准噶尔盆地玛湖油田是储量规模达十亿吨级的特大型致密砾岩油田^[1]，其独特的沉积特点与成藏特征^[2]具有显著的特殊性，主要表现为：岩性更加复杂、储集层横向变化快^[3]、非均质性强且优质“甜点”钻遇难度大；储集层物性差^[4]，为低孔、特低渗储层，天然裂缝不发育，生产井不经压裂基本无产能，水平两向应力差大，不利于压裂复杂缝网的形成^[5]。储层水力压裂效果评价对指导油气田精细开发具有重要意义，目前压裂效果检测最直观的方法是井下微地震法，该方法利用有效微地震事件定量描述水力裂缝长、宽、高、走向、改造体积等，再结合储层性质、压裂施工参数等解释裂缝产生的原因，从而客观地评价压裂效果^[6]。近年来，有研究表明，通过井下微地震监测解释的压裂改造范围过于乐观，实际岩心含支撑剂的压裂缝长度可能只有微地震解释得到的水力缝长的一半左右^[7-8]，误差较大。在国外，美国的HFTS-1项目在Wolf-camp地层深部页岩进行了11口水平井的水力压裂，在该区钻取了1口倾角为82°的大斜度取心井，共获得182.9 m（600 ft）的带水力裂缝的岩心^[9-10]；HFTS-2项目使用8口新生产井和2口现有井进行水力压裂研究，获得了457.2 m（1 500 ft）的含水力裂缝的岩心。通过对钻取岩心和测试数据的分析，获取了地下体积压裂水力裂缝特征等成果^{[9, 11]}，修订了现有微地震解释模型^[12-13]。通过对高质量的裂缝监测数据分析及岩心裂缝描述明确了裂缝几何形状和支撑剂分布，该研究成果有助于确定最佳井距和油田开发策略^[14-15]。在国内，长庆油田在鄂尔多斯盆地陇东地区X233致密油体积压裂试验区内，对长7取心段储层中产生的人工压裂缝进行了识别和表征^[16]。在块状砂岩中首次观察到长度为0.13 m近垂直的张性微裂缝，邻近厚度1.49 m的油层内见大量层理缝顺层或斜交延伸，距离可达100~200 m，说明对体积压裂后的致密油储层应进行重新评价。

综上所述，当前微地震裂缝监测的裂缝分布与实际岩心裂缝观察结果相差较大，由于该致密砾岩储层的特殊性，美国页岩油储层及长庆致密砂岩储层岩性单一，其裂缝特征的研究不能为该类油田水力裂缝的研究提供技术支持。为精细高效开发致密砾岩油藏，有必要开展致密砾岩水力裂缝特征及成因机制研究。通过对岩石学特征、压裂改造后的砾岩储层裂缝形态特征、支撑剂充填程度等的研究，分析岩相、沉积微相及压裂工程因素与裂缝发育程度的耦合关系，探讨玛湖凹陷水平取心井三叠系百口泉组致密砾岩储层水力裂缝发育的主控因素，以期为该致密砾岩油田的增储上产提供技术支撑。

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘，西北接乌夏断裂带和克百断裂带，东南接夏盐凸起和达巴松凸起（图 1）。玛131小井距示范区三叠系百口泉组油藏位于玛湖凹陷北斜坡区，乌夏断裂带下盘^[17]。百口泉组构造形态整体表现为东南倾的单斜，具有北高南低的特点，地层倾角为2.5°~4.3°，局部呈现宽缓鼻状构造特征^[18]。玛131小井距示范区内玛15井油层发育，厚度大于全区平均水平，平面连续性好，百二段油层厚度为6~8 m，主力单油层厚度为4~6 m；百三段油层厚度为14~16 m，主力单油层厚度为5~12 m，油层延伸距离均大于2 000 m^[19]。研究区储层岩性主要为灰色砂砾岩，油层孔隙度为8.6%~10.1%，气测渗透率为0.05~0.36 mD，属于低孔、特低渗致密储集层。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 玛湖凹陷MaJ02井区构造位置（a）及三叠系百口泉组岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural location of well area MaJ02(a)and stratigraphic column of Triassic Baikouquan Formation(b)in Mahu Sag

玛湖凹陷MaJ02井百口泉组储层岩性以灰绿色、灰色砾岩为主^[20]，其次为褐色泥岩，夹少量灰白色砂岩，其中主要为中砾岩，体积分数为61.36%，其次为小砾岩和细砾岩，体积分数分别为10.07% 和7.29%，砂岩较少，其体积分数为8.22%，泥岩的体积分数为13.06%。薄片鉴定显示砾石成分主要为凝灰岩（图 2a—2d），其体积分数为52%，其次为安山岩（图 2e—2h），体积分数约为27%，再次为沉积岩（图 2i，2j），体积分数为21%；颗粒分选差—中等、磨圆以次棱角为主，占比为63.2%，其次为次圆，占比为35.8%，棱角状极少，说明成分成熟度较低，结构成熟度差—中等。砾石支撑类型分为2种，以颗粒支撑为主，占比为56.3%，其次为基质支撑，占比为43.7%。基质支撑指砾石漂浮于砂泥或更小的砾石等基质中，接触方式为点接触及点-线接触，胶结物含量相对较高（图 2k）；颗粒支撑为各砾石颗粒间混杂堆集，且相互接触支撑（图 2l）。沉积构造以块状层理为主，其厚度占比为90.2%，仅发育少量粒序层理及斜层理。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 玛湖凹陷MaJ02井三叠系百口泉组岩石薄片微观特征 （a）沉凝灰岩，3 191.53 m，百三段，单偏光；（b）晶屑凝灰岩，3 260.35 m，百三段，单偏光；（c）熔结凝灰岩，3 502.56 m，百二段，单偏光；（d）流纹质熔结凝灰岩，3 540.65 m，百二段，单偏光；（e）安山岩，3 382.85 m，百三段，正交偏光；（f）安山岩，3 275.90 m，百三段，正交偏光；（g）安山岩，3 520.65 m，百二段，单偏光；（h）安山岩，3 498.75 m，百二段，单偏光；（i）岩屑长石砂岩，3 530.34 m，百二段，单偏光；（j）石英砂岩，3 322.15 m，百三段，单偏光；（k）砾岩，基质支撑，3 281.45 m，百三段，单偏光；（l）砾岩，颗粒支撑，3 520.45 m，百二段，单偏光。 Fig. 2 Microscopic characteristics of thin sections of Triassic Baikouquan Formation of well MaJ02 in Mahu Sag

裂缝是由于岩石受应力破坏而形成的缝隙，玛湖凹陷MaJ02井岩心观察到的裂缝面形状主要为3类：平面—近平面、不规则面和破碎面。平面—近平面多存在于泥岩、砂岩等成分均匀的岩性裂缝中，裂缝同一方向，壁面平整光滑（图 3a），多为泥浆充填，数量较少，约占总数的35%。不规则面主要出现在砾岩裂缝中，裂缝沿砾石胶结处展开，面上凹凸不平（图 3b），并且两断面能较好地吻合，为该井主要发育的裂缝面形状，约占总数的60%。复杂缝网多出现破碎面，断面破碎严重（图 3c），是一种或多种裂缝面形状特征的集合，多为泥浆包裹，难以识别原始形态，可以借助CT扫描成像图进行判定描述。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 玛湖凹陷MaJ02井三叠系百口泉组水力裂缝缝面特征 （a）砂岩，平面—近平面，3 187.07 m，百三段；（b）砾岩，不规则面，3 505.62 m，百二段；（c）砾岩，3 290.45 m，百三段，破碎面。 Fig. 3 Features of hydraulic fracture surfaces of Triassic Baikouquan Formation of well MaJ02 in Mahu Sag

填充程度可根据充填物侵入裂缝面的程度划分为无充填、半充填、全充填。玛湖凹陷MaJ02井岩心裂缝中充填的主要物质为泥浆、个别裂缝面可见支撑剂（石英砂）。泥浆成分为压裂液与岩屑的混合物，压裂液采用滑溜水和有机硼胍胶压裂液体，具有良好的携砂性能。支撑剂为40~70目（粒径为200~425 μm）石英砂颗粒，磨圆好，球度好，与原状地层中的矿物颗粒产状、成分存在显著差异。

无充填的水力裂缝断面干净，泥浆等完全没有侵入到裂缝面内；半充填指的是泥浆仅侵入到裂缝面的外侧，含量较少；全充填表现为泥浆完全进入裂缝面，且较厚地附着在断面上，需清洗后才能暴露断面。无充填形成的原因是裂缝在压裂过程中没有形成裂缝或仅造成了微裂缝，取心后期岩心在搬运、开筒、清洗等处理过程中才完全断开形成裂缝；半充填的形成原因与无充填形成原因相似，裂缝的形成期略早，此外，一些致密砾岩段，裂缝的开度极小，泥浆也难以进入裂缝面内。多数裂缝面为全充填，导致了裂缝闭合差，提高了储层的渗流能力，说明裂缝面充填程度是储层改造的重要因素，同时也是判断水力压裂缝的重要依据。

裂缝面砾石按是否切穿可划分为2类：“绕砾”和“穿砾”。“绕砾”是指裂缝面沿砾石边缘延伸，没有破坏砾石，此时应力为张性力；“穿砾”指的是裂缝面沿砾石中间延伸，破坏砾石。通常情况下，破坏砾石所需的应力远大于破坏砾石之间基质所需的应力，除此之外，还与砾石的成分、粒径大小有关。选取玛湖凹陷MaJ02井岩心233条砾石特征明确的裂缝，分别对裂缝面“绕砾”和“穿砾”的砾石个数、成分、粒径作定量的统计，结果表明：该区裂缝面的砾石主要是“穿砾”，占73%，“绕砾”占27%；石英岩砾石切穿比例最低，最难被破坏，砂泥质沉积岩最高，更易被破坏，因此砾石抗剪强度为石英岩>凝灰岩≈安山岩＞碳酸盐岩≈流纹岩＞砂岩≈泥岩。“绕砾”的砾石粒径略小于“穿砾”的砾石粒径，说明裂缝在扩展过程中，大颗粒更易被切穿，较小颗粒则从砾石之间扩展。

MaJ02井为水平取心井，相对于直井岩心，该井岩心可以更精细地观察到薄层上的垂向变化，可以识别出更多的层面特征，且层面特征应具有相似性。因此，可以利用岩心的层面特征信息，开展定向工作。

（1）岩性界面

本次取心轨迹方位为顺物源沉积方向，地层倾角为2.5°~4.3°，因此，岩性界面在水平取心井上应为一椭圆面，椭圆面长轴方向应为“顶部下方—底部上方”，据此可进行岩心定向。

（2）砾石排列

在以牵引流为动力的沉积相中，砾石的排列具有一定的定向性，观察统计一段岩心内砾石的排列方向，确定其优势方向，优势方向应与岩性界面方向接近。

（3）产状测量

测量产状用到的工具有地质罗盘、量角器、硬纸板。为保证裂缝的原始状态，尽可能地减少对岩心的移动，也方便实际测量，在岩心坐标系下记录裂缝产状。测量倾向时，将岩心向底（图 3红线箭头）方向定义为0°，沿逆时针方向用量角器量取裂缝面与红线的夹角，倾向取值为0°~360°；倾角测量时，将岩心水平放置，用地质罗盘测量裂缝面与水平面的夹角，倾角取值为0°~90°。当裂缝面凹凸不平，呈不规则形状时，需用硬纸板覆盖于裂缝面上，确定裂缝发育的最大优势面，方便测量和表述其产状。

（4）产状校正

在直井中，校正裂缝的产状比较简单，岩心上得到的裂缝产状与方位角间的加减计算就能得出裂缝的真实产状。在斜井中，方位角、井斜角都会造成裂缝的真实倾角、倾向的较大误差，为更准确地描述裂缝在地层中的真实产状，需要对岩心上实测的裂缝产状进行校正^[21]。

常规的裂缝（地层）校正的方法有坐标转化法、古地磁法。根据MaJ02水平井取心的实际情况，此次研究运用几何学的知识，推导了适用于此井的几何投影法，能准确且快速地实现水平井取心裂缝参数的校正。①倾向校正公式：

② 倾角校正公式：

式中：α为视裂缝倾向，（°）；β为视裂缝倾角，（°）；r为井斜角，（°）；δ为井斜方位角，（°）；ρ为真裂缝倾角，（°）；σ为真裂缝倾向，（°）。令$\theta = {\text{arctan}}\frac{{{\text{tan}}\beta }}{{{\text{cos}}\alpha }}{\text{ }}$，考虑到裂缝经井斜校正后存在倾向倒转的情况，如果r﹤θ，则真倾向与视倾向相反，根据走向与倾向相差90°的原理，可计算裂缝走向。

经过校正后的结果与成像测井解释的对比，结果表明：倾角的符合率较高，误差小于20°的高达91.2%；走向的符合率较好，误差小于30°的占比为90.1%，即该裂缝产状校正方法的准确性较高。通过对该井岩心272个可测量产状的裂缝的参数统计可得：裂缝走向为90°~110°，裂缝倾角为70°~90°。

（5）误差分析

引起裂缝产状误差的因素主要为以下3个：岩心处理、产状测量和成像测井。在岩心搬运、开筒、清洗等处理流程中，不可避免地会改变岩心及裂缝原始状态，这将直接导致裂缝面的产状变化，影响测量结果。在测量过程中，定向误差、不规则裂缝优势面的选取、仪器读数也会造成影响。另外，由于成像测井解释的对象是井壁，测量对象是岩心实体，钻井套管、岩心铝筒的厚度太大等均会造成成像测井解释与岩心实体观察结果的不一致。

通过对玛湖凹陷MaJ02井的295 m岩心的观察，根据砾石大小、排列方式、接触方式、构造结构等条件对百口泉组砾石进行岩相划分，共识别出5种岩石相类型（图 4）。①砾石质支撑漂浮砾岩相。富砾碎屑流沉积，多发育于三角洲根部碎屑流朵体中^[22]，主要为粗、细2种砾石，较粗的砾石漂浮于细砾石之间，可视为该岩相的典型识别标志，当粗砾石含量较高时，细砾石充填在粗砾石缝隙中，颗粒之间呈线接触。②泥质支撑漂浮砾岩相。富泥碎屑流沉积，出现在扇三角洲顶部泥质含量高的碎屑朵体中，泥质含量较高，不同粒径的砾石漂浮在泥质基质中，颗粒之间主要为点接触，偶尔可见砾石的弱定向排列，是该岩相的典型识别标志。③砂质支撑漂浮砾岩相。富砂碎屑流沉积，反映扇三角洲碎屑朵体中部或水下河道沉积。此岩相的典型识别标志为砾石漂浮于粗、巨砂等砂质颗粒中，其主要颗粒为砂质、砾石2类，且砂质含量高于砾石。④同级颗粒支撑砾岩相。贫泥砂碎屑流沉积，此岩相代表稳定水动力条件下牵引流沉积，发育于碎屑河道、碎屑分支河道上部，砾石分选性与磨圆度均较好，并且颗粒间相互接触支撑，为该岩相的典型识别标志，应与砾石质支撑漂浮砾岩相区分开，主要颗粒为中砾岩和小砾岩。⑤多级颗粒支撑砾岩相。该岩相各粒级均有覆盖，混杂堆积，砾石分选性差，磨圆度低，多级颗粒支撑，中砾之间充填小砾、细砾和砂，为扇三角洲近岸的洪流沉积，出现于河道的底部，呈厚层块状。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 玛湖凹陷MaJ02井三叠系百口泉组5种砾岩岩相素描 （a）砾石质支撑飘浮砾岩相；（b）泥质支撑飘浮砾岩相；（c）砂质支撑飘浮砾岩相；（d）同级颗粒支撑砾岩相；（e）多级颗粒支撑砾岩相。 Fig. 4 Lithofacies sketches of five different types of conglomerates of Triassic Baikouquan Formation of well MaJ02 in Mahu Sag

通过裂缝与岩相的耦合关系分析，探讨裂缝发育的影响因素，结果表明：砂质含量越高压裂缝越发育，泥质支撑漂浮砾岩相裂缝密度较大，为1.243条/m，同级颗粒支撑砾岩相裂缝密度最小，为0.786条/m。

将沉积微相与裂缝之间建立相关性，可以看出：前缘席状砂对水力压裂缝的响应最好，裂缝密度为1.78条/m，其余依次是水下分流河道、河口坝、远砂坝、水上分流河道，水上分流河道对水力压裂缝的响应最差，裂缝密度为0.65条/m，该结果与不同岩相的裂缝密度规律相似，砂质含量越高裂缝密度越大。

人工体积压裂使大规模压裂液及支撑剂进入地层，应力场发生较大变化，形成的裂缝类型与所处地层垂向应力（σ_v），最大水平主应力（σ_{h max}）和最小水平主应力（σ_{h min}）的相对大小有关。玛湖地区地层应力状态为σ_v > σ_{h max} > σ_{h min}，玛湖砾岩内摩擦角为30°~40°。玛131井百口泉组最大、最小两向应力差为11~17 MPa，应力差较大，最大水平主应力方向为近东西向，该区的水力裂缝类型主要为张性缝和剪切缝。

（1）张性缝。该类裂缝发育主要受张应力控制，3个主应力派生的张应力应等于或大于岩石的抗张强度，张性缝发育的方向与σ_v - σ_{h max}方向一致，裂缝面位移方向与破裂面垂直，走向大致为95°，倾角为80°~90°，多以单条出现。裂缝面为不规则状，充填程度为全充填或半充填，裂缝面砾石“绕砾”、“穿砾”皆可见，以“绕砾”为主。该类缝主要形成于距离邻井射孔簇较近的区域。

（2）剪切缝。根据库仑-莫尔准则，岩石发生剪切破坏时，破坏面上的剪应力（τ）应达到或超出岩石本身的抗剪强度（C）和作用于该面上由法向应力引起的内摩擦力（σtg∅）之和，∅为岩石的内摩擦角，方向则与3种应力之间的相对大小有关，据此划分了3种剪切缝发育的模式。

① 当σ_v > σ_{h max} > σ_{h min}时，为正断层应力机制，剪切缝为平行于最大水平主应力方向的一组共轭高角度缝。

② 当σ_{h max} > σ_{h min} > σ_v时，为逆断层应力机制，剪切缝为平行于水平主应力方向的一组共轭低角度缝。

③ 当σ_{h max} > σ_v > σ_{h min}时，为走滑断层应力机制，剪切缝为与最大水平主应力方向之间的夹角为45°－∅的一组共轭垂直裂缝。

根据裂缝产状统计结果，该段岩心发育正断层应力机制和走滑断层应力机制的剪切缝。水力压裂反映了压裂时局部应力状态，裂缝面位移方向与主应力方向存在夹角，走向大致为100°，倾角为75°~ 90°，多为成组出现。均质的砂泥岩段裂缝面为平面，非均质砾岩段裂缝面多为近平面，充填程度为全充填，裂缝面砾石主要是“穿砾”，极少为“绕砾”，多条裂缝叠加形成复杂网络，砾石破碎严重，其裂缝密度与距已压裂井MaHW1248，MaHW1249，MaHW- 1244井的距离相关，距离越小，裂缝密度越大。

（1）玛湖凹陷MaJ02水平取心井岩心上的水力裂缝以近直立缝为主，走向为90°~110°，倾角为70°~90°。岩心发育张性缝和剪切缝2种裂缝，以剪切缝为主，占比为65.8%，多为成组出现，开度较小，为全充填，裂缝面以“穿砾”为主，“绕砾”较少；张性缝占比34.2%，多为单条出现，开度大，裂缝面呈不规则状，充填程度为全充填或半充填，裂缝面以“绕砾”为主，多条裂缝叠加而形成缝网破碎带，增加了致密砾岩储层的渗流能力。

（2）玛湖凹陷MaJ02井下三叠统百口泉组的张性缝是由张应力形成的裂缝，剪切缝是由剪切应力作用形成，以走滑机制为主。取心井与已压裂井距离越近，压裂段射孔簇间距越小，水力裂缝密度越大；在压裂工程条件相同的前提下，泥质支撑漂浮砾岩相和前缘席状砂微相裂缝相对发育，砂质含量越高，水力裂缝密度越大。