渭北油田长3浅层致密油藏断裂与油气性关系研究

2014-03-26王周红

石油地质与工程 2014年4期

王周红

(中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006)

渭北油田位于鄂尔多斯盆地南部边缘[1]，通过近几年的勘探与评价工作，在三叠系延长组的长3～长8油藏均获得不同程度的油气显示以及油流。其中长3油层组平均埋深550 m，储层平均渗透率均小于1×10-3μm2，属典型浅层致密岩性油藏，直井测试平均日产量1.7 t，为该区块目前主力含油层位，具有较大的勘探开发潜力。

根据前人研究成果[2-6]，长3油层组位于延长组上部，油源对比结果表明中下部长7油页岩为长3主力烃源岩，油气纵向运移距离较大。通过对区内发育的断裂进行识别和描述，认为沟通下部长7烃源岩的断裂为油气运移主要通道；同时由于渭北油田构造上处于南部的渭北隆起附近，成藏中后期断裂活动较频繁，再次发育的断裂对油藏进行了不同程度的多期次改造，且上部地层埋深浅，导致保存条件偏差，一定程度上对油气富集起到破坏作用。

研究成果表明长3油藏保存条件较预期要好，区内发育的断裂虽有破坏油藏的可能性，但从实际钻遇、试油、试采以及密闭取心分析结果来看，长3整体上含油性较好。同时由于先前对断裂-裂缝的认识还不够深入，导致实钻效果与断裂-裂缝的关系认识不清。本文着重研究实钻效果，以及到断裂-裂缝的最小距离的关系，初步建立了长3储层油气性与断裂-裂缝发育的关系，明确了浅层致密油藏油气富集与高产规律认识。

1 渭北延长组构造特征

渭北油田构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，渭北隆起与伊陕斜坡交汇处，处于多个性质不同的大地构造单元的复合部位。中新生代以来该地区经历了多期次构造运动，遭受了不同程度的剥蚀改造，形成了如今相对较复杂的构造格局[7]。

渭北油田延长组地层总体构造表现为西北倾向的单斜，构造较为平缓，呈东南高西北低的特征。受南部渭北隆起带逆冲推覆应力的影响，由南向北持续的挤压应力使得南部中生界地层形成了一系列北翼缓、南翼陡的背斜或鼻状构造，幅度相对较低，多为不闭合圈闭。平均坡降8～20 m/km，局部地层产状较陡，倾角在1°～5°左右。结合前期对该地区沉积演化、物源分析及地层残留厚度等研究成果，认为渭北油田油气富集、成藏和局部高产与多期次的断裂活动密切相关。

2 长3断裂-裂缝发育特征

2.1 长3断裂发育特征

受鄂尔多斯盆地南部渭北隆起带构造活动的影响，区内主要发育北东东向和近东西向断裂，断裂发育规模不等。南部断裂规模相对较大，延伸长度9.8～32 km，多为大型逆断层；中北部断裂规模相对小，但发育密度要大，延伸长度5～12.7 km，多为小型断层，总体反映构造发育程度由南向北逐渐减弱的趋势。

利用三维地震相干切片以及相干二阶导等三维地震断裂识别与预测技术，能够对发育的断裂进行定性识别和定量描述。从平面分布上看，发育断裂位置多为弱相干部位，主体为北东东向，强相干区断裂通常不发育。同时利用相干二阶导技术方法，能够在相干基础上进一步对断裂长度、宽度等进行刻画，使预测结果更清晰、更详尽，是断裂刻画向定量化迈进的方法之一。

从地震剖面上看，断裂特征多为高角度直立型，纵向断穿层位多见延长组内部，部分断穿至第四系地层。其中长3段断层以逆断层为主，少量正断层，且发育有多个小型背斜和鼻状隆起构造。断层走向为北东60～70°，倾向以西北向为主，倾角为60°～80°。

从实钻效果上看，钻遇弱相干区的直井，特别是水平井在钻进过程中有明显的泥浆漏失、岩心破碎等现象，进一步证实了断裂预测的可靠性。

2.2 长3裂缝发育特征

利用相干切片和二阶导技术虽然能够有效预测和刻画断裂，但由于地震分辨率的原因，目前还未能有效预测储层裂缝发育情况，行之有效的方法是先进行岩心观察，找出裂缝发育段钻井、录井、测井等异常反应，建立裂缝识别方法，从而对未取心井裂缝发育情况进行预测。

通过对区内长3段的岩心进行观察研究，位于断裂附近的部分井长3段发育有裂缝，裂缝宽度分布在0.3 mm以下、0.5～0.8、1～3 mm范围内，其中泥质岩类裂缝张开度低，砂岩类中裂缝张开度高。低角度缝和垂直缝长度较大，长度最小为12 cm，最大达到65 cm。裂缝线密度在0.03～2.6条/m之间，平均为0.38条/m。从充填情况来看，以半充填和充填裂缝为主。裂缝发育段测井响应通常表现为电阻率降低、声波时差增大和密度降低的特征。

2.3 实钻井到相邻断裂的距离

结合对长3段断裂、裂缝发育特征研究成果，识别出了区内主要发育的10组不同大小规模断裂，以及多条小裂缝，且裂缝发育的井多位于断裂附近，远离断裂的井通常裂缝欠发育，以孔隙型储层为主。统计区内实钻井到相邻断裂的距离为0.03～5.55 km，平均最小距离2.1 km。

3 断裂-裂缝与油气富集高产关系

根据区域成藏规律研究成果及鄂尔多斯盆地南部油源对比结果，长7油页岩、暗色泥岩为长3油藏的主力烃源岩，断穿长3至长7段的断裂，为油气向长3快速运移提供了良好的通道。长3储层砂体厚度大(平均砂厚18.5 m)，物性好(平均渗透率0.76×10-3μm2)，平面展布规模较大，为油气横向运移提供了优越条件。但由于成藏后期一系列构造运动继续存在，靠近中大型断裂附近的油藏保存条件变差，对储层含油性、单井产量都造成了一定影响；而远离断层的油藏则得到较好的保存。

3.1 与录井油气显示的关系

区内71口实钻井长3段录井油气显示情况表明，油气显示级别从油迹、油斑到油浸均有分布，储层整体含油性均较好，其中油浸级别平均厚度3 m，占砂厚百分比28.6%；油斑级别平均厚度4.6 m，占砂厚百分比43.8%；油斑级别以上平均厚度7.6 m，占砂厚百分比72.4%。

将每口井长3段储层油斑显示以上厚度占砂厚百分比与该井到相邻断裂最小距离进行分析研究，结果表明随着距离断裂越远，油斑以上比例明显上升，储层含油性整体有变好的趋势；断裂附近含油性明显变差，较大程度上证实了断裂、裂缝对储层有破坏作用(图1)。

图1 油斑以上级别占砂厚百分比与到断裂最小距离关系

3.2 与气测的关系

油气显示是录井识别储层含油性有效手段之一，由于现场操作及人为判断因素等影响，含油性判断存在较多的主观因素，导致识别结果往往与实际存在差异。为了进一步研究断裂对储层含油性的影响关系，同时也对气测全烃分析研究，从定量的角度来研究储层含油气性与该井到相邻断裂最小距离的关系。

3.2.1 与气测全烃值的关系

气测全烃通常是录井仪器对地层岩屑含烃全量的测量值，能够定量识别储层含油气性。由于长3储层纵向非均质性较强，长3储层纵向上往往气测值变化幅度较大，为此对长3段气测全烃值进行厚度加权平均，厚度较大储层对应的气测全烃值往往最能代表该储层段平均气测全烃水平。

对每口井长3段气测全烃平均值与该井到相邻断裂最小距离进行分析研究，结果表明随着到断裂最小距离的增大，气测全烃平均值有逐渐上升的趋势(图2)，也进一步证实了距断裂越远，油藏保存条件越好，储层含油性也越好。

图2 气测全烃与到断裂最小距离关系

3.2.2 与轻质组分的关系

录井气测不仅能够测量全烃值，还能测量C1-C5不同碳分子数烃类的含量。从录井仪器的识别能力上讲，C1-C5的烃类是最容易识别和测量的，而气测全烃值也基本上包含了C1-C5烃类含量之和。实际研究发现，录井气测全烃值远大于C1-C5烃类含量之和，还有接近一半的剩余含量未能在气测全烃值中体现。

结合现场录井情况，长3储层埋深浅，地层压力低，钻井岩屑返到井口时压力降低，部分烃类得到释放，未测得的气测剩余量很可能是已经散失的一部分，这其中也包含了另一部分C1-C5烃的含量。为此将已散失未测得的剩余C1-C5烃量之和，按照井口现有C1-C5各自烃量所占比例进行劈分，力求还原地层条件下C1-C5各自烃类的真实含量。同样也对每口井长3段气测轻烃平均还原值与该井到相邻断裂最小距离进行分析研究，结果表明：随着到断裂最小距离的增大，气测轻烃平均还原值有上升的趋势(图3)。

3.3 与试油试采的关系

长3油层采用射孔后压裂试油，整体测试及投产效果较好，直井初期稳定产量平均1.7 t，达到经济有效开发下限。取每口井长3段试油初期稳定产量，与该井到相邻断裂最小距离进行分析研究，结果表明随着到断裂最小距离的增大，长3段试油初期平均稳定产量上升趋势较明显，离断裂较近的井通常基本不出油，含水高，测试效果较差。