范小軍，彭 俊，李吉選，陳 丹，李 鳳，鄧金花，黃 勇，繆志偉

(1.中國石化 勘探南方分公司 勘探研究院，四川 成都 610041； 2.長江大學，湖北 武漢 430100)

川東北元壩地區(qū)上二疊統(tǒng)長興組超深層礁灘巖性氣藏中裂縫特征

范小軍1，彭 俊2，李吉選1，陳 丹1，李 鳳1，鄧金花1，黃 勇1，繆志偉1

(1.中國石化 勘探南方分公司 勘探研究院，四川 成都 610041； 2.長江大學，湖北 武漢 430100)

為明確川東北元壩長興組礁灘儲層裂縫特征，通過對多口井長興組儲層裂縫特征的精細刻畫和構造、生烴、成巖、孔隙等演化作用的動靜態(tài)研究指出，裂縫縱向上主要發(fā)育于長興組二段，平面分布非均質性較強，各井區(qū)差異性較大，構造相對高部位的裂縫較發(fā)育；裂縫類型可細化為3大類、11小類，主要發(fā)育3期裂縫，同時建立了典型裂縫標準識別圖版及分類評價指標體系；裂縫形成主要受構造、埋藏及溶蝕等作用控制。縫-孔動態(tài)配置則表現(xiàn)為裂縫與有效孔隙網(wǎng)狀交錯配置形成有效儲集空間或構建網(wǎng)狀立體輸導體系，其中第二、第三期縫-孔配置較第一期更好，對儲層儲滲性能和產(chǎn)能有積極貢獻作用。認為元壩長興組西北部為油氣有利富集區(qū)。

礁灘儲層；裂縫特征；長興組；元壩地區(qū)

元壩地區(qū)位于四川盆地三級構造九龍山背斜構造帶東南側、通南巴背斜構造帶西南側、川中平緩構造帶北部的銜接部位，受3個構造的遮擋，總體為北西-南東向展布的臺地邊緣生物礁灘巖性氣藏[1-16]。與普光大氣田相對比，元壩長興組地層比普光埋藏深超過1 000 m，平均埋深近7 000 m，主要為礁灘巖性圈閉，斷裂不發(fā)育，但發(fā)育多期裂縫，儲層裂縫不僅可為油氣運聚的通道，也可與有效孔隙配置構建有效儲集空間，但裂縫的分布規(guī)律、類型、期次、成因機制、縫-孔動態(tài)配置關系等特征及其對儲層性能、油氣富集的影響均未進行較系統(tǒng)化的總結和研究，同時元壩長興組多口日產(chǎn)超百萬方高產(chǎn)井儲層裂縫都較發(fā)育，故明確裂縫特征及其對儲層、油氣富集等的影響有重要現(xiàn)實意義。

1 裂縫空間分布特征

1.1 縱向上主要發(fā)育于長興組二段

根據(jù)元壩多口井長興組全井段成像測井、巖心、薄片等大量資料發(fā)現(xiàn)，長興組礁灘儲層裂縫及溶蝕孔、洞主要發(fā)育于長(長興組)二段(上部)，長一段(下部)次之，且長二段主要發(fā)育構造縫(垂縫、斜縫尤為發(fā)育，水平縫次之)、壓溶縫及溶蝕縫，裂縫發(fā)育處主要對應中、低孔儲層，對儲層連通性、儲滲性能及產(chǎn)能有明顯影響作用。

1.2 橫向展布非均質強，構造相對高部位裂縫發(fā)育

在單井裂縫特征的精細研究基礎上，對于多口井長興組裂縫的平面展布特征進行了分析，位于生物礁帶的高產(chǎn)井B27井與淺灘相帶低產(chǎn)井B123井儲層裂縫發(fā)育程度明顯不同，B27井長二段裂縫密度可達10.42條/m，B123井裂縫密度一般小于6條/m，前者裂縫發(fā)育程度明顯較后者高，分析認為該井位于元壩構造相對高部位，受到構造擠壓應力較大，破裂作用強，裂縫發(fā)育，同時由于暴露溶蝕作用較強，溶蝕孔、洞較發(fā)育，縫-孔配置較好，有利于其高產(chǎn)富集?？偟目磥?，裂縫平面分布的非均質性較強，各井區(qū)差異性較大，整體表現(xiàn)為構造相對高部位的裂縫及溶蝕孔、洞較發(fā)育，基本明確了儲層裂縫橫向展布特征。

2 裂縫類型和形成期次

2.1 具備3種典型裂縫特征

通過大量微觀資料的精細分析，元壩長興組儲層裂縫主要為臺地邊緣礁灘儲層裂縫，按成因主要可分為構造縫、壓溶縫及溶蝕縫(表1；圖1)。

2.1.1 構造縫

構造縫主要是應力作用使巖石產(chǎn)生破裂形成，按成因可分為壓性裂縫和張性裂縫。前者由構造擠壓形成，外觀呈線狀，充填少量炭質瀝青、方解石或白云石晶體；后者由拉張作用形成，常見發(fā)育三期裂縫，前兩期充填方解石、白云石或瀝青，第三期張性裂縫未被充填。而從形態(tài)上構造縫又可分為高角度縫(垂縫、斜縫)和低角度縫(水平縫)(表1；圖1)，總體上構造縫在長興組儲層中普遍分布，尤其在構造相對高部位，構造縫尤為發(fā)育，且多表現(xiàn)為高角度縫。

2.1.2 壓溶縫

巖石在埋藏過程中由于壓溶作用往往易形成壓溶縫(縫合線)，裂縫呈鋸齒狀、延伸遠，研究區(qū)內可見粒緣壓溶縫、網(wǎng)狀壓溶縫及巖性界面壓溶縫(表1；圖1)，對應中成巖階段(埋藏期)，該期壓溶縫由于下伏吳家坪組烴源巖的排烴，可作為油氣儲集空間和運聚通道，故普遍被瀝青充填。

表1 元壩地區(qū)長興組礁灘儲層裂縫分類評價Table 1 Fracture classification and evaluation of reef-bank reservoirs of the Changxing Formation in Yuanba area

圖1 元壩地區(qū)長興組礁灘儲層典型裂縫識別Fig.1 Typical fracture identification of reef-bank reservoirs of the Changxing Formation in Yuanba area(紅色箭頭代表早期裂縫，黃色箭頭代表中期裂縫，藍色箭頭代表晚期裂縫。)

2.1.3 溶蝕縫

該類裂縫主要受地表水淋濾或酸性流體溶蝕而形成，常與溶蝕孔、洞及其他裂縫交錯相連，將巖石切割成大小不同的碎塊。由于長興組沉積期屬于海相沉積環(huán)境,當?shù)貙铀再|發(fā)生改變時，所沉積的方解石和白云石極易被溶解,故易形成溶蝕縫。研究區(qū)所發(fā)育的溶蝕縫主要是在中晚成巖期形成的,該階段溶解作用多不具選擇性,主要是層間酸性流體對先期微細裂隙、壓溶縫及構造縫等再次發(fā)生溶蝕,使其規(guī)模明顯加大。溶蝕縫的縫壁一般不規(guī)則，部分呈港灣狀,常將各類型孔隙連接起來,在各種巖石類型中均有發(fā)育,它對巖石物性較差儲集巖的儲集性能有明顯改善作用(表1;圖1)。

2.2 主要發(fā)育3期裂縫

元壩位于構造低緩部位，整體受到的構造應力不強，破裂作用較弱，斷裂不發(fā)育，但形成了多期裂縫，結合構造演化史、生烴史分析，元壩長興組主要形成了3期裂縫，第一期(早期)裂縫形成于液烴充注前早成巖階段(晚印支期)，該期裂縫在絕大多數(shù)井中均普遍發(fā)育，且多被方解石或白云石充填；第二期(中期)裂縫形成于中成巖階段(晚印支末期—中燕山期液烴充注期)，絕大多數(shù)井普遍發(fā)育，多被瀝青全充填或半充填。第三期(晚期)裂縫形成于氣烴調整定位的晚成巖階段以來(中燕山期以來)，幾乎全部未被充填(圖1)。

3 裂縫成因及其與孔隙的動態(tài)配置

3.1 構造縫形成機制

裂縫形成的控制因素較多[13-16]，前述研究表明，元壩長興組微裂縫發(fā)育，分析認為與其特殊的構造位置有關，研究區(qū)雖位于川中平緩褶皺帶，但處于南秦嶺米蒼山推覆構造南緣，大巴山弧形沖斷構造帶西南側。這些構造帶活動時應力通過九龍山構造帶和通南巴構造帶的傳遞，到元壩構造作用減弱，加上元壩地區(qū)位于川中隆起的北斜坡，印支運動晚期，3個方向的應力形成合力，應力作用雖未造成地層較大錯斷形成斷層，但造成了構造縫廣泛發(fā)育。晚期元壩陸相淺層出現(xiàn)張性斷層，有力說明了晚期構造應力的加大，使晚期構造縫更為發(fā)育。結合該區(qū)成巖演化作用分析，構造縫主要發(fā)育于早成巖階段和晚成巖階段。

3.2 壓溶縫和溶蝕縫形成機制

壓溶縫、溶蝕縫主要形成于液烴充注期以來(第二、第三期)，其中第二期裂縫主要對應中成巖階段，壓溶作用較強，壓溶縫較發(fā)育，該期僅北部九龍山背斜在晚侏羅世有小幅度隆升，破裂作用整體較弱，構造縫欠發(fā)育，但有機酸仍可沿構造縫進入巖石而發(fā)生溶蝕，同時由于該期是液烴充注期，孔隙水溶液中富含大量有機酸物質，對巖石溶蝕極為強烈，再加上該期重結晶作用較強，形成的大量晶間孔也為富含有機酸的孔隙水進入巖石提供了滲流、儲集空間，進一步加強了巖石的溶蝕，故該期主要發(fā)育溶蝕縫、壓溶縫，發(fā)育少量構造縫。第三期裂縫對應氣烴充注期晚成巖階段(氣藏形成期以來)，氣烴與硫酸鹽發(fā)生TSR作用所產(chǎn)生的酸性氣體的溶蝕作用同樣使得蝕溶縫較發(fā)育，且大部分溶蝕縫都未被充填。

總體上，元壩長興組裂縫的動態(tài)演化可歸納為構造縫-溶蝕縫、壓溶縫、構造縫-構造縫、溶蝕縫的演變過程。

3.3 縫-孔動態(tài)配置效果

結合前述裂縫成因機制和研究區(qū)孔隙演化分析，發(fā)育第一期裂縫時，由于該期對應于早成巖階段，其膠結、壓實、充填作用較強使得巖石原生孔隙急劇降低，大多被方解石或白云石充填，對儲層基本沒有貢獻，縫-孔配置很差；第二期裂縫多被瀝青充填或半充填，對滲透率的貢獻較小，難以構成較好的儲集空間，但該期由于對應液烴期，裂縫為有機酸進入提供了通道，可促進巖石發(fā)生大規(guī)模溶蝕，形成大量溶蝕孔、洞，進而有利于改善儲層儲集性能，總體上縫-孔配置較好；第三期裂縫普遍發(fā)育，幾乎都未被充填，為有效裂縫，該期裂縫可以與有效孔隙構成裂縫-孔隙型有效儲集空 間，同時更重要的是對氣烴的調整定位起到了通道作用，縫-孔配置較好。通過對高產(chǎn)井、中產(chǎn)井、低產(chǎn)井縫、孔配置觀察分析發(fā)現(xiàn)，元壩西北部構造高部位的B27和B204等日產(chǎn)超百萬方井除廣泛發(fā)育大套厚層(大于100 m)白云巖優(yōu)質儲層外，裂縫、溶蝕孔、洞都較為發(fā)育，裂縫與孔隙配置較好(圖2)。

4 裂縫與儲層性能及油氣富集關系

4.1 對中-低孔儲層儲集性能及產(chǎn)能貢獻明顯

元壩長興組主要發(fā)育二、三類儲層，一類儲層次之。結合縫、孔分類統(tǒng)計結果發(fā)現(xiàn)，裂縫-孔隙型儲層占78.69%，純孔隙型儲層只占21.31%，裂縫加溶蝕孔、洞的復合型儲層主要對應于二、三類儲層，可見裂縫與孔隙的有效配置為長興組的主要儲集空間。如B104井長二段測試獲日產(chǎn)超百萬方高產(chǎn)工業(yè)氣流，從測井解釋來看，長二段儲層僅超過20 m，主要發(fā)育二、三類儲層，一類儲層次之，儲層厚度較薄；結合測試段取心情況分析，測試段巖性主要為溶孔生物白云巖、灰質白云巖及(含)白云質灰?guī)r；物性分析孔隙度介于2.59%～15.57%,平均孔隙度為5.74%，物性中等-較好；該井第五、第六次取心，心長14.59 m,發(fā)育裂縫88條，裂縫密度達6.03條/m,裂縫發(fā)育，同時可看到生物溶蝕孔、生物體腔孔、洞較發(fā)育，未被充填、膠結，孔、洞保存完整，且孔、洞呈小圓柱狀錯落交織，儲集空間類型較好，同時在垂向裂縫的溝通下極大的改善了儲滲性能并形成了網(wǎng)狀立體輸導體系，從而易獲得高產(chǎn)。

4.2 油氣富集控制作用明顯

通過實際的連井氣藏剖面分析(圖3)，晚印支期第一期裂縫形成時，由于該期裂縫基本被方解石或白云石充填，無法與儲層構成有效的儲集空間和輸導體系；而晚印支末期—中燕山期第二期裂縫發(fā)育時，裂縫與有效孔隙的配置較好，溝通了源巖與儲層，加上對應于吳家坪組烴源巖的液烴充注期，使得原油得以在長興組礁灘巖性圈閉聚集并形成巖性古油藏；晚侏羅世古油藏開始裂解，至白堊紀最大埋深期，古油藏基本裂解成古氣藏；而中晚白堊世(中燕山期)以來，主要是元壩西北部發(fā)生了較明顯的隆升，使得儲層向南傾，由于晚期裂縫發(fā)育，使得中晚白堊世原油裂解氣以礁灘儲集體加裂縫的輸導模式，向西北部進行二次運移，雖然元壩地層晚期經(jīng)歷持續(xù)整體抬升作用，但基本繼承了最大埋深期的沉積構造格局，加上上覆嘉陵江組-雷口坡組厚層膏鹽蓋層分布穩(wěn)定，保存條件較好，最終使得現(xiàn)今氣藏得以調整定位。

圖2 元壩地區(qū)典型井長興組礁灘儲層縫-孔配置Fig.2 Fracture-pore assemblages of reef-bank reservoirs in the Changxing Formation of Yuanba area

圖3 元壩地區(qū)長興組礁灘巖性氣藏油氣富集模式Fig.3 Hydrocarbon accumulation patterns of reef-bank lithologic gas reservoirs in the Changxing Formation of Yuanba areaa.中燕山期—現(xiàn)今調整定位后的氣藏；b.中燕山構造運動期，古油藏裂解成油氣藏，局部調整；c.須家河組沉積末，巖性古藏形成

5 結論

1) 元壩長興組礁灘儲層裂縫縱向上主要發(fā)育于長二段，平面分布非均質性較強，各井區(qū)差異性較大，構造相對高部位的裂縫較發(fā)育。

2) 裂縫類型可細化為3大類、11小類，主要發(fā)育3期裂縫，同時建立了典型裂縫標準識別圖版及較系統(tǒng)的裂縫分類評價指標體系。其中，第一期主要為構造縫，多被方解石或白云石充填；第二期以溶蝕縫、壓溶縫為主，發(fā)育少量構造縫，多數(shù)被瀝青全充填或半充填；第三期主要為構造縫，次為溶蝕縫，幾乎全部未被充填。

3) 裂縫形成主要受構造、埋藏及溶蝕等作用控制，縫-孔動態(tài)配置則表現(xiàn)為裂縫與有效孔隙網(wǎng)狀交錯配置形成有效儲集空間或構建網(wǎng)狀立體輸導體系，其中第二、三期縫-孔配置較第一期更好，對儲層儲滲性能和產(chǎn)能有積極貢獻作用。

4) 元壩長興組西北部裂縫與溶蝕孔、洞較發(fā)育，同時可見裂縫與溶蝕孔、洞有效連通，縫-孔配置較好，具備良好的儲集空間及輸導體系，加上上覆嘉陵江組-雷口坡組厚層膏鹽蓋層分布穩(wěn)定，保存條件較好，有利于油氣高效聚集和保存，為油氣有利富集區(qū)。

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(編輯 高 巖)

Fracture characteristics of ultra-deep reef-bank lithologic gas reservoirs in the Upper Permian Changxing Formation in Yuanba area，Northeastern Sichuan Basin

Fan Xiaojun1，Peng Jun2，Li Jixuan1，Chen Dan1，Li Feng1，Deng Jinhua1，Huang Yong1，Miao Zhiwei1

(1.ExplorationResearchInstitute,SouthernBranchofSINOPEC,Chengdu,Sichuan610041,China；2.YangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China)

In order to understand the fracture characteristics of reef-bank reservoir in the Changxing Formation in Yuanba area，northeastern Sichuan Basin,this paper finely described the fractures of the Changxing Formation in many wells,and also studied the tectonic evolution,hydrocarbon generation,diagenesis and the porosity evolution.Vertically,the fractures are mainly distributed in the 2ndMember of Changxing Formation.While laterally,they show strong heterogeneity in distribution,with heterogeneity being different in different blocks.Fractures are relatively well developed on structural high.The fractures can be divided into 3 types and 11 subtypes developed mainly in 3 stages.We established the classification evaluation index system and the standard identification chart of typical fractures.The formation of fractures is mainly controlled by the tectonic evolution,burial and dissolution.The dynamic fracture-pore assemblages of the 2ndand 3rdstages are better than that of the 1ststage.These assemblages form effective storage space or reticular carrier systems and make a positive contribution to the reservoir property and productivity.The comprehensive analysis indicates that the Changxing Formation in the northwestern Yuanba area is favorable for enrichment of oil/gas.

reef-bank reservoir，fracture characteristics，Changxing Formation，Yuanba area

2013-04-11;

2014-05-14。

范小軍(1982—)，男，碩士、工程師，石油地質。E-mail：york111888@126.com。

中石化重點項目“元壩地區(qū)長興組和飛仙關組儲層描述與預測”(P09024)。

0253-9985(2014)04-0511-06

10.11743/ogg201410

TE122.3

A