鄂爾多斯盆地致密儲集層天然裂縫分布特征及有效裂縫預(yù)測新方法

樊建明，屈雪峰，王沖，雷啟鴻，成良丙，楊子清

（1. 中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院；2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室）

鄂爾多斯盆地致密儲集層天然裂縫分布特征及有效裂縫預(yù)測新方法

樊建明，屈雪峰，王沖，雷啟鴻，成良丙，楊子清

（1. 中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院；2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室）

依據(jù)巖心、薄片、成像測井等資料對鄂爾多斯盆地致密儲集層天然裂縫分布特征進(jìn)行研究。鄂爾多斯盆地致密儲集層天然裂縫發(fā)育，裂縫類型以高角度構(gòu)造剪切縫為主，多呈連續(xù)臺階式分布，受巖石力學(xué)非均質(zhì)性和現(xiàn)今應(yīng)力場的影響，北東向裂縫為優(yōu)勢滲流方向。天然裂縫主要具有“高角度、小切深、小開度、延伸短”特征；發(fā)育程度主要受巖性和單砂層厚度控制，一般粉砂巖中天然裂縫最發(fā)育，泥巖中相對不發(fā)育，單砂層厚度越小，天然裂縫越發(fā)育。在天然裂縫分布特征及特征參數(shù)定量化評價的基礎(chǔ)上，借助油藏基質(zhì)和天然裂縫地質(zhì)建模技術(shù)，建立了考慮天然裂縫的油藏綜合地質(zhì)模型，應(yīng)用油藏數(shù)值模擬反演技術(shù)，確定了符合生產(chǎn)特征的有效天然裂縫平面分布規(guī)律，定量評價了天然裂縫對單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率（30.0%～50.0%）。圖11表2參23

致密砂巖油；天然裂縫；分布特征；有效天然裂縫；鄂爾多斯盆地

0 引言

鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組發(fā)育大面積致密油，其在盆地內(nèi)的三角洲平原、三角洲前緣、半深湖—深湖區(qū)均有分布，其中深水重力流沉積是致密油主要的沉積類型，發(fā)育的沉積相類型有砂質(zhì)碎屑流、滑塌與濁流沉積。受沉積相的控制，砂體平面上大面積復(fù)合連片分布，但單砂體延伸范圍小，縱向上砂巖疊加厚度大，隔夾層發(fā)育。致密油儲集層開發(fā)層系主要為長4+5段—長8段，滲透率小于1×10-3μm2，孔隙度一般在4%～12%。巖石顆粒細(xì)小，巖性致密，細(xì)砂組分含量平均為80.92%。儲集層孔喉細(xì)小，溶蝕孔發(fā)育，孔隙以粒間孔隙為主，原生粒間孔隙和次生粒間孔隙都發(fā)育。由于沉積、成巖和后期構(gòu)造作用，使得天然裂縫發(fā)育，且在有效改善儲集層滲流能力的同時，也增加了注水開發(fā)的難度。

前人對鄂爾多斯盆地中新生代構(gòu)造應(yīng)力場分布及其演化、影響盆地應(yīng)力狀態(tài)的構(gòu)造流體與熱事件等方面進(jìn)行了大量研究［1-10］，并結(jié)合生產(chǎn)實際對天然裂縫分布特征及其參數(shù)描述方面開展了一定的基礎(chǔ)工作［11-16］，取得了一些成果和認(rèn)識，但還存在一些問題。天然裂縫定量預(yù)測比較普遍的方法是有限元法［13，17-20］，其沒有將預(yù)測的天然裂縫分布規(guī)律與實際生產(chǎn)特征相結(jié)合。從全盆地角度對致密儲集層中天然裂縫的分布特征、發(fā)育的差異性及其成因機(jī)制等方面缺少系統(tǒng)、深入的研究。

本文對鄂爾多斯盆地不同層系（姬塬長4+5段、華慶長63段、新安邊長7段、西峰—合水長8段）天然裂縫分布特征的共性和差異性進(jìn)行了系統(tǒng)研究，并提出采用油藏數(shù)值模擬反演技術(shù)，把天然裂縫的基本特征參數(shù)、平面分布規(guī)律的研究與注水井、采油井實際生產(chǎn)特征相結(jié)合；同時在有效天然裂縫認(rèn)識的基礎(chǔ)上，初步評價了天然裂縫對單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)程度。

1 致密儲集層天然裂縫發(fā)育情況

由姬塬堡子灣南長4+5段、華慶長63段、新安邊長7段和西峰—合水長8段巖心、薄片觀察及成像測井資料統(tǒng)計的天然裂縫發(fā)育情況可以看出（見表1）：215口井的巖心，其中181口井的巖心觀察到構(gòu)造裂縫，占84.2%；薄片993塊，其中694塊薄片觀察到裂縫，占69.9%；成像測井測試84口井，其中80口井觀察到裂縫，占95.2%。綜合巖心、薄片觀察及成像測井資料統(tǒng)計，認(rèn)為致密儲集層中天然裂縫比較發(fā)育。

表1 巖心、薄片觀察及成像測井資料統(tǒng)計天然裂縫發(fā)育情況

2 致密儲集層天然裂縫基本特征

2.1 天然裂縫類型

致密儲集層中天然裂縫按成因主要可分為構(gòu)造裂縫和成巖裂縫［21］，即在構(gòu)造應(yīng)力場作用下形成的構(gòu)造裂縫（見表2）和在儲集層沉積或成巖過程中產(chǎn)生的成巖裂縫2種類型。在6條野外露頭剖面上觀察到天然裂縫，即延河、黃陵安家溝、銅川金鎖關(guān)、平?jīng)霾叩祖?zhèn)、旬邑山水河、崇信芮水河剖面，研究確定構(gòu)造裂縫是該區(qū)的主要裂縫類型。構(gòu)造裂縫主要分布在砂巖中，并常有礦物充填、分布規(guī)則、縫面垂直等裂縫面特征（見圖1）。

表2 構(gòu)造裂縫所占比例

成巖裂縫主要發(fā)育在砂巖巖性界面上，它們通常順層面發(fā)育，并具有斷續(xù)、彎曲、尖滅、分叉等分布特點。成巖裂縫主要表現(xiàn)為層理縫（見圖2），其橫向連通性差，而且在圍壓作用下呈閉合狀態(tài)，開度小，滲透率低。因此，近水平層理縫對儲集層整體滲透性的貢獻(xiàn)相對較小。

按力學(xué)性質(zhì)劃分，根據(jù)應(yīng)力的作用方向和天然裂縫的擴(kuò)展方向組合，將巖石中構(gòu)造裂縫劃分為3種擴(kuò)展型式：1類天然裂縫是垂直于裂縫面及其擴(kuò)展方向的張應(yīng)力作用下形成的張性裂縫；2類天然裂縫是由平行于裂縫面和擴(kuò)展方向的剪應(yīng)力形成的剪切裂縫；3類天然裂縫則是由剪應(yīng)力和張應(yīng)力聯(lián)合作用下形成的張剪性復(fù)合裂縫。根據(jù)215口井的巖心觀察統(tǒng)計，181口井所取的巖心觀察到構(gòu)造裂縫，其中153口井所取的巖心中觀察到剪切裂縫，觀察到剪切裂縫的井?dāng)?shù)占構(gòu)造裂縫發(fā)育井?dāng)?shù)的84.5%（見表2），不同區(qū)帶裂縫主要表現(xiàn)為構(gòu)造剪切裂縫。剪切裂縫常呈連續(xù)臺階式分布（見圖3），在裂縫面上常有明顯的擦痕，或在裂縫面上有礦物充填后因剪切而表現(xiàn)出的斷階等特征，或裂縫中有礦物充填，礦物晶體的纖維狀方向平行裂縫面或與裂縫壁斜交增長甚至彎曲。剪切裂縫產(chǎn)狀穩(wěn)定，縫面平直光滑。不同區(qū)帶張性裂縫分布較少（見表2），縫面粗糙不平，裂縫兩壁張開且被礦物充填，充填的礦物晶體垂直于裂縫面，從裂縫壁兩側(cè)向中心生長；裂縫尾端具有樹枝狀分叉或杏仁狀結(jié)環(huán)等特征。

圖1 構(gòu)造裂縫特征

圖2 成巖裂縫特征

2.2 天然裂縫分布特征

2.2.1 天然裂縫優(yōu)勢方位

根據(jù)裂縫相互切割關(guān)系、裂縫充填物的包裹體以及盆地構(gòu)造熱演化史和埋藏史分析，盆地構(gòu)造裂縫主要在燕山期和喜馬拉雅期形成［13，22］。理論上燕山期在北西西—南東東方向水平擠壓應(yīng)力場作用下，形成東西向和北西向共軛剪切裂縫；喜馬拉雅期在北北東—南南西向水平擠壓作用下，形成南北向和北東向共軛剪切裂縫。

對姬塬油田堡子灣南長4+5段、華慶長63段、新安邊長7段和西峰—合水長8段的巖心進(jìn)行古地磁定向測試及成像測井分析資料統(tǒng)計，鄂爾多斯盆地致密儲集層中發(fā)育東西向、北西—南東向、南北向和北東—西南向4組裂縫，但不同方向裂縫發(fā)育的程度不同（見圖4、圖5。其中圖4、圖5橫坐標(biāo)為天然裂縫樣品點的個數(shù)，天然裂縫方位圖表示不同裂縫方向與樣品點個數(shù)的關(guān)系，以圖4a中的60°為例，表示應(yīng)用巖心古地磁方法觀察裂縫方向?qū)嶒炛校?個樣品點（或6條裂縫）的方向為60°）。

姬塬油田堡子灣南長4+5段21口井的古地磁定向巖心測試和22口井的成像測井結(jié)果顯示，裂縫以北東向和東西向為主，北西向和南北向裂縫少。華慶地區(qū)長63段32口井古地磁巖心定向測試結(jié)果顯示，長63段裂縫優(yōu)勢方位為北東向與北西向，但10口井成像測井測試的天然裂縫優(yōu)勢方位為北東向和近東西向。新安邊長7段21口井古地磁巖心定向測試發(fā)現(xiàn)天然裂縫優(yōu)勢方位為北東向和北西向，40口井成像測井顯示天然裂縫優(yōu)勢方位為北東向，但分布范圍較寬。現(xiàn)場注水動態(tài)特征也顯示該區(qū)天然裂縫優(yōu)勢方向比較復(fù)雜。西峰—合水長8段18口井的古地磁巖心定向測試和13口成像測井測試結(jié)果顯示，裂縫優(yōu)勢方向為北東向，其次是北西向，而近東西向和近南北向裂縫相對不發(fā)育。

圖3 構(gòu)造剪切裂縫連續(xù)臺階式排列特征

圖4 不同區(qū)帶巖心古地磁天然裂縫方位圖（橫坐標(biāo)為裂縫樣品點個數(shù)）

圖5 不同區(qū)帶成像測井天然裂縫方位圖（橫坐標(biāo)為裂縫樣品點個數(shù)）

2.2.2 天然裂縫特征參數(shù)

根據(jù)對姬塬油田堡子灣南長4+5段46口井巖心、薄片和野外露頭剖面的構(gòu)造裂縫觀察與統(tǒng)計分析，高角度裂縫占83.9%，切深小于等于75 cm的裂縫約占90%，其小于儲集層層厚，裂縫層內(nèi)發(fā)育，裂縫開度小于等于40 μm，延伸長度小于等于6.0 m，充填率為13.6%，有效裂縫占81.0%，平均裂縫密度為0.7 條/m（其中巖心的裂縫密度按照單井觀察巖心裂縫的條數(shù)與觀察巖心長度的比值統(tǒng)計）。根據(jù)華慶長63段36口井巖心、薄片和野外露頭剖面裂縫觀察與統(tǒng)計，高角度裂縫占64.9%，切深小于等于20 cm的裂縫約占80%，其遠(yuǎn)小于儲集層層厚，為層內(nèi)裂縫，裂縫開度小于等于60 μm，延伸長度小于等于5.0 m，充填率為37.4%，有效裂縫占48.2%，平均裂縫密度為0.62 條/m。根據(jù)對新安邊長7段60口井巖心、薄片和野外露頭剖面裂縫觀察與統(tǒng)計，高角度裂縫占87.0%，切深小于等于50 cm的裂縫約占67%，裂縫開度小于等于40 μm，延伸長度小于等于10.0 m，充填率為34.4%，有效裂縫占64.0%，平均裂縫密度為1.2 條/m。根據(jù)對西峰—合水長8段73口井巖心、薄片裂縫觀察與統(tǒng)計，高角度裂縫占80.0%，切深小于等于60 cm的裂縫約占85%，裂縫在層內(nèi)發(fā)育；裂縫開度小于等于40 μm，延伸長度小于等于12.0 m，充填率為55.5%，有效裂縫占41.0%，平均裂縫密度為1.1 條/m。

對比分析致密儲集層不同層系（姬塬長4+5段、華慶長63段、新安邊長7段、西峰—合水長8段）裂縫基本參數(shù)，可以得出致密儲集層主要發(fā)育以“高角度、小切深、小開度、延伸短”為特點的小裂縫，部分裂縫因充填成為無效裂縫，充填礦物主要為方解石、石英。

2.3 天然裂縫發(fā)育程度主要控制因素

致密儲集層的形成除了與古構(gòu)造應(yīng)力場有關(guān)外，還受儲集層巖性、巖層厚度和巖石非均質(zhì)性等儲集層內(nèi)部因素的影響。研究區(qū)構(gòu)造裂縫主要在燕山期和喜馬拉雅期形成，燕山期和喜馬拉雅期古構(gòu)造應(yīng)力場控制了構(gòu)造裂縫的組系、產(chǎn)狀及其力學(xué)性質(zhì)，而儲集層內(nèi)部因素影響不同組系天然裂縫的發(fā)育程度，天然裂縫形成以后，其保存狀態(tài)及滲流作用受現(xiàn)今應(yīng)力場的影響［13，22］。

影響天然裂縫發(fā)育的巖性因素包括巖石成分、顆粒大小及孔隙度等。由于具有不同礦物成分、結(jié)構(gòu)及構(gòu)造的巖石力學(xué)性質(zhì)不同，它們在相同的構(gòu)造應(yīng)力場作用下，天然裂縫的發(fā)育程度不一致。脆性組分含量越高，巖石顆粒越細(xì)，裂縫的發(fā)育程度越高。研究表明砂巖中裂縫發(fā)育，泥巖中裂縫相對不發(fā)育（見圖6）。

圖6 不同巖性裂縫發(fā)育程度對比

裂縫發(fā)育受單砂層厚度控制，裂縫通常分布在砂層內(nèi)，與砂層的界面垂直并終止于砂層界面上。以芮水河剖面為例，該區(qū)長8段砂層厚度在50 m左右，裂縫平均間距與單砂層厚度呈較好的線性關(guān)系（線性相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.815 1），隨著單砂層厚度增大，裂縫平均間距呈線性增大，而裂縫密度減?。ㄒ妶D7）。

圖7 芮水河剖面單砂層厚度與天然裂縫發(fā)育程度關(guān)系圖

巖石非均質(zhì)性是影響不同方向裂縫發(fā)育的重要因素［23］，尤其是當(dāng)一個地區(qū)的最大與最小構(gòu)造應(yīng)力差值較小時，巖層非均質(zhì)性甚至成為其主控因素。

3 有效天然裂縫的預(yù)測技術(shù)

3.1 常規(guī)油藏數(shù)值擬合方法

目前油藏基質(zhì)地質(zhì)建模技術(shù)已經(jīng)比較成熟，所建基質(zhì)模型的精度與可靠性越來越高，能夠較好地表征油藏的地質(zhì)特征。但是對于基質(zhì)物性差的致密儲集層，常規(guī)地質(zhì)建模由于沒有考慮天然裂縫的因素，現(xiàn)有的基質(zhì)滲透率下用數(shù)值模擬無法擬合儲量和生產(chǎn)數(shù)據(jù)。

以致密儲集層基質(zhì)滲透率為0.2×10-3μm2時擬合的注水量為例，礦場試驗中單井注水可以達(dá)到20 m3/d以上，但在油藏數(shù)值模擬中，注水量甚至難以達(dá)到5 m3/d，因此油藏數(shù)值模擬工作者往往通過修改基質(zhì)巖心滲透率、加入大量的人工裂縫、調(diào)大巖石的應(yīng)力敏感系數(shù)或者修改相滲曲線的方法來實現(xiàn)對區(qū)塊和單井產(chǎn)量的擬合，一般情況下單井的擬合率不高，而且這種方法改變了儲集層固有的屬性，從而降低了井網(wǎng)和開發(fā)技術(shù)政策方案優(yōu)化結(jié)果的可靠性。

3.2 考慮天然裂縫的儲集層三維地質(zhì)模型

致密儲集層中天然裂縫分布特征及裂縫特征參數(shù)的定量化研究為建立考慮天然裂縫的油藏地質(zhì)模型奠定了基礎(chǔ)。以華慶地區(qū)長63油藏為例，應(yīng)用RMS軟件中的天然裂縫建模模塊，以不同期次的天然裂縫特征參數(shù)為基礎(chǔ)，以天然裂縫平面分布規(guī)律為約束條件，定量加載華慶地區(qū)Y284井區(qū)長63段天然裂縫的特征參數(shù)（裂縫優(yōu)勢方向北東向，次之近東西向；裂縫密度、開度、延伸長度和切深，其中裂縫切深比較小，對開發(fā)效果影響不大），建立天然裂縫地質(zhì)模型，再根據(jù)天然裂縫特征參數(shù)與滲透率的關(guān)系將其轉(zhuǎn)化為滲透率模型，最后與基質(zhì)模型疊加，即可建立考慮天然裂縫的油藏綜合地質(zhì)模型。

3.3 天然裂縫特征參數(shù)對產(chǎn)量影響

天然裂縫是致密儲集層主要的滲流通道。根據(jù)各裂縫參數(shù)對單井產(chǎn)量的擬合研究認(rèn)為，單井產(chǎn)量對裂縫密度、開度敏感性較強(qiáng)，單井產(chǎn)量對延伸長度不敏感。在裂縫延伸長度、開度一定的條件下，裂縫的密度越大，滲流貢獻(xiàn)越大，平均單井產(chǎn)量越高（見圖8a）；在裂縫的密度、延伸長度一定的情況下，裂縫的開度越大，滲流貢獻(xiàn)越大，平均單井產(chǎn)量越高（見圖8b）；在天然裂縫的密度、開度一定的情況下，天然裂縫的延伸長度對平均單井產(chǎn)量基本沒有影響（見圖8c）。

圖8 天然裂縫特征參數(shù)對單井產(chǎn)量的影響

3.4 有效天然裂縫平面分布預(yù)測

根據(jù)對單井產(chǎn)量影響較大的天然裂縫特征參數(shù)篩選結(jié)果，提出了采用數(shù)值模擬反演再認(rèn)識裂縫基本特征（主要是密度和開度）和有效天然裂縫平面分布的技術(shù)思路。建立儲集層裂縫地質(zhì)模型，通過調(diào)整天然裂縫的特征參數(shù)，擬合注水井和采油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，把天然裂縫平面分布規(guī)律的研究與實際生產(chǎn)特征相結(jié)合，確定符合實際生產(chǎn)的有效裂縫特征參數(shù)和分布。Y284井區(qū)長63段巖心觀察的平均線密度為0.6 條/m，裂縫開度10～40 μm。建模得到有效天然裂縫平均線密度0.36 條/m，裂縫開度15～30 μm。在天然裂縫建模軟件中可以依據(jù)裂縫開度、密度和延伸長度等參數(shù)計算出天然裂縫滲透率，對比巖心觀察的天然裂縫滲透率分布圖（見圖9a）和應(yīng)用油藏數(shù)值模擬反演所確定的有效天然裂縫滲透率平面分布圖（見圖9b）可以看出，根據(jù)巖心觀察確定的裂縫特征參數(shù)計算的滲透率明顯偏大（見圖9a）。應(yīng)用油藏數(shù)值模擬反演所確定的有效天然裂縫滲透率可提高井網(wǎng)和開發(fā)技術(shù)政策方案優(yōu)化結(jié)果的可靠性，對同類油藏注采井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計及老油田后期的開發(fā)調(diào)整政策制定具有重要意義。

4 裂縫與基質(zhì)對產(chǎn)量貢獻(xiàn)的評價方法

4.1 裂縫對產(chǎn)量貢獻(xiàn)的計算公式

儲集層基質(zhì)對單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率等于基質(zhì)的產(chǎn)量貢獻(xiàn)與考慮基質(zhì)、天然裂縫和人工裂縫產(chǎn)量的比值。人工裂縫對單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率等于人工裂縫的產(chǎn)量與考慮基質(zhì)、天然裂縫和人工裂縫產(chǎn)量的比值。天然裂縫對單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率等于天然裂縫的產(chǎn)量與考慮基質(zhì)、天然裂縫和人工裂縫產(chǎn)量的比值。

圖9 數(shù)值模擬反演有效裂縫滲透率與巖心觀察滲透率平面分布對比圖

式中 S——平均單井產(chǎn)量貢獻(xiàn)率，%；q——生產(chǎn)20年平均單井產(chǎn)量，t/d。下標(biāo)：f——人工裂縫；F——天然裂縫；m——基質(zhì)。

4.2 評價井網(wǎng)類型

鄂爾多斯盆地致密油定向井開發(fā)主體采用菱形反九點井網(wǎng)，以華慶油田Y284區(qū)塊480 m（井距）×130 m（排距）的菱形反九點井網(wǎng)為例，開展裂縫與基質(zhì)對產(chǎn)量貢獻(xiàn)率的定量評價，該井網(wǎng)角井與邊井的壓裂縫半長分別設(shè)為120 m、90 m（見圖10）。

圖10 菱形反九點井網(wǎng)示意圖

4.3 裂縫與基質(zhì)對產(chǎn)量貢獻(xiàn)率的評價方法

致密油中基質(zhì)、天然裂縫和人工裂縫對產(chǎn)量貢獻(xiàn)程度的定量評價是油田開發(fā)中比較關(guān)注的問題之一。在致密油數(shù)值模擬計算中，由于基質(zhì)滲透率很低，注水評價難以評價基質(zhì)滲透率對產(chǎn)量的貢獻(xiàn)，只能評價天然裂縫對平均單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)。為了克服注水方法評價裂縫與基質(zhì)對平均單井產(chǎn)量貢獻(xiàn)的局限性，提出了注氣的評價方法，其優(yōu)點是：在基質(zhì)模型下注氣時，由于氣體的密度小、黏度低，調(diào)整注入?yún)?shù)，注入壓力不會超過地層的破裂壓力，可以實現(xiàn)對天然裂縫和基質(zhì)對產(chǎn)能貢獻(xiàn)程度的定量化評價。為了對比注水和注氣評價方法結(jié)果的差異性，同時采用2種方法評價裂縫對致密油平均單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率。

4.3.1 注水評價方法

①在基質(zhì)模型的基礎(chǔ)上加載人工裂縫和天然裂縫形成考慮天然裂縫的地質(zhì)模型，并擬合生產(chǎn)數(shù)據(jù)，擬合完成后進(jìn)行生產(chǎn)20年平均單井產(chǎn)量的模擬計算。②在第1步的基礎(chǔ)上，不考慮天然裂縫，利用第1步擬合所得到的物性參數(shù)進(jìn)行生產(chǎn)20年平均單井產(chǎn)量的模擬計算；應(yīng)用以上2步計算得到的單井產(chǎn)量，依據(jù)產(chǎn)量貢獻(xiàn)率計算公式，可得到天然裂縫對平均單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率。

4.3.2 注氣評價方法

①選取3參數(shù)的SRK（Soave-Redlish-Kwong）狀態(tài)方程進(jìn)行組分模擬。因為Y284井區(qū)沒有注氣的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，主要擬合室內(nèi)實驗得到的生產(chǎn)氣油比和飽和壓力，獲得完整的PVT擬合參數(shù)，并模擬計算基質(zhì)生產(chǎn)20年的平均單井產(chǎn)量。②在第1步的基礎(chǔ)上對采油井加載人工裂縫，然后進(jìn)行生產(chǎn)20年平均單井產(chǎn)量模擬計算；③在第2步的基礎(chǔ)上加載天然裂縫模塊，然后進(jìn)行生產(chǎn)20年平均單井產(chǎn)量模擬計算。應(yīng)用以上3步計算得到的單井產(chǎn)量，依據(jù)產(chǎn)量貢獻(xiàn)率計算公式，可得到基質(zhì)、人工裂縫和天然裂縫對平均單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率。

4.4 評價結(jié)果

從圖11a可看出注水評價方法中，天然裂縫對單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)隨時間變化的幅度不大，在開發(fā)初期貢獻(xiàn)率約為32.06%，最終達(dá)到39.80%左右。從圖11b可以看出注氣評價方法中，基質(zhì)對單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率隨時間呈上升趨勢，在開發(fā)初期的貢獻(xiàn)率約為25.87%，最終將達(dá)到50.0%左右。人工裂縫對單井產(chǎn)能的貢獻(xiàn)率隨時間呈下降趨勢，在開發(fā)初期約為25.92%，最終降到11.5%左右。天然裂縫對單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率隨時間先呈下降趨勢，然后趨于穩(wěn)定，在開發(fā)初期約為48.53%，最終降到37.42%左右。2種方法評價的天然裂縫對平均單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率比較接近，后者更為可靠。

圖11 天然裂縫對平均單井產(chǎn)量貢獻(xiàn)率與時間的關(guān)系

5 結(jié)論

鄂爾多斯盆地致密儲集層天然裂縫發(fā)育，裂縫發(fā)育類型以高角度構(gòu)造剪切縫為主，多呈連續(xù)臺階式分布，天然裂縫以“高角度、小切深、小開度、延伸短”的小裂縫為主；受巖石力學(xué)非均質(zhì)性和現(xiàn)今應(yīng)力場的影響，北東向裂縫為優(yōu)勢滲流方向，其次是近東西向；天然裂縫發(fā)育程度主要受巖性和單砂層厚度控制，一般粉砂巖中天然裂縫最發(fā)育，泥巖中相對不發(fā)育，單砂層厚度越小，天然裂縫越發(fā)育。

在天然裂縫分布特征及特征參數(shù)定量化評價的基礎(chǔ)上，借助油藏基質(zhì)和天然裂縫地質(zhì)建模技術(shù)，應(yīng)用油藏數(shù)值模擬反演技術(shù)，依據(jù)實際生產(chǎn)資料初步實現(xiàn)了有效天然裂縫平面分布的預(yù)測，對于深入認(rèn)識儲集層條件下流體的滲流特征有重要意義。提出了可以量化致密儲集層中天然裂縫對單井產(chǎn)量貢獻(xiàn)率的注氣和注水兩種油藏數(shù)值模擬方法，2種方法獲得的天然裂縫對平均單井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率相近。

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（編輯 張敏）

Natural fracture distribution and a new method predicting effective fractures in tight oil reservoirs of Ordos Basin, NW China

FAN Jianming，QU Xuefeng，WANG Chong，LEI Qihong，CHENG Liangbing，YANG Ziqing
（1. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an 710018，China；2. National Engineering Laboratory of Low Permeability Oilfield Exploration and Development，Xi'an 710018，China）

Based on core，imaging logging，and thin section data，the distribution features of natural fractures in the tight oil reservoirs of the Ordos Basin are examined. The tight reservoirs in the Ordos Basin are rich in natural fractures，the fractures are mainly high-angle structural shear fractures in continuous step arrangement. Affected by rock mechanical anisotropy and present stress field，the NE trending fractures are the dominating seepage flow direction. These fractures feature high angle，small cutting depth，small aperture and short extension，controlled by rock lithology and single layer thickness in development degree，natural fractures are most developed in fine siltstone，most undeveloped in mudstone. The thinner the single layer，the more developed the natural fractures will be. Based on distribution features of natural fractures and quantitative evaluation of natural fracture characteristic parameters，by using reservoir matrix and natural fracture geologic modeling，a comprehensive reservoir geologic model considering natural fractures was built，by using reservoir numerical simulation modeling inversion，the plane distribution of effective natural fractures was found out，and the contribution of natural fractures to single well production was quantitatively evaluated at around 30.0%-50.0%. The research results are of great significance for well-pattern deployment and optimization of development technical policies of similar reservoirs.

tight sandstone reservoir； natural fracture； distribution characteristic； effective natural fracture； Ordos Basin

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)：超低滲透油藏有效開采技術(shù)”（2011ZX05013-004）

TE349

A

1000-0747（2016）05-0740-09

10.11698/PED.2016.05.09

樊建明（1976-），男，陜西大荔人，博士，中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院高級工程師，主要從事超低滲油藏及致密油開發(fā)研究工作。地址：陜西省西安市鳳城四路，中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院科研樓B405，郵政編碼：710018。E-mail：fanjm_cq@petrochina.com.cn

2016-01-28

2016-06-27