青平川油田長2儲層裂縫識別方法及裂縫特征

劉 濤，殷小軍，劉紅龍

(延長油田股份有限公司青平川采油廠，陜西延安 717200)

青平川油田處于鄂爾多斯盆地二級構造單元陜北斜坡上。研究區長2油層組各亞組的構造面貌與陜北斜坡的區域構造面貌一致。研究區總體為一個西傾的單斜，在單斜的背景上發育了多個鼻狀隆起以及微隆，研究區各個小層的頂面構造具有明顯的繼承性，整體上“東高西低”的單斜構造并且發育一些小型的鼻隆構造及微隆，這些鼻狀隆起是由于砂泥巖差異壓實作用形成的。鼻狀構造的形成使儲層彎曲變形，對裂縫的形成有重要的作用，裂縫的形態和特征，直接影響油氣的生成、運移、成藏乃至保存等各個環節，對油氣的分布和富集具有很強的控制作用[1-5]。

1 儲層裂縫識別方法

1.1 天然裂縫露頭觀察法

1.1.1 野外露頭觀察法 野外露頭觀察是最普遍的調查或研究地質概貌的方法之一，最重要的步驟是選好觀察剖面，基本上可以通過穿越幾條剖面的辦法了解到區域地層分布的面貌，裂縫發育的類別，特征等地層信息。本文選取長2砂巖剖面出露于延長縣的甘谷驛至譚家灣公路兩側(見圖1)。長2層厚度140 m，為三組正旋回沉積，砂巖總厚度60 m～70 m，為三層砂巖，每層平均厚20 m。在這三塊砂巖中共觀察剖面7條，發現裂縫有5條。

1.1.2 區域裂縫發育情況 對延安地區的延長組野外露頭進行了裂縫觀測。沿姚店－甘谷驛－黑家堡－延長縣城的延河露頭觀察了長2、長3、長4＋5、長6巖層的裂縫。由于延長組裂縫是在統一應力場形成的，因此裂縫方向其中的不同層段裂縫方向基本一致(見圖2)。

1.2 天然裂縫巖心物性分析驗證法

通過巖心物性孔滲交匯圖可以定性判斷天然裂縫的發育程度，由于研究區投產年限早，開發歷史遠，沒有物性分析資料，但從測井孔滲關系分析，本區孔滲相關性較高，認為天然裂縫不太發育。綜合野外觀察、巖心描述、室內實驗測試，長2砂巖裂縫發育情況可歸納出以下幾個特點：

(1)天然裂縫數量少或基本不發育。

(2)裂縫不長，只在本砂層內發育，以微裂縫為主。

(3)裂縫在平面上分布，延伸的方向無一定規律，與層理、巖層層面的產狀無明顯的關系，說明不是構造裂縫。

總之，該區天然裂縫不發育，僅在發育的層理面形成部分機械裂縫，認為該區天然裂縫對注水開發不能構成影響，注水開發主要應考慮人工裂縫特征及形態。

1.3 人工裂縫識別

圖1 研究區域詳細位置圖

圖2 延河姚店－延長野外露頭(長2油層組)

1.3.1 裂縫產狀 根據鄰區余家坪長2油藏人工裂縫測試結果：當井深小于450 m時，壓裂縫形態為水平縫，井深大于560 m，壓裂縫形態為垂直縫，深度介于450 m～560 m的油層水平、垂直縫都可能產生。余家坪人工裂縫形態以水平縫為主。本區平均井深小于300 m，人工壓裂后主要為水平裂縫，水平裂縫縫高一般為3 m～5 m。

1.3.2 裂縫方位及規模 一般來說，水平裂縫為一平面體，方向性不明顯。根據本區注1井微地震測試資料，裂縫方向為NE60°～72°。裂縫半長在20 m左右，裂縫產狀為水平縫，平面上呈北東向橢圓形展布(見圖3)。

圖3 青平川油田東柏區注1井裂縫方位圖

1.4 研究區裂縫示蹤劑測試法

井間示蹤劑測試是為了跟蹤已注入的流體，向注入井中注入能夠與已注入的流體相溶且溶解了示蹤劑的攜帶流體，然后再用流體驅替這個示蹤劑的段塞，從而標記已注入流體的運動軌跡，同時在生產井檢測示蹤劑的開采動態。

在研究區內，近年來分別在176井、指22、指138、柏 59、指 165、西 51、康 3、東 117-1、柏 95 井這 9 個井組展開了化學示蹤劑監測(見圖4)。

在柏洼溝注水區指22井組中，示蹤劑在指22井至指91井中的推進速度最快為18.67 m/d，說明這兩口井與注入井之間存在裂縫或高滲帶；柏59井組中，柏46和柏60井產劑量比較大，共占產出示蹤劑量的87.8%，連通效果比較好，柏46井的水推速度很快，初步說明其中必定存在大通道或者高滲裂縫(見圖5、圖6)。

圖4 研究區示蹤劑測試井組及油水井之間見水方向示意圖

圖5 指22井組示蹤流體推進速度示意圖

圖6 柏59井組示蹤流體推進速度示意圖

圖7 康3井組示蹤流體推進速度示意圖

圖8 東117-1井組示蹤劑推進速度示意圖

在東西溝注水區在康3井組中，推進速度較大的方向是康3井北東向的康80井，其平均推進速度是21 m/d，說明在康3注水井組內，康3井與康80井之間存在非常好的滲流通道或裂縫，滲流能力強，容易產生水線突進的現象，這兩口井與注入井之間存在高滲帶或裂縫；對于東117-1井組，推進速度較大的方向是東117-1井南西向的東101井，其平均推進速度是24 m/d，說明在東117-1注水井組內，東117-1井與東101井之間存在高滲帶或裂縫，滲流能力強，容易產生水線突進的現象(見圖7、圖8)。

1.5 研究區裂縫試井分析法

根據青平川東西溝及柏洼溝注水區歷年壓力降落試井和壓力恢復試井資料(見表1)可知：研究區中測試井裂縫半長最長為43.5 m，最短為25.6 m，平均裂縫半長為33.68 m，根據調研研究區相關裂縫資料分析認為：青平川地區油藏埋深較淺，為人工壓裂水平縫，且儲層滲透率顯著增大。

1.6 研究區裂縫動態資料分析法

油藏注水后，注入水很容易沿裂縫竄進，使沿裂縫方向的采油井見水快，油藏含水上升快，在很短的時間內就會進入高含水5段，而位于裂縫兩側的油井見水速度慢、壓力恢復慢，裂縫在生產動態上反應為油井含水迅速上升。通過對東西溝及柏洼溝注水區生產資料分析認為：研究區中柏洼溝注水區裂縫分布呈多向性，東西溝注水區裂縫方向主要沿北東-南西向分布，與研究區物源分布方向近似。

2 裂縫特征

(1)對出露于延長縣的甘谷驛至譚家灣公路兩側剖面進行觀測，特征如下：①裂縫較短，只在本砂體內發育，未刺穿層面；②裂縫的方向無一定規律，與巖層、層理的產狀無明顯的關系，均為巖性裂縫；③裂縫的傾角大多為高角度或直立的，角度62°～90°，裂縫直立或彎曲；④裂縫無張開或充填。

對延安地區的延長組野外露頭進行了裂縫觀測，野外觀測發現：裂縫方向以南北－東西方向一組共軛節理裂縫最為發育，其中南北方向裂縫時有細微的10°左右的方向變化，經常顯示為北北東方向，這也是井下巖心裂縫和壓裂裂縫經常可以發現北北東方向裂縫的原因。

表1 青平川油田東西溝及柏洼溝注水區歷年試井資料統計表

(2)通過巖心物性分析驗證法分析，發現該區天然裂縫不發育，僅在發育的層理面形成部分機械裂縫，認為該區天然裂縫對注水開發不能構成影響，注水開發主要應考慮人工裂縫特征及形態。

(3)通過人工裂縫識別，發現本區平均井深小于300 m，人工壓裂后主要為水平裂縫，水平裂縫縫高一般為3 m～5 m。裂縫方向為NE60°～72°。裂縫半長在20 m左右，裂縫產狀為水平縫，平面上呈北東向橢圓形展布。

(4)通過示蹤劑追蹤法，說明指22井與指91井這兩口井與注入井之間存在裂縫或高滲帶；發現柏59井組中，柏46和柏60井產劑量比較大，共占產出示蹤劑量的87.8%，連通效果比較好，柏46井的水推速度很快，初步說明其中必定存在大通道或者高滲裂縫。說明在康3注水井組內，康3井與康80井之間存在非常好的滲流通道或裂縫，滲流能力強，容易產生水線突進的現象，這兩口井與注入井之間存在高滲帶或裂縫；說明在東117-1注水井組內，東117-1井與東101井之間存在高滲帶或裂縫，滲流能力強，容易產生水線突進的現象。

(5)根據調研研究區相關裂縫資料分析認為：青平川地區油藏埋深較淺，為人工壓裂水平縫，且儲層滲透率顯著增大。

(6)通過對東西溝及柏洼溝注水區生產資料分析認為：研究區中柏洼溝注水區裂縫分布呈多向性，東西溝注水區裂縫方向主要沿北東-南西向分布，與研究區物源分布方向近似。

3 結論

(1)研究區天然裂縫不發育，僅在發育的層理面形成部分機械裂縫，認為該區天然裂縫對注水開發不能構成影響，注水開發主要應考慮人工裂縫特征及形態。

(2)青平川地區油藏埋深較淺，人工壓裂后主要為水平裂縫，水平裂縫縫高一般為3 m～5 m。裂縫方向為NE60°～72°。裂縫半長在20 m左右，裂縫產狀為水平縫，平面上呈北東向橢圓形展布。

(3)研究區中柏洼溝注水區裂縫分布呈多向性，東西溝注水區裂縫方向主要沿北東-南西向分布，與研究區物源分布方向近似。

參考文獻：

［1］許君玉.松遼盆地十屋油田營城組裂縫識別［J］.新疆石油地質，2012，23(1)：65-68.

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