渤海深層變質巖潛山油藏裂縫主控因素及預測

鄭 華，康 凱，劉衛林，龔 敏，陳善斌

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

隨著油氣勘探與開發技術的不斷成熟，深層油氣田開發已逐漸受到業內廣泛關注。近年來陸地油田對于深層油氣田開發的研究相對較多，國內海上油田受制于經濟成本等復雜因素，早期主要以淺層和中深層油氣田勘探開發為主，目前隨著國內海上石油勘探思路的轉變，勘探層系已由淺層、中深層逐漸向深層、超深層轉移。以渤海灣盆地為例，歷經50 余年勘探，油氣發現主要集中在埋深3 500 m之上的地層，對于埋深大于3 500 m的深層潛力區域，通過深入探索，已逐步成為渤海含油氣盆地勘探的重要新方向。2017-2020 年，隨著渤中19-6 大型凝析氣藏以及渤中13-2 大型揮發性油藏的陸續發現，渤海深層潛山石油天然氣勘探實現了領域性突破，但已獲得商業發現的渤海深層渤中19-6［1-2］和中深層錦州25-1 南［3］等大中型油氣田均無中生界覆蓋，屬于暴露型潛山油氣藏，風化作用相對較強、儲地比（儲層厚度占地層厚度的百分比）高。國內學者針對該類型潛山變質巖儲層的研究主要集中在暴露型潛山巖性特征［4-5］、成藏特征［6］、裂縫形成機制［7］、裂縫表征預測［8-9］以及對儲層的控制作用［10-12］等方面。渤中13-2 地區東部主體區為中生界覆蓋型潛山油藏，中生界對下伏新太古界潛山優質儲層形成具有一定的控制作用，該類型潛山油藏的風化淋濾作用弱，儲地比低，不同位置儲層發育差異大，儲層成因、分布規律與國內外其他地區變質巖潛山有所區別。

作為渤海發現的首個億噸級深層變質巖潛山油藏，渤中13-2 地區盡管在勘探上取得了重大發現，但由于東部受中生界覆蓋影響，儲層發育特征更加復雜，其儲層研究相對成熟區域尚處于起步階段，儲層主控因素及發育規律等認識仍不夠深入，因此該項研究具有較大未知性及難預測性。本文以渤中13-2 大型深層變質巖潛山油藏發現為契機，通過綜合研究區內已鉆井的巖心、薄片、測試、測井等資料，結合區域構造演化背景，開展潛山裂縫主控因素分析及裂縫分布特征研究，以期更好地指導該類型油藏的高效開發。

1 地質概況

渤中13-2 地區構造上位于渤中凹陷西南部（圖1a），北鄰沙壘田凸起，東西夾持于渤中凹陷主洼和西南次洼之間，整體呈“洼中隆”的構造格局，為受走滑-伸展斷裂體系相互切割控制形成的復雜斷塊潛山油藏。區域范圍內鉆井揭示的地層自上而下分別為第四系平原組、新近系明化鎮組和館陶組、古近系東營組和沙河街組、中生界和新太古界潛山，其中主要目的層位于新太古界潛山。該地區西南部局部區域屬于無中生界覆蓋區，為新生界覆蓋下的新太古界潛山（本文簡稱“暴露型潛山”），由新太古界花崗片麻巖及頂部砂礫巖組成，孔隙度主要分布在2.0%～6.7%，平均值為3.6%，滲透率主要分布在0.1～29.8 mD，平均值為5.9 mD；東部BZ-5 井區和BZ-7 井區為中生界覆蓋區下的新太古界潛山（本文簡稱“覆蓋型潛山”），油藏埋深4 200～5 100 m，巖性主要為變質巖（圖1b），孔隙度主要分布在0.6%～8.3%，平均孔隙度為3.1%，滲透率主要分布在0.1～97.1 mD，平均滲透率為18.9 mD，屬于低孔低滲儲層，具有以裂縫為主、孔縫并存的雙重介質特征；油藏上呈現地層原油黏度低（0.27 MPa·s）、溶解氣油比高（510）等特征，屬于強揮發性油藏。

受斷裂、古地貌、風化等因素共同控制，潛山縱向具有分帶特征，可劃分為風化帶和潛山內幕帶覆蓋型潛山，風化帶厚度相對暴露型潛山薄，風化帶潛山頂部受斷裂及風化雙重作用，差異風化產生“溝-脊”地貌，網狀裂縫發育，儲層連續，空間上具有“似層狀”結構特征；內幕帶風化作用相對減弱，高角度斷裂控制裂縫沿斷層分布，表現為縱向沿古斷層呈“帶狀”、橫向呈不連續狀分布的特征。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

渤中13-2 地區已鉆井揭示東部BZ-5 井區和BZ-7 井區發育中生界潛山地層，厚度為256.0～663.0 m，該地層直接披覆在新太古界潛山之上，呈角度不整合接觸，地層上部發育凝灰質泥巖、凝灰巖及凝灰質細砂巖，下部發育厚層砂礫巖夾薄層碳質泥巖及煤層。研究區內共有6 口井鉆遇新太古界潛山地層。根據已鉆井的巖心、壁心、巖屑觀察，結合薄片鑒定等研究成果，綜合分析認為新太古界潛山巖性以變質巖為主（圖2a，2b），鑄體薄片顯示顆粒相對較大（圖2c，2d），其主要發育區域變質巖、動力變質巖和混合巖3類［13］。區域變質巖主要發育片麻巖類；動力變質巖主要發育碎裂化片麻巖、碎裂巖；混合巖主要發育混合片麻巖、混合花崗巖。新太古界潛山主要發育區域變質巖—片麻巖，主要造巖礦物為淺色系石英、斜長石、鉀長石等。長石和石英的質量分數為20%～100%，平均值為91%。暗色礦物質量分數為5%～15%，平均值為9%，主要為黑云母、白云母、角閃石、少量的菱鐵礦、黃鐵礦、鐵白云石等。

2.2 儲集空間類型

渤海海域潛山油氣藏儲層類型豐富，儲集空間多樣，根據組合方式主要劃分為裂縫-孔隙型、孔隙-裂縫型和裂縫型。

在孔隙特征方面，潛山儲層孔隙類型主要為顆粒粒間孔、溶蝕孔隙及部分晶間孔，原生孔隙不發育。

在宏觀裂縫特征方面，對巖心、壁心和成像測井等資料的分析表明，渤中13-2地區宏觀裂縫發育，切割關系和充填情況復雜，發育多期次裂縫系統。風化帶由于疊加物理、化學、風化、淋濾等作用，斷層破碎帶等部位巖石破碎嚴重，形成網狀裂縫系統。壁心觀察結果表明，自上而下儲層類型由裂縫-孔隙型向孔隙-裂縫型過渡，下部壁心薄片中裂縫充填程度低，儲層類型由孔隙-裂縫型向裂縫型轉變。

在微觀裂縫特征方面，潛山風化帶碎裂巖段發育網狀裂縫，且受風化、淋濾作用，早期形成的裂縫后期一般發生溶蝕改造，形成裂縫壁不規則的各類溶解縫；潛山內幕主要發育構造裂縫和巖石、礦物等沿解理形成的解理縫或晶體縫［13-14］。從巖心、壁心掃描電鏡圖片可以看出，基質部分特征較為明顯，有效裂縫發育以微裂縫為主，主要呈現石英碎裂且晶間縫隙發育（圖3a）、石英長石切割且晶間微裂縫發育（圖3b）、長石破碎見解理縫隙（圖3c）、長石十字裂縫且被片狀云母充填（圖3d）的特征。

2.3 裂縫發育特征

渤中13-2 地區已鉆井揭示新太古界儲層整體較為發育，BZ-4 井鉆遇油層191.3 m，BZ-5 井鉆遇油層121.9 m，BZ-7 井鉆遇油層厚度為129.3 m，A8井鉆遇油層厚度為86.1 m。東部受中生界覆蓋影響（厚度為256.0～663.0 m），披覆厚度大的區域風化淋濾作用弱，BZ-5 井、BZ-7 井和A8 井儲地比（平均26.3%）較BZ-4 井（48.4%）低，成像解釋裂縫傾角為30°～80°，以中高角度裂縫為主，裂縫走向一般為60°～105°，與斷裂系統北東東走向基本一致，受風化作用影響，BZ-7 井頂部裂縫呈網狀發育，裂縫被充填及裂縫欠發育是導致出現“空白帶”的主要原因。

從單井井點裂縫特征（圖4）來看，風化帶裂縫發育略好于內幕帶。已鉆井裂縫開度與走向關系統計結果表明，平面發育多期（印支期、燕山期、喜山期）有效裂縫，其中裂縫走向NEE45°～SEE105°方向的裂縫開度較大（圖5）。

3 裂縫控制因素

眾多學者主要針對暴露型潛山裂縫形成機制進行了研究，并且認為渤海海域覆蓋型太古界潛山被上覆中生界致密地層覆蓋，導致無法直接出露地表，遭受風化剝蝕、大氣淡水淋濾等次生改造作用較弱，難以形成規模性風化帶儲集層。隨著渤中13-2 地區大型覆蓋型潛山裂縫油藏的發現，實現了渤海海域該類型潛山發現的領域性突破，為此，結合暴露型潛山和覆蓋型潛山特征，需要開展裂縫控制因素及成因機理研究，為類似油氣藏開發提供借鑒。

3.1 構造運動對裂縫形成的影響

結合構造演化分析，認為該地區經歷了前印支期整體平穩分布、印支期—燕山早期擠壓逆沖成山［15］、燕山中期拉張反轉改造、燕山晚期擠壓差異抬升［16-17］、喜馬拉雅期埋藏定型等5 個階段［18］，多期構造運動［19-21］對裂縫發育期次具有重要控制作用。

前印支期（圖6a），渤海灣盆地發育穩定的古生界及太古界地層，期間地層抬升遭受長期風化剝蝕和大氣淡水淋濾作用，區域性缺失部分中間地層，同時在研究區形成了早期風化裂縫。印支早期，本區整體受南北向擠壓造縫，產生近東西向斷裂，為裂縫主要的形成期；印支晚期，受北東-南西向擠壓，產生北北西向逆沖斷裂，斷裂周圍主要表現為擠壓破碎，破碎帶周圍裂縫發育。研究區內僅有的1組測年結果顯示，變質巖裂縫中方解石脈U-Pb 絕對年齡為208 Ma，這也進一步證實了印支期裂縫的存在。

燕山早期（圖6b），受東西向擠壓幅度較小，后期進一步形成差異塊斷隆升。燕山中期（圖6c），該區應力場由先前的擠壓型轉變為拉張型，南北向拉張作用最為強烈。同時由于斷裂帶走滑作用的影響，主干走滑斷裂帶附近地層經歷多次、往復擠壓、伸展和剪切作用，斷層相互改造、切割和疊加，使走滑斷層周圍產生大量的破碎帶，伴生縫大量發育。燕山晚期（圖6d），研究區轉入近南北向弱擠壓應力場，構造區進一步擠壓差異抬升，基本形成了北高南低的構造格局。

喜馬拉雅期（圖6e），本區主要處于南北向拉張階段，同時受到走滑作用的影響，控制本潛山帶的部分斷層開始繼承性活動，使早期斷裂發生伸展活化的同時，產生新的張性正斷層，沿斷層走向伴生一系列的張性裂縫，這些裂縫由于形成期較晚，持續開啟，有利于油氣的疏導和保存。

在經歷以上5 個階段后，整體再接受古近系地層沉積，潛山被上覆沉積物快速覆蓋埋藏，形成了目前的低潛山構造帶。綜上所述，受印支期、燕山期和喜馬拉雅期構造運動控制，研究區主要發育印支早期、燕山期主控斷裂，裂縫走向以近東西向、北東東向為主，構造整體呈斷鼻形態。結合構造演化、區域應力場與裂縫發育關系分析，認為印支期擠壓造縫是形成近東西向、北東東向斷層及伴生縫的主要原因，燕山期走滑改造、喜馬拉雅期再活化進一步控制了后期的裂縫儲層發育，形成了現今裂縫網絡體系。

3.2 中生界覆蓋對裂縫形成的影響

渤中13-2 地區新太古界潛山主要受到燕山早期、燕山晚期構造抬升，中生界沉積時期南側古地貌高的部位遭受風化剝蝕，東部區域剝蝕殘留的中生界地層抑制了新太古界潛山晚期的進一步風化，導致覆蓋區潛山較暴露型潛山裂縫發育差。此外，受中生界覆蓋影響（厚度為256.0～663.0 m），中生界披覆厚度大的區域風化淋濾作用弱，區內已鉆井揭示北東側覆蓋型潛山儲層發育（平均儲地比26.3%）較西南側暴露型潛山（平均儲地比48.4%）差。

然而，中生界巖漿活動形成堿性水環境，易造成碳酸鹽膠結，已鉆井證實該區覆蓋型潛山儲層上部中生界有明顯的碳酸鹽膠結作用，同時黏土礦物充填和碳酸鹽膠結對潛山頂部裂縫儲層產生明顯破壞作用，這也是導致該區新太古界頂部儲層相對欠發育的主要原因。黏土礦物充填，控制頂部裂縫發育，強風化帶裂縫充填程度較高，泥質充填較多，次風化帶裂縫充填程度較低，泥質充填較少，是導致風化帶頂部儲層發育較差的主要原因。

3.3 古地貌與風化淋濾對裂縫形成的影響

以往通常利用印模法恢復頂面古地貌［22-24］，然而該方法適用于具有沉積背景下的構造，對于變質巖潛山油藏并不適用，尤其是渤中13-2 地區東側覆蓋型潛山之上被巨厚的中生界凝灰巖和砂礫巖覆蓋，無法通過印模法直接反映新太古界潛山頂面古地貌特征。

本文通過統計分析，認為中生界殘余厚度與風化帶儲層儲地比成負相關，并且認為古地貌越高處，接受中生界沉積越晚，遭受風化剝蝕時間長，風化淋濾作用強，對應的風化帶儲層儲地比越高。在此基礎上，建立中生界殘余厚度與古地貌之間的關系，通過中生界殘余厚度法來間接反映古地貌特征（圖7），同時古地貌的高低會直接影響風化淋濾時長，進而造成對裂縫形成與分布的影響，即中生界殘余地層越厚，反映古地貌越低，風化淋濾時間短，裂縫發育相對較差；中生界殘余地層越?。ū┞缎蜐撋郊礊闊o中生界地層），反映古地貌越高，風化淋濾時間長，裂縫發育相對較好。

3.4 巖石性質對裂縫形成的影響

在研究區的花崗片麻巖及其碎裂巖中，石英、長石等總質量分數高達80.0%以上，由于其性較脆，加上年代古老，經歷了多期構造運動，容易產生大量裂縫，形成良好的儲集體。再加上斜長石易受溶蝕，也為儲層發育提供了較多的溶蝕孔洞。此外，在距古風化面較近部位，由于溫度和壓力較低，巖石的脆性增強，當其壓力超過一定限度時，就會發生破碎而呈破裂狀。然而，在風化面以下較深部位，受潛山內部古斷裂的影響，發育較大規模的裂隙。因此，巖石自身性質是影響儲集空間發育的內在根本因素［25-27］。

渤海海域渤中13-2 地區的巖石暗色礦物含量低（圖8a），其巖性內聚力與彈性模量比值較?。▓D8b），脆性相對更好，因此在地應力作用下容易發育裂縫，從而進一步構成了新太古界潛山裂縫產生的內因。

4 潛山裂縫分布特征

4.1 裂縫儲層分布預測

對渤中13-2 地區多口已鉆井的裂縫信息分析，認為縱向上風化帶裂縫發育好于內幕帶。平面上，利用3 種屬性方法對裂縫走向、儲層分布進行了分析預測。

由于受埋深大影響，潛山內部斷裂響應不清、地震資料信噪比低，常規地震刻畫方法難以有效預測儲層展布規律，研究區內潛山儲層預測難度較大。常規屬性規律性較差，不能滿足開發預測需求，而在裂縫或斷裂發育區會產生較強的繞射，基于主成分分離得到繞射波剖面能夠凸顯出裂縫系統所引起的地震波振幅差異。相對于原始的反射波剖面，繞射波剖面增強了對裂縫發育區的識別能力。本次研究應用的結構張量屬性預測方法是通過統計窗口內各個點地震振幅梯度方向的一致性，來估計地層的破碎程度，間接指示裂縫發育程度。以主力層風化帶為例，為了降低單一屬性預測的多解性，提出采用結構張量與繞射波耦合屬性對該區儲層平面分布進行裂縫密度預測。研究結果表明，融合屬性值與風化帶儲層儲地比（圖9a）、裂縫密度均成正相關（圖9b），相關性較好，說明基于融合屬性的裂縫儲層預測技術能夠較好地描述研究區裂縫的分布規律，可為研究區風化帶儲層預測提供可靠的技術支撐，同時也為內幕帶儲層預測提供有力借鑒。從風化帶繞射波與結構張量融合屬性平面圖（圖10a）上可以看出，靠近大斷層附近裂縫發育程度相對較好，該區域是優勢儲層發育的有利區帶。

最大似然平面屬性是通過不斷變換地震圖像采集范圍掃描計算不同方向數據樣點之間的相似性，直到沿真實斷裂方向采集的地震圖像與周圍相似性達到最低，最終獲得研究區內斷裂發育的最可能位置及概率，提升斷裂刻畫精度。通過提取最大似然平面屬性（圖10b，10c），與潛山儲層裂縫走向（圖10d，10e）吻合度較高。根據潛山分帶，分不同時窗沿層提取最大似然體屬性，反映潛山儲層裂縫走向主要為北東東、近東西裂縫走向，與成像測井解釋裂縫走向相一致，為下步井位部署方向奠定了基礎。

4.2 有利區預測

結合研究區內中生界殘余厚度、距邊界大斷層距離等，以主力層風化帶為目標層段，基于地震繞射波與結構張量融合屬性、儲地比等分析，將渤中13-2區域儲層劃分為4 類（圖11），其中Ⅰ類儲層最好，主要位于構造高部位；Ⅱ類儲層次之，主要位于構造腰部位置；Ⅲ類儲層較次之，主要位于距離斷層較近區域的構造翼部；Ⅳ類儲層最差，主要位于距離大斷層較遠處。根據儲層分類標準，對研究區內6 口井單井儲層厚度進行了統計，并計算了3 種類型儲層厚度各占地層厚度的百分比。從統計結果分析來看，BZ-4，BZ-5，BZ-7，A6H 和A7H 井的儲地比均大于25.0%，屬于Ⅰ類儲層，其次是A8 井的儲地比為15.0%～25.0%，屬于Ⅱ類儲層；BZ-9井的儲地比小于15.0%，屬于Ⅲ類儲層。渤中13-2 地區BZ-5 井區的A6H 和A7H 井試采效果好于A8 井，且前2 口井實現平均日產油200 t，日產氣11×104m3。生產實踐證明該區域靠近大斷層附近裂縫發育較好，不僅深化了BZ-5 井區潛山裂縫發育規律認識，進一步落實了流體、產能及開發規律，同時也取得了較好的試采效果，該成果進一步指導了開發方案井位部署，對加強渤海覆蓋型潛山裂縫展布認知及后期區域整體開發奠定了堅實的基礎。

5 結論

（1）渤中13-2 地區潛山優質儲層主要為孔隙-裂縫型。受構造運動、古地貌、風化淋濾、斷裂系統和巖性等共同控制，構成了新太古界潛山裂縫儲層的外因和內因，其中多期次構造運動是導致裂縫形成的主控因素，風化淋濾和裂縫局部充填是造成儲層縱向差異的主要外因，巖石暗色礦物含量低、質地脆是裂縫形成的主要內因。

（2）渤中13-2 地區潛山縱向分帶可劃分為風化帶和內幕帶，其中覆蓋型潛山風化帶厚度相對暴露型潛山薄，整體風化帶上部以網狀縫為主，風化淋濾作用強，局部裂縫被充填，裂縫發育較好，內幕帶儲層發育不均，以帶狀構造縫為主，風化淋濾作用弱，局部受充填作用影響，進一步導致了儲層縱向差異性分布。

（3）結構張量場與繞射波耦合屬性與儲地比、裂縫密度具有較好的相關性，最大似然體屬性可較好地預測潛山裂縫走向，研究成果可有效指導區內裂縫平面預測。結合其他影響因素分析，將渤中13-2 區域主力層段風化帶儲層劃分為4類，其中Ⅰ類儲層最好，主要位于構造高部位；Ⅱ類儲層次之，主要位于構造腰部位置；Ⅲ類儲層較次之，主要位于距離斷層較近區域的構造翼部；Ⅳ類儲層最差，主要位于距離大斷層較遠處。

（4）構造擠壓和拉張作用導致差異隆起，潛山儲層發育程度主要受構造活動影響，長期活動的斷層附近屬于優勢儲層發育區域，生產實踐證明研究區域靠近大斷層附近裂縫發育較好，其研究成果對該區域整體方案部署及類似潛山儲層研究具有重要指導意義。