涇河油田三疊系長8段天然裂縫特征與預測

李凌川，徐文璽，鄧虎成，劉延軍，梁　臣，韓杰林（.中國石化華北油氣分公司采油一廠，甘肅慶陽745000；.中國石化華北油氣分公司采油氣工程服務中心，陜西咸陽7000；.成都理工大學能源學院，成都50059）

涇河油田三疊系長8段天然裂縫特征與預測

李凌川1，徐文璽2，鄧虎成3，劉延軍1，梁臣1，韓杰林1
（1.中國石化華北油氣分公司采油一廠，甘肅慶陽745000；2.中國石化華北油氣分公司采油氣工程服務中心，陜西咸陽712000；3.成都理工大學能源學院，成都510059）

據野外露頭、巖心和FMI測井等資料分析認為，鄂爾多斯盆地涇河油田三疊系長8段天然裂縫主要為垂直裂縫和高角度斜交裂縫，裂縫走向主要為北東—南西向。裂縫主要在砂巖巖層內發育，穿層裂縫較少，裂縫充填程度低，大多為開啟縫，有效性較好。天然裂縫發育程度主要受巖性、構造變形和斷層等因素控制，其中斷層是主要因素。天然裂縫分布預測表明，涇河油田東部涇河17井區和西部涇河2井區為裂縫發育區，同時儲集層砂體較厚，開發潛力較好；中部和北部地區裂縫較發育，開發潛力次之，預測結果與實際生產數據吻合較好。

鄂爾多斯盆地；涇河油田；三疊系；長8段；天然裂縫；發育特征；儲集層預測

涇河油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡、渭北隆起及天環坳陷交接部位（圖1），受燕山運動和喜馬拉雅運動影響，涇河油田上三疊統延長組遭受不同程度剝蝕［1-3］，東北部較西南部保存完整，構造總體較為平緩，延長組厚1 000～1 500 m，為鄂爾多斯盆地中生界最重要的烴源巖層位和油氣產層。延長組可劃分為長1段—長10段共10個含油層段［4］，涇河油田主要發育長6段、長7段和長8段，其中長8段為涇河油田主要生產層位，儲集層主體以細砂巖、粉砂巖和泥質粉砂巖為主，平均埋深1 327 m，平均孔隙度8.4%，平均滲透率0.34 mD，為典型的低孔低滲油氣藏。

涇河油田于2013年進入大規模建產階段，多口井試獲高產工業油流，20世紀70年代以來的研究表明，長8段的高產和穩產特性與天然裂縫系統發育具有極強的相關性，部分油井未進行壓裂增產措施也表現出了良好的油氣產能。目前油田正處于利用天然能量開發的彈性驅階段，后期開發方式由彈性驅轉水驅是油田持續穩定發展的必由之路，而正確認識天然裂縫系統特征及分布規律是注水開發取得成功的關鍵。

1　天然裂縫發育特征

據涇河油田12口取心井資料、野外地質調查和地層微電阻率掃描成像（FMI）測井資料，研究區長8段天然裂縫以構造成因裂縫為主，非構造成因裂縫次之。在FMI測井圖像（圖2）上，可以非常清楚地觀察到兩根近似“鐵軌”的垂直裂縫，縱向延伸達5 m以上，位置相差180°，暗色條紋粗大，表現為典型的地下垂直開啟裂縫。野外露頭上能明顯地辨別因地層剪切而形成的剪切破裂縫，單井巖心尺度范圍內也能觀察到多條明顯的剪切破裂縫，可見，研究區目的層內天然裂縫主要為剪切應力形成的剪切破裂縫。

圖1　研究區構造位置

圖2　涇河13井長8段FMI測井中的近垂直構造裂縫

在露頭剖面上主要發育垂直裂縫和高角度斜交裂縫，低角度斜交裂縫發育較少，其中垂直裂縫占天然裂縫的69.7%，高角度斜交裂縫占23.2%，低角度斜交裂縫僅占7.1%.據12口井巖心天然裂縫統計，主要為垂直裂縫和高角度斜交裂縫，有少量低角度斜交裂縫和水平裂縫，其中垂直裂縫占55.3%，高角度斜交裂縫占32.1%，低角度斜交裂縫和水平裂縫僅占12.6%；天然裂縫傾角多集中在60°～90°.FMI測井資料也顯示，裂縫傾角分布呈雙峰，主要為75°～80°和85°～90°，總體為高角度斜交裂縫和垂直裂縫。

根據野外剖面、巖心和FMI測井資料，涇河油田長8段砂巖天然裂縫發育有北北東—南南西向、北東—南西向、北東東—南西西向和北西—南東向4組構造裂縫，主要裂縫走向為北東—南西向，少量發育北西—南東向裂縫。

巖心資料顯示，長8段的天然裂縫高度一般小于1.0 m，主要為10～20 cm，巖心裂縫的高度整體較小，反映涇河油田長8段裂縫主要在砂巖巖層內發育，僅有少量較大的天然裂縫能夠貫穿泥巖夾層。裂縫發育密度分布表現出明顯的區域性質，其中裂縫密度大于2條/m的井占12%，裂縫密度為1～2條/m的井占23%，裂縫密度為0～1條/m的井占49%，無裂縫的井占16%.

巖心裂縫的充填性統計表明，充填裂縫所占比例為8.1%，半充填裂縫比例為1.0%，未充填裂縫比例為90.9%，裂縫充填程度低，大多為開啟裂縫，裂縫有效性較好。部分開啟裂縫縫面有膠結物顆粒，僅少量裂縫被方解石或泥質完全充填。

2　天然裂縫發育控制因素

（1）巖性研究區天然裂縫主要發育于細砂巖中，細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖、粉砂質泥巖和泥巖中發育的天然裂縫所占比例分別為58.3%，5.3%，4.6%，3.3%和28.5%.整體上，隨著泥質含量的增加，天然裂縫的發育程度逐漸降低。但泥巖中的裂縫比例較高，僅次于細砂巖，這部分裂縫多為泥巖中順層發育的細微水平縫，縫面新鮮、無充填物，可能為取心時沿碳質層薄弱面應力卸載形成，這部分水平縫絕大多數不是天然裂縫，多為誘導裂縫、卸載裂縫和巖心餅裂現象造成的“裂縫”。

為系統描述裂縫發育程度，引入裂縫發育指數的概念。裂縫發育指數是指裂縫發育段厚度與目的層總厚度的比值［5］。根據研究區試油資料和裂縫發育指數統計，發現產液量隨著裂縫發育指數的增加而增大，產液量小于10 t/d則認為裂縫不發育，產液量10～20 t/d則認為裂縫較發育，產液量大于20 t/d則認為裂縫發育。由產液量與裂縫發育指數的擬合關系式q=58.824λ+6.471（其中q為產液量，t/d；λ為裂縫發育指數）得到裂縫發育指數小于0.06時裂縫不發育，0.06～0.23時裂縫較發育，大于0.23時裂縫發育。

據研究區長8段巖心和測井資料，砂地比與測井解釋的裂縫發育指數呈指數關系（圖3）。天然裂縫多發育在砂地比較大的地方，并且砂地比越大，裂縫發育程度越大，表明巖性對天然裂縫發育的類型、規模和密度均有一定影響。砂地比小于0.1時，天然裂縫不發育，砂地比為0.1是天然裂縫是否發育的門限值。

圖3　涇河油田長8段砂地比與裂縫發育指數關系

（2）構造變形構造演化過程中，地層巖石受水平方向的構造應力作用而產生擠壓變形，構造變形強度的差異性是造成不同區域裂縫發育程度不同的一個因素［6-8］。根據涇河油田三疊系演化過程中發生的主要構造運動及長8段儲集層頂部構造地形的變化情況，研究區三疊系的構造變形具有“南弱北強”的特征。通常，巖層變形強度用反應巖層傾角變化率的曲率表示，曲率是描述曲線局部彎曲程度的量，彎曲程度越大，相應的曲率也越大。在光滑弧上任意一點處的曲率可以用無限逼近和微分的方法求得，計算公式為［9］

式中Δs——某光滑弧上的某一段弧長，m；

Δα——對切線轉角，（°）。

對于坐標內任何復雜曲線（曲線二階可導）上某點的曲率，可以用包含二階導數的公式計算，即

當||y'?1時，地層接近水平，曲率的近似計算公式為

根據研究區78口井長8段頂部海拔資料，繪制研究區目的層頂面構造等值線，從而利用（3）式計算出整個研究區的構造變形曲率。綜合考慮巖心和解釋裂縫發育指數，排除砂地比和斷層的影響，統計天然裂縫發育指數和構造曲率的關系（圖4），可以建立地層的構造曲率單一因素對裂縫發育指數的影響關系［9］。結果表明，構造曲率和裂縫發育指數呈線性關系，構造曲率越大，天然裂縫發育程度越高，構造曲率是目的層天然裂縫發育的控制因素之一，構造曲率單因素控制儲集層天然裂縫發育程度的下限值為1×10-3m-1.

圖4　涇河油田長8段構造曲率與裂縫發育指數關系

（3）斷層涇河油田長8段整體構造平緩，但在燕山運動和喜馬拉雅運動兩期構造運動及構造應力的作用下，局部構造復雜，大小斷層密集［2］。根據野外地質資料和地震解釋資料，研究區長8段主要發育兩類斷層:Ⅰ類斷層（主斷裂）延伸長度為10～25 km，主要延伸方向為北東東—南西西向，傾角大于80°；Ⅱ類斷層（次生斷裂）與主斷裂相伴生，延伸方向與主斷裂基本一致，為北東東—南西西向斷裂，傾角大于80°.兩類斷層均呈帶狀分布，傾角近直立，主要為剪切成因［10-13］。斷裂帶及其影響帶常伴生有多組裂縫［14-15］，據巖心和測井資料，綜合斷層附近裂縫發育指數，利用斷層共生裂縫參數評價軟件，對斷層附近裂縫發育指數進行計算，如圖5所示，距離斷層越近，裂縫發育指數越高，斷層是控制涇河油田長8段天然裂縫發育程度的主要因素之一。

從圖6中可看出，Ⅰ類斷層有效控制距離為800m，Ⅱ類斷層有效控制距離為200 m.隨著與相鄰斷層距離的增大，裂縫發育程度越低，與斷層距離越近，裂縫發育程度越高。

3　天然裂縫分布預測

3.1天然裂縫發育模式

天然裂縫的發育受到多種因素的影響，如巖性、構造、層厚、斷層、構造變形等，由于涇河油田長8段分布均勻，且整體構造平緩，層厚和構造對天然裂縫發育的分布影響不大。巖性對天然裂縫的控制主要體現在巖石中的礦物成分、礦物結構和構造的差異性對巖石的抗剪、抗拉等力學性質的影響上，研究區長8段巖性主要以細砂巖、粉砂巖和泥巖為主，相較于泥巖，砂巖中塑性成分含量更低，巖石更易發生破裂形成裂縫。通過巖心觀察和測井解釋資料，發現泥巖中的天然裂縫發育密度與粉砂巖和細砂巖相比是最低的；構造彎曲的地層產生的拉張力對裂縫的發育有著重要的影響，由研究區裂縫發育指數與曲率的關系發現，曲率相對高值區更易發育天然裂縫；研究區斷裂帶及其附近往往是天然裂縫較發育的地帶，特別是主斷裂帶對天然裂縫發育分布的控制尤為明顯。

圖5　涇河油田長8段斷裂帶裂縫分布及其發育程度

圖6　涇河油田長8段斷裂帶相鄰斷層距離與裂縫發育指數關系

圖7　涇河油田長8段裂縫發育模式（剖面位置見圖5）

綜合考慮上述因素，在研究區砂地比較高、構造變形較大以及斷裂帶附近做一條剖面（圖7）。剖面上高產井JH17P18井穿過2條斷層，砂體厚度較大，裂縫特別發育；涇河51井位于研究區內構造曲率較高的地方，且附近有2條斷層，裂縫特別發育；涇河23井的砂體厚度大，砂地比高，位于斷裂帶附近，構造曲率不高，裂縫較為發育；涇河49井和JH17P50井的砂體厚度小，砂地比不高，構造變形不大，且離斷層較遠，裂縫不發育。以上研究結果表明，斷層是控制研究區長8段天然裂縫發育的首要控制因素，儲集層砂地比為裂縫發育的第2控制因素，由于研究區整體位于傾斜角度較小的單斜上，因而構造產生的構造彎曲變形作用，僅為研究區天然裂縫發育的第3控制因素。

3.2天然裂縫分布預測依據

綜上所述，巖性、構造變形和斷裂帶以及斷層是控制研究區天然裂縫的發育和分布的3個主要因素。

天然裂縫的分布及評價研究思路是根據不同控制因素的控制作用，在滿足其他控制因素下限的條件下，多因素疊合確定研究區天然裂縫分布，預測裂縫發育區、較發育區和欠發育區（圖8）。具體思路為:①確定3種控制作用的貢獻能力，用虛化圓圈的大小表示；②根據斷層的極限控制距離、門限砂地比和構造曲率下限確定3種控制作用的有效范圍，用實體圓圈表示；③3種控制作用兩兩交會，3種控制作用的共同疊合區為裂縫發育區，兩兩分別疊合區域內去掉達不到另外一個因素下限區域的剩余區域為裂縫較發育區；④單一控制因素區域內不滿足另外兩個因素下限的區域為裂縫欠發育區。

3.3天然裂縫分布預測

研究區長8段儲集層的孔隙度主要在10%以下，滲透率在0.4 mD以下，為典型的致密型儲集層，但平均孔隙度為4.5%，平均滲透率為0.17 mD的涇河17井，初期日產油卻高達12.7 t，表明涇河油田長8段天然裂縫的發育情況控制了儲集層內流體的富集和運移。結合裂縫類型、走向和發育規模，綜合考慮巖性、構造變形和斷層對天然裂縫發育的控制作用，將研究區長8段裂縫發育程度分為3個等級（圖9）。Ⅰ類天然裂縫發育區主要位于涇河油田東部的涇河17井區和西部的涇河2井區，為裂縫發育區域，同時儲集層砂體較厚，具有最好的開發潛力；Ⅱ類天然裂縫較發育區位于涇河油田中部和北部，裂縫發育主要受斷層控制，砂體較發育；Ⅲ類天然裂縫欠發育區主要位于一些小的斷層附近和構造曲率大的砂體厚部位，裂縫欠發育或不連續，呈小片近似圓形區域點狀分布。

3.4天然裂縫預測結果評價

研究區長8段天然裂縫十分發育，無論是盆地周邊露頭，還是盆地腹地的取心資料，均發現天然裂縫的存在。裂縫是低滲透儲集層中油氣重要的滲流通道和有效儲集空間，并控制著低滲透儲集層中油氣的滲流系統及油氣分布。裂縫發育帶及其附近的儲集層其中往往伴生有一些微裂縫，極大改善了儲集層物性［16-17］，例如一些儲集層物性較差的油井也能夠獲得較高的油氣產量，便是天然裂縫起到了主導作用，研究區單井的累計產油量也反映了對應儲集層中天然裂縫的發育情況。

圖8　天然裂縫分布預測思路

如圖9所示，在裂縫發育區內多為累計產液量大、產油量高、含水率低的生產井；在裂縫較發育區內生產井總體累計產油量低于裂縫發育區內的生產井，油井含水率也偏高；在裂縫欠發育區內生產井多為關停井、含水率較高的水淹井。表明以上天然裂縫預測結果與實際生產數據吻合度較高，預測裂縫發育區可作為下步勘探開發的首選目標區域。

圖9　涇河油田天然裂縫分布預測與累計產量對比

4　結論

（1）鄂爾多斯盆地南部涇河油田長8段主要發育垂直裂縫和高角度斜交裂縫，裂縫走向以北東—南西向為主；裂縫在縱向上具有一定的貫穿能力，但主要在砂巖巖層內發育，穿層裂縫較少；裂縫充填程度低，大多為開啟裂縫，裂縫有效性較好。

（2）長8段天然裂縫發育程度主要受巖性、構造變形和斷層控制。砂地比和構造曲率越大，距離斷層越近，天然裂縫發育程度越高，斷層是控制天然裂縫發育的主要因素。

（3）涇河油田東部涇河17井區和西部涇河2井區為裂縫發育區域，同時儲集層砂體較厚，開發潛力最好；中部和北部地區裂縫發育主要受斷層控制，砂體較發育，開發潛力次之。預測裂縫發育區可作為下步勘探開發的首選目標區域。

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（編輯曹元婷）

Characteristis and Prediction of Natural Fractures in Triassic Chang-8 Member，Jinghe Oilfield

LI Lingchuan1，XU Wenxi2，DENG Hucheng3，LIU Yanjun1，LIANG Chen1，HAN Jielin1
（1.No.1 Oil Recovery Plant，North China Branch，Sinopec，Qingyang，Gansu 745000，China；2.Service Center of Oil and Gas Engineering，North China Branch，Sinopec，Xianyang，Shanxi 712000，China；3.School of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu，Sichuan 610059，China）

Through analyses of outcrop，core and FMI logging data，it is considered that vertical fractures and high-angle oblique fractures are the dominant natural fracture types in Triassic Chang-8 member of Jinghe oilfield in Ordos basin.These fractures are mainly NE-SW trending，which are mainly developed in sandstone reservoirs with a few strata-penetrating fractures and relatively low filling.Most fractures are open with relatively good validity.The development of natural fractures is mainly controlled by lithology，structural deformation and fault，and the fault is the main factor.The prediction result of natural fracture distribution shows that the fractures are best developed in Wellblock Jinghe-17 in eastern Jinghe oilfield and Wellblock Jinghe-2 in western Jinghe oilfield，and the sandbodies in the reservoir are thick with relatively good development potential；fractures in the middle and northern parts of the region are relatively developed with secondary development potential.The prediction results are well matched with the actual production data.

Ordos basin；Jinghe oilfield；Triassic；Chang-8 member；natural fracture；development characteristic；reservoir prediction

TE348

A

1001-3873（2016）03-0291-06

10.7657/XJPG20160308

2016-02-22

2016-03-31

李凌川（1987-），男，四川達州人，助理工程師，碩士，油藏工程，（Tel）18394607582（E-mail）lichuang1987@163.com