鎮(zhèn)涇區(qū)塊長8層油藏人工裂縫特征分析

朱新春

（中國石化華北分公司工程技術(shù)研究院增產(chǎn)測試所，河南 鄭州 450000）

鎮(zhèn)涇區(qū)塊長8層油藏屬于低孔特低滲油藏，勘探開發(fā)過程中，除極個別井能自噴投產(chǎn)外，其余油井不經(jīng)過壓裂改造基本無自然產(chǎn)能，人工水力壓裂技術(shù)已成為該油田能否投入工業(yè)開發(fā)的決定性因素。截止到2013年8月，該油田已有352口水平井進(jìn)行了水力壓裂，因此，有必要對人工裂縫的形態(tài)、延伸方向等特征進(jìn)行統(tǒng)計分析。

1 油田概況

鎮(zhèn)涇油田位于鄂爾多斯盆地西緣天環(huán)向斜的南段，地層平緩西傾，構(gòu)造比較簡單。長8儲層具有低孔、特低滲的特點(diǎn)，孔隙度主要分布在4%～16%，平均為9.6%；滲透率主要分布在（0.1～0.8）×10-3μm2，平均為0.41×10-3μm2，地層壓力系數(shù)平均0.97。

2 區(qū)塊地應(yīng)力分布特征

地應(yīng)力客觀存在于地殼中，并作用于油藏，對油藏開發(fā)全過程均具有十分重要的影響，因此，地應(yīng)力研究是油藏開發(fā)過程中各種工程決策的重要依據(jù)，巖石力學(xué)參數(shù)、地應(yīng)力及地應(yīng)力剖面是進(jìn)行壓裂設(shè)計優(yōu)化的基礎(chǔ)。

2.1 地應(yīng)力方向

黏滯剩磁與波速各向異性測量結(jié)果表明：鎮(zhèn)涇長8油藏水平最大主應(yīng)力方向為北東60.9°～103.1°，平均水平最大主地應(yīng)力為北東81.6°。平均水平最小主應(yīng)力方向為北東171.6°。

2.2 地應(yīng)力大小

鎮(zhèn)涇長8油藏差應(yīng)變測試表明：油藏垂向主地應(yīng)力梯度為0.024 9～0.025 2 MPa/m，平均為0.025 0 MPa/m；水平最大主應(yīng)力梯度為0.018 5～0.020 3 MPa/m,平均為0.019 8 MPa/m；水平最小主應(yīng)力梯度為0.015 4～0.017 0 MPa/m，平均為0.016 1 MPa/m。

3 人工裂縫特征

3.1 裂縫延伸方向

通過對長8油層48口壓裂井62層進(jìn)行裂縫監(jiān)測，發(fā)現(xiàn)該地區(qū)人工裂縫形態(tài)主要為兩翼方向基本對稱的垂直裂縫，裂縫方位主要分布在30°～105°，其中60°～75°最為集中，占全部數(shù)據(jù)的61.3%（圖1），而裂縫兩翼多為對稱縫，夾角最大為15°。

圖1 人工裂縫延伸方向統(tǒng)計Fig.1 Extension direction statistics of artificial fractures

3.2 縫高及縫長[1]

通過對人工裂縫高度及長度統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，長8油層縫高主要集中在30～36m，平均為31.6m。水力壓裂形成的裂縫多為雙翼縫，裂縫兩翼長度差距多在0～30m，差距不大，基本為等長縫，而該地區(qū)人工裂縫單翼縫長長度主要集中在100～140m，平均為115m。

4 人工裂縫影響因素[1]

鎮(zhèn)涇長8油藏水平最大主應(yīng)力方向為北東60.9°～103.1°，根據(jù)水力壓裂原理可以知道，區(qū)域內(nèi)產(chǎn)生的人工裂縫面垂直于最小水平主應(yīng)力，并沿著最大水平主應(yīng)力方向延伸，因此，人工裂縫的延伸方向也應(yīng)主要分布在北東60.9°～103.1°。通過統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，有個別井段人工裂縫延伸方向偏離最大主應(yīng)力方向較遠(yuǎn)，其影響因素主要包括：斷層、天然裂縫、相鄰壓裂層段影響。

4.1 斷層

根據(jù)三維地震解釋結(jié)果可看出：鎮(zhèn)涇長8油藏從東向西發(fā)育一條貫穿整個區(qū)塊的大斷層，其他區(qū)域均發(fā)育不同程度的中、小斷層。主斷層方向為NE120 °，而中小斷層方向多為NE60 °（圖2）。

圖2 紅河油田三維地震T6c相干體Fig.2 T6c coherence cube of 3D seismics in Honghe oilfield

斷層對水力壓裂的影響為：正斷層存在的區(qū)域，最大主應(yīng)力為垂向應(yīng)力，水力壓裂產(chǎn)生的人工裂縫為垂向縫，裂縫面平行于斷層剖面；逆斷層存在的區(qū)域，垂向應(yīng)力為最小主應(yīng)力，產(chǎn)生水平縫，而走滑斷層存在的區(qū)域，垂向應(yīng)力則介于最大水平主應(yīng)力和最小水平主應(yīng)力之間，水力壓裂產(chǎn)生的人工裂縫為垂直縫，裂縫面與斷層面呈20°～35°夾角。研究區(qū)主要為正斷層和走滑斷層，因此，在斷層區(qū)域人工裂縫主要沿著斷層面或與斷層面呈20°～35°夾角方向延伸。

以HH37P20井為例，其井位附近發(fā)育斷裂帶，鉆進(jìn)過程中，水平段方位為156°，而最大水平主應(yīng)力方位為75°，通過裂縫檢測報告發(fā)現(xiàn)，其產(chǎn)生的人工裂縫均沒有沿最大水平主應(yīng)力方向延伸，而有一定偏移，與斷層方向較為一致（表1）。

表1 HH37P20井裂縫監(jiān)測結(jié)果Table 1 Fracture monitoring results of well HH37P20

4.2 天然裂縫[2]

在儲層為均質(zhì)體時,壓裂裂縫的方向、形態(tài)受現(xiàn)今地應(yīng)力場的特征控制。當(dāng)儲層有天然裂縫存在時,天然裂縫的抗張強(qiáng)度很低或為零,使得巖石的均一性受到破壞,這必然影響到壓裂裂縫的產(chǎn)出特征。

若不考慮壓裂液滲流所引起的應(yīng)力改變,儲層在壓裂時,由于天然裂縫的干擾,在其中形成新生裂縫并沿一定走向的天然裂縫張開,這主要取決于原地應(yīng)力狀態(tài)、巖石和天然裂縫的抗張強(qiáng)度以及天然裂縫面與最大主應(yīng)力間的夾角等因素[3-4]。

通過鎮(zhèn)涇油田長8儲層取心和EMI成像測井結(jié)果可以看出儲層存在微裂縫。根據(jù)紅河26井成像測井分析，該區(qū)裂縫走向以NE-SW、NEE-SWW為主。裂縫傾角主要分布在50°～90°，且以大于60°的高角度縫為主。

根據(jù)多口井長8巖心裂縫分析，其裂縫傾角大于80°占59%，大于60°占92.8%（圖3），以高角度縫為主，其中泥質(zhì)巖類裂縫張開度低，砂巖類裂縫張開度高，半充填和充填裂縫為主（占70%以上）。

圖3 長8段巖心裂縫產(chǎn)狀分布Fig.3 Occurrence distribution of core fractures in Chang-8 member

HH37P23井位于天然裂縫發(fā)育區(qū)域，在施工過程中，第2、4～6段壓裂時，發(fā)現(xiàn)施工壓力明顯降低，顯示出溝通天然裂縫的跡象（圖4）。

圖4 HH37P23壓裂施工曲線Fig.4 Operation curves of HH37P23 fracturing

4.3 相鄰壓裂層段影響

鎮(zhèn)涇長8油藏多采用水平井分段壓裂技術(shù)，相鄰層段水力壓裂所產(chǎn)生的裂縫必然會改變周圍地層的應(yīng)力狀態(tài)，從而對下一層壓裂所產(chǎn)生的裂縫延伸狀態(tài)造成影響。

通過對水力壓裂裂縫電位法井間監(jiān)測發(fā)現(xiàn)，大部分壓裂層段量環(huán)電位異常曲線在最大水平主應(yīng)力方位出現(xiàn)兩個周期異常，說明人工裂縫主要沿最大水平主應(yīng)力延伸，同時，異常區(qū)域同時出現(xiàn)在其他方向上，這主要是由于鄰層壓裂所形成裂縫的影響。

HH12P1井2 924.29～3 027.67m層段[70/90]測量環(huán)電位異常曲線在360°范圍內(nèi)出現(xiàn)了兩個周期的變化，異常低值區(qū)域中心對應(yīng)了90°和270°方向，說明近井地帶裂縫中心方向在90°和270°方向。150°和345°方向的異常區(qū)域則是由于鄰層裂縫產(chǎn)生的干擾造成的（圖5）。

圖5 HH12P1井壓裂裂縫方位監(jiān)測[70/90]測量環(huán)電位異常曲線環(huán)形Fig.5 Abnormal curves circular diagram of[70/90]ring potential measurement of fractures location monitoring of well HH12P1 fracturing

5 結(jié)論

1）鎮(zhèn)涇長8油藏水力壓裂所形成的人工裂縫形態(tài)多為兩翼對稱的等長垂直縫，裂縫方位主要分布在30°～105°，縫高平均為31.6m，縫長平均為115m。

2）影響鎮(zhèn)涇長8油藏多人工裂縫延伸形態(tài)的主要因素為：斷層、天然裂縫及相鄰壓裂層段的影響等。

3）針對油藏復(fù)雜的地質(zhì)條件，在進(jìn)行水平井壓裂設(shè)計時需要同時考慮多方面因素的影響，在裂縫及斷層發(fā)育區(qū)域適度控制加砂規(guī)模，防止人工裂縫沿斷層方向過度延伸。

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