塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层裂缝表征与主控因素分析

doi:10.13745/j.esf.sf.2024.6.18

地学前缘 ›› 2024, Vol. 31 ›› Issue (5): 209-226.DOI: 10.13745/j.esf.sf.2024.6.18

• 碳酸盐岩储层裂缝研究 • 上一篇下一篇

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层裂缝表征与主控因素分析

韩鹏远¹^,²(), 丁文龙¹^,²^,^*(), 杨德彬¹^,³, 邓光校³^,⁴, 王震³, 马海陇³, 吕晶³, 耿甜³

1.中国地质大学(北京) 能源学院, 北京 100083
2.中国地质大学(北京) 海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室, 北京 100083
3.中国石油化工股份有限公司西北油田分公司, 新疆乌鲁木齐 830011
4.中国地质大学(武汉) 地球物理与空间信息学院, 湖北武汉 430074

收稿日期:2023-11-15 修回日期:2024-06-18 出版日期:2024-09-25 发布日期:2024-10-11
通信作者: * 丁文龙(1965—), 男,教授,博士生导师,长期从事石油构造分析与控油气作用、非常规油气储层地应力、裂缝形成机制与定量表征及地质工程一体化研究等方面的教学与科研工作。E-mail: dingwenlong2006@126.com
作者简介:韩鹏远(1996—), 男,博士研究生,研究方向为石油构造分析、非常规油气储层裂缝形成机制与定量表征及工程甜点评价预测。E-mail: hanpengyuan2022@126.com
基金资助:
国家自然科学基金面上项目(42372171);国家自然科学基金面上项目(42072173)

Characteristics and main controlling factors of fracture development in the Ordovician carbonate reservoir, Tahe oilfield

HAN Pengyuan¹^,²(), DING Wenlong¹^,²^,^*(), YANG Debin¹^,³, DENG Guangxiao³^,⁴, WANG Zhen³, MA Hailong³, LÜ Jing³, GENG Tian³

1. School of Energy Resources, China University of Geosciences (Beijing), Beijing 100083, China
2. MOE Key Laboratory of Marine Reservoir Evolution and Hydrocarbon Enrichment Mechanism, China University of Geosciences (Beijing), Beijing 100083, China
3. Northwest Oilfield Company, Sinopec, ürümqi 830011, China
4. School of Geophysics and Geomatics, China University of Geosciences (Wuhan), Wuhan 430074, China

Received:2023-11-15 Revised:2024-06-18 Online:2024-09-25 Published:2024-10-11

摘要/Abstract

摘要：

文章利用岩心、薄片、扫描电镜和成像测井等资料,系统研究了塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝的发育特征,深入分析了该地区天然裂缝发育的主控因素。研究结果表明:塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝可分为构造裂缝(张性裂缝、剪切裂缝)、表生裂缝(风化缝)、成岩裂缝(缝合线、层理缝)和复合成因裂缝(构造-风化裂缝、构造-成岩裂缝)4大类7小类,其中构造裂缝在天然裂缝占据主导地位。裂缝走向以NE-SW、NW-SE和NNE-SSW向为主,倾向为NNW、NE和SEE倾,倾角多为大于70°,线密度介于1.5~3.5条/m之间。根据裂缝充填特征和交切关系可以将裂缝分为3期,第1期充填裂缝中的微裂缝镜下荧光反应强烈,证实充填裂缝并非完全无效的裂缝,内部微裂缝的发育依旧可以使其具有有效性。第2期裂缝内部被大量沥青质充填,有效性较差。第3期裂缝开度大、有效性强,但其内部并无荧光显示。碳酸盐岩储层裂缝的形成和发育受构造应力场、断裂、岩性和岩溶作用4个因素的控制。裂缝形成期构造应力场的大小和方向决定了裂缝的形成规模及分布模式。在走滑断裂的显著影响下,断层伴生裂缝大量发育,裂缝产状同走滑断裂带基本一致。距断裂带2 048.56 m为单条走滑断裂带控缝作用的最大有效影响范围,其中0~308.25 m属于断控裂缝强发育区,超过308.25 m断控裂缝强发育程度显著降低。走滑断裂张扭段和断裂带端部裂缝发育程度好,主动盘裂缝密度高,油气充注更丰富。裂缝发育程度同脆性矿物含量呈明显正相关趋势,并显著受控于杨氏模量和泊松比值的影响,白云岩裂缝发育程度最高,灰岩小类中砂屑灰岩裂缝发育程度最好。岩溶地貌中以岩溶台地下的丘从洼地无论浅层及纵向上均有较强的裂缝发育规模,平均裂缝线密度在2.67条/m,对储层的改善效果强。

关键词: 裂缝表征, 主控因素, 碳酸盐岩储层, 奥陶系, 塔河油田

Abstract:

The characteristics of natural fractures in Ordovician carbonate reservoirs, Tahe oilfield are systematically studied and the main controlling factors of fracture development are analysed using different experimental methods. Natural fractures can be divided into four types and seven subtypes: structural (tensile, shear), superficial (weathering), diagenetic (stylolites, bedding), and composite genetic (structural-weathering, structural-diagenetic), with structural being the dominating type. Fractures are mainly oriented NE-SW, NW-SE and NNE-SSW and dip toward NNW, NE and SEE, with dip angles mostly greater than 70° and fracture density ranging from 1.5 to 3.5 m^-1. According to filling characteristics and fracture cross-cutting relationships fracture filling can be divided into three stages. Fractures with stage I filling show strong fluorescence reaction under the microscope, demonstrating filled fractures can still be effective due to internal microfractures. The formation and development of fractures in carbonate reservoirs are controlled by four factors: tectonic stress field, fault, lithology and karstification. The magnitude and direction of the tectonic stress field during the fracture formation period determine the fracture size and distribution mode. Under the significant influence of strike-slip faults a large number of fault-associated fractures are developed, and their fracturing pattern is consistent with that of strike-slip faults. The radius of influence of a single strike-slip fault zone is 2048.56 m, and the development of fault controlled fractures is strong within 0-308.25 m from the fault zone and significantly reduced beyond this range. The tension-shear section of the strike-slip fault and the end of the fault zone show good fracture development, and the active plate has high fracture density with more abundant oil/gas filled fractures. The level of fracture development is positively correlated with the content of brittle minerals and significantly influenced by Young’s modulus and Poisson’s ratio. The highest level of fracture development is found in dolomite, and the most effective fractures are in sandy limestone. Large-scale fracture development are seen on mounds under karst platform in shallow areas and along the vertical direction, with an average fracture density of 2.67 m^-1, strongly enhancing reservoir performance.

Key words: development characteristics, controlling factors, carbonate reservoirs, Ordovician, Tahe oilfield

中图分类号:

韩鹏远, 丁文龙, 杨德彬, 邓光校, 王震, 马海陇, 吕晶, 耿甜. 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层裂缝表征与主控因素分析[J]. 地学前缘, 2024, 31(5): 209-226.

HAN Pengyuan, DING Wenlong, YANG Debin, DENG Guangxiao, WANG Zhen, MA Hailong, LÜ Jing, GENG Tian. Characteristics and main controlling factors of fracture development in the Ordovician carbonate reservoir, Tahe oilfield[J]. Earth Science Frontiers, 2024, 31(5): 209-226.

图/表 16

图1 塔河油田地质概况图 a一中国地图及塔里木盆地位置图;b一塔里木盆地构造单元划分图(据文献[36]修改);c一塔北隆起构造单元划分和塔河油田位置图(据文献[42-43]修改);d一塔河油田中寒武统至下志留统综合岩性柱及沉积-构造演化特征图(据文献[25]修改)。

Fig. 1 The study area. (a) Structural units of the Tarim Basin (modified after [36]). (b) Geographical location of the Tarim Basin.(c) Structural units of Tabei uplift and location of Tahe oilfield (modified after [42-43]).(d) Comprehensive lithological column and sedimentary-tectonic evolution characteristics of the Middle Cambrian-Lower Silurian in Tahe oilfield (modified after[25]).

图2 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层岩心裂缝照片 a—X3井,5 815.64 m,高角度剪切缝,贯穿岩心;b—X7井,5 502.21 m,高角度剪切缝,缝面含油;c—X5井,5 569.34 m,张性裂缝,泥质充填;d—X6井,5 563.24 m,数条全充填张性裂缝;e—X1井,5 573.11 m,层理缝;f—X8井,5 547.88 m,风化裂缝,不规则;g—X7井,5 501.34 m,剪切裂缝,开度大,缝内含油;h—X17井,5 773.24 m,张性裂缝,方解石全充填,缝内含溶孔;i—X4井,5 560.19 m,缝合线大量发育,构造-成岩缝;j—X4井,5 643.01~5 643.46 m,构造-风化裂缝,构造裂缝沿风化裂缝缝面再破裂;k—X4井,5 708.22 m,张性裂缝。

Fig.2 Core specimens showing the characteristics of fracture development in Ordovician carbonate reservoir, Tahe oilfield

图3 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层微观裂缝特征 a—X4井,5 724.89 m,3组不同期次的裂缝相互切割,数字表示裂缝形成的先后顺序;b—X6井,5 563.49 m,未充填张性裂缝近垂直切割先期全充填裂缝;c—X3井,5 811.26 m,先期张性裂缝溶蚀扩大,沥青质沿裂缝大量充注;d—X52井,5 631.92 m,3组不同期次的裂缝相互切割,数字表示裂缝形成的先后顺序;e—X16井,5 553.87 m,剪切裂缝,未充填;f—X6井,5 578.56 m,张性裂缝,开度大;g—X7井,5 505.21 m,张性裂缝,延伸长,开度大;h—X14井,5 728.34 m,3条剪切裂缝,缝面平直,开度小;i—X4,5 493.25 m,全充填裂缝内部发育大量微裂缝,微裂缝中含淡蓝色油质沥青,发光强度亮,微裂缝开启性强;j—X14,5 760.21 m,全充填裂缝内部微裂缝错综交切,整体表现蓝色荧光,微裂缝中为油质沥青充填,裂缝有效性强。

Fig.3 Characteristics of microfractures

图4 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层成像测井尺度裂缝产状统计 a—裂缝走向玫瑰花图;b—裂缝倾向玫瑰花图;c—裂缝倾角玫瑰花图。

Fig.4 Fracture orientation (a), dip direction (b) and dip angle (c) distributions from image logs

图5 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层岩心尺度裂缝特征参数统计 a—裂缝倾角;b—裂缝缝长;c—裂缝开度;d—裂缝充填程度。

Fig.5 Pie charts of fracture dip angles (a), lengths (b), aperture (c) and filling levels (d)

图6 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层不同井裂缝线密度统计结果

Fig.6 Fracture density bar graph for wells under different fault conditions

图7 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层裂缝倾角与裂缝开度的关系

Fig.7 Relationship between fracture dip angle and fracture aperture

图8 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层综合破裂程度与裂缝线密度

Fig.8 Positive relationship between calculated comprehensive fracture index and observed fracture density

图9 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层沿断裂带裂缝走向分布

Fig.9 Fracture orientation distributions along fault zones

图10 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层裂缝线密度-距断裂带距离的关系 a—岩心、成像测井裂缝线密度与距断裂距离的关系;b—0~2 048.56 m综合破裂率与距断裂带距离的关系;c—全区综合破裂率与距断裂带距离的关系。

Fig.10 Relationship between fracture density and distance from fault zones

图11 塔河油田奥陶系走滑断裂分段性与裂缝线密度关系 a—单井裂缝线密度大小及波动趋势;b—NNE向主干走滑断裂带分段性及各单井分布情况。

Fig.11 Relationship between segmentation of strike-slip faults and fracture density

图12 塔河油田奥陶系地层走滑断裂主、被动盘裂缝线密度分布差异性 a—主、被动盘各单井裂缝线密度值分布;b—主、被动盘各单井裂缝开度值分布;c—主、被动盘各单井含油层厚度占比频度值分布。

Fig.12 Differences in fracture density distributions between active and passive plates in strike-slip faults

图13 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层岩性对裂缝发育规模的影响 a—不同岩性大类裂缝线密度值分布;b—各灰岩小类裂缝线密度值分布。

Fig.13 Influence of lithology on fracture development

表1 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层不同岩性岩石力学参数

Table 1 Comparison of rock mechanical parameters between different lithologies

井位	岩性	杨氏模量/GPa	泊松比	数据来源
X7	角砾灰岩	41.96	0.214	自测
X5	泥晶灰岩	64.94	0.390	自测
X5	亮晶灰岩	44.43	0.247	郑晓志^[91]
S13	砂屑灰岩	74.24	0.339
S13	泥灰岩	31.02	0.22
X10	泥晶灰岩	65.17	0.299
X4	泥晶灰岩	51.59	0.243
X8	泥微晶灰岩	37.67	0.307
X16	泥晶灰岩	62.7	0.297

表2 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层岩溶地貌裂缝分区面积统计

Table 2 Statistics on fracture status of karst landforms

研究对象	裂缝线密度分区/ (条·m^-1)		岩溶地貌
			岩溶台地						岩溶陡坡		岩溶盆地
			峰丛洼地		丘从垄脊沟谷		丘从洼地		岩溶陡坡		岩溶盆地
			面积/ km²	占比/ %	面积/ km²	占比/ %	面积/ km²	占比/ %	面积/ km²	占比/ %	面积/ km²	占比/ %
奥陶系顶界面	I	3.5~>2.5	15.51	40.1	2.94	11.2	17.38	19.9	16.33	6.7	3.84	5.2
	II	2.5~>1.5	19.07	49.3	6.94	26.4	21.73	24.8	54.27	22.4	4.03	5.4
	III	1.5~>1.0	4.10	10.6	1.99	7.6	12.70	14.5	36.42	15.0	5.13	6.9
	IV	1.0~>0.5			13.36	50.9	35.54	40.6	76.75	31.7	52.42	70.6
	V	0.5~0.0			1.03	3.9	0.18	0.2	58.30	24.1	8.81	11.9
中下奥陶统地层	I	3.5~>2.5							1.44	0.5	0.43	0.5
	II	2.5~>1.5	5.86	14.1	0.34	1.6	9.97	14.1	22.73	8.7	2.15	2.7
	III	1.5~>1.0	9.79	23.6	5.08	23.1	14.15	20.0	72.21	27.6	24.24	30.6
	IV	1.0~>0.5	25.91	62.3	1.42	6.4	45.63	64.6	148.87	56.8	52.38	66.1
	V	0.5~0.0			15.15	68.9	0.92	1.3	16.64	6.4

图14 塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层岩溶地貌对裂缝的影响 a—奥陶系顶界面平面裂缝线密度分区;b—中下奥陶统地层纵向裂缝线密度分区。

Fig.14 Influence of karst landform on fracture development

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塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层裂缝表征与主控因素分析

Characteristics and main controlling factors of fracture development in the Ordovician carbonate reservoir, Tahe oilfield

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