4.2 砂体发育规律及裂缝性质对产能的影响

单井的产能通常受到多种因素的影响，例如改造方式、规模、射孔层位、跨度等等，但储层渗流能力及储集能力是单井产能高低的主要影响因素。KS2气田是典型的裂缝性致密砂岩气藏，裂缝作为重要的渗流通道，其发育程度及性质是控制单井的初期产能的主要因素。通过对比分析KS2区块裂缝线密度及Ⅰ、Ⅱ类砂体组合厚度与产能的关系，结果显示单井初期产能与裂缝的线密度和Ⅰ、Ⅱ类优质砂体总厚度单一因素之间呈现弱的正相关性(图12)，表明该区块裂缝的线密度并不能完全表征储层裂缝的发育程度，单井产能应同时受多种因素的影响。笔者拟从裂缝的性质、充填度、密度、产状、与现今地应力关系以及砂体的发育情况等产能主要影响因素的变化情况综合分析该区块单井测试产能的变化规律。

(1)位于构造南翼边界断层附近的单井(如KS207、KS2-2-3、KS2-1-7等)优质砂体整体较发育，Ⅰ、Ⅱ类砂体占比达70%以上，裂缝线密度较高，测井解释平均线密度达0.56条/m，但该区因靠近南部边界断层，且位于断背斜裂缝发育带的剪切缝发育区，整体发育近南北向开度较小的共轭剪切缝，平均有效开度仅0.4 mm，同时因垂向上易沟通气藏边部高矿化度地层流体，导致裂缝极易发生充填形成“死缝”，该区平均充填度达74.1%，因此虽然该区的优质砂体较好，且裂缝线密度较高，但裂缝有效性较差，酸化测试或压裂测试无阻流量较低，且常因压裂沟通水体而快速见水，如KS2-1-7井无水采气期仅124天。而南北两翼远离大断层的单井产能主要受控于裂缝的充填度、密度以及砂体类型，例如南翼的KS2-2-12井裂缝密度极高，达0.73条/m，且优质砂体较为发育，Ⅰ、Ⅱ类砂体占比82%，因此经过大型压裂后获得较高产能，而位于北翼的KS202井裂缝线密度为0.14条/m，优质砂体占比较KS2-2-12低，因此压裂测试产能较KS2-2-12井低，无阻流量仅70万方/天，因此南北两翼构造位置相当的井，单井产能主要取决于裂缝有效性和优质砂体的发育程度；

(2)位于构造鞍部的井具有较高的优质砂体比例，如研究区东部鞍部的单井Ⅰ、Ⅱ类砂体平均占比达54.5%和36.5%，且以Ⅰ类砂体为主。但因构造鞍部位于线状背斜多个高部位之间相对较低的部位，在晚期南北向挤压作用过程中受到的拱张应力相对较弱，同时又位于南北两翼之间，所受的剪切应力也相对较弱，因此虽然发育多个方向的裂缝，但裂缝规模小、开度小，且充填程度高，同时主体裂缝走向与现今主最大主应力方向夹角为50°～65°，导致裂缝有效性差，因此测试产能较低；

(3)位于构造高部位的单井整体裂缝线密度较低，单井优质砂体发育程度无明显分区特征，该区域单井试油产能与是否受二级断裂的控制作用而表现出两种不同的产能特征:同时受构造高部位和气藏内部二级断裂控制区的井，整体位于多条断层夹持的构造高部位控制区，各方向裂缝均较发育(图8)，经常规测试或酸化测试能获得较高产能，如KS2-2-4、KS206、KS2-1-6、KS2-2-10、KS201、KS2-1-11、KS3-1、KS3等井(图13)；受单一构造高部位控制的区域裂缝以东西向拱张裂缝为主，其他方向裂缝相对欠发育(图9)，该区域常规或酸化测试产能较低，压裂后可获得较高的产能，如KS2-1-8、KS2-2-14、KS2-2-16、KS2-2-18等(图13)。高部位区域产能的分区变化可能与裂缝的多样性有关，以东西向张裂缝为主，发育多个方向裂缝的区域，裂缝平面沟通呈缝网，酸化沟通后即能获得高产；单一方向的裂缝发育区裂缝呈平行或雁列发育，彼此沟通能力有限，经大型压裂沟通后渗流能力得到极大提升，从而使得产能大幅提升。

此外，存在个别单井产能特征与上述规律存在差异，如气藏西部的KS205井位于轴线偏北翼方向，且裂缝线密度较低，平均充填度70.5%，Ⅰ、Ⅱ类砂体占比87.5%，该井经过酸化获得105万方/天的无阻流量，后期产能较稳定，保持20万方/天产能达850天，该井较好的产能可能与该井位于断背斜调节断层发育带有关[25,28]，同时较高的优质砂体占比也是该井后期稳产时间较长的重要原因；KS2-1-12井位于断背斜高部位控制区，压裂测试理应获得较高产能，而实际压裂测试无阻流量仅34万方/天，从图4可见该井Ⅰ类砂体欠发育，占比仅27.5%，远低于周边井Ⅰ类砂体发育程度，同时该井对目的层采取大段射孔、笼统压裂(射孔跨度达213 m)，导致人工造缝效果较差，因此该井的产能异常可能主要受局部砂体异常欠发育及改造方式有关。

5 结 论

(1)多套水下分流河道叠置砂体是KS2地区储层发育的基础，其整体表现为特低孔、低渗—特低渗储层，储层高效渗流主要依靠藏内断裂和裂缝。(2)裂缝性致密砂岩气藏初期产能主要受裂缝的填充程度、密度、性质、产状以及砂体发育程度的共同控制，与单一因素之间并无明显直接关系，裂缝走向多样、有效性好以及砂体发育的区域通常具有较高产能。(3)根据裂缝性致密砂岩油气藏储层和裂缝的不同发育特征需采取针对性测试手段:如裂缝走向多样、有效性较好且砂体发育的背斜高部位，可通过常规测试或小型酸化获得高产；而裂缝走向单一、连通性较差、储层致密的高部位，需通过压裂测试沟通单一走向裂缝获得高产；线状断背斜鞍部区域裂缝相对不发育，对于储层基质物性较好的区块可通过大型加砂压裂进行改造，方可获得一定产能。