变质岩潜山储层结构及其生产动态响应——以渤海锦州25-1南油田为例

程 奇，刘宗宾，王建立，王 刚，王树涛

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300459)

0 引言

近年来，渤海油田发现一批大中型变质岩潜山油气田，如辽西低凸起锦州25-1南、渤中凹陷渤中19-6及渤中13-2等亿吨级潜山油气藏，基岩潜山油藏成为渤海油田油气勘探开发的重要领域[1-3]。渤海多个大型潜山油藏生产动态表明，由于变质岩潜山油藏裂缝储层具有横向变化快、非均质性强、空间结构复杂等特点，导致生产呈现复杂的注水受效生产特征，储层结构认识不清成为制约油田高效开发的关键因素，建立变质岩潜山储层结构模式尤为重要。

由于变质岩潜山经历构造活动期次多，储层发育控制因素较多，成储过程复杂，确定储层发育主控因素，建立储层结构模式是变质岩潜山研究的关键问题[4-8]。人们主要从成藏模式、岩性及储集空间特征等方面研究变质岩潜山储层特征。蒋有录等[9]认为潜山油气成藏受烃源岩及供烃方式、储集特征、储盖组合等因素控制；付广等[10]认为油气沿断裂或不整合面侧向运移至潜山顶部风化壳聚集成藏；黄凤祥等[11]、陈心路等[12]、黄凯等[13]对变质岩潜山岩性开展地震、测井综合识别研究，认为岩性对潜山裂缝发育起根本性控制作用；周东红等[14]、童凯军等[15]认为在构造及风化共同作用下基岩潜山可形成多种储集空间类型，如构造缝、溶蚀孔等。

有关变质岩储层结构模式及其生产动态规律方面综合性的研究较少。以渤海锦州25-1南油田变质岩潜山为研究对象，以研究区地质、地球物理及生产动态资料为基础，探讨裂缝储层发育主控因素，建立三类裂缝储层结构模式；结合生产动态资料，总结各类储层结构开发井的生产规律。该结果对后期油藏精细挖潜及同类型潜山油藏的高效开发具有指导意义。

1 地质概况

锦州25-1南油田太古宇潜山顶面构造呈半背斜构造特征，西侧以辽西1号断层为界与辽西凹陷相邻，东侧向辽中凹陷下倾，从北向南发育两个高点(见图1)。古近系超覆或披覆于潜山面之上，具有顶薄翼厚的特点，且地层倾向近南东向，构造顶部较缓，翼部相对较陡[16-18]。同时，太古宇潜山顶面发育多条不同规模的断层，断层走向多为北东—南西向，部分为近东西向，其中辽西1号断层(F1)规模最大。

图1 研究区构造分布及位置

渤海湾盆地为发育于古老中朝地台之上的新生代裂陷盆地。锦州25-1南油田基岩潜山储层发育演化主要划分为两大阶段：

(1)太古宇—中生代构造运动形成古潜山的雏形阶段。早元古代五台运动、吕梁运动时期，华北地台克拉通发生强烈褶皱和区域变质作用，形成华北地台基底；中生代，燕山运动影响整个华北地台，研究区发生抬升剥蚀，褶皱形成一系列背向斜，前古近纪古山岭体系形成(见图2)；

(2)古近纪潜山形成阶段。古近纪，断裂活动十分活跃，其中沙三段为盆地裂谷演化阶段(裂陷Ⅱ幕)，受强烈的断裂作用，潜山顶面被众多小断层切割，呈现局部凹、凸相间的特征，同时，形成一系列局部高点和局部地堑区；东营组沉积时期，构造应力性质发生改变(裂陷Ⅲ幕)，以走滑挤压为主，受右旋走滑构造应力场作用明显，断层继承性活动，在浅部呈明显的走滑特征，除局部发生轻微掀斜活动外，整体构造形态较前一时期改变不大，潜山构造完全定型(见图2)。

图2 锦州25-1南油田潜山发育构造演化

2 储层特征

2.1 储层类型

研究区太古宇变质岩潜山储层由一套区域变质岩及受构造作用改造的碎裂变质岩组成[19]。岩性以片麻岩和碎裂岩为主，夹少量二长花岗岩、黑云母花岗岩等岩脉。变质岩本身无原生孔隙，储层的形成多与构造活动相关，研究区主要发育张性裂缝、剪切裂缝及亚断裂带(大裂缝)，根据裂缝产生机理及裂缝规模，划分为张性裂缝、剪切裂缝及亚断裂带三类裂缝储层。

张性裂缝一般平面延伸距离较短，开度较大且缝面不规则，岩心上可以观察较大的裂缝空腔(见图3(a))，多与正断层的形成有关。剪切裂缝的平面延伸距离较张性裂缝的长，缝面平直且开度较小，多与挤压作用及走滑活动相伴生(见图3(b))。亚断裂带是指地震尺度上难以识别的微小断裂，与裂缝不同，断裂带两侧发生位移变形，且通常形成构造角砾岩(见图3(c)),在不同应力环境下均可形成，代表更强的变形。

图3 锦州25-1南油田太古宇潜山储层特征及其测井响应

不同类型的储层在成像测井上具有不同的表现形式。张性裂缝与剪切裂缝在成像测井上为暗色的正弦曲线，但张性裂缝缝宽大(见图3(d))，剪切裂缝缝宽小。剪切裂缝通常以组的形式存在，裂缝密度大(见图3(e))。亚断裂带在成像测井上可见明显的破碎角砾及暗色的砾间孔洞(见图3(f))，裂缝特征具有明显的差异。

2.2 储层分带

古近系沉积前，储层遭受长期风化剥蚀，根据地质背景分析、岩心观察、测井分析，以及对典型井元素地球化学特征的研究，童凯军等认为，研究区风化壳结构整体缺失风化黏土层，只发育半风化壳[15,20]，半风化壳又可划分为半风化壳上段和半风化壳下段两部分(见图4)，统计各区半风化壳段厚度为20～240 m。其中，半风化壳上段储集空间主要为裂缝与溶蚀孔隙；半风化壳下段储集空间主要为裂缝，其次为溶蚀孔隙。

图4 锦州25-1南油田变质岩潜山储层垂向分带(2井)

裂缝主要以构造缝为主，根据岩心和成像测井统计结果，锦州25-1南油田变质岩潜山储层裂缝倾角主要分布在50°～60°之间，裂缝走向主要为NE—SW、NW—SE向，裂缝产状在半风化壳上段和半风化壳下段基本一致(见图4)。裂缝密度主要分布在0.5～3.5条/m之间。

3 储层发育控制因素

潜山储层，尤其是基岩储层与传统的沉积岩储层具有较大差异，优质储层形成的主控因素也不尽相同[21-23]。锦州25-1南油田潜山发育典型的构造成因裂缝储层。

3.1 褶皱作用

构造裂缝为锦州25-1南油田潜山主要的储集空间类型。中生代中期，燕山运动影响整个华北地台，研究区抬升剥蚀，褶皱形成一系列背向斜，前古近纪古山岭体系形成[24-25]，属于潜山构造早期发育阶段，发生褶皱作用并形成南北两个小规模背斜构造——1-8井区和2-7井区。

褶皱作用早期，中部地层受挤压隆起，在隆起核部发育平行背斜轴的张性裂缝(见图5(a-b))。随褶皱作用加强，已形成的张性裂缝纵向延伸规模逐渐增大，不断形成平行于背斜轴的新张性裂缝(见图5(b))。随挤压隆起持续增强，褶皱曲率持续增加，张性裂缝不断向岩体内部延伸，裂缝储层在褶皱核部裂缝最为发育，同时在褶皱作用晚期，由于受挠曲滑动褶皱作用，在褶皱翼部产生大量剪切裂缝组，平面延伸距离较长，但裂缝储层厚度相对核部变薄(见图5(c))。随翼部倾角逐渐增大，挠曲滑动越来越弱，在褶皱核部发育正断层，褶皱脊部出现塌陷(见图5(d))。

图5 锦州25-1南油田潜山褶皱内部构造演化模型(剖面位置见图1(b))

恢复锦州25-1南油田太古宇潜山古地貌，统计2-7井区褶皱带已钻井裂缝储层厚度，在褶皱不同部位钻遇的裂缝储层厚度不同，在褶皱核部(古地貌高部位)2、7、E25井钻遇的沙河街组较薄，裂缝储层较厚；在褶皱翼部(古地貌低部位)A39、A35井钻遇的沙河街组较厚，裂缝储层较薄(见图6)。统计不同古构造部位的裂缝产状，褶皱核部的裂缝与层面呈高角度相交，以张性裂缝为主(2、7、E25井)，褶皱翼部裂缝倾角相对变小，主要发育剪切裂缝组(A35、A39井)。

图6 锦州25-1南油田潜山裂缝储层厚度变化特征

3.2 断裂作用

古近纪早期(沙三段沉积时期)和古近纪晚期(东营组沉积时期)，锦州25-1南油田潜山断裂活动十分活跃，形成大量伴生构造裂缝，尤其是在大断层附近派生的亚断裂带(大裂缝)，进一步改善研究区储层储集性能。

古近纪早期(沙三段沉积时期)，受太平洋板块持续俯冲和印度板块向北挤压的共同作用，构造应力场以NW—SE向拉张应力为主，形成北北东至北东向的雁列垒—堑式断层，断层走向具有较好的一致性，断层及伴生裂缝方向主要为NE—SW向。古近纪晚期(东营组沉积时期)，构造应力场转变为右旋走滑应力场，走滑应力为NE—SW向，形成一系列北东东、近东西向雁列式走滑正断层，同时在走滑应力场作用下形成EW向的拉张裂缝及剪切裂缝(见图7)，走滑应力场对早期形成的裂缝有改造作用。

图7 两期断裂活动期锦州25-1南油田潜山顶面断层走向及伴生裂缝走向

研究区共有99条断层，断层断距及延伸长度变化较大，根据断层切穿地层层位的差异，将潜山顶面断层分为3个级别：一级断层为断开太古宇顶面、沙河街组、东营组及新近系的断裂，共4条，断距平均为800 m，延伸长度平均为12.0 km；二级断层为断开太古宇顶面、沙三段、沙二段的断裂，共15条，断距平均为300 m，延伸长度平均为4.0 km；三级断层未断穿沙三段，共80条，断距平均为90 m，延伸长度平均为1.5 km。断层断距越大、距离断层越近，伴生裂缝发育密度及开度越大，断层附近裂缝发育与断层具有很好的相关关系。在断层附近，构造应力及构造裂缝分布具有分带性，主要为断层活动产生的应力扰动带，在平面距离断层倍断距时，裂缝最为发育(见图8)。

图8 锦州25-1南油田潜山断裂附近裂缝密度及裂缝开度

4 储层结构模式与生产动态

4.1 储层结构模式

褶皱作用和断裂活动是研究区裂缝储层发育的两大主控因素。早期，褶皱作用形成褶皱核部张性裂缝和翼部复合裂缝组，其中凸起带中部主要发育张性裂缝，凸起带边部斜坡区主要发育剪切裂缝；晚期，两次大型断裂活动分别在沙三段和东营组沉积时期派生大量亚断裂带(大裂缝)，在大断层附近发育亚断裂(大裂缝)破碎带，且距离断裂越近，裂缝储层发育越好，距离断裂越远，裂缝储层发育越差。

锦州25-1南油田潜山主要发育凸起带、高斜坡及低斜坡三类古地貌，综合两大主控因素对裂缝发育的控制作用，研究区主要发育三类储层结构模式：凸起带储层(2-7井区、1-8井区)、高斜坡带储层(A15H井区)及近断层低斜坡带(4D井区)。凸起带核部较发育大尺度裂缝平行轴方向的张性裂缝，凸起带翼部主要发育规模相对较小共轭剪切裂缝；高斜坡带高部位发育张性裂缝，低部位发育规模相对较小的共轭剪切裂缝；大断层附近的低斜坡带发育沙三段和东营组沉积时期派生的大量亚断裂带(大裂缝)(见图9)。

图9 研究区三类典型裂缝储层

4.2 生产动态

对于三类储层结构，按照高部位采油、低部位注水的方式部署水平井开发井网，根据投产的生产动态资料，总结生产规律。在凸起带(1-8井区、2-7井区)普遍存在两种井组模式：A井组和B井组(见图9(a))。A井组为在核部附近部署的平行交错注采井组，由于平行缝之间的空间沟通较少，注入水从低部位逐步抬升，缓慢保压生产，采油井见水时间较晚，生产8 a后，采油井逐步见水；B井组为翼部的注采井组，由于共轭剪切裂缝空间沟通，生产2 a后，采油井见水(见图10(a-b))。在高斜坡带部署井组C(见图9(b))，采油井位于高部位平行张性裂缝带，注水井位于低部位共轭剪切裂缝带，注水4 a后，采油井逐步见水(见图10(c))。在大断层附近的低斜坡带部署井组D(见图9(c)),由于亚断裂带(大裂缝)沟通，D井组注水1个月后见水(见图10(d))。

图10 研究区三类储层注采生产动态特征

一方面，通过生产动态资料进一步验证储层结构模式的合理性。另一方面，基于储层结构模式的生产规律更加清楚，凸起带核部的注采井组无水采油期长，开发效果好；高斜坡带和凸起带翼部的注采井组开发效果次之，由于大裂缝沟通，导致近断层低斜坡带的采油井易发生暴性水淹。

5 结论

(1)渤海锦州25-1南油田潜山储层主要发育于半风化壳段，主要储集空间以天然构造裂缝为主，即张性裂缝、剪切裂缝及亚断裂带(大裂缝)三种类型裂缝。

(2)锦州25-1南油田潜山储层的发育受控于褶皱作用和断裂活动，潜山发育早期，褶皱作用控制裂缝储层的发育，分别在核部和翼部形成张性裂缝与剪切裂缝；潜山形成后，断裂活动分别在沙三段和东营组沉积时期派生大量的亚断裂带(大裂缝)。

(3)综合地貌与储层关系建立油田凸起带、高斜坡带及近断层低斜坡带三类储层发育模式。其中，凸起带核部的注采井组无水采油期长，开发效果好；高斜坡带和凸起带翼部的注采井组开发效果次之；大裂缝沟通导致近断层低斜坡带的采油井易发生暴性水淹。