奥陶系潜山是渤海湾盆地重要的油气勘探领域之一[1-5],近年来,通过构造精细解释、强化储层研究、创新成藏模式,在安次地区部署多口探井,均获得高产工业油气流,但投入开发后面临单井产量递减快、见水速率快、产能差异性大等问题,针对这些问题,前人多从岩相古地理、构造特征、输导体系、异常高压等方面研究奥陶系潜山储层控制因素[6-9],但从裂缝方面对潜山储集性能、油气富集成藏规律进行的研究相对较少。生产实践证实,奥陶系潜山作为岩溶缝洞型碳酸盐岩油气藏,储层裂缝比较发育,而裂缝作为有效的储集空间和良好的运聚通道[10-12],控制油气运聚、成藏和分布[13-14],是潜山储层能否获得高产、稳产的关键控制因素之一,因此,分析裂缝的发育特征及其对油气富集成藏的影响具有重要的现实意义。本次研究综合利用岩芯、薄片、测录井等资料,结合野外露头观察,对奥陶系潜山裂缝进行详细描述,分析裂缝的发育特征及有效性,探讨裂缝对储层和油气富集成藏的影响,为该区奥陶系潜山下一步勘探开发提供理论指导。
1 地质背景安次地区奥陶系潜山位于冀中拗陷廊固凹陷东部,是由河西务断层和杨税务断层控制呈北东向展布的“地垒”型潜山,北东向倾伏于桐柏镇断层根部,西南向抬升于牛北斜坡(图 1),整体具有南高北低、东高西低的构造特征[15-16]。奥陶系潜山在古生界碳酸盐岩基底上,经历中生界末期斜坡剥蚀期、古近纪翘倾沉降期、新近纪稳定沉陷期3个时期,特别是在古近纪前,构造反转,基岩块体开始翘倾,造成研究区断裂系统十分发育,主要发育NNE向压扭性断裂及NWW向张扭性断裂。
奥陶系潜山自上而下依次发育峰峰组、上马家沟组、下马家沟组、亮甲山组和冶里组,主力勘探层系为峰峰组和上马家沟组,目的层平均埋深超过5 000 m,温度超过120 ℃,属于超深超高温型碳酸盐岩潜山。储层岩性主要为泥—粉晶白云岩、灰质云岩,最有利的沉积相带为云坪与灰云坪。储层物性较差,平均孔隙度为2.79%,平均渗透率为0.62 mD,储集空间以晶间孔、晶间溶孔、裂缝为主。
2 裂缝类型通过观测两条野外露头剖面,分析6口取芯井、302块薄片及大量成像测井资料发现,研究区奥陶系潜山裂缝发育,根据成因可以分为构造缝、溶蚀缝、成岩缝3种类型。
2.1 构造缝研究区构造缝多受构造剪切作用形成,常成组出现[17],野外剖面观察此类裂缝分布规则,见两组或两组以上裂缝相互切割或限制,呈X状(图 2a),缝宽均匀,见方解石和泥质填充,裂缝面见擦痕和阶步现象,裂缝产状稳定,主要呈北东走向,与本区断裂走向基本一致。观察6口井的岩芯,共发现裂缝64条,裂缝倾角在40°~80°,其中,以大于60°的高角度裂缝为主,占总数72%,此类高角度裂缝一般近似直立地将岩芯劈裂成2个或多个部分(图 2b),缝面平整光滑、规模较大、延伸较远、未充填或少量充填,部分可见原油浸染痕迹。研究区斜交缝(30°~60°)少量,缝面不规则、产状不稳定、缝宽变化范围大,见多条斜交缝相互切割。岩芯上见低角度裂缝少量发育,与层理面小角度相交或平行,裂缝多被填充。
研究区溶蚀缝分为两种,一种为表生岩溶缝,此种裂缝主要分布在奥陶系潜山顶部不整合面附近,特别是在峰峰组泥晶灰岩储层中,由于灰岩自身性脆,在应力作用下容易形成构造缝[18],同时,该层段长期遭受风化剥蚀和淡水淋滤,大气淡水与海水混合,对灰岩储层中的颗粒或不稳定矿物进行选择性溶蚀,薄片上观察发现表生岩溶缝呈锯齿状不规则起伏(图 2c),由于溶蚀作用,造成裂缝加长、加宽,缝内常见方解石填充。另一种为埋藏溶蚀缝,形成于成岩阶段中晚期[19],在奥陶系潜山储层深部,有机质成熟演化形成大量酸性物质,会对碳酸盐岩储层进行非选择性溶蚀,酸性流体对早期形成微裂隙、构造缝进一步溶蚀扩大而形成埋藏溶蚀缝,此种裂缝呈树枝状,常将孤立的溶蚀孔、洞串联起来(图 2d)。
2.3 成岩缝成岩缝是沉积物在固结成岩过程中因差异压实而形成的裂缝[20-21]。该区成岩缝主要为层间缝、收缩缝。层间缝一般沿层面或微层面分布,在岩芯上表现为“千层饼”特征(图 2e),研究区层间缝分布局限,仅分布在开阔台地里灰坪环境中,该相带水体较深,多发育晶粒细小的泥—微晶灰岩,上覆岩层的压力造成层间缝张开度较小,且常见泥质、方解石充填,对储层物性改善不大。研究区收缩缝主要为脱水收缩缝,缝宽较小,缝面弯曲,见黑色沥青质填充(图 2f),主要发育在泥晶灰岩中。
3 裂缝发育程度及有效性评价 3.1 裂缝发育程度通过对野外剖面、岩芯、薄片、测井等资料的综合分析,发现研究区裂缝发育程度受岩性、断层控制。在这里用裂缝率(裂缝发育段厚度与地层总厚度比值)来评价裂缝的发育程度,统计不同岩性中的裂缝率,发现不同岩性中裂缝的发育程度明显不同,白云岩储层中裂缝最为发育,灰岩其次,泥岩最差(图 3a),且白云岩储层中结晶白云岩裂缝最为发育,泥质白云岩裂缝不发育。如An4井在奥陶系4 844.10~4 845.90 m取芯,芯长1.80 m,上部0.42 m为泥质白云岩,仅见少量斜交缝,而下部1.38 m为泥晶白云岩,见高角度张开缝、半张开缝达18条。进一步分析发现,泥质含量越高,裂缝率越低,裂缝发育程度越差(图 3c)。研究区奥陶系潜山经历多期浅海相旋回沉积,在冶里组、亮甲山组,上、下马家沟组都发育泥质碳酸盐岩段,测井资料显示,当泥质含量大于10%时,潜山储层裂缝不发育。
对安次地区不同层段裂缝进行统计后发现,裂缝多发育在薄互层白云岩中,特别是在块状储集体内,薄层白云岩与泥质白云岩或泥岩互层,裂缝发育程度高。如An3井在4 804.00~4 808.00 m处,泥质白云岩和纯白云岩互层,岩芯破碎,裂缝发育,在下部5 450.90~5 456.00 m处为厚层白云岩,岩性致密,裂缝不发育。
研究区裂缝走向与断裂走向一致,都为北东向,说明断层对裂缝的形成具有控制作用,统计发现,距离断层越近,裂缝越发育(图 3b),且断裂活动越强,断距越大,裂缝发育程度越高(图 3b)。特别在潜山高部位靠近大断层,裂缝极其发育,如An2井区是受两条近乎平行的北东向断层夹持,次一级的东西向断层切割形成的断块型潜山,An2井在构造高部位4 900.00~5 000.00 m处,成像测井发现裂缝发育,缝宽平均为0.026 mm,裂缝率达26.8%。
3.2 裂缝有效性裂缝的张开度和充填程度反映了裂缝有效性[22-23]。分析An1井在5 005.68~5 011.80 m处的测井曲线特征,发现双侧向曲线正差异明显,说明该层段高角度缝发育,在成像测井图上,由于钻井液侵入,裂缝颜色同围岩相比,明显偏暗,表现为黑色(低电阻)正弦曲线,颜色越深,说明裂缝张开度越大,有效性越好。计算得到安次地区裂缝的张开度主要在0.03~0.09 mm,且裂缝多为开启状态,有效性好。
岩芯及薄片观察,将研究区裂缝分为未充填缝、半充填缝和充填缝,反映裂缝的有效性逐渐变差,统计6口取芯井岩芯裂缝,发现未填充裂缝占67.5%,半填充缝占20.3%,填充缝占12.2%,有效裂缝占87.8%,且有效裂缝中绝大多数为高角度缝,充填程度低,缝宽较大。薄片观察发现,后期溶蚀作用使早期形成的充填缝被溶蚀,且溶蚀作用越强,裂缝张开度越大,有效性越好。
根据裂缝的参数特征及测井响应特征,结合试油试气结论,对安次地区奥陶系潜山裂缝进行综合评价(表 1),依据裂缝有效性共划分出3种储层级别。
安次地区奥陶系潜山作为低孔低渗型储层,裂缝的存在大大改善了储层物性。一方面,裂缝沟通了原有的基质孔隙,使原本孤立的孔隙、缝洞相互连通,增大有效储集空间,同时,裂缝促进溶蚀作用发生[24],薄片观察发现,沿裂缝发育方向分布大量粒间溶孔和粒内溶孔,改善了储层储集性能,利用成像测井资料计算的裂缝参数发现(图 5),裂缝孔隙度与储层有效孔隙度明显正相关,说明裂缝的存在提高了储层有效孔隙度。如An1井在奥陶系潜山5 065.00~5 108.00 m层段,岩性为泥晶云岩、粉晶云岩,取芯发现斜交缝和高角度缝交错发育,裂缝密度高达7条/m,存在裂缝型和裂缝—孔隙型两种储层,裂缝孔隙度为0.05%,物性分析发现,该层段平均孔隙度为6.57%,远高于研究区平均孔隙度2.79%,渗透率高达54.35 mD,在该层段试油,日产油71.00 t,日产气40.90×104 m3。另一方面,裂缝为油气运移提供通道[25-26]。岩芯及薄片观察发现,安次地区奥陶系潜山裂缝中含油气概率高,约73%的裂缝有含油气痕迹,宏观裂缝中可见明显的油气侵染和沥青质填充,这些都是裂缝作为油气运移通道的直接证据。
统计安次地区裂缝类型与测试产能之间的关系发现,裂缝可以显著提高储层产油气能力。高角度缝越发育,产能越高[27-28],研究区高角度缝规模较大,纵向上具有较强的油气输导能力,在对以高角度缝为主的井段进行试油压裂后,油气产量普遍偏高,而研究区斜交缝或低角度缝,由于规模小、延伸不远、有效性差,对这类井段试油,单井产能普遍偏小。如An1井5 065.20~5 203.00 m和An3井5 298.60~5 458.40 m以高角度缝为主,平均日产油20.8 t,日产气10.24×104 m3,Wg2井5 490.60~5 546.00 m和Wg4井4 997.60~5 284.87 m以斜交缝为主,平均日产油2.96 t,日产气2.02×104 m3。
进一步分析发现,裂缝发育程度同样影响单井产能[29]。在裂缝不发育或者发育程度低的潜山储层中,即使基质孔隙度很高,由于油气在储集层中很难横向和纵向流动,难以形成规模化有效储层,经过压裂测试仍然以干层为主,如Ta9井,录井有荧光显示,薄片观察发现,在奥陶系潜山段裂缝多被方解石填充,裂缝发育程度低,测试见油花,有少量气,解释为干层。
4.2 裂缝对油气成藏控制作用明显裂缝的形成时期和发育部位控制油气成藏[30-31]。根据裂缝的切割关系和裂缝充填物类型,认为研究区共发育3期裂缝,第一期为加里东运动期,裂缝普遍发育,但多被方解石或白云石填充;第二期裂缝形成于印支—燕山期,裂缝多被泥质充填;第三期裂缝形成于新近纪以后,方解石半充填或未充填。以安次地区Y9奥陶系潜山为例(图 6),烃类包裹体均一温度主要分布在80~120 ℃,说明油气充注较为连续,通过埋藏史—热演化史分析,认为奥陶系潜山存在两期油气充注,第一期形成于沙三末期至馆陶中期,烃源岩主要生成液态石油;第二期开始于明化镇期,烃源岩中的有机质热演化进入高成熟阶段,生成大量的凝析油气。在油气充注过程中,前两期裂缝形成时间较早,多被填充,无法构成有效的储集空间和输导体系,对油气成藏意义不大,第三期裂缝发育程度高,有效性好,且形成期晚于油气大量充注期,对油气成藏意义较大。
裂缝的发育部位控制油气的富集程度。当裂缝发育在油气藏顶部时,可直接导致油气散失,破坏油气成藏。如位于奥陶系潜山储层中的J3井、J24井(图 7),气测录井两井均见到良好的油气显示,作为两口邻井,分属两个鼻状构造顶部,J24井构造位置比J3井高,在J24井试油,见油花,不产气,产水22.80 m3,但在J3井试油,日产油0.80 t,日产气152.00 m3,不产水,综合分析认为,导致这两口井油气差异性聚集的主要原因是J24井裂缝更加发育,直接沟通了河西务大断层,特别是气藏,直接散失,油藏聚集效果差,而处于构造低部位的J3井裂缝发育程度差,在一定程度上抑制了油气散失。
当裂缝发育在油气藏内部时,会对储层内已经聚集的油气再次进行调整分配,油气在超压或自身浮力的作用下沿裂缝进行二次运移[32],在裂缝发育区聚集形成“甜点区”。如An3井奥陶系潜山储层埋藏较深,但由于毗邻河西务大断层,构造作用强烈,在5 298.60 m处裂缝发育,取芯收获率低,岩芯破碎,在该层段试油,日产油35.04 t,日产气50.26×104 m3,说明油气可以通过裂缝进入深层储层中,形成油气富集区。
5 结论(1) 安次地区奥陶系潜山裂缝发育,主要以构造缝为主,溶蚀缝和成岩缝相对较少,其中构造缝以高角度缝为主,斜交缝少量,裂缝走向主要呈北东向,与本区断裂走向基本一致。
(2) 岩性和断层控制裂缝的发育程度,薄层状、岩性较纯的结晶白云岩易产生裂缝,在断层附近,构造活动越强、断距越大,越是有利的裂缝发育区。裂缝的张开度和充填程度反映裂缝有效性,张开度越大,充填程度越低,裂缝有效性越好,研究区大部分裂缝为半填充—未填充,储集性能好,为有效裂缝。
(3) 裂缝改善了储层物性,增加有效储集空间,提高了储层渗透性能,同时还可作为油气运移优势通道,提高单井产能。裂缝的形成时期和发育部位对油气运聚成藏起控制作用,新近纪以后形成的裂缝,发育程度高,有效性好,对油气成藏意义大;发育在油气藏顶部的裂缝,破环油气成藏,发育在油气藏内部裂缝,会对储层内已经聚集的油气进行再次调整、改造、分配,易形成富油气聚集区。
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