新场气田储层裂缝特征及其与动态气水分布的关系

王丹丹，李 浩，赵向原，吉明艳

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083;2.辽河油田勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010)

新场气田储层裂缝特征及其与动态气水分布的关系

王丹丹1，李 浩1，赵向原1，吉明艳2

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083;2.辽河油田勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010)

利用岩心、测井及生产测试等资料，在评价天然裂缝特征的基础上，分析了不同类型裂缝的常规测井响应特征，并利用常规测井资料对其进行识别，进而评价不同类型裂缝与气藏动态气水分布之间的关系，并探讨其地质成因。研究表明，新场气田须二段储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝2种成因类型。其中，绝大多数构造裂缝为剪切裂缝，按其倾角特征可进一步分为高角度缝、斜交缝和低角度缝;成岩裂缝主要为层理缝，有效性较好，对整体上改善储层物性贡献较大。新场须二段气藏动态气水分布与裂缝发育程度及裂缝类型关系密切，其中以发育低角度裂缝或网状缝为主的储层表现为产水或快速高含水，而以高角度缝发育为主的储层往往为高产气层，且稳产时间相对较长。研究认为，基于该区气藏气水分布的复杂特点，储层中不同类型的天然裂缝造成渗透率的各向异性是影响气藏动态气水分布的关键因素。

天然裂缝;裂缝测井响应;气水分布;须二段气藏;新场气田

川西坳陷新场须家河组自X851井在上三叠统须家河组二段获得工业气流以来，先后部署了多口探井，均获得了良好的工业气流;后采用滚动勘探开发方式，取得了较好的开发效果［1－2］，现已在须二段获得探明储量1 211.2×108m3。该区须二段储层埋藏深，普遍致密化，天然裂缝发育，裂缝的存在对天然气成藏及单井开发特征产生了重要影响［3－9］。随着勘探开发的不断深入，逐渐表现出多层位含水、多口气井试采后很快见水及气水分布规律越来越复杂的特征，严重制约了须二段气藏的勘探开发步伐。由于储层中不同类型天然裂缝的存在，导致了开发过程中不同的单井开发特征及气水动态分布的复杂性，因此研究该区天然裂缝特征、分析不同类型裂缝对气藏开发的影响，对促进该区勘探开发部署的顺利实施具有十分重要的意义。本文利用岩心、测井及生产测试等资料，研究天然裂缝特征，并利用测井资料对其进行识别，在此基础上分析不同类型裂缝对开发特征及气水分布的影响，并分析其地质原因。

1 地质背景

新场气田位于四川省德阳市以北约20 km(图1)，构造上处于川西坳陷孝泉—丰谷NEE向构造带西段，为孝泉—新场复式背斜的局部圈闭［10－13］。该区在须二段沉积期，沉积了一套以川西坳陷西北部龙门山古陆为物源的辫状河三角洲前缘沉积体系，广泛发育侧向迁移频繁的水下分流河道［14－16］。须二段埋深一般在4 500～5 500 m，储层物性普遍较差，平均孔隙度为3.38%，基质平均渗透率为0.07×10－3μm2，属于低孔—特低孔、致密—极致密储层［17－22］。该套地层沉积以后，经历了多期构造运动，形成了众多断裂和天然裂缝。须二段气藏气水关系十分复杂，构造高、低部位气水无明显的重力分异规律，依靠测井、测试及试采等动态资料的分析没有发现统一的气水界面;大部分试采井具有产量递减快、见水快的现象。开发实践研究表明，气藏开发过程中表现出的上述特征与裂缝的存在具有较大关系。

2 天然裂缝特征

2.1 岩心裂缝特征

图1 四川盆地新场气田区域构造位置据邓虎成等［4］，有修改。Fig.1 Regional tectonic location of Xinchang gas field，Sichuan Basin

根据14口井的岩心观察可知，新场气田须二段储层发育构造裂缝和成岩裂缝2种成因类型裂缝。该区绝大多数构造裂缝为剪切裂缝，这类裂缝缝面平直光滑、分布规则、产状稳定，组系特征明显，常呈雁列式排列，缝面上可见擦痕及阶步等现象;常见2组或2组以上裂缝表现出相互切割、限制进而形成网状缝，肉眼观察不同组系裂缝之间具有不同的倾角或走向特征，甚至可以判断出裂缝形成时的各自古应力条件。按照裂缝的倾角特征，构造裂缝还可以进一步分为高角度裂缝(裂缝倾角≥60°)、斜交裂缝(30°≤裂缝倾角≤60°)和低角度裂缝(裂缝倾角≤30°)(图2)。其中，高角度构造裂缝一般与岩心轴向近平行或呈小角度相交，并将岩心劈裂成2个或多个部分，这类裂缝总体上规模较大，其发育多受岩层控制(也有可能穿层发育)，与层面垂直，平面上延伸较远。岩心上可见的斜交裂缝一般成组出现，一组几条相互平行的裂缝与岩心轴向斜交，相邻裂缝之间表现出良好的等间距现象。岩心观察低角度构造裂缝一般规模较小，裂缝面与岩心轴向基本垂直，裂缝之间一般也表现出良好的等间距特征。斜交裂缝和低角度裂缝的发育多受局部构造控制，主要在岩层内发育，其规模不及高角度构造裂缝，但这2类裂缝一般数量较多，密度较大。成像测井解释该区构造裂缝主要有4组，分别为NE－SW、NW－SE、近S－N及近E－W向，其中近E－W向裂缝最为发育，其次为NE－SW和近S－N向，NW－SE向裂缝发育程度相对最弱。

图2 岩心观察新场气田须二段储层天然裂缝特征Fig.2 Characteristics of natural fractures in cores in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

该区成岩裂缝通常表现出顺岩层微层面发育，具有弯曲、断续、尖灭、分枝等特点，并常伴有黏土、炭质充填，这类裂缝也称之为层理缝。由于岩层微层理面是个沉积软弱面，在这个面上主要沉积一些细粒沉积物，在成岩过程中由于强烈的压实压溶作用易形成成岩裂缝，而这些成岩裂缝在后续的构造应力作用下会进一步张开，形成连通性较好的低角度缝，对整体上改善储层物性贡献较大。

2.2 裂缝测井响应特征

成像测井具有可视性和纵向分辨率高的特点，可以很直观地在成像图上依据裂缝形态和颜色识别出裂缝、裂缝产状及其开启性，成为除岩心之外最有效的裂缝识别方法［23－25］。动态图像上，开启性裂缝表现为黑(深)色不规则正弦线条或条带，而且正弦线的高低落差与裂缝倾角有关，裂缝倾角越大，正弦线的高低落差就越大。若裂缝被充填且充填物的电阻率比岩石高，充填缝则表现为正弦白色条带(比岩石浅)［26－28］。由于研究区成像测井数量较少，使得开展常规测井裂缝识别技术研究与应用成为须二气藏开采与评价的必要手段。

岩心和成像裂缝特征观察表明，新场气田须二段储层主要的裂缝类型包括高角度构造缝、斜交构造缝、低角度缝(低角度构造缝及低角度层理缝)等类型。此外，不同产状的裂缝交替出现或者多条裂缝交织在一起所形成的相互连通的裂缝称为网状缝。因此，常规测井裂缝识别时主要针对新场气田须二段储层中上述4类裂缝进行。

通过研究区14口取心井岩心数据和9口井成像数据对常规测井曲线进行刻度，发现双侧向与三孔隙度曲线对裂缝响应相对敏感，并通过电性差异对比方式分析，发现不同类型裂缝的测井响应具有如下特征:

(1)低角度缝。成像测井显示低角度缝为较低幅度的正弦曲线，或为近水平的不规则暗色条带。电性曲线上，低角度缝难以引起明显的电性响应，只有当低角度缝十分发育，成簇或者几簇低角度缝一起发育时才能引起电性响应变化。三孔隙度曲线中声波曲线对低角度缝响应最为敏感，测井过程中声波遇到低角度缝时能量发生衰减，使得时差值明显增大。其他测井系列响应包括:密度孔隙度增大、电阻率值降低、双侧向重合的特征，且声波、密度、微球聚焦电阻率曲线有齿化现象。曲线的齿化现象，尤其是微球聚焦电阻率曲线的齿化现象是低角度缝发育的重要标识(图3)。

(2)斜交缝。成像测井显示斜交缝呈比较宽缓的正弦曲线特征。深、浅侧向曲线接近重合，微侧向与双侧向曲线相对接近，常与双侧向曲线高低交会，并呈起伏不平的尖峰形态。当斜交缝十分发育时(成簇或者呈“酥饼状”式出现)，双侧向值较上下砂岩地层明显降低;声波曲线受裂缝密度和开度的影响可以呈不同的形态，诸如“尖峰状”或者较为圆滑的“鼓包状”(图4)。

图3 新场气田须二段储层低角度缝测井响应特征Fig.3 Log response characteristics of low angle fractures in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

图4 新场气田须二段储层斜交缝测井响应特征Fig.4 Log response characteristics of low angle fractures in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

(3)高角度缝。在成像测井上高角度构造缝呈黑(深)色较陡的正弦曲线。与斜交缝相比，电阻率响应的最明显特征就是双侧向曲线的正差异响应;微侧向与双侧向曲线保持正常距离，无明显裂缝响应特征。三孔隙度曲线对裂缝响应不明显，声波曲线往往平直(图5)。

(4)网状缝。网状缝兼具上述类型裂缝特征，在成像测井上呈黑(深)色网状或不同角度裂缝的正弦曲线相互交织的特征。电性曲线上，深、浅侧向曲线呈正差异，微侧向与双侧向曲线接近，且常与双侧向曲线高低交会，呈起伏不平的尖峰形态;电阻率绝对值明显低于上下砂岩电阻率。当网状缝发育的储层以发育低角度缝为主时，低角度缝的响应特征会相对明显，反之高角度缝的响应特征更为明显(图6)。

依据上述裂缝常规测井响应特征，首先对14口取心井裂缝进行识别，符合率达80%以上，可见对裂缝的测井识别结果较为可靠。利用上述方法，对非取心井和无成像数据的井开展了不同类型裂缝识别与解释，并应用于气井的生产特征分析。

图5 新场气田须二段储层高角度缝测井响应特征Fig.5 Log response characteristics of high angle fractures in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

图6 新场气田须二段网状缝测井响应特征Fig.6 Log response characteristics of netted fractures in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

3 裂缝与气水分布关系分析及成因

3.1 研究区气水分布特征

新场须二段气藏气水关系复杂，通过历年矿化度测试资料、气井的产水特征和生产动态、测井解释结论分析并结合构造特征，发现该区气水分布具有如下特点:(1)地层水产出受构造位置控制不明显。从产水井分布的构造位置看，位于构造高部位的X856井四砂组产水，但位于同一构造部位的X853井七砂组(位于四砂组下部)投产初期却不产地层水，处于X856井圈闭边界外构造低部位的X8井也无地层水产出。(2)无统一的气水界面，同一口单井存在上、下产气而中间地层产水的现象。如新5井，在埋藏最深的七砂组无地层水产出，测试产气13.92×104m3/d，但埋藏较浅的五、六砂组却产出地层水，仅产百余方气，埋藏更浅的三砂组在压裂后测试产量为6.56×104m3/d，也无地层水产出。(3)产水与裂缝发育程度关系密切。结合钻井及试采资料来看，裂缝最为发育的X851井区地层产水量较大，但位于其东部和西部的裂缝发育程度相对差的X11井和X202井区产水量变少(图7)。

3.2 裂缝与各单井见水关系分析

在单井裂缝识别的基础上，结合测试和生产动态数据对不同类型裂缝与各井见水之间的关系展开分析。统计裂缝类型与射孔测试产能之间的关系发现(表1)，以发育低角度缝和网状缝为主的井均以产水为主，而以发育高角度缝为主的井经射孔测试均不产水。统计裂缝类型与压裂测试产能之间的关系发现(表2)，表1中以发育低角度缝或者网状缝为主的井(射孔测试以产水为主)，即使压裂前不产水，压裂后测试也以产水为主，如XC6井;而表1中以发育高角度缝为主的井即使经过压裂测试也不产水，如X10井。此外，结合生产动态发现，以发育低角度缝(尤其是层理缝)为主的产层，投产后均会有快速见水现象;而以高角度缝为主的产层即使生产一段时间后，储层基本不产水且产气量仍然相对稳定，如L150井。

针对上述统计分析结论，对研究区其他非测试井结合测井解释结果也开展了上述分析，同样发现储层产水特征不仅与储层中的裂缝发育程度有关，也与裂缝发育类型关系密切，主要表现为:裂缝不发育的储层即使基质孔隙度高于有效储层的孔隙下限，经过压裂测试仍然为干层;以发育高角度裂缝为主的储层经过压裂可以获得日产气3×104m3以上，且几乎不产水;以发育低角度裂缝(尤其是层理缝)或网状缝为主的储层几乎全部以产水或快速高含水为主，部分井产水量甚至高达600 m3以上。因此，以发育低角度缝或网状缝为主的储层易产水，应谨慎对待;而高角度缝占绝对优势的储层基本不出水，其分布规律与准确评价应是新场气田须二段储层勘探开发的关键。

图7 新场气田须二段构造特征Fig.7 Structural characteristics of the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

表1 新场气田须二段射孔测试产能与裂缝类型关系Table 1 Relationship between perforation productivity testing and fracture types in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

3.3 裂缝类型与动态气水分布的关系成因探讨

通过对新场气田须二段气水分布特征分析，并结合该区天然裂缝发育特征，初步认为造成该区复杂的气、水分布可能为以下两方面原因综合作用的结果:

(1)多因素造成的原始复杂的气水分布特征是基础。研究区位于川西中段燕山期NNE向大型复合构造带上，早期气藏形成后经历后期多次调整，原始气藏在多次构造作用下，伴随复杂的构造形变、成岩作用及裂缝化等作用，重新调整或被分割肢解，成为含气丰度差异极大、气水分布十分复杂的含气构造。具体表现为地层水产出受构造位置控制不明显、且无统一的气水界面。总结现今地质控制因素主要包括:①构造复杂。整体上表现为由多个NE、S－N、NEE向高点组成的NEE向复式背斜，背斜总体呈西高东低、北缓南陡，受断层及小幅度鞍部分隔，局部形成多个高点(图7);②地层纵向上及平面上非均质性强。受物源控制，辫状河三角洲前缘河道砂体沿NW向展布且侧向迁移改道频繁，顺物源方向上砂体的连通性要好于垂直物源方向，且地层呈砂泥岩频繁不等厚互层特征。由于砂体边界、泥岩隔层及成岩作用差异性造成的成岩封堵层等的隔挡作用，使得储层具有较强的层间及层内非均质性;③气藏为异常高压气藏。在异常高压作用下，气水分布可能并不沿着构造遵循重力分异规律分布。正是在上述三方面地质因素控制下，使得须二段气水分布特征极其复杂，其中构造主要控制了气藏整体边水的分布，但沉积及成岩造成的储层非均质性可能控制了“残余地层水”的分布，表现出串珠状残留地层水的特点［29］，整体上使得气藏地层水分布表现出复杂的特征。

表2 新场气田须二段压裂测试产能与裂缝类型关系Table 2 Relationship between fracturing productivity testing and fracture types in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

(2)不同类型天然裂缝造成的渗透率各向异性是关键。深层致密低渗气藏内，开启裂缝的存在能够极大增加储层的非均质性，但不同的裂缝类型所造成的渗透率各向异性特征不同。对于高角度裂缝及斜交缝来说，它主要增加储层垂向上的渗透率和平面裂缝走向上的渗透率，沿裂缝面形成纵向上和平面裂缝走向上的水窜通道，进而沟通上下相邻地层和裂缝延伸方向上的地层;而对于低角度裂缝或近水平的层理缝来说，裂缝密度大，主要增加层内水平各方向上的渗透率，使得流体更容易在层内横向流动。新场气田须二段总体上为NEE向复式背斜，该构造控制下的边水主要分布在背斜南北两翼，而该区高角度构造裂缝的走向以近E－W向和NE向为主，且大多数构造裂缝的发育受岩层(或砂体边界)控制且终止在上下的岩性界面上，加之储层非均质性较强，裂缝很难沟通上下地层及构造两翼的边水;但对于低角度缝(尤其是成簇发育的层理缝)来说，随着开发的持续，在异常高压作用下，边水易沿着低角度缝(尤其是层理缝)在单层内向井突进，造成气井高含水。

4 结论

(1)新场气田须二段储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝2种成因类型裂缝。其中绝大多数构造裂缝为剪切裂缝，按照其倾角特征可进一步分为高角度缝、斜交缝和低角度缝。构造裂缝主要有4组，分别为近E－W向、NE－SW向、近S－N向和NW－SE向，发育程度依次减弱。该区成岩裂缝主要为层理缝，且在后续的构造应力作用下会进一步张开形成有效裂缝，对整体上改善储层物性贡献较大。通过岩心数据和成像数据对常规测井曲线进行标定可知，双侧向与三孔隙度曲线对裂缝响应相对敏感，通过电性差异对比的方式可对不同类型裂缝的测井响应特征进行分析，可实现裂缝常规测井识别与解释。

(2)新场须二段气藏气水关系复杂，是多期构造活动多期成藏与改造的结果，表现为地层水产出受构造位置控制不明显，无统一的气水界面，单井产水与裂缝发育程度及裂缝类型关系密切，其中以发育低角度裂缝(尤其是层理缝)为主的储层几乎全部以产水或快速高含水。进一步分析造成该区复杂动态气水分布特征的原因可认为，由于构造、储层非均质性及气藏异常高压等综合作用导致的气藏复杂气水分布特征是基础，而不同类型天然裂缝造成的渗透率各向异性是关键因素。

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(编辑 徐文明)

Characteristics of natural fractures and their influence on dynamic gas and water distribution in Xinchang gas field

Wang Dandan1，Li Hao1，Zhao Xiangyuan1，Ji Mingyan2
(1.SINOPEC Petroleum Exploration＆Production Research Institute，Beijing 100083，China; 2.Petroleum Exploration＆Production Research Institute of Liaohe Oilfield，PetroChina，Panjin，Liaoning 124010，China)

The characteristics of natural fractures in the second member of Xujiahe Formation in Xinchang gas field were studied using core，logging and production data.The responses of natural fractures of different types were determined using conventional logging data，by which we evaluated the influence of various fracture types on dynamic gas and water distribution，and discussed their geologic origin.Tectonic and diagenetic fractures are predominant in the Xujiahe reservoirs in Xinchang gas field.Most of the tectonic fractures are shear fractures，which can be classified into high angle，oblique and low angle fractures according to their inclination angles.The diagenetic fractures are mainly bedding fractures with a good effectiveness，and contribute greatly to reservoir physical properties.The dynamic gas and water distribution and fracture development in the study area were closely related to the development degree and type of fractures.The reservoirs which mainly develop low angle fractures(especially bedding fractures)or network fractures produce water or meet high water cut rapidly，while reservoirs with high angle fractures show a high and stable gas yield rate.Permeability anisotropy caused by natural fractures of different types controlled the dynamic gas and water distribution in the study area.

natural fracture;log response characteristics of fracture;gas and water distribution;second member of Xujiahe Formation;Xinchang gas field

TE12<2.2 class="emphasis_bold">2.2 文献标识码:A2.2

A

1001－6112(2016)06－0748－09

10.11781/sysydz201606748

2016－05－30;

2016－10－17。

王丹丹(1983—)，女，硕士，工程师，从事测井地质评价研究。E-mail:wangdd.syky@sinopec.com。

中国石化科技开发部项目(P12109)资助。