志丹油田正359井區(qū)延長組裂縫發(fā)育特征及其對注水開發(fā)的影響

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(1.延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西延安 716000；2.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安 710069)

裂縫是巖石中由于構(gòu)造變形或物理成巖作用而形成的面狀不連續(xù)體。裂縫型油氣藏是21世紀(jì)石油增儲上產(chǎn)的重要領(lǐng)域之一。在我國，裂縫型低滲儲層油氣產(chǎn)量占整個石油天然氣產(chǎn)量的一半以上[1-2]。裂縫的存在不但可為流體提供額外的流通通道，也可作為油氣的部分儲集空間，改善儲層物性，同時裂縫的分布規(guī)律是影響合理選擇注水方式的重要因素。前人對研究區(qū)地層、沉積相和儲層特征做了大量工作，然而未對裂縫的發(fā)育和裂縫與注水開發(fā)的影響進(jìn)行深入的分析。為了進(jìn)一步明確志丹油田正359井區(qū)儲層裂縫的方向及發(fā)育特征，為下一步該區(qū)注水開發(fā)方案部署提供支撐，很有必要對該區(qū)三疊系延長組裂縫的分布規(guī)律進(jìn)行系統(tǒng)的研究。

1 裂縫的類型及方向

根據(jù)裂縫的成因分析研究區(qū)目前存在的兩類裂縫：天然裂縫和人工裂縫。天然裂縫是指由于構(gòu)造作用、成巖作用、壓實作用等地質(zhì)作用而形成的裂縫[3-5]。根據(jù)天然裂縫的成因，通常將天然裂縫分為構(gòu)造成因縫、成巖成因縫以及溶蝕縫等。根據(jù)裂縫的開啟性或充填程度，一般將裂縫分為開啟裂縫、充填裂縫和閉合裂縫3種類型。開啟裂縫是指裂縫兩壁間無礦物充填且具有一定張開度的裂縫；充填裂縫指已被次生礦物或成巖物質(zhì)所充填的裂縫，充填物質(zhì)可以為泥質(zhì)、次生的石英及碳酸鹽巖礦物等。根據(jù)礦物的充填程度，又將充填裂縫分為完全充填裂縫和不完全充填裂縫。閉合裂縫則是指在地下處于閉合狀態(tài)的裂縫，它們在地下受構(gòu)造作用影響，在應(yīng)力薄弱面上產(chǎn)生結(jié)構(gòu)性的破裂，在地下較強(qiáng)的圍壓條件下處于閉合狀態(tài)，取出地面后由于應(yīng)力的釋放導(dǎo)致原閉合縫開啟。

前人研究成果表明：陜北地區(qū)天然裂縫以構(gòu)造成因的裂縫為主[6-9]。陜北地區(qū)延長組地層沉積后經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動，現(xiàn)今裂縫展布格局主要是燕山運(yùn)動和喜山運(yùn)動兩期構(gòu)造運(yùn)動綜合作用的結(jié)果。在構(gòu)造運(yùn)動中，燕山運(yùn)動對鄂爾多斯盆地影響較大，不僅形成了盆地西緣逆沖帶，而且奠定了盆地現(xiàn)在基本的構(gòu)造形態(tài)。因構(gòu)造運(yùn)動屬左旋剪切性質(zhì)，必然形成北東—南西向雁列式排列的褶皺，方位60°～70°，兩組共軛裂縫，一組為北東—南西向的壓性裂縫，另一組為北西—南東向的張性裂縫(圖1)。

通過巖心觀察，研究區(qū)的裂縫主要有不完全充填縫、完全充填縫、鈣質(zhì)膠結(jié)張裂縫以及縫寬較大的小裂縫(圖2)。

鏡下觀察，研究區(qū)裂縫主要分布在礦物邊緣，延伸較長，呈條帶狀(圖3)。

圖1 鄂爾多斯盆地燕山期、喜馬拉雅期和現(xiàn)今應(yīng)力場分布Fig.1 The stress fields distribution of Yanshan and Himalaya and now in Ordos basin

前人研究表明，安塞沿河灣地區(qū)現(xiàn)今最大主應(yīng)力方位介于北東68°～80°之間。坪橋北區(qū)裂縫檢測的水平最大主應(yīng)力方向即人工裂縫方向為北東70°～80°之間；天然裂縫主要有兩組，分別是北東25°～45°和北西20°～45°。通過差應(yīng)變試驗，旦八地區(qū)現(xiàn)今最大主應(yīng)力方向應(yīng)該在北東60°～80°之間。本區(qū)儲層天然裂縫的主裂縫方向在北東60°～80°之間。

特低滲透儲層由于裂縫閉合或者油井與周圍天然裂縫之間溝通不理想，因而需進(jìn)行壓裂改造[8-9]。壓裂作用會產(chǎn)生人工裂縫，根據(jù)人工裂縫的統(tǒng)計數(shù)據(jù)和監(jiān)測結(jié)果(表1、圖4、圖5)，研究區(qū)人工裂縫方位主要為北東方向，其中長4+5儲層人工裂縫方位主要為北東60°～80°(圖4)；長6儲層人工裂縫方位主要為北東40°左右，局部區(qū)域北西方向74.5°(圖4)。

圖2 研究區(qū)延長組巖心觀察裂縫特征Fig.2 Fracture characteristics of core observation in Yanchang formation in the study area

圖3 鏡下微裂縫形態(tài)Fig.3 Fracture morphology under microscope

井位層位射開層段/單位裂縫類型裂縫方位/(°)裂縫長度/m縫高/m裂縫形態(tài)3451-5長4+51 597.0～1 602.0人工裂縫北東80.057.0020.00垂直3445-2長4+51 570.0～1 572.0人工裂縫北東43.087.005.00垂直3445-2長4+51 581.0～1 583.0人工裂縫北東76.077.0015.00垂直3474-2長4+51 613.5～1 617.5人工裂縫北東58.385.3010.50垂直3474-2長4+51 645.0～1 649.0人工裂縫北東58.979.2014.50垂直3425-7長91 997.0～2 002.0人工裂縫北東68.055.0019.00垂直3453-13長102 112.0～2 125.0人工裂縫北東65.0126.9412.92垂直

圖4 研究區(qū)3451-5井長4+5微裂縫方位Fig.4 Microcracks azimuth of Chang-4+5 reservoir in well 3451-5 in the study area

圖5 研究區(qū)3425-7井長6儲層微裂縫方位Fig.5 Microcracks azimuth of Chang-6 reservoir in well 3425-7 in the study area

2 裂縫與儲層物性的關(guān)系

微裂縫的形成除與構(gòu)造作用有關(guān)外，還與成巖作用有關(guān)[3-5]。在成巖作用期間，由于壓實作用、礦物重結(jié)晶作用等的發(fā)生，礦物顆粒發(fā)生收縮和膨脹以及礦物顆粒間的重新組合與排列，可以產(chǎn)生一些微裂縫。有些微裂縫中進(jìn)一步發(fā)生溶蝕可形成溶蝕縫。這些微裂縫及溶蝕縫使儲層孔隙得以溝通，滲透性增強(qiáng)。

據(jù)鑄體薄片和電鏡掃描照片觀察，儲集層中存在的微裂縫形狀多樣，多形成于碎屑顆粒內(nèi)部及顆粒間隙中。微裂縫長度在0.01～200 μm范圍內(nèi)；張開度在1～100 μm之間，多在2～20 μm范圍內(nèi)且部分被充填；微裂縫分布密度一般。物性統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，微裂縫發(fā)育的地方所對應(yīng)的孔隙度平均值為10.70%、滲透率平均值為2.20 mD，其值大多接近于或者大于其平均值(表2)。因此，微裂縫對于儲集層滲透率的提高有一定的積極作用[9]。在注水開發(fā)時一定要考慮裂縫的影響[10]。

3 裂縫對注水開發(fā)的影響

正359井區(qū)延長組屬于低滲透率儲層，微裂縫發(fā)育[11-13]。在油田開發(fā)之前的評價階段，判斷儲層有無裂縫存在至關(guān)重要。除巖心分析外，利用壓裂施工曲線分析判斷比較準(zhǔn)確。沒有裂縫的儲層，壓裂時具有明顯的破裂壓力(峰值)；而存在裂縫(包括潛在縫)的儲層，一般沒有明顯的破裂壓力。微裂縫在低滲透油藏中普遍存在，儲層物性較差，滲流阻力較大，一般無自然產(chǎn)能，油井須經(jīng)壓裂改造形成人工裂縫，獲得工業(yè)油流。而裂縫的存在，提高了儲層的滲流能力，卻也是注水開發(fā)的不利因素。開發(fā)過程中應(yīng)充分利用裂縫的有利因素，提高油井單井產(chǎn)能，提高驅(qū)替效果和最終采收率，合理部署開發(fā)井網(wǎng)。

表2 微裂縫發(fā)育井段對應(yīng)的物性數(shù)據(jù)Table 2 The physical data corresponding to microcrack development section

3.1 裂縫對注水時機(jī)的影響

低滲透油藏天然能量不足，油井投產(chǎn)后地層壓力迅速下降，產(chǎn)量降低。若滯后注水，地層壓力不能及時恢復(fù)，生產(chǎn)壓差降低，裂縫閉合，滲透率降低；若此時注水，注入水將迅速沿裂縫方向運(yùn)移到低壓區(qū)的油井，形成水通道，基質(zhì)孔隙中的原油將滯留在孔隙中，形成殘余油。為了提高油井的產(chǎn)量，裂縫發(fā)育區(qū)需要及時補(bǔ)充地層能量，只能采用同步注水，提高地層能量，增加地層壓力，使注入水沿非主裂縫方向驅(qū)油，提高注入水波及體積和洗油效率，從而提高注水開發(fā)效果，以期獲得最大的經(jīng)濟(jì)效益。

3.2 裂縫對注水方式的影響

對裂縫型低滲透砂巖油藏，周期注水可有效提高水驅(qū)效率和開發(fā)效果。水驅(qū)油時，注入水沿裂縫形成主要通道，當(dāng)停注后，由于初期裂縫壓力高于基質(zhì)孔隙壓力，因此裂縫中的水容易進(jìn)入基質(zhì)孔隙中；到停注后期，裂縫壓力降低，基質(zhì)彈性能量釋放，在毛管力作用下，基質(zhì)內(nèi)的油進(jìn)入裂縫中，而水則留在基質(zhì)孔隙中。當(dāng)再次注水后，地層壓力上升，裂縫中的油被驅(qū)替出，從而提高水驅(qū)效率和注水開發(fā)效果。上述作用的大小取決于毛管力、裂縫和基質(zhì)孔隙壓力差的大小。試驗研究證明，周期(間歇)注水對低滲透裂縫型砂巖油藏具有較好的適用性，不僅可以節(jié)約注水成本，提高水驅(qū)效果，還可以防止裂縫壓力過高發(fā)生水竄。

研究區(qū)為非均質(zhì)性較強(qiáng)的低滲透砂巖油藏，裂縫的出現(xiàn)將帶來明顯的注水突進(jìn)，吸水強(qiáng)度在裂縫方向強(qiáng)于其他注水?dāng)U散方向。

3.3 裂縫對井網(wǎng)部署的影響

井網(wǎng)部署是油田開發(fā)中的一個重要環(huán)節(jié)，既關(guān)系到采油速度、穩(wěn)產(chǎn)年限，又與油田最終采收率和經(jīng)濟(jì)效益密切相關(guān)。油藏的地質(zhì)條件決定了油田的布井方式，而油藏的非均質(zhì)性和裂縫系統(tǒng)又在很大程度上影響著布井方式。裂縫的產(chǎn)狀特征直接影響著油田注水開發(fā)井網(wǎng)的形式。裂縫性砂巖油田注采井網(wǎng)部署的關(guān)鍵一環(huán)即注水井排方向的確定。注水井排方向受制于裂縫系統(tǒng)的特征，尤其是裂縫發(fā)育方向，而本區(qū)微裂縫方位與區(qū)域地應(yīng)力方向具有一致性，注水井排方向要最大限度地與主裂縫方向保持匹配。隨著油田的不斷開發(fā)，注水二次采油過程中，裂縫的作用愈加受到重視，不僅控制層系的劃分、井網(wǎng)部署，而且決定了油田注水開發(fā)效果的好壞。根據(jù)監(jiān)測的人工壓裂裂縫方向，可以確定儲層最大的主應(yīng)力方向。在油田開發(fā)過程中應(yīng)根據(jù)裂縫監(jiān)測成果，及時調(diào)整井排方向，部署科學(xué)合理的注水開發(fā)井網(wǎng)。

考慮到研究區(qū)裂縫的主要方向為北東60°～80°，在布置井網(wǎng)時綜合油藏工程結(jié)果選擇與裂縫相匹配的方向北東60°作為井網(wǎng)布置主要方向。在注水開發(fā)時增大水驅(qū)控制程度，減少死油區(qū)。

由此，對于裂縫發(fā)育層段，首先應(yīng)該通過巖心觀察、裂縫監(jiān)測等技術(shù)，在明確儲層裂縫分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，結(jié)合動靜態(tài)資料確定合理的注水開發(fā)參數(shù)，可以有效控制儲層裂縫的不利影響，提高油田注水開發(fā)效果。在確定優(yōu)化壓裂方案時，應(yīng)避免因過度壓裂造成裂縫將油層切割，基巖彈性能量釋放后注入水沿裂縫竄流，導(dǎo)致油井暴性水淹，使基巖中形成殘余油。對于新井，投注時應(yīng)盡可能采取不壓裂的方式，或采取高能氣體爆燃、負(fù)壓復(fù)合射孔等技術(shù)，盡量避免人工裂縫與天然裂縫的溝通，減緩油井水竄、水淹。

4 結(jié)論

(1)裂縫的存在對儲層注水開發(fā)具有重要的影響，明確裂縫的分布規(guī)律具有重要的意義。巖心裂縫觀察和人工裂縫監(jiān)測結(jié)果分析本區(qū)延長組儲層天然裂縫的主裂縫方向在北東60°～80°之間，其中主力層長4+5儲層人工裂縫方位主要為北東60°～80°，長6儲層人工裂縫方位主要為北東40°左右。儲層物性統(tǒng)計數(shù)據(jù)分析表明，微裂縫發(fā)育段所對應(yīng)的孔隙度和滲透率值大多接近于或者大于其整個段的平均值，微裂縫對于儲集層滲透率的提高有一定的改善作用。

(2)裂縫對注水時機(jī)、注水方式以及井網(wǎng)部署具有很大的影響。裂縫發(fā)育區(qū)需要及時補(bǔ)充地層能量，只能采用同步注水和周期注水。裂縫的產(chǎn)狀特征直接影響著油田注水開發(fā)井網(wǎng)的形式。在油田開發(fā)過程中應(yīng)根據(jù)裂縫監(jiān)測成果及時調(diào)整井排方向，部署科學(xué)合理的注水開發(fā)井網(wǎng)，最終提高油田的注水開發(fā)效果。