浅谈低渗透储层微裂缝

2013-12-14朱琳琳刘晓峰

地下水 2013年1期

朱琳琳，刘晓峰，王娜

(1.西北大学地质学系，陕西西安710069;2.胜利油田河口采油厂河采三矿，山东东营257200)

国内关于储层裂缝的研究有几十年的历史，许多石油地质专家对天然裂缝的成因、形成机理、分布规律、预测方法等做了大量的研究，上世纪60-70年代四川碳酸盐岩和华北古潜山油藏的发现揭开了中国关于储层裂缝研究的序幕。

然而这些研究和探索都是针对储层中的宏观裂缝或规模较大的裂缝(一般大于0.1 mm以上)，是能够用相关的地球物理方法加以识别的，目前的地球物理方法对宽度在10μm级别的微裂缝基本没有识别能力或识别能力极低。而对油田注水开发中的水驱油及提高采收率影响较大的是储层中规模较小的微裂缝，这些微小裂缝沟通着储层中较大的渗流通道和基质孔隙空间。我国大部分地区产油层天然微裂缝普遍存在，储层的微裂缝发育和空间展布规律在油田的勘探和开发中具有重要意义［1］。因为低渗透砂岩储层一般孔隙较小，自身的渗透性很差，由于微裂缝的存在，其孔隙能够连通，渗透性会因微裂缝的存在而大大改善。在勘探阶段，认识岩层的微裂缝空间展布是判断油气运移方向以及追踪油气成藏部位的重要手段之一;在开发阶段，认识储层的微裂缝空间展布可能是安排生产井密度和位置以及布置注水井网和控制注水压力及注水量的主要参数。所以研究清楚储层微裂缝空间展布对油田的勘探和开发都显得尤为重要。

1 微裂缝概述

1.1 微裂缝的定义

微裂缝是指裂缝宽度在10 μm以下的裂缝，这些裂缝用肉眼观察不到必须借助显微镜。微裂缝特征主要是从显微镜下观察、分析和测量得出，包括裂缝的类型、裂缝的宽度、裂缝的密度、裂缝的充填性等。

1.2 微裂缝的分类

主要是从微裂缝的成因、形态和微裂缝对渗流的有效性三个方面进行分类。

1.2.1 成因分类

根据微裂缝的形成原因，可将微裂缝分为构造微裂缝、成岩微裂缝和颗粒微裂缝。

1)构造微裂缝:又可称为定向微裂缝，构造活动规模小时形成的，裂缝延伸长，切穿岩石颗粒和基质，与其它裂缝的连通性好，也可与其它裂缝构成网络状而增加裂缝的有效性。构造微裂缝按力学性质可分为张性微裂缝和剪性微裂缝。

2)成岩微裂缝:成岩作用形成的破裂，裂缝组系分布较乱，没有一定的方向性，多呈树枝状或蛛网状。裂缝宽度因溶蚀等作用变化较大。

3)颗粒微裂缝:岩石颗粒在外力作用下沿着颗粒节理或某些破裂纹分离而形成的微裂缝，裂缝终止于颗粒内部或边缘，与其它微裂缝的连通性差，常见于石英或长石颗粒中。

1.2.2 形态分类

根据微裂缝在镜下的不同形态及其与矿物的充填关系，可将微裂缝分为开启微裂缝、完全充填微裂缝和不完全充填微裂缝。

1)开启微裂缝:微裂缝面张开，没有物质充填，可作为油水运移空间。

2)完全充填微裂缝:微裂缝面张开但缝中完全被矿物充填，不可作为油水运移空间，充填的矿物可以为钙质泥质及沥青质。

3)不完全充填微裂缝:微裂缝面张开，缝中没有完全被矿物充填，充填物内存在着可测的孔隙空间，部分可作为油水空间。

1.2.3 微裂缝对渗流的有效性分类

微裂缝依其对渗流的有效性可分为有效缝和无效缝，有效缝充填原油、对油气的渗流起主导作用。无效缝被石英、方解石和泥质充填，对油气渗流不起作用或者所起作用甚微。微裂缝中矿物充填之后，若其介质环境发生变化，局部常产生溶蚀作用。被充填的微裂缝在后期构造应力作用下还可以重新活动张开，甚至再次被矿物充填根据微裂缝的相互切割关系也可以大致确定微裂缝形成的先后顺序。薄片中一般有以下几种切割关系:①错开:晚期裂缝使早期裂缝切断并错开;②限制:晚期裂缝受限于早期裂缝;③互切:两组裂缝互切时，表明二者同时形成。

1.3 微裂缝的成因机制

微裂缝是构造大裂缝的雏型。材料力学研究表明，岩石宏观破裂之前存在一个微破裂阶段，产生一些微裂缝。

微裂缝与大裂缝的关系及形成过程是:当岩石受到的应力作用大小达到颗粒或基质的抗压(或抗张)强度后，岩石开始产生微裂缝，并在应力相对集中的区域微裂缝密度较大。应力进一步增加时，在这一区域产生宏观破裂，显裂缝形成。因此，显裂缝周围具有密度相对较大的微裂缝带。

1.4 微裂缝的发育状况

1.4.1 微裂缝开度

微裂缝开度是指微裂缝两壁之间的距离，是决定微裂缝孔隙度、渗透率和评价微裂缝对开发效果的关键因素之一。储层微裂缝的宽度受围压影响较小，因而可采用显微镜下直接测量的方法对微裂缝宽度进行预测和统计。其公式为:

式中:e为微裂缝真实开度(μm);ei为镜下微裂缝测量开度(μm);n为微裂缝条数为经验修正值。

1.4.2 微裂缝密度

微裂缝密度是评价微裂缝发育程度的一个重要指标。根据岩石中微裂缝的分布特征，采用面积密度来评价微裂缝的发育程度，即在镜下直接测量微裂缝的长度和薄片的面积，计算单位面积内微裂缝的长度，即为该薄片的微裂缝面密度。

式中:P为微裂缝面密度;n为薄片上微裂缝条数;l为单条微裂缝的长度;s为薄片面积。

1.4.3 微裂缝的延伸长度

不同油层组微裂缝延伸长度范围不同，通过统计油田单条裂缝延伸长度分布频率，可以大概了解微裂缝延伸长度的分布清况。裂缝的充填性质(完全充填、局部充填)将直接影响储层微裂缝的孔隙度和渗透率，从而对油气渗流作用产生影响。

1.4.4 微裂缝与大裂缝夹角关系

不同时期，微裂缝与大裂缝夹角呈现不同的特征。微裂缝与大裂缝夹角关系不十分明显时，一般表现为沉积时期;微裂缝与大裂缝基本平行，表明该时期微裂缝主要为构造缝，反映了微裂缝是大裂缝形成的前奏;微裂缝与大裂缝夹角分布混乱没有一定的规律性，则反映出该时期裂缝为多种成因，有构造缝和风化缝，故没有一定的组系［2］。

1.4.5 不同岩性的微裂缝发育特征

1)砂岩中的微裂缝特征:裂缝类型主要为一些颗粒微裂缝，一般终止于颗粒边缘，不穿过胶结物。砂岩形成后产生的微裂缝具有一定的间隔，裂缝相互间是孤立的，但可以沟通颗粒周围基质的联系。

2)粉砂岩中的微裂缝特征:粉砂岩中可以见到充填的微裂缝，延伸可短可长，有时呈雁行状排列，组成微裂缝带。

3)泥岩中的微裂缝特征:微裂缝延伸短，不连续出现，末端可见分叉现象，孤立存在，也可以沟通成蛛网状。裂缝有时充填有沥青或含油迹，说明泥岩中的微裂缝可以作为油水运移通道。

2 国内外研究微裂缝的方法

目前国内外对储层微裂缝研究主要的手段有:测井技术，包括声电成像技术以及利用常规的测井系列拾取岩心裂缝井曲线特征进行发育典型部位的裂缝研究;微地震技术有横波勘探方法、多波多分量探测方法、三维纵波的裂缝检测方法等;构造应力场数值模拟、曲率分析法等数值模拟方法;岩心描述技术(包括镜下薄片统计技术、岩心室内测试技术);钻井技术是根据录井资料以及钻井过程中钻井液的漏失等现象初步判定裂缝的发育情况，主要有试井分析裂缝技术，它是通过试井测定压力的变化，从而判定裂缝发育情况;注水动态监测技术包括井间示踪剂分析微裂缝技术和注水开发分析微裂缝。井间示踪剂法近年来获得迅速的发展，并成为公认的重要的油藏工程手段。它是把(放射性)示踪剂注入到注水井内，随后在周围生产井中监测取样，确定示踪剂的产出情况，以判断裂缝方位和断层的封闭性。注水开发分析微裂缝是通过对重点勘探区内的注水井组的生产动态资料统计分析，分析各个方向上的生产井(不同层位)的见油情况以及产量和含水率的变化规律，从而判定裂缝的发育方向。

2.1 微裂缝研究的不足

认识储层微裂缝的空间展布，目前从技术上还缺乏有效且成本较低的手段。一些新技术，如钻井阶段或测井阶段的的井壁成象技术、多通道测井数据反演技术等等，正处于探索阶段，还有一定的局限性，不仅成本高，且效果不十分明显，在低渗—特低渗油田的勘探开发中应用较少。

2.2 微裂缝研究的重点

裂缝发育区预测、发育区特征以及导致裂缝发育的原因。结合区域构造、岩心资料、测井资料和重复压裂的压差，可以初步判断研究区裂缝发育的层位和深度。储层裂缝的特征及其发育程度(包括延伸长度、切层深度、张开度、密度、充填情况等)可以通过钻井岩心直接观测到并以露头资料为补充。但是，无定向岩心无法确定裂缝的产状。因此钻井岩心原始方位恢复(重新定向)是研究储层裂缝发育与空间分布特征的前提和关键技术。

2.3 钻井岩心原始方位恢复方法对比

钻井岩心原始方位恢复研究现状:目前确定钻井岩心原始方位的主要技术与方法为以下四种［3］:

1)“摄影工具”:它采用一架安放在取心头上的特殊照像机，一台与刻划针相关联的罗盘，该刻划针要在当岩芯进入钻管时在其上划出一条参考线。

优点:这是一种最直接的方法。

缺点:要求使用一种非常昂贵的非磁性钻头和钻管。

普遍问题是岩心在被刻划线之前，可能已经被拧断而随钻头的旋转改变了方向，因此，所该划的线的方向可能在很多场合是错误的或是不很肯定的。总之是成本高，精度低，不建议采用。

2)倾角仪:利用电子倾角仪测定自然地层倾角和倾向。

该方法的最大问题是当倾角仪在灌满泥浆的钻孔中工作时，往往会产生不可靠的结果，易受干扰，精度低，不建议采用。

3)钻孔成象技术:这套系统是利用电子或声纳设备，摄取钻孔壁的特征，如裂隙或层理面等。这种影象可以由安装在摄象工具中的陀螺仪或磁罗盘定向。通过与在岩芯上观测到的相位特征对比，可帮助岩芯重定向。

问题是这种技术要求专门的技术人员和昂贵的井中仪器，而且还要依赖于对钻井岩芯与井壁成象特征的正确标识与对比解释，可操作性差，适应性差，成本高，具有多解性和主观性(在实际中很少有钻井进行成像测井)。

4)古地磁技术

古地磁方法恢复钻井岩心原始方位的原理:在统计意义上，岩心的粘滞剩磁分量(LTC)在地理坐标系中与在现代地磁场中的方向近似相同;岩心的原生剩磁分量(HTC)方向与露头同时代地层的原生剩磁分量方向近似相同［4］。

在实际工作中，运用磁清洗技术分离原生剩磁非常费时，判定其原生性也十分困难，所以大多数情况下运用低矫顽力的黏滞剩磁(VRM)进行岩心定向。VRM是岩石或沉积物在当前或最近地磁场的长期作用下，因颗粒发生磁性驰豫而获得的剩磁组分，较大的多畴颗粒的驰豫时间较短，因而较易获得黏滞剩磁。沉积岩样品的天然剩磁(NRM)中都含有黏滞剩磁成分，VRM记录的是现代地磁场方向，只要准确测定出岩心VRM的磁化方向，就能得到岩心相对于现代地磁极的方位，进而得到岩心的原始方位。

通过比较可知，古地磁具有以下优点:

(1)针对性强——其测量是直接针对岩芯本身，因此，避免了摄象仪法中由旋转的岩芯段产生的误差。

(2)适应性强 ——可以对各种取芯井进行操作，同时也不要求钻井必须是倾斜的或必须能观察到明显的自然地层倾角，或者在倾角仪法中必须有精确的倾角仪观测结果等等。

(3)成本低——与其他的方法相比较，仪器操作简单，价格便宜。

(4)应用广——目前钻井岩心原始方位恢复最实用的主要方法。

3 古地磁岩心定向技术

3.1 古地磁研究流程

通过搜集各种资料和相关文献以及对古地磁方法的研究，总结归纳出了古地磁恢复岩心方位的流程图，如图1所示。

图1 古地磁研究流程

3.2 样品加工

对一块岩心样品，首先将岩心直立，划一条主参照线，然后以岩心柱面上参照线的顶部为端点，在岩心横截面上划上统一标志线，建立样品坐标系，最后根据岩心的完整程度，钻取若干块直径和高度均为2.5 cm的圆柱形标准古地磁样品，并准确标好每块样品的相对位置及标志线方向。

图2 样品加工示意图

3.3 古地磁测试

通常，VRM是稳定性较差的软磁成分，使用热退磁技术在0℃～250℃的低温段即可退去，在0～20 mT使用交变退磁技术即可分离出。在实际工作中，经常发现加热导致磁性矿物相变因而使剩磁强度异常变化的现象，造成低温段磁化矢量端点不规则变化，显著影响到准确计算VRM平均方向［5］。使用交变退磁技术可有效地避免这种现象发生，VRM分离完整，测试速度快所以，在古地磁测试时，选用交变退磁技术比较合适，退磁间隔以2～3 mT为宜。

3.4 原始方位恢复

将上面准备好的岩样进行交变退磁处理，便可得到岩样的磁偏角、磁倾角和总磁强度。如表1是某油田岩芯定向的交变退磁的典型测试结果。

表1 岩芯定向的交变退磁测试的典型结果

如果己知样品产地的纬度和经度平均磁偏角D，磁倾角Ⅰ，那么虚地磁极(VGP)的位置即地理纬度和经度由下列方程组决定:

3.5 定向岩心

经过上面三个步骤就可以完成定向岩心方位恢复了，为了验证古地磁方法的准确性可以通过野外定向标本的镜下观察，即通过对定向标本进行三维切片(见下图3)，对定向薄片进行镜下观察(重点把握微裂缝发育特征和空间分布与岩心坐标系的关系)，用镜下观察的结果对其验证即可。

图3 定向标本三维切片图

总之，研究储层微裂缝最直接的方法为岩心描述;恢复岩心原始方位的技术有多种，根据实际野外定向标本的镜下观察，用古地磁方法有较高的准确性，也是最便捷的方法。以恢复岩心原始方位为主线，岩心描述技术为核心，综合各种技术来研究微裂缝的发育与空间分布，把握微裂缝发育特征和空间分布与岩心坐标系的关系，以便弄清储层微裂缝在地下的展布情况。