志丹油田正359井區延長組裂縫發育特征及其對注水開發的影響

， ，，，王育， .

(1.延長油田股份有限公司勘探開發技術研究中心，陜西延安 716000；2.西北大學地質學系，陜西西安 710069)

裂縫是巖石中由于構造變形或物理成巖作用而形成的面狀不連續體。裂縫型油氣藏是21世紀石油增儲上產的重要領域之一。在我國，裂縫型低滲儲層油氣產量占整個石油天然氣產量的一半以上[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，同時裂縫的分布規律是影響合理選擇注水方式的重要因素。前人對研究區地層、沉積相和儲層特征做了大量工作，然而未對裂縫的發育和裂縫與注水開發的影響進行深入的分析。為了進一步明確志丹油田正359井區儲層裂縫的方向及發育特征，為下一步該區注水開發方案部署提供支撐，很有必要對該區三疊系延長組裂縫的分布規律進行系統的研究。

1 裂縫的類型及方向

根據裂縫的成因分析研究區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造作用、成巖作用、壓實作用等地質作用而形成的裂縫[3-5]。根據天然裂縫的成因，通常將天然裂縫分為構造成因縫、成巖成因縫以及溶蝕縫等。根據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所充填的裂縫，充填物質可以為泥質、次生的石英及碳酸鹽巖礦物等。根據礦物的充填程度，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的裂縫，它們在地下受構造作用影響，在應力薄弱面上產生結構性的破裂，在地下較強的圍壓條件下處于閉合狀態，取出地面后由于應力的釋放導致原閉合縫開啟。

前人研究成果表明：陜北地區天然裂縫以構造成因的裂縫為主[6-9]。陜北地區延長組地層沉積后經歷了多期構造運動，現今裂縫展布格局主要是燕山運動和喜山運動兩期構造運動綜合作用的結果。在構造運動中，燕山運動對鄂爾多斯盆地影響較大，不僅形成了盆地西緣逆沖帶，而且奠定了盆地現在基本的構造形態。因構造運動屬左旋剪切性質，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，研究區的裂縫主要有不完全充填縫、完全充填縫、鈣質膠結張裂縫以及縫寬較大的小裂縫(圖2)。

鏡下觀察，研究區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、喜馬拉雅期和現今應力場分布Fig.1 The stress fields distribution of Yanshan and Himalaya and now in Ordos basin

前人研究表明，安塞沿河灣地區現今最大主應力方位介于北東68°～80°之間。坪橋北區裂縫檢測的水平最大主應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°。通過差應變試驗，旦八地區現今最大主應力方向應該在北東60°～80°之間。本區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，因而需進行壓裂改造[8-9]。壓裂作用會產生人工裂縫，根據人工裂縫的統計數據和監測結果(表1、圖4、圖5)，研究區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，局部區域北西方向74.5°(圖4)。

圖2 研究區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系

微裂縫的形成除與構造作用有關外，還與成巖作用有關[3-5]。在成巖作用期間，由于壓實作用、礦物重結晶作用等的發生，礦物顆粒發生收縮和膨脹以及礦物顆粒間的重新組合與排列，可以產生一些微裂縫。有些微裂縫中進一步發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。

據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部及顆粒間隙中。微裂縫長度在0.01～200 μm范圍內；張開度在1～100 μm之間，多在2～20 μm范圍內且部分被充填；微裂縫分布密度一般。物性統計數據表明，微裂縫發育的地方所對應的孔隙度平均值為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]。在注水開發時一定要考慮裂縫的影響[10]。

3 裂縫對注水開發的影響

正359井區延長組屬于低滲透率儲層，微裂縫發育[11-13]。在油田開發之前的評價階段，判斷儲層有無裂縫存在至關重要。除巖心分析外，利用壓裂施工曲線分析判斷比較準確。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，一般無自然產能，油井須經壓裂改造形成人工裂縫，獲得工業油流。而裂縫的存在，提高了儲層的滲流能力，卻也是注水開發的不利因素。開發過程中應充分利用裂縫的有利因素，提高油井單井產能，提高驅替效果和最終采收率，合理部署開發井網。

表2 微裂縫發育井段對應的物性數據Table 2 The physical data corresponding to microcrack development section

3.1 裂縫對注水時機的影響

低滲透油藏天然能量不足，油井投產后地層壓力迅速下降，產量降低。若滯后注水，地層壓力不能及時恢復，生產壓差降低，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移到低壓區的油井，形成水通道，基質孔隙中的原油將滯留在孔隙中，形成殘余油。為了提高油井的產量，裂縫發育區需要及時補充地層能量，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油，提高注入水波及體積和洗油效率，從而提高注水開發效果，以期獲得最大的經濟效益。

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效率和開發效果。水驅油時，注入水沿裂縫形成主要通道，當停注后，由于初期裂縫壓力高于基質孔隙壓力，因此裂縫中的水容易進入基質孔隙中；到停注后期，裂縫壓力降低，基質彈性能量釋放，在毛管力作用下，基質內的油進入裂縫中，而水則留在基質孔隙中。當再次注水后，地層壓力上升，裂縫中的油被驅替出，從而提高水驅效率和注水開發效果。上述作用的大小取決于毛管力、裂縫和基質孔隙壓力差的大小。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，不僅可以節約注水成本，提高水驅效果，還可以防止裂縫壓力過高發生水竄。

研究區為非均質性較強的低滲透砂巖油藏，裂縫的出現將帶來明顯的注水突進，吸水強度在裂縫方向強于其他注水擴散方向。

3.3 裂縫對井網部署的影響

井網部署是油田開發中的一個重要環節，既關系到采油速度、穩產年限，又與油田最終采收率和經濟效益密切相關。油藏的地質條件決定了油田的布井方式，而油藏的非均質性和裂縫系統又在很大程度上影響著布井方式。裂縫的產狀特征直接影響著油田注水開發井網的形式。裂縫性砂巖油田注采井網部署的關鍵一環即注水井排方向的確定。注水井排方向受制于裂縫系統的特征，尤其是裂縫發育方向，而本區微裂縫方位與區域地應力方向具有一致性，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，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、井網部署，而且決定了油田注水開發效果的好壞。根據監測的人工壓裂裂縫方向，可以確定儲層最大的主應力方向。在油田開發過程中應根據裂縫監測成果，及時調整井排方向，部署科學合理的注水開發井網。

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

由此，對于裂縫發育層段，首先應該通過巖心觀察、裂縫監測等技術，在明確儲層裂縫分布規律的基礎上，結合動靜態資料確定合理的注水開發參數，可以有效控制儲層裂縫的不利影響，提高油田注水開發效果。在確定優化壓裂方案時，應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，導致油井暴性水淹，使基巖中形成殘余油。對于新井，投注時應盡可能采取不壓裂的方式，或采取高能氣體爆燃、負壓復合射孔等技術，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 結論

(1)裂縫的存在對儲層注水開發具有重要的影響，明確裂縫的分布規律具有重要的意義。巖心裂縫觀察和人工裂縫監測結果分析本區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。儲層物性統計數據分析表明，微裂縫發育段所對應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、注水方式以及井網部署具有很大的影響。裂縫發育區需要及時補充地層能量，只能采用同步注水和周期注水。裂縫的產狀特征直接影響著油田注水開發井網的形式。在油田開發過程中應根據裂縫監測成果及時調整井排方向，部署科學合理的注水開發井網，最終提高油田的注水開發效果。