蘇53區塊天然裂縫特征及對水壓致裂的影響

葉成林

（中國石油長城鉆探蘇里格氣田分公司，遼寧　盤錦　124010）

?

蘇53區塊天然裂縫特征及對水壓致裂的影響

葉成林

（中國石油長城鉆探蘇里格氣田分公司，遼寧盤錦124010）

摘要蘇里格氣田屬于低滲透致密砂巖氣藏，目的層為上古生界二疊系的石盒子組和山西組，研究區蘇53區塊采取水平井整體開發。在開發過程中，天然裂縫對水平井開發的控制作用日趨凸顯。為了解蘇53區塊天然裂縫發育特征，進一步指導區塊科學、高效開發，以巖心描述和薄片分析等常規方法對蘇53區塊天然裂縫發育情況進行分析，同時結合研究區測井及巖心資料，運用雙側向電阻率差異法對裂縫產狀進行判斷，對微裂縫在水壓致裂的過程中起到的作用進行了模擬。結果表明：①蘇里格氣田目的層天然裂縫以顯微構造裂縫、晶間縫及顆粒間網狀縫等微裂縫為主；②微裂縫多為水平縫和斜交縫；③在后期壓裂改造過程中，微裂縫可以改善水壓致裂儲層物性，提高開發效果，同時也可能由于天然裂縫的引導而造成井間連通。

關鍵詞天然裂縫儲層改造致密氣藏蘇53區塊蘇里格氣田

修訂回稿日期：2016－01－25

0　引言

在油氣成藏和開發過程中，天然裂縫的發育特征及分布規律起到很重要的控制作用。有效裂縫可以為儲層提供油氣運移通道和油氣儲集空間，更能有效提高油氣的產量［1］。目前，特低滲透油氣田在我國油氣資源中占有十分重要的地位，微裂縫發育特征對該類氣藏的開發具有重要的指導意義［2］。蘇里格氣田是迄今國內最大的致密砂巖氣藏［3］，蘇53區塊位于氣田的西北部，2010年率先在蘇里格地區實施水平井整體開發。對蘇53區塊目的層天然裂縫特征及其對儲層改造的影響進行研究，有助于區域地質研究、富集區優選，同時對后期壓裂改造以及井網優化具有重要的指導意義。

1　天然裂縫特征

1.1巖心描述

本區宏觀構造裂縫只在局部井段發育，構造裂縫以低角度為主，少量高角度裂縫；砂巖儲層中構造裂縫的力學性質主要表現為：砂巖儲層中主要發育張性、張扭性裂縫；縫內充填物多以泥質、炭質、瀝青質為主，一些早期裂縫被晚期方解石充填。如在蘇53-2井中的第3次取心第27塊巖心上見有10°左右的低角度水平縫，縫間被瀝青質充填（圖1a）。第7次取心第44塊巖心（3 282.5 m），見有1條60°高角度裂縫、兩條近水平的低角度裂縫，縫間充填瀝青質，裂縫開度為0～1 mm，延伸較短（圖1b）。第3次取心第54塊巖心上見多條近60°左右的高角度縫，裂縫開度較小，延伸距離短（圖1c）。第2次取心的第22塊灰黑色泥巖中發育水平縫，縫面附著瀝青質，具階步及擦痕，為壓扭性裂縫，該地質歷史時期曾有油氣等有機質在該裂縫中運移（圖1d）。

圖1　蘇53區塊巖心照片圖

依據蘇53區塊巖心觀察結果，認為本區膠結致密的砂巖儲層中宏觀構造裂縫相對不發育，在局部井段砂巖儲層中不同程度地發育張性、張剪性構造裂縫，縫間被鈣質、硅質或瀝青質所充填。在黑色質脆的泥巖中構造裂縫的發育相對廣泛，存在常見中—高角度的壓扭性裂縫，鏡面光亮，斷階、階步和斜向釘頭擦痕，這反映出在地質歷史時期，本區遭受壓性和扭性或張扭性構造應力場的聯合作用［4］。

1.2薄片分析

由顯微裂縫觀察結果可知，蘇里格地區儲層砂巖膠結致密，符合低滲透砂巖氣藏特征。由于微裂縫的存在及其分布的復雜性，使特低滲透油氣田開發較為困難，但因為構造裂縫的存在，使儲層基質孔隙能夠連通，滲透性會因微裂縫的存在而大大提高。根據低滲透儲層裂縫在油氣田開發所起的作用，將縫寬小于100 μm，長度小于2 cm的裂縫稱為微裂縫［5］。蘇53區塊微裂縫主要有以下幾種類型（圖2）。

圖2　蘇53-2井巖心顯微裂縫特征圖

1）碎屑顆粒裂紋。礫徑較大的顆粒有機械碎裂現象，排列雜亂無章，長短不一，裂紋寬一至數十微米，發育方向不具有規律性，成網狀結構。

2）顯微構造裂縫。顯微構造裂縫是構造應力場作用下的產物，是地應力狀態達到巖石破裂強度條件下產生的，是巖石在構造應力作用下巖石的一種永久變形。經蘇53-2巖石薄片的鑒定，砂巖儲層中發育 一定數量的顯微構造裂縫，裂縫成張性或張扭性，成鋸齒狀，縫間無充填，平均寬度為12.5 μm，為有效裂縫，此類裂縫對儲層物性具有明顯的改善作用。

3）晶間縫和晶間溶蝕孔。礦物晶體解理面經地下水的淋濾作用發生溶蝕，形成次生孔隙，這類微裂縫也可以在構造裂縫的基礎上發生溶蝕，溶蝕孔縫擴大的主要因素具體表現在儲層巖石的不穩定組分，如長石、巖屑、方解石等礦物被酸性地下水淋濾，溶解下來的礦物質被水溶解帶走，最后在原巖石顆粒內部或其邊緣形成新的微觀溶蝕裂縫。

1.3應用雙側向電阻率差異法判別裂縫產狀

1）判別原理

對于高角度裂縫，裂縫被鉆井液深侵，使深淺雙側向都只能探測到裂縫侵入區，雙側向電阻率都有所降低，但淺側向數值降低得更快，因此在曲線上呈現正差異，其差值的大小反映了裂縫的發育程度。對于低角度裂縫特征，雙側向電阻率呈現負差異特征。網狀裂縫響應特征介于高、低角度裂縫之間［6］。

雖然雙側向測井方法不能提供準確的裂縫傾角信息，但裂縫傾角在5°～10°的變化范圍內，雙側向測井響應的變化并不大，可近似看作定值。通過對雙側向測井響應幅度差作一定變換，提出以下裂縫傾斜類型劃分方法。先將裂縫傾斜類型初步劃分為低角度裂縫、傾斜裂縫、高角度裂縫3種，不固定這3類裂縫傾角角度的范圍，而是結合蘇里格地區巖心和測井數據對范圍進行調整。據此給出如下判斷裂縫產狀的數學模型［7］：

利用雙側向測井響應判別裂縫的狀態Y公式：

式中，Rd和Rs分別為深、淺側向電阻率，Ω·m。

針對本地區裂縫的發育狀況，利用巖心和測井資料來標定Y值的大小，通常情況下同一區塊可以選擇相同的劃分值。粗略地劃分為：當Y大于0.2時，為高角度裂縫（75°～90°）；當Y小于0時，為低角度裂縫（0°～15°）；當Y大于0且小于0.2時，為傾斜裂縫（15°～75°）。

2）裂縫產狀與電阻率差異性質的關系

裂縫產狀與深、淺雙側向的“差異”有著直接關系。高角度、垂直縫的雙側向差異明顯；斜交縫的雙側向差異不明顯；低角度縫、水平縫的雙側向為低阻尖峰［8］。蘇53區塊裂縫類型主要有3類：高角度縫（包括垂直縫）、水平縫和斜交縫。

（1）高角度縫。一般裂縫傾角為75°～90°，寬度不等。在直井蘇53-22井3 297.23～3 299.73 m、3 325.73～3 326.605 m、3 341.355～3 349.105 m、 3 353.605～3 354.23 m，Y均值分別為0.218、0.224、0.251、0.216（圖3）。雙側向幅度差較高達到18.919～88.962 Ω·m。在水平井蘇53-78-58H中3 422.575～3 452.45 m、3 899.575～3 919.45 m，Y均值分別為5.1、0.234，雙側向幅度差為0.004～21.675 Ω·m。高角度縫的雙側向測井在直井和水平井中均呈正差異。

圖3　蘇53-22井裂縫產狀指數統計圖

（2）水平縫（或層間縫）。一般小于15°，沿地層層理面發育。在直井蘇53-76-45井3 266.825～3 267.95 m、3 268.575～3 269.2 m、3 270.325～3270.575m井段，Y均值分別為-0.02943、-0.02809、-0.001 7，雙側向為負差異，且差異幅度較小，一般為-2.521～-0.007 Ω·m；在水平井蘇53-78-58H 中3 370.95～3 422.45 m井段，Y均值為-0.343，雙側向為負差異，且差異幅度較大，一般為-11.533～-1.031 Ω·m。

（3）斜交縫。一般裂縫傾角為15°～75°，這類裂縫也比較發育，常與高角度構造縫伴生，雙側向差異較小和無差異。在蘇53-76-45井3 257.075～3 266.7 m、3 270.7～3 282.95 m、3 319.575～3 325.7 m井段，Y均值分別為0.100 7、0.109、0.104。水平井蘇53-78-58H在3 535.95～3 538.7 m、3 919.575～3 947.575 m井段，Y均值分別為0.184、0.146。

通過對蘇53井區直井及水平井裂縫產狀的定性判別，認為研究區目的層裂縫以水平縫和斜交縫為主，高角度裂縫相對較少。

2　微裂縫對水壓致裂的影響

對于低滲透油氣藏，后期壓裂改造是單井增產增效的有效手段之一，目前蘇53區塊生產井投產前均進行壓裂改造［9］。本次研究從巖石的細觀結構入手，抓住巖石材料及其力學性質的非均勻性，基于滲流力學方程和彈性損傷理論，建立了描述巖石破裂過程滲流—應力耦合細觀數值模型，對天然裂縫在裂縫的連接延伸過程中所起到的作用進行模擬。

數值模型如圖4所示，在井筒邊緣有1條長度為10 mm的天然預制裂縫，井筒的右側有兩條天然裂縫，長度為100 mm，天然裂紋入射傾角取90°。

圖4　含天然裂縫數值模型圖

模擬過程表明，在應力積累階段時，井壁周圍的應力不斷增加，裂紋尖端的應力大于井壁周圍，周圍逐漸出現破裂單元。隨著水壓的增加，水力裂縫端部與天然裂縫溝通。根據裂縫的延伸原理，裂縫的實際延伸方向與產生最大拉伸應力的方向垂直，該方向的剪切應力為0，而天然裂縫正符合這個條件。因此當水力裂縫的端部溝通天然裂縫時，水力裂縫優先沿天然裂縫的賦存方向延伸，天然裂縫增大了水力壓裂裂縫的波及范圍。模擬結果表明，在天然裂縫的尖端處于剪應力和最大主應力的高值部位，導致了兩條裂紋從尖端連接起來。存在天然裂縫的一側水壓裂縫與天然裂縫溝通，裂縫延伸距離較長，由于天然裂縫的引導，同時也阻礙了水力壓裂裂縫向其他方向的延伸（圖5）。

綜上所述，如果儲層存在微裂縫，經過壓裂改造，天然裂縫的張開度會明顯變大，對提高儲層產量具有積極作用［10］，同時由于天然裂縫的引流作用，會導致水壓裂縫沿單一方向延伸，增加井間干擾的可能性。因此，在后期壓裂改造過程中，模擬微裂縫發育特征，根據模擬結果制定科學合理的壓裂改造方案，一方面提高單井動用儲量，同時也可以避免出現井間干擾，確保井網不受破壞。

圖5　天然裂縫變向作用示意圖

3　應用效果分析

1）天然裂縫發育情況是選擇段內多縫體積壓裂的前提條件［11］。段內多縫體積壓裂時，人工裂縫與天然裂縫相互溝通，天然裂縫繼續擴展延伸，并在距井筒一定范圍內發生轉向或相互扭曲，隨著裂縫的延伸，并改變人工裂縫的傳播方向，產生多條次生裂縫，這些裂縫最終在垂直于最小水平主應力方向形成一條主裂縫發育帶，并形成一定范圍內體積壓裂裂縫網絡［12］。根據裂縫發育特征，2012年至今，共選擇20余口水平井開展段內多縫體積壓裂。通過對比表明：體積壓裂比常規壓裂平均單井產量增加了1.5×104m3／d，儲量動用率提高了2.29%，采收率可提高2.22%左右。

2）根據天然裂縫分布優化井網、井距。在蘇53-21井區砂體比較發育，且分布一定的天然裂縫，因此在該區域優化井網井距，將原600 m×1 200 m井網優化為800 m×1 200 m井網，共部署8口水平井，準備下一步實施。

4　結論

1）巖心分析和薄片描述表明，蘇53區塊宏觀裂縫不發育，目的層天然裂縫主要以微裂縫為主，且主要以顯微構造裂縫、晶間縫（晶間溶蝕孔）、顆粒間網狀縫等形式存在。

2）利用雙側向電阻率差異法對裂縫產狀進行判斷，認為蘇53區塊微裂縫以水平縫和斜交縫為主，高角度裂縫不發育。

3）模擬結果表明，致密砂巖氣藏微裂縫對后期壓裂改造具有雙重影響，因此根據不同區域裂縫發育情況，優化儲層改造方案，對于提高蘇53區塊水平井開發效果具有重要意義。

4）根據天然裂縫發育分布，優選水平井實施段內多縫體積壓裂，實現了單井高產和提高采收率的目的；同時優化區域井網井距，確保合理高效開發。

參考文獻

［1］雷群，胥云，蔣廷學，等.用于提高低—特低滲透油氣藏改造效果的縫網壓裂技術［J］.石油學報，2009，30 （2）：237-241.

［2］吳忠寶，胡文瑞，宋新民，等.天然裂縫發育的低滲透油藏數值模擬［J］.石油學報，2009，30（5）：727-730.

［3］葉成林，王國勇，何凱，等.蘇里格氣田儲層宏觀非均質性：以蘇53區塊石盒子組8段、山西組1段為例［J］.石油與天然氣地質，2011，32（2）：236-244.

［4］劉圣志，李景明，孫粉錦，等.鄂爾多斯盆地蘇里格氣田成藏機理研究［J］.天然氣工業，2005，25（3）：1-3.

［5］南珺祥，王素榮，姚衛華，等.鄂爾多斯盆地隴東地區延長組長6-8特低滲透儲層微裂縫研究［J］.巖性油氣藏，2007，19（4）：40-44.

［6］楊緒海，張曉春.利用聲成像測井數據實現巖石裂縫特征的自動識別［J］.中國海上油氣，2000，14（6）：429-431.

［7］朱留方.交叉偶極子陣列聲波測井資料在裂縫性儲層評價中的應用［J］.測井技術，2003，27（3）：225-227.

［8］彪仿俊.水力壓裂水平裂縫擴展的數值模擬研究［D］.北京：中國科學技術大學，2011.

［9］葉成林.蘇里格氣田水平井參數優化及效果評價：以蘇53區塊為例［J］.石油天然氣學報，2011，33（12）：1-4.

［10］胡南.蘇里格氣田二疊系儲層水力壓裂縫長寬高的測井預測［D］.四川成都：西南石油大學，2012.

［11］葉成林，王國勇.體積壓裂技術在蘇里格氣田水平井開發中的應用：以蘇53區塊為例［J］.石油與天然氣化工，2013，42（4）：382-386.

［12］葉亮，葉武，蔡泉，等.蘇里格氣田S158井區盒8段沉積相平面展布特征［J］.天然氣技術與經濟，2013，7 （2）：10-15.

（編輯：盧櫟羽）

作者簡介：葉成林（1982－），碩士，工程師，從事天然氣開發與管理工作。E-mail：chenglinessay@163.com。

基金項目：國家重大專項“低滲、特低滲油氣儲層相對高產富集區預測技術”（2011ZX05013-001）。

doi：10.3969／j.issn.2095-1132.2016.01.003

文獻標識碼：B

文章編號：2095-1132（2016）01-0008-04