低滲透砂礫巖儲集層粒內(nèi)縫成因機制及油氣勘探意義
——以準噶爾盆地瑪湖凹陷三疊系百口泉組為例

徐　洋，孟祥超，劉占國，單　祥

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低滲透砂礫巖儲集層粒內(nèi)縫成因機制及油氣勘探意義
——以準噶爾盆地瑪湖凹陷三疊系百口泉組為例

徐洋，孟祥超，劉占國，單祥

（中國石油杭州地質研究院實驗研究所，杭州310023）

準噶爾盆地西北緣瑪湖凹陷三疊系百口泉組砂礫巖屬于低孔低滲儲集層，粒內(nèi)縫是百口泉組儲集層重要的滲流通道，國內(nèi)外對于粒內(nèi)縫的成因機制、發(fā)育規(guī)律的研究成果較少。根據(jù)粒內(nèi)縫發(fā)育的宏觀和微觀特征、結合鉆井和地震資料，采用古構造應力值—粒內(nèi)縫關系表征、粒內(nèi)縫發(fā)育物理模擬實驗等手段，系統(tǒng)分析了低孔低滲砂礫巖儲集層粒內(nèi)縫的識別特征、成因機制、發(fā)育過程及分布規(guī)律。認為百口泉組砂礫巖儲集層粒內(nèi)縫從成因上屬于構造-成巖縫，其形成與顆?？箟盒?、抗剪-抗扭性、內(nèi)部缺陷、構造應力大小和應力作用方式有關；粒內(nèi)縫對百口泉組砂礫巖儲集層的影響主要在于提高滲透率，粗粒的礫級顆粒粒內(nèi)縫與砂級顆粒粒間基質孔-微孔的有效配置是形成百口泉組優(yōu)質高效儲集層的關鍵；粒內(nèi)縫垂向上主要發(fā)育于以百口泉組為主的中—下三疊統(tǒng)，平面上烏夏斷裂帶粒內(nèi)縫最為發(fā)育，克百斷裂帶因應力作用方式及剛性顆粒含量的變化，粒內(nèi)縫發(fā)育程度與烏夏斷裂帶存在明顯差異，受逆沖斷裂帶展布控制，自斷裂帶至斜坡區(qū)粒內(nèi)縫發(fā)育程度逐漸變?nèi)?，但在走滑斷裂發(fā)育處，粒內(nèi)縫發(fā)育程度局部增強。

準噶爾盆地；瑪湖凹陷；三疊系；百口泉組；砂礫巖；粒內(nèi)縫；逆沖斷裂；走滑斷裂

裂縫是油氣儲集層中一種重要的儲滲空間，前人對儲集層裂縫做過諸多研究，將裂縫分為構造縫、成巖縫（層間縫、龜裂縫、冷凝收縮縫、溶蝕縫）、節(jié)理縫、晶間縫等類型，并指出裂縫作為儲集空間和滲流通道的雙重作用［1-3］。文獻［4］和文獻［5］對裂縫發(fā)育程度與巖層厚度關系進行了研究，指出在一定巖層厚度范圍內(nèi)，裂縫的平均開度與裂縫化的巖層單層厚度具較好的線性關系，隨巖層厚度增大，裂縫開度呈線性增大，而裂縫密度減??；當巖層單層厚度大于3 m，裂縫一般不發(fā)育。上述研究主要集中于火山巖、泥灰?guī)r-礫巖致密儲集層及陸相頁巖氣儲集層，對陸相低孔（特）低滲砂巖（砂礫巖）儲集層研究相對較少。

文獻［6］對鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)特低滲砂巖儲集層的裂縫分布規(guī)律及其滲流作用進行了較為系統(tǒng)的研究，將裂縫分為在構造應力場作用下形成的構造縫及在儲集層成巖過程中形成的成巖縫2種成因類型。并指出裂縫的形成除與古構造應力場有關外，還與儲集層巖性、巖層厚度、巖層非均質性等儲集層內(nèi)部因素有關。巖石顆粒越細，裂縫發(fā)育程度越高。此研究具較強的參考和對比價值，但針對的主要是中—高角度構造縫，且主要針對砂巖儲集層。文獻［7］通過對塔里木盆地烏什凹陷神木1井白堊系儲集層研究，指出砂礫巖儲集層粗粒的剛性顆粒接觸點處普遍發(fā)育粒內(nèi)縫；文獻［8］在準噶爾盆地西北緣斷裂帶烏36井區(qū)砂礫巖儲集層研究中也提出粒內(nèi)縫觀點。

目前國內(nèi)外對裂縫的研究主要以穿層的中—高角度構造縫為主，對粒內(nèi)縫的研究相對薄弱和不夠系統(tǒng)，且有些觀點尚存爭議，主要體現(xiàn)在以下3方面：①將粒內(nèi)縫單純歸為成巖壓實作用形成的成巖縫是否妥當；②巖石顆粒越細，裂縫發(fā)育程度越高的觀點是否適用于近物源粗碎屑砂礫巖儲集層；③對粒內(nèi)縫發(fā)育特征尚無系統(tǒng)總結，對粒內(nèi)縫的成因機制、發(fā)育過程，低孔低滲砂礫巖儲集層孔-縫配置關系研究罕見文獻報道。

準噶爾盆地瑪湖凹陷三疊系百口泉組主要為近物源粗碎屑砂礫巖沉積，整體孔隙度小于12%，滲透率小于1 mD，屬典型的低孔低滲儲集層。本文對研究區(qū)低孔低滲砂礫巖儲集層粒內(nèi)縫的識別特征、成因機制、發(fā)育過程及其在優(yōu)質儲集層形成中的作用進行了系統(tǒng)分析，對高效儲集層粒內(nèi)縫發(fā)育區(qū)進行了預測，以期對其他盆地低孔低滲砂礫巖高效儲集層預測有參考意義。

1　地質概況

瑪湖凹陷是準噶爾盆地重要生烴凹陷，瑪湖凹陷及其周緣是盆地最有利的油氣成藏區(qū)（圖1a）?，敽枷莸臉嬙旄窬中纬捎诎讏准o早期［9-11］，為東南傾的平緩單斜，局部發(fā)育低幅度平臺、背斜或鼻狀構造，斷裂較發(fā)育。瑪湖凹陷地層發(fā)育較全，自下而上有石炭系（C），二疊系佳木河組（P1j）、風城組（P1f）、夏子街組（P2x）、下烏爾禾組（P2w），三疊系百口泉組、克拉瑪依組、白堿灘組，侏羅系八道灣組、三工河組、西山窯組、頭屯河組及白堊系。其中二疊系與三疊系、三疊系與侏羅系、侏羅系與白堊系之間均呈區(qū)域性不整合接觸［12］。

目的層三疊系百口泉組主要以灰色、褐色砂礫巖、含礫泥質粉砂巖、泥質粉砂巖為主，夾灰褐色、褐色泥巖及砂質泥巖，地層厚度130～240 m（圖1b），主體屬扇三角洲粗碎屑砂礫巖沉積［13］。

圖1　瑪湖凹陷構造位置（a）及百口泉組綜合柱狀剖面（b）

2　粒內(nèi)縫成因及發(fā)育過程

2.1粒內(nèi)縫定義及識別特征

裂縫是油氣儲集層中一種重要的儲滲空間［14］，多為巖石受構造作用或成巖作用產(chǎn)生破裂所致，其與斷層的區(qū)別在于破裂兩側的巖石沿破裂面沒有發(fā)生明顯的相對位移，或僅有微量位移。裂縫按照成因可分為構造縫、成巖縫和層間縫3類［15］。

（1）構造縫基本不受巖性及巖層面控制，與巖層面大角度斜交，垂向延伸距離大，且分布與構造位置密切相關，具明顯定向性，裂縫內(nèi)常充填各種自生礦物。

（2）成巖縫巖石在成巖階段由于上覆層的壓力和本身失水收縮、干裂或重結晶等作用所產(chǎn)生的裂縫。成巖縫分布受層理限制，多平行層面分布，不穿層，往往呈單個或成層分布，開度小，縫面常彎曲，形狀不規(guī)則，有時有分支現(xiàn)象。

（3）層間縫屬于沉積作用形成。

本文討論的粒內(nèi)縫屬構造-成巖縫，是瑪湖凹陷三疊系百口泉組砂礫巖儲集層發(fā)育的主要裂縫類型之一，以火山巖巖屑顆粒（及少量的石英顆粒）內(nèi)部的壓碎縫為主，主要發(fā)育在顆粒內(nèi)部，不切穿圍巖，且壓碎縫延伸方向與顆粒接觸邊大致垂直。

2.2粒內(nèi)縫成因

儲集層裂縫的形成受內(nèi)因、外因2方面因素控制，外因主要是古構造應力，此因素是形成構造縫的必要條件；內(nèi)因主要包括儲集層巖性、巖層厚度、巖層非均質性等儲集層內(nèi)部因素，是形成成巖縫的主要因素，并可造成構造縫在層間和層內(nèi)的差異分布?，敽枷萑B系百口泉組砂礫巖儲集層內(nèi)的粒內(nèi)縫屬外因和內(nèi)因共同控制的構造-成巖縫。

2.2.1外因——側向擠壓及剪切和旋扭應力

文獻［16］根據(jù)粒內(nèi)縫發(fā)育特征，認為粒內(nèi)縫是由于地層壓力條件下粗顆粒間接觸點較細粒級顆粒少而形成高的壓強作用所致。相同受力條件下，在1 cm2的受力面積內(nèi)，若顆粒直徑為5.0 mm，受力點共4個（圖2a）；而顆粒直徑為0.5 mm時，受力點共400個（圖2b），則粗顆粒接觸點處的壓強是細顆粒的100倍。因此，粒內(nèi)縫主要發(fā)育在粗粒級顆粒中。

圖2　相同壓力條件下粒徑與壓強關系示意（參考文獻［14］）

筆者根據(jù)粒內(nèi)縫發(fā)育的微觀和宏觀特征，結合研究區(qū)的區(qū)域構造背景，認為粒內(nèi)縫形成的外界應力機制主要為側向構造擠壓，剪切作用和旋扭作用加劇巖石的破碎程度。

（1）粒內(nèi)縫的力學作用機制根據(jù)碎屑巖儲集體所處的動力成巖作用環(huán)境，碎屑巖所受的外力主要有5種，即垂向沉積載荷壓應力、側向構造擠壓應力、張性應力、剪切應力和旋扭應力。粒內(nèi)縫的實質是擠壓作用在顆粒接觸點處形成高壓強導致顆粒破碎，故本文對張性應力不做討論。其余4種應力中，垂向沉積載荷壓應力具緩慢、持續(xù)、跨度時間長等特點，顆粒自身在原生孔隙的緩沖作用下有充足的時間和空間將自身原始沉積狀態(tài)調整為最穩(wěn)定的抗壓狀態(tài)，并逐漸接觸緊密或壓實變形，因此在碎屑巖成巖作用演化階段中，由垂向沉積載荷壓應力顆粒被壓碎的現(xiàn)象極其少見；側向構造擠壓應力主要形成于逆沖斷裂帶附近，對碎屑巖儲集層造成側向壓實作用，使得碎屑巖儲集層原生孔隙進一步降低，當側向構造擠壓應力強度急劇增大時，粗粒級顆粒局部接觸點壓強急劇增大，其自身原始成巖狀態(tài)無法調整，從而導致顆粒內(nèi)部形成粒內(nèi)縫釋放應力（圖3a）；而剪切作用和旋扭作用的附加應力會使粒內(nèi)縫進一步擴大，且往往在顆粒接觸邊緣發(fā)生橫向扭斷破碎，加劇粒內(nèi)縫的破碎程度（圖3b）。

圖3　瑪湖凹陷百口泉組巖石粒內(nèi)縫受力特征

（2）粒內(nèi)縫形成時間及平面分布粒內(nèi)縫平面分布主要處于側向構造擠壓應力場成巖環(huán)境。研究區(qū)粒內(nèi)縫主要分布于瑪湖凹陷斷裂帶逆沖斷層下盤的中—下三疊統(tǒng)儲集層內(nèi)，顯微鏡下可見粒內(nèi)縫被膠結物包裹或充填，認為其形成時間處于成巖演化序列的早期，與研究區(qū)早三疊世海西運動末期—印支運動早期同沉積逆沖擠壓活動（局部存在走滑活動）的構造背景吻合。例如烏爾禾地區(qū)烏35井區(qū)，烏36井、烏103井等三疊系儲集層粒內(nèi)縫發(fā)育，其構造位置均處于烏南斷裂下盤，地震剖面上斷裂附近地層具明顯的推覆擠壓變形特征（圖4）。烏103井因141井南斷裂與烏南斷裂對沖擠壓作用產(chǎn)生的剪切應力和旋扭應力，顆粒邊緣發(fā)生旋扭破碎（圖3，圖4）。

圖4　烏33井—烏102井—烏108井—烏36井—烏103井剖面壓碎縫分布（剖面位置見圖1）

粒內(nèi)縫僅發(fā)育于被壓碎顆粒的內(nèi)部，因此可以利用壓碎顆粒含量（即薄片內(nèi)壓碎顆粒數(shù)與顆粒總數(shù)的比值）來表示粒內(nèi)縫的發(fā)育程度。斷裂帶砂礫巖的壓碎顆粒含量與古構造應力值呈現(xiàn)明顯的正相關關系，高古構造應力值對應于高的壓碎顆粒含量。壓碎顆粒含量大于15%，對應古構造應力值大于100 MPa，主要位于斷裂帶。斜坡區(qū)高部位壓碎顆粒含量為5%～15%，對應古構造應力值為90～100 MPa，壓碎顆粒含量小于5%對應古構造應力值小于90 MPa，主要位于斜坡區(qū)低部位。當古構造應力值小于75 MPa，壓碎顆粒含量已小于1.5%，說明壓碎顆粒含量對儲集層物性的影響已很小。與區(qū)域構造應力大小對比分析表明，粒內(nèi)縫發(fā)育于側向構造擠壓應力大于75 MPa的地區(qū)（圖5）。

圖5　瑪湖凹陷古構造應力值與壓碎顆粒含量關系

2.2.2內(nèi)因——粗粒級、低雜基含量砂礫巖

研究區(qū)碎屑巖骨架顆粒成分主要為抗壓實能力較弱的火山巖巖屑和斜長石顆粒，其整體抗熱壓實和抗構造擠壓的能力較差。據(jù)統(tǒng)計，研究區(qū)粒內(nèi)縫發(fā)育于雜基含量低的礫巖、砂礫巖和含礫砂巖等粗粒級碎屑巖內(nèi)，而相同粒級時，雜基含量高的碎屑巖顆粒，因雜基的緩沖作用，粒內(nèi)縫不發(fā)育。在古構造應力值為90～105 MPa及雜基含量低于3%的條件下，壓碎顆粒含量隨碎屑巖粒級變小而減少（圖6），中砂巖和粗砂巖的壓碎顆粒含量均約為5%，含礫砂巖為15%，而砂礫巖為20%，即含礫砂巖及以上粒級碎屑巖是粒內(nèi)縫發(fā)育的巖石粒級條件。含礫砂巖和砂礫巖中，壓碎顆粒含量隨碎屑巖的雜基含量變高而減少（圖7），雜基含量高于8%時，壓碎顆粒含量小于5%；雜基含量低于3%時，壓碎顆粒含量大于15%，即凈砂礫巖（雜基含量小于3%）是粒內(nèi)縫發(fā)育的巖石結構條件。

圖6　瑪湖凹陷碎屑巖巖石粒級與壓碎顆粒含量關系

圖7　瑪湖凹陷碎屑巖泥質雜基含量與壓碎顆粒含量關系

從沉積機制分析，砂礫巖的雜基含量與沉積水動力條件密切相關，瑪湖凹陷斜坡區(qū)扇三角洲前緣砂礫巖主要受牽引流控制，雜基含量一般低于3%，是粒內(nèi)縫發(fā)育的有利沉積相帶。

瑪湖凹陷百口泉組碎屑巖以巖屑砂礫巖為主，顆粒組分主要為巖屑、長石和石英，巖屑組分占85%以上，粒內(nèi)縫主要發(fā)育在抗壓、抗剪-抗扭性較差的凈砂礫巖粗粒級巖屑顆粒中。

綜上所述，研究區(qū)砂礫巖粒內(nèi)縫屬外因、內(nèi)因共同控制的構造-成巖縫。其形成與顆粒抗壓性、抗剪-抗扭性、內(nèi)部缺陷、構造應力大小和應力作用方式有關，顆?？箟盒栽饺酰瑑?nèi)部缺陷越多，越易形成粒內(nèi)縫；抗剪-抗扭性越弱，顆粒及粒內(nèi)縫破碎程度越大；構造應力越大，越易形成粒內(nèi)縫；剪切作用和旋扭作用的附加應力會進一步加劇粒內(nèi)縫的破碎程度。

2.3粒內(nèi)縫發(fā)育過程

從研究區(qū)凈砂礫巖粒內(nèi)縫的發(fā)育特征及形成機制可以推知，巖石的破裂過程可分4個階段（圖8）。

圖8　瑪湖凹陷凈砂礫巖粒內(nèi)縫發(fā)育機制模式

（1）孔隙體積快速收縮階段此階段在各種外部應力（如沉積載荷壓應力、側向構造擠壓應力等）作用下，砂礫巖的孔隙體積快速縮小，巖石壓縮率達每百米1.0%以上，孔隙度降至30%左右。

（2）顆?；瑒雍娃D動階段此階段多數(shù)顆粒呈點接觸，也有點線接觸，顆粒在外部應力作用下，尤其在剪切應力和旋扭應力的作用下，發(fā)生滑動和轉動，同時孔隙度進一步減少至25%.

（3）顆粒粒內(nèi)縫形成階段此階段顆粒間已呈點線-線接觸，顆粒趨于穩(wěn)定，調整已不能單純通過孔隙體積的收縮達到。因此在外部應力（側向構造擠壓應力、剪切應力和旋扭應力）的持續(xù)作用下，顆粒接觸處會積聚應力，一方面會使孔隙體積進一步收縮，粒間接觸趨于更緊密；另一方面粗碎屑顆粒因自身體積較大而無法進行形態(tài)調整，內(nèi)部有缺陷的顆粒首先產(chǎn)生破裂。根據(jù)物理模擬實驗結果，顆粒粒內(nèi)破裂作用發(fā)生于孔隙度大于16%的演化階段。

（4）巖石切穿縫形成階段當砂礫巖的孔隙度小于16%時，顆粒間多呈線接觸，巖石經(jīng)長期緩慢壓實后顆粒形態(tài)多處于穩(wěn)定的應力平衡狀態(tài)，并且顆粒之間可以直接傳遞應力。因此當外部應力持續(xù)增加時，巖石便以形成切穿縫方式再次達到應力平衡。

3　油氣勘探意義

瑪湖凹陷三疊系百口泉組整體為低孔低滲砂礫巖儲集層，砂級顆粒之間雖然孔隙發(fā)育（圖9a），但因粒間多為粉砂-泥質雜基充填，故微孔所占比例較大，且裂縫欠發(fā)育，整體滲流能力較差；粗粒的礫級顆粒受側向構造擠壓應力易形成粒內(nèi)縫，對礫級顆粒之間的基質孔-微孔形成有效溝通。對百口泉組低孔低滲砂礫巖儲集層而言，粗粒的礫級顆粒粒內(nèi)縫-砂級顆粒粒間基質孔-微孔的有效配置是形成優(yōu)質高效儲集層的關鍵（圖9b）。

圖9　瑪湖凹陷百口泉組砂礫巖儲集層粒內(nèi)縫分布與粒度關系

表1　瑪湖凹陷百口泉組相同深度范圍粒內(nèi)縫發(fā)育情況與儲集層物性關系統(tǒng)計

進一步研究表明，粒內(nèi)縫對低孔低滲砂礫巖儲集層物性的影響主要為提高儲集層滲透率，而對孔隙體積增加的影響不大，形成低孔高滲儲集層。為了說明這一儲集層屬性，篩選了不同粒內(nèi)縫發(fā)育程度的同深度、同層位儲集層物性進行對比分析，統(tǒng)計結果表明（表1），在相同深度范圍內(nèi)，百口泉組儲集層粒內(nèi)縫對孔隙度的貢獻量較小，為1.4%～3.4%，對滲透率的改善效果較好，較之于粒內(nèi)縫不發(fā)育井，粒內(nèi)縫發(fā)育井的滲透率可提高8～20倍。對相同孔隙度范圍內(nèi)不同粒內(nèi)縫發(fā)育程度的儲集層樣品滲透率對比分析結果也顯示同樣的規(guī)律（表2），表明粒內(nèi)縫對儲集層滲透性的改善作用明顯。

粒內(nèi)縫主要發(fā)育于凈砂礫巖中，文獻［17］的研究表明，扇三角洲前緣亞相（牽引流）砂礫巖沉積泥質雜基含量小于7%，主體小于5%，滲透率主體大于0.5 mD，大致對應于凈砂礫巖。斷裂帶-構造高部位的沖積扇扇中或扇三角洲平原沉積中有部分受牽引流控制的砂礫巖泥質雜基含量亦較低。

表2　瑪湖凹陷百口泉組相同孔隙度范圍粒內(nèi)縫發(fā)育情況與儲集層滲透率關系統(tǒng)計

4　粒內(nèi)縫發(fā)育區(qū)預測

對瑪湖凹陷二疊系—三疊系低孔低滲砂礫巖而言，垂向上粒內(nèi)縫主要發(fā)育于以百口泉組為主的中—下三疊統(tǒng)，與古構造應力縱向分布規(guī)律一致（圖10）。其原因與各期構造運動的影響層位及各層位所處的成巖階段有關。

圖10　瑪湖凹陷古構造應力值與粒內(nèi)縫發(fā)育程度關系

最新研究成果［18-20］表明，瑪湖凹陷二疊紀—侏羅紀發(fā)育3期3類斷裂（圖11）：①海西—印支運動期斷裂以逆斷裂為主，斷開層位主要為石炭系、二疊系、中—下三疊統(tǒng)；②印支運動期斷裂以走滑斷裂為主，斷開層位主要為三疊系；③燕山運動期斷裂以正斷裂為主，斷開層位主要為侏羅系—白堊系。

在這3期3類斷裂中，與粒內(nèi)縫形成有關的主要為海西運動期—印支運動期逆沖斷裂和印支運動期走滑斷裂。二疊紀海西運動以逆沖擠壓為主，此時期夏子街組和烏爾禾組砂礫巖尚未開始沉積或處于沉積早期的準同生期，壓實成巖作用較弱，礫石間塑性泥質雜基含量高，顆粒間原生孔隙及泥質雜基支撐的緩沖作用使沉積物有充足的時間和空間將自身原始沉積狀態(tài)調整為最穩(wěn)定的抗壓狀態(tài)，顆粒接觸點處壓應力較低，粒內(nèi)縫不發(fā)育；三疊紀末期印支運動以逆沖擠壓-走滑剪切為主，在生成新的走滑斷裂的同時，亦使早期的二疊系逆沖斷裂開始繼承性活動，擠壓-走滑運動影響層位主要為三疊系，百口泉組位于繼承性逆沖推覆擠壓活動的前鋒位置，整體所受的側向構造擠壓應力較強，此時期三疊系百口泉組地層處于早成巖期，殘余原生粒間孔隙較發(fā)育，且以較粗粒級的厚層砂礫巖沉積為主，礫間缺乏泥質沉積物的塑性緩沖作用，故顆粒接觸點處壓應力值較高，粒內(nèi)縫發(fā)育。由上述分析知，早成巖期沉積物顆粒趨于穩(wěn)定性調整過程中，顆粒接觸處不斷積聚應力是粒內(nèi)縫形成的關鍵。而在三疊紀末期，二疊系夏子街組、烏爾禾組等主要砂礫巖發(fā)育層位壓實成巖程度較高，已經(jīng)不具備粒內(nèi)縫發(fā)育的成巖條件。

圖11　瑪湖凹陷3期斷裂演化示意（據(jù)新疆油田內(nèi)部資料，剖面位置見圖1）

綜上所述，粒內(nèi)縫主要形成于側向構造擠壓應力，剪切作用和旋扭作用加劇粒內(nèi)縫的破碎程度。且主要發(fā)育于低雜基含量的扇三角洲前緣砂礫巖沉積相帶。故采用“逆沖斷裂發(fā)育帶+走滑斷裂發(fā)育帶+貧泥砂礫巖/扇三角洲前緣沉積相帶”為原則綜合預測百口泉組粒內(nèi)縫平面展布（圖12）。

目前巖心、薄片等資料顯示百口泉組粒內(nèi)縫主要發(fā)育在瑪湖凹陷西部的烏夏斷裂帶、克百斷裂帶及斜坡區(qū)。海西期和印支期構造運動在烏夏斷裂帶主要表現(xiàn)為逆沖擠壓，在克百斷裂帶則以壓扭應力為主，故粒內(nèi)縫以烏夏斷裂帶的夏子街扇—烏爾禾扇最為發(fā)育，粒內(nèi)縫顆粒含量多大于15%.夏子街扇—烏爾禾扇百口泉組以巖屑砂礫巖沉積為主，剛性顆粒含量低，故粒內(nèi)縫主要發(fā)育在粗粒級的巖屑顆粒內(nèi)，粒內(nèi)縫走向相對規(guī)則，大致與顆粒接觸受力點垂直，因側向構造擠壓應力較大，顆粒間多呈壓嵌接觸，且粒內(nèi)縫開度較大（圖13a）。克百斷裂帶的黃羊泉扇和克拉瑪依扇粒內(nèi)縫顆粒含量相對減少，為5%～15%，顆粒間仍以壓嵌接觸為主（圖13b），但克百斷裂帶粒內(nèi)縫發(fā)育特征與烏夏斷裂帶存在明顯差異，主要表現(xiàn)在2方面：①因在逆沖擠壓作用背景上疊加了走滑旋扭作用，粒內(nèi)縫產(chǎn)狀不規(guī)則，多發(fā)生扭曲變形或錯斷（圖13c），粒內(nèi)縫開度增大，且附加的走滑旋扭作用導致顆粒沿邊緣發(fā)生撓曲開裂（圖13b）；②除粗粒級巖屑顆粒發(fā)育粒內(nèi)縫外，克百斷裂帶百口泉組砂礫巖沉積剛性顆粒含量，尤其是石英顆粒含量較烏夏斷裂帶高，石英顆粒常沿壓裂紋發(fā)生選擇性共軛旋扭破碎，形成石英顆粒粒內(nèi)縫（圖13d）。

圖12　瑪湖凹陷百口泉組粒內(nèi)縫分布預測

圖13　瑪湖凹陷三疊系百口泉組砂礫巖粒內(nèi)縫特征

受逆沖斷裂帶展布控制，從主斷裂帶至斜坡區(qū)，粒內(nèi)縫發(fā)育程度呈逐漸變差趨勢，在走滑斷裂發(fā)育處（走滑斷裂橫向延伸距離較長，多自逆沖斷裂帶延伸至凹陷中心，例如大侏羅溝走滑斷裂延伸至凹陷中心達探1井區(qū)），粒內(nèi)縫發(fā)育程度呈現(xiàn)局部增強趨勢。

5　結論

（1）瑪湖凹陷百口泉組砂礫巖粒內(nèi)縫屬外因、內(nèi)因共同控制的構造-成巖縫。粒內(nèi)縫的形成與顆粒抗壓性、抗剪-抗扭性、內(nèi)部缺陷、構造應力大小和應力作用方式有關，顆粒抗壓性越弱，內(nèi)部缺陷越多，越易形成粒內(nèi)縫；抗剪-抗扭性越弱，顆粒及粒內(nèi)縫破碎程度越高；側向構造擠壓應力越大，越易形成粒內(nèi)縫；剪切作用和旋扭作用的附加應力會進一步加劇粒內(nèi)縫的破碎程度。

（2）粒內(nèi)縫主要發(fā)育于凈砂礫巖的粗粒級巖屑顆粒中。粗粒的礫級顆粒粒內(nèi)縫與砂級顆粒粒間基質孔-微孔的有效配置是形成百口泉組優(yōu)質高效儲集層的關鍵。粒內(nèi)縫對儲集層物性的影響主要為提高儲集層滲透率。

（3）瑪湖凹陷粒內(nèi)縫垂向上主要發(fā)育于百口泉組為主的中—下三疊統(tǒng)，平面上烏夏斷裂帶粒內(nèi)縫最為發(fā)育，主要發(fā)育在粗粒級的巖屑顆粒內(nèi)，粒內(nèi)縫走向相對規(guī)則，大致與顆粒接觸受力點垂直，因側向構造擠壓應力較大，顆粒間多呈壓嵌接觸，粒內(nèi)縫開度較大?？税贁嗔褞Я?nèi)縫顆粒含量相對減少，因應力作用方式及剛性顆粒含量的變化，在粒內(nèi)縫產(chǎn)狀及石英顆粒粒內(nèi)縫發(fā)育程度等方面與烏夏斷裂帶存在明顯差異。在以大侏羅溝斷裂為代表的大型走滑斷裂向瑪湖凹陷中心延伸處，粒內(nèi)縫發(fā)育程度呈現(xiàn)局部增強趨勢。

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（編輯曹元婷）

Genetic Mechanism of Intragranular Fractures in Low-Permeability Sandy Conglomerate Reservoir and Their Significance in Petroleum Exploration：A Case Study from Triassic Baikouquan Formation in Mahu Sag，Junggar Basin

XU Yang，MENG Xiangchao，LIU Zhanguo，SHAN Xiang
（PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology，Hangzhou，Zhejiang 310023，China）

The sandy conglomerate reservoirs of Baikouquan formation of Mahu sag in northwestern margin of Junggar basin are low-porosity and low-permeability reservoirs，where the intragranular fractures act as the important flow paths.Less researches have been made in terms of genetic mechanism and development of intragranular fractures at home and abroad.This paper systematically analyzes the identifying characteristics，genetic mechanism，development process and distribution of intragranular fractures in low-porosity and low-permeability sandy conglomerate reservoirs，according to themacroscopic and microscopic characteristics of intragranular fractures development，combining with drilling and seismic data，by means of relationship characterization of the palaeotectonic stress value-the intragranular fractures，and intragranular fracture physical modeling experiment.It is considered that the intragranular fractures in Baikouquan formation are structural-diagenetic fractures genetically，the generation of the fractures is related to the properties of compression，shearing and torsion，internal defect of grains，tectonic stress and stress effect；the main influence of intragranular fractures on the reservoir is to improve reservoir permeability，and the effective configuration of intragranular fractures in coarse grains-intergranular matrix pores among sand grainsmicrofissures is the key factor to generate high-quality and high-efficiency reservoirs of Baikouquan formation；the intragranular fractures are mainly distributed in Middle-Lower Triassic Baikouquan formation vertically and mostly in Wuerhe-Xiazijie faulted belt in plane.The development degrees of intragranular fractures in Karamay-Baikouquan and Wuerhe-Xiazijie faulted belts are different due to the changes of stress effect mode and rigid grain content.Constrained by thrust fault distribution，the development degree of intragranular fractures is weakening from the faulted zone to slope area，but tends to increase at strike-slip faults.

Junggar basin；Mahu sag；Triassic；Baikouquan formation；sandy conglomerate；intragranular fracture；thrust fault；strike-slip fault

TE112.221

A

1001-3873（2016）04-0383-08

10.7657/XJPG20160402

2016-05-23

2016-06-14

中國石油科技重大專項（2012E-34-01）

徐洋（1970-），男，江西九江人，高級工程師，石油地質，（Tel）13958069286（E-mail）xuy_hz@petrochina.com.cn