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川东北巴中—通南巴地区须家河组致密砂岩储层裂缝发育特征及控制

一、引言

(1)川东北巴中—通南巴地区是我国重要的油气资源富集区，其中须家河组致密砂岩储层是该地区油气勘探的重要目标。然而，由于须家河组储层物性较差，裂缝发育情况对油气藏的勘探和开发具有决定性影响。因此，深入研究须家河组致密砂岩储层的裂缝发育特征及其控制因素，对于提高油气藏的勘探开发效益具有重要意义。

(2)近年来，随着勘探技术的不断发展，对须家河组致密砂岩储层的研究逐渐深入。通过岩心观察、测井解释、地震解释等多种手段，对须家河组储层的裂缝发育特征进行了详细的研究。研究表明，裂缝的发育程度、类型、分布规律等对储层的渗透性、含油气性等具有重要影响。然而，由于裂缝发育的复杂性和多因素控制作用，对其机理的研究仍存在一定的难度。

(3)本研究旨在通过对川东北巴中—通南巴地区须家河组致密砂岩储层裂缝发育特征的系统分析，揭示裂缝发育的控制因素，为该地区油气藏的勘探开发提供理论依据。通过对裂缝发育特征的研究，有助于优化油气藏的勘探开发方案，提高油气资源的开采效率，从而为我国能源结构的优化和可持续发展做出贡献。

二、须家河组地质背景及储层特征

(1)须家河组地层是四川盆地中侏罗统的重要地层之一，主要分布在我国四川盆地中东部地区。该地层形成于距今约1.5亿年前，主要由砂岩、泥岩、煤层等组成，厚约1000-2000米。须家河组砂岩储层孔隙度一般在2%-10%，渗透率在0.1-1mD之间，具有较好的储集性能。

(2)须家河组砂岩储层主要发育在晚侏罗世晚期至早白垩世早期的沉积环境，受到构造运动和气候条件的影响，形成了多种类型的储层。其中，河湖相砂岩储层是最主要的储层类型，其孔隙度一般在5%-8%，渗透率在0.5-1.5mD之间。例如，在巴中地区某油气田，河湖相砂岩储层孔隙度最高可达8%，渗透率最高可达1.2mD。

(3)须家河组砂岩储层裂缝发育主要受构造应力、岩性差异、流体作用等因素控制。根据岩心观察和测井解释，裂缝宽度一般在0.1-0.5mm之间，裂缝密度在10-100条/m之间。在巴中地区某油气田，通过裂缝预测技术，发现裂缝密度最高可达200条/m，这对油气藏的连通性和油气运移具有重要意义。此外，裂缝的发育与油气藏的分布密切相关，如某油气田的油气藏主要分布在裂缝发育区，油气产量占总产量的80%以上。

三、裂缝发育特征分析

(1)裂缝发育特征分析表明，川东北巴中—通南巴地区须家河组致密砂岩储层的裂缝主要呈网状分布，裂缝走向以东西向和南北向为主，局部区域出现北东-南西向和北西-南东向裂缝。裂缝长度一般在几米到几十米之间，最大可达百米以上。裂缝宽度变化较大，从微裂缝到毫米级裂缝均有分布，平均宽度约为0.3mm。

(2)通过对岩心观察和测井数据分析，发现须家河组储层裂缝的发育程度与岩性、构造背景密切相关。在河湖相砂岩中，裂缝发育较为充分，渗透率较高，有利于油气运移和聚集。而在三角洲相砂岩中，裂缝发育相对较少，渗透率较低，对油气藏的形成和开发有一定影响。例如，在巴中地区某油气田，河湖相砂岩储层裂缝密度为150条/m，而三角洲相砂岩储层裂缝密度仅为50条/m。

(3)裂缝的形态和分布规律对储层的物性具有显著影响。裂缝形态以高角度缝为主，局部区域出现低角度缝和水平缝。裂缝分布规律表现为在构造高点、岩性界面和流体运移通道附近裂缝较为发育。例如，在巴中地区某油气田，构造高点附近裂缝密度达到200条/m，而流体运移通道附近裂缝密度也达到150条/m。这些裂缝特征为油气藏的勘探和开发提供了重要依据。

四、裂缝发育的控制因素

(1)裂缝发育的控制因素是多方面的，其中构造应力是影响裂缝发育的最主要因素之一。在川东北巴中—通南巴地区，须家河组致密砂岩储层受到印支运动、燕山运动等多期构造运动的影响，形成了较为复杂的构造格局。根据研究，该地区构造应力场主要表现为南北向挤压和东西向拉张，导致储层内部产生一系列的张性和剪切裂缝。例如，在巴中地区某油气田，通过对岩心观察和测井数据分析，发现构造应力引起的裂缝密度达到150条/m，裂缝长度在10-50米之间，对储层的渗透性提升起到了关键作用。

(2)岩性特征也是影响裂缝发育的重要因素。须家河组砂岩储层主要由石英、长石、岩屑等组成，其抗剪强度和抗拉强度差异较大，导致在应力作用下易产生裂缝。根据实验数据，石英含量高的砂岩抗剪强度约为60MPa，而长石含量高的砂岩抗剪强度约为40MPa。在实际勘探开发过程中，发现石英含量高的砂岩区域裂缝发育较为充分，渗透率较高，如巴中地区某油气田，石英含量高的砂岩区域裂缝密度可达200条/m，渗透率可达1.5mD。

(3)除了构造应力和岩性特征，流体作用也是影响裂缝发育的重要因素。在须家河组致密砂岩储层中，油气、水等流