扶余油田儲層裂縫特征及其與注水開發的關系

張耀升，胡望水 ，王建一，劉　楊

(1.油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室·長江大學地球科學學院，湖北武漢 430100；2.中國石油吉林油田分公司油氣工程研究院；3.中國石油吉林油田分公司勘探開發研究院)

扶余油田儲層裂縫特征及其與注水開發的關系

張耀升1，胡望水1，王建一2，劉楊3

(1.油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室·長江大學地球科學學院，湖北武漢 430100；2.中國石油吉林油田分公司油氣工程研究院；3.中國石油吉林油田分公司勘探開發研究院)

摘要：扶余油田目前已進入高含水后期開采階段，油藏中裂縫的發育和分布直接影響著油田注水開發效果。在巖心裂縫觀察、分析裂縫特征基礎上，通過井間示蹤劑測試、電位法測試等裂縫動態監測方法，應用人工裂縫與天然裂縫藕合關系對該油藏裂縫特征進行分析，預測了人工裂縫走向，為油田開發井網部署提供指導。

關鍵詞：扶余油田；裂縫分布特征；注水效果

隨著常規孔隙性油氣藏儲量日益減少，人們逐漸重視裂縫性油氣藏的勘探。裂縫可能給儲層帶來兩種不同的影響：提供了儲層基本的孔隙度和滲透率，同時也造成了儲層強烈的非均質性[1]。童亨茂認為儲層裂縫具有成因的復雜性、控制和影響的多因素性、形成和發育的隨機性和分布的高度非均質性，因而研究起來難度很大[2]。裂縫的評價研究包括三方面的內容：儲層裂縫的探測、識別和定量預測[3]。目前人們對天然裂縫的研究較多,并提出了多種方法[4-8]，如油藏應力場分析法、巖心測定方法、和動態分析法預測裂縫走向等。本文就扶余油田取心井儲層裂縫系統進行研究。

1油田概況

扶余油田構造位置上處于松遼盆地南部中央凹陷區東緣扶新隆起帶扶余三號構造上，是一個被斷層復雜化的多高點穹隆背斜，區塊內斷層多、高點多、油藏埋藏淺、油層多而薄，油藏主要受構造控制。本次研究目的層段為上白堊統泉頭組扶楊油層。扶余油田自1970年規模投產以來，隨著油田開發的深入，目前已進入高含水后期開采階段，整體壓裂造成人工裂縫非常發育，含水率急劇上升，產量遞減快，正面臨嚴峻的開發形勢。

2巖心裂縫觀察、識別及類型

對巖心裂縫的觀察、描述與統計分析是裂縫預測最直接的方法。該油田取心井巖心裂縫按裂縫的成因歸結為原生裂縫、次生裂縫、人工裂縫。天然裂縫在識別過程中，通常具有一定的標志[6-8]：充填有膠結物，礦物晶體及礦物薄膜；裂縫包含在巖心內部，不延伸達到巖心邊緣等標志。

2.1原生裂縫

原生裂縫是巖石形成過程中未經外力改造形成的裂縫，主要由巖石收縮、沉積作用形成。該類型裂縫在扶余油田取心井巖心中存在，主要是沉積界面形成的裂縫，以微裂縫為主，但不是主要裂縫。如檢26井424.7 m處巖石鑄體薄片反映由于沉積作用和水動力作用差別，形成的上下巖層間微裂隙，為沉積作用形成的原生裂縫。

2.2次生裂縫

對扶余油田密閉取心井巖心觀察發現，次生裂縫在泉頭組扶楊油層均有發育，多發育在砂巖與鈣質砂巖中，裂縫發育規模小密度小、間距大、延伸短，發育程度低，充填物多為瀝青等礦物質。鈣質砂巖中發育高角度、垂直裂縫，油砂巖中也常見。檢27井是處于老注水井排完鉆的密閉取心井，巖心觀察發現裂縫以高角度、垂直裂縫形式存在，裂縫延伸不遠，裂縫面粗糙、凹凸不平，脈壁不平直。該井區未經過壓裂改造，雖然受注水壓力影響，但影響范圍有限，其裂縫可認為為天然次生裂縫。檢28井砂體底部的鈣質砂巖及油砂巖，發育次生垂直裂縫，裂縫面多充填瀝青等礦物質。

2.3人工裂縫

扶余油田生產過程中，油層經過壓裂改造，經過多年的注水開發，天然次生裂縫與人工裂縫很難區別。通過壓裂、鉆井、注水開發等外力作用誘導形成的裂縫，局部規模大，密度大。如檢25井439.55～439.73 m巖心觀察到的裂縫，由于巖石成巖作用后呈脆性，人工壓裂的裂縫縫面較為光滑，脈壁較平直，局部密度大。

巖心照片觀察結果表明,扶楊油層裂縫發育，多見于砂巖，泥巖極少；砂巖中裂縫發育規模較小，有的巖心多條裂縫并排發育，空間上互相切割,裂隙面不平整；在含鈣砂巖中裂縫發育規模較大，一般貫穿整塊巖心，甚至貫穿2～3塊巖心，裂隙面平整，均為高角度發育；裂隙中大多充填黑色瀝青質物質，礦物充填極少見。

3巖心裂縫分布特征

對檢24、檢25、檢26、檢27、檢28共5口檢查井不同巖性裂縫進行統計，結果見表1。本文根據油水井在沒有人工壓裂改造情況下注水開發水線推進方向及人工裂縫與天然裂縫耦合關系推測裂縫方向。

表1　扶余油田檢24井-檢28井裂縫統計

3.1動態分析法

扶余油田于1973年開始大面積注水，采用反九點法面積注水及夾三排行列注水方式，一套層系開發，沿東西方向部署油水井排。注水后東西向油井很快水淹水竄，甚至出現暴性水淹，造成了嚴重的開發矛盾。根據東西向水淹井資料統計，注水后3個月內水淹井占17%，1年內水淹井占63%，而南北向油井水淹比例僅僅為6.7%，水竄的方向性比較明顯，初步判斷是注入水沿裂縫竄流造成的。綜合分析注水見效時間、水淹情況、油水井間方向，推測東西、北東東方向為裂縫發育方向。

3.2示蹤劑測試方法

示蹤劑在井組各方向的顯示特性：第一，可以反映井組中油井與水井之間的連通關系；第二，可以反映是否存在高滲透帶或裂縫；第三，能定量分析井組各井方向高滲透小層的有關地層參數；第四，能判斷井組的流動能力。利用示蹤劑測試方法能比較精確地判斷出裂縫或高滲通道在這些井組的平面和縱向的分布情況。通過對注水井為中心的井組示蹤劑測試結果的分析表明，同一個井組，不同井距油水井之間的見示蹤劑時間、最大峰值濃度以及流動能力都不同，可以分析出各個井組油井見水方向，從而得出部分井組的裂縫分布特征。

3.3利用人工裂縫與天然裂縫耦合關系推測裂縫方向

關于天然裂縫對水力壓裂所產生的具體影響，人們已達成比較統一的認識[9-11]，即當天然裂縫與現今地應力場最大主應力方向的夾角較小時，人工壓裂縫會沿早期的天然裂縫擴展，只有在遠離天然裂縫的區域，人工裂縫才能夠平行于現今地應力場最大主應力的方向延伸。

為了解人工壓裂裂縫方位，運用地面電位法對壓裂裂縫方位進行測試。

檢24井壓裂測試井段426.0～438.0 m，異常電位場的監測結果顯示，視純異常曲線和環形圖在360°范圍內出現了兩個異常區域，其中在 30°～60°區域出現了一條裂縫，裂縫中心方位角方位為45°；在210°～240°區域出現了一條裂縫，裂縫中心方位角方位為225°(圖1、圖2)。應用電位法井間監測技術摸擬計算表明：中心方位角45°方向裂縫為長縫，長度44.31 m；中心方位角225°方向為短縫，裂縫長度32.38 m。從測試成果圖中還可以看出，視純異常曲線在30°～120°范圍異常區域較大，并且在30°、120°附近視純異常曲線斜率變化較大，故判斷在30°～120°范圍形成了水平縫，其中心方位角為45°；視純異常曲線在210°～240°范圍異常區域較窄，故判斷225°方向為垂直裂縫。水平裂縫在水平縫漸進圖上能夠更好的呈現。松原地區磁偏角為10°，通過磁偏角校正，壓裂形成的兩條裂縫方位為35°和235°。

扶余油田人工裂縫方位測試結果表明，壓裂裂縫為近東西、北東東方向發育。

3.4應力場分析

從廣義上講，地應力場主要包含上覆巖體重力造成的靜地應力(垂向壓應力)與受地殼構造運動控制的構造應力兩部分[12]。構造應力是影響儲層地應力場的最主要因素，尤其以水平方向的構造應力對地應力場的影響最大[13]。利用地應力的絕對大小可以定性判別裂縫的發育程度，如拉張應力和剪切應力高值區是裂縫的有利發育區[14]。在均質儲集層中，現今地應力場最大水平主應力的方向是控制人工裂縫延伸方向的主導因素[15-17]。李志明等認為：對于不同構造類型和不同應力狀態的構造區，當同一性質的構造應力場疊加后，原有巖體、構造所受的地應力狀態和力學性質就會發生變化[18]。

圖2　22-23號層壓裂裂縫方位視純異常圖(中-外環)

松遼盆地現今地應力場的最大水平主應力基本位于東西向。扶余油田位于扶余Ⅲ號構造，扶余Ⅲ號構造受控于扶北斷裂，主體被近NS向和近EW向斷裂復雜化的穹隆構造，發育多組及多期斷裂，形成了復雜的網格式斷裂系統。扶北斷裂為大規?？剡厰鄬?。受張扭性應力場控制，扶余Ⅲ號構造上主要發育扭動性正斷裂，走向以NNW及NNE向為主，近EW向次之，二者具有明顯的切割關系，具有斷面較陡、延伸不長、斷距變化快及數量眾多的特點。

泉四段地層傾角橢圓井眼處理成果普遍表現為：長軸方向(即最小水平主應力方向)為近南北向，表明最大水平主應力方向為近東西向。

從扶余Ⅲ號構造看，扶北斷層的反轉表明了南北方向存在擠壓應力。近南北向斷裂主要形成于拉張期，受東西方向應力控制。現今構造處于擠壓期，且東西向的擠壓應力最大，東西向的強烈擠壓與近南北向的擠壓形成了近東西向的壓扭作用，這就解釋了東西向的斷裂及裂縫。

區域應力場的應力方向是人工裂縫方向的普遍控制因素,多數人工裂縫方向沿區域最大水平主應力方向。但構造、原生裂縫、介質間斷面也會影響人工裂縫方向。扶余油田最小水平主應力為南北向方向，最大水平應力為東西向。人工壓裂裂縫為近東西、北東東方向發育。考慮人工壓裂縫與天然裂縫具有較好的耦合作用，推測裂縫走向主要為近東西、北東東方向。

4裂縫對注水開發及剩余油的影響

扶余油田投入開發后，注入水沿著油層滲透率高的方向滲流，當注水壓力大于裂縫延伸壓力后，注入水沿東西方向裂縫滲流并進行持續的水劈作用，使裂縫張開，并使原來斷續分布的微裂縫串連起來，形成顯裂縫。扶余油田裂縫主要分布在泉頭組扶楊油層，注入水在東西方向主流線上迅速將裂縫貫通，沿裂縫發生竄流，致使東西方向的油井過早水淹關井，注入水在東西方向的體積波及系數很小，水驅效果差；南北方向沿著孔隙-裂縫-孔隙的驅油孔道進行連片掃油，其波及系數大，驅油效率高，所以東西向的水驅效果遠比南北向差。扶余油田微裂縫相當發育，在扶余油田西三站5口檢查井的432.78 m巖心中，見到143條縱向微裂縫，平均每米0.32條，其分布特點與整個扶余油田分布規律一致。由于東西向裂縫的影響，油田注入水沿裂縫發生竄流，致使東西方向的油井水淹，油層水驅油效果差，剩余油富集。如檢6井和檢8井的11+12號層，油層水洗程度相差很大。檢6井位于注水井正東75 m處，其11+12號層油層巖心的驅油效率為18.9%，油層水洗厚度1.5 m，占油層厚度的33%；檢8井位于注水井北東30°的50 m處，其11+12號層巖心驅油效率為26%，油層水洗厚度為5.4 m，占油層厚度的89%。可見檢8井11+12號油層巖心的水洗狀況明顯好于檢6井。說明東西向水驅效果差。

裂縫對該油田注水開發的不利影響主要表現在以下方面：①產量遞減速度快。由于儲層裂縫影響，油井過早見水，含水上升快，調整難度大。通過對儲層裂縫特征的綜合分析認為，研究區投產高含水油井產量下降主要因素就是油井裂縫性見水及油井見效見水；超前注水期間注水強度偏大導致地層微裂縫開啟，注入水沿裂縫竄流；油井投產后保持較高的注采強度導致油井見效即見水。②層內矛盾突出。油井沿裂縫見水后，見水層壓力高，層內矛盾突出，使層內低含水層難以再動用。偏高的注水強度導致注入水單層突進，使尚未處于開啟狀態的微裂縫開啟，油井迅速水淹。③平面矛盾突出。油井見水后，平面矛盾突出，低含水井供液能力下降較快。

5結論

(1)巖心觀察表明，扶楊油層中的裂縫非常發育，多發育在砂巖、鈣質砂巖中，多為高角度裂縫，發育程度較高，規模較小，延伸短，天然裂縫難以形成裂縫網絡。

(2)動態、示蹤劑和應力場分析認為，扶余油田天然裂縫方向以東西向為主，其次北東東向。

(3)長期的注水開發使得扶余油田斷續的天然裂縫和人工裂縫串聯起來，造成部分油井水淹嚴重。井網部署時，要充分考慮天然裂縫發育程度、發育方位及其與現今地應力的最大主應力的匹配關系。若研究區天然裂縫發育，人工壓裂縫可能沿著天然裂縫方位延展，井排方向部署時要考慮以天然裂縫走向為主，從而達到油田有效開發，最大限度防止油井爆性水淹。

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編輯：李金華

文章編號：1673-8217(2016)01-0099-04

收稿日期：2015-09-06

作者簡介：張耀升，1991年生，在讀碩士研究生，研究方向：礦產普查與勘探。

基金項目：國家自然科學基金(41340030)資助 。

中圖法分類號：TE343

文獻標識碼：A