泾河油田三叠系长8段天然裂缝特征与预测

李凌川，徐文玺，邓虎成，刘延军，梁　臣，韩杰林（.中国石化华北油气分公司采油一厂，甘肃庆阳745000；.中国石化华北油气分公司采油气工程服务中心，陕西咸阳7000；.成都理工大学能源学院，成都50059）

泾河油田三叠系长8段天然裂缝特征与预测

李凌川1，徐文玺2，邓虎成3，刘延军1，梁臣1，韩杰林1
（1.中国石化华北油气分公司采油一厂，甘肃庆阳745000；2.中国石化华北油气分公司采油气工程服务中心，陕西咸阳712000；3.成都理工大学能源学院，成都510059）

据野外露头、岩心和FMI测井等资料分析认为，鄂尔多斯盆地泾河油田三叠系长8段天然裂缝主要为垂直裂缝和高角度斜交裂缝，裂缝走向主要为北东—南西向。裂缝主要在砂岩岩层内发育，穿层裂缝较少，裂缝充填程度低，大多为开启缝，有效性较好。天然裂缝发育程度主要受岩性、构造变形和断层等因素控制，其中断层是主要因素。天然裂缝分布预测表明，泾河油田东部泾河17井区和西部泾河2井区为裂缝发育区，同时储集层砂体较厚，开发潜力较好；中部和北部地区裂缝较发育，开发潜力次之，预测结果与实际生产数据吻合较好。

鄂尔多斯盆地；泾河油田；三叠系；长8段；天然裂缝；发育特征；储集层预测

泾河油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡、渭北隆起及天环坳陷交接部位（图1），受燕山运动和喜马拉雅运动影响，泾河油田上三叠统延长组遭受不同程度剥蚀［1-3］，东北部较西南部保存完整，构造总体较为平缓，延长组厚1 000～1 500 m，为鄂尔多斯盆地中生界最重要的烃源岩层位和油气产层。延长组可划分为长1段—长10段共10个含油层段［4］，泾河油田主要发育长6段、长7段和长8段，其中长8段为泾河油田主要生产层位，储集层主体以细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩为主，平均埋深1 327 m，平均孔隙度8.4%，平均渗透率0.34 mD，为典型的低孔低渗油气藏。

泾河油田于2013年进入大规模建产阶段，多口井试获高产工业油流，20世纪70年代以来的研究表明，长8段的高产和稳产特性与天然裂缝系统发育具有极强的相关性，部分油井未进行压裂增产措施也表现出了良好的油气产能。目前油田正处于利用天然能量开发的弹性驱阶段，后期开发方式由弹性驱转水驱是油田持续稳定发展的必由之路，而正确认识天然裂缝系统特征及分布规律是注水开发取得成功的关键。

1　天然裂缝发育特征

据泾河油田12口取心井资料、野外地质调查和地层微电阻率扫描成像（FMI）测井资料，研究区长8段天然裂缝以构造成因裂缝为主，非构造成因裂缝次之。在FMI测井图像（图2）上，可以非常清楚地观察到两根近似“铁轨”的垂直裂缝，纵向延伸达5 m以上，位置相差180°，暗色条纹粗大，表现为典型的地下垂直开启裂缝。野外露头上能明显地辨别因地层剪切而形成的剪切破裂缝，单井岩心尺度范围内也能观察到多条明显的剪切破裂缝，可见，研究区目的层内天然裂缝主要为剪切应力形成的剪切破裂缝。

图1　研究区构造位置

图2　泾河13井长8段FMI测井中的近垂直构造裂缝

在露头剖面上主要发育垂直裂缝和高角度斜交裂缝，低角度斜交裂缝发育较少，其中垂直裂缝占天然裂缝的69.7%，高角度斜交裂缝占23.2%，低角度斜交裂缝仅占7.1%.据12口井岩心天然裂缝统计，主要为垂直裂缝和高角度斜交裂缝，有少量低角度斜交裂缝和水平裂缝，其中垂直裂缝占55.3%，高角度斜交裂缝占32.1%，低角度斜交裂缝和水平裂缝仅占12.6%；天然裂缝倾角多集中在60°～90°.FMI测井资料也显示，裂缝倾角分布呈双峰，主要为75°～80°和85°～90°，总体为高角度斜交裂缝和垂直裂缝。

根据野外剖面、岩心和FMI测井资料，泾河油田长8段砂岩天然裂缝发育有北北东—南南西向、北东—南西向、北东东—南西西向和北西—南东向4组构造裂缝，主要裂缝走向为北东—南西向，少量发育北西—南东向裂缝。

岩心资料显示，长8段的天然裂缝高度一般小于1.0 m，主要为10～20 cm，岩心裂缝的高度整体较小，反映泾河油田长8段裂缝主要在砂岩岩层内发育，仅有少量较大的天然裂缝能够贯穿泥岩夹层。裂缝发育密度分布表现出明显的区域性质，其中裂缝密度大于2条/m的井占12%，裂缝密度为1～2条/m的井占23%，裂缝密度为0～1条/m的井占49%，无裂缝的井占16%.

岩心裂缝的充填性统计表明，充填裂缝所占比例为8.1%，半充填裂缝比例为1.0%，未充填裂缝比例为90.9%，裂缝充填程度低，大多为开启裂缝，裂缝有效性较好。部分开启裂缝缝面有胶结物颗粒，仅少量裂缝被方解石或泥质完全充填。

2　天然裂缝发育控制因素

（1）岩性研究区天然裂缝主要发育于细砂岩中，细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩中发育的天然裂缝所占比例分别为58.3%，5.3%，4.6%，3.3%和28.5%.整体上，随着泥质含量的增加，天然裂缝的发育程度逐渐降低。但泥岩中的裂缝比例较高，仅次于细砂岩，这部分裂缝多为泥岩中顺层发育的细微水平缝，缝面新鲜、无充填物，可能为取心时沿碳质层薄弱面应力卸载形成，这部分水平缝绝大多数不是天然裂缝，多为诱导裂缝、卸载裂缝和岩心饼裂现象造成的“裂缝”。

为系统描述裂缝发育程度，引入裂缝发育指数的概念。裂缝发育指数是指裂缝发育段厚度与目的层总厚度的比值［5］。根据研究区试油资料和裂缝发育指数统计，发现产液量随着裂缝发育指数的增加而增大，产液量小于10 t/d则认为裂缝不发育，产液量10～20 t/d则认为裂缝较发育，产液量大于20 t/d则认为裂缝发育。由产液量与裂缝发育指数的拟合关系式q=58.824λ+6.471（其中q为产液量，t/d；λ为裂缝发育指数）得到裂缝发育指数小于0.06时裂缝不发育，0.06～0.23时裂缝较发育，大于0.23时裂缝发育。

据研究区长8段岩心和测井资料，砂地比与测井解释的裂缝发育指数呈指数关系（图3）。天然裂缝多发育在砂地比较大的地方，并且砂地比越大，裂缝发育程度越大，表明岩性对天然裂缝发育的类型、规模和密度均有一定影响。砂地比小于0.1时，天然裂缝不发育，砂地比为0.1是天然裂缝是否发育的门限值。

图3　泾河油田长8段砂地比与裂缝发育指数关系

（2）构造变形构造演化过程中，地层岩石受水平方向的构造应力作用而产生挤压变形，构造变形强度的差异性是造成不同区域裂缝发育程度不同的一个因素［6-8］。根据泾河油田三叠系演化过程中发生的主要构造运动及长8段储集层顶部构造地形的变化情况，研究区三叠系的构造变形具有“南弱北强”的特征。通常，岩层变形强度用反应岩层倾角变化率的曲率表示，曲率是描述曲线局部弯曲程度的量，弯曲程度越大，相应的曲率也越大。在光滑弧上任意一点处的曲率可以用无限逼近和微分的方法求得，计算公式为［9］

式中Δs——某光滑弧上的某一段弧长，m；

Δα——对切线转角，（°）。

对于坐标内任何复杂曲线（曲线二阶可导）上某点的曲率，可以用包含二阶导数的公式计算，即

当||y'≪1时，地层接近水平，曲率的近似计算公式为

根据研究区78口井长8段顶部海拔资料，绘制研究区目的层顶面构造等值线，从而利用（3）式计算出整个研究区的构造变形曲率。综合考虑岩心和解释裂缝发育指数，排除砂地比和断层的影响，统计天然裂缝发育指数和构造曲率的关系（图4），可以建立地层的构造曲率单一因素对裂缝发育指数的影响关系［9］。结果表明，构造曲率和裂缝发育指数呈线性关系，构造曲率越大，天然裂缝发育程度越高，构造曲率是目的层天然裂缝发育的控制因素之一，构造曲率单因素控制储集层天然裂缝发育程度的下限值为1×10-3m-1.

图4　泾河油田长8段构造曲率与裂缝发育指数关系

（3）断层泾河油田长8段整体构造平缓，但在燕山运动和喜马拉雅运动两期构造运动及构造应力的作用下，局部构造复杂，大小断层密集［2］。根据野外地质资料和地震解释资料，研究区长8段主要发育两类断层:Ⅰ类断层（主断裂）延伸长度为10～25 km，主要延伸方向为北东东—南西西向，倾角大于80°；Ⅱ类断层（次生断裂）与主断裂相伴生，延伸方向与主断裂基本一致，为北东东—南西西向断裂，倾角大于80°.两类断层均呈带状分布，倾角近直立，主要为剪切成因［10-13］。断裂带及其影响带常伴生有多组裂缝［14-15］，据岩心和测井资料，综合断层附近裂缝发育指数，利用断层共生裂缝参数评价软件，对断层附近裂缝发育指数进行计算，如图5所示，距离断层越近，裂缝发育指数越高，断层是控制泾河油田长8段天然裂缝发育程度的主要因素之一。

从图6中可看出，Ⅰ类断层有效控制距离为800m，Ⅱ类断层有效控制距离为200 m.随着与相邻断层距离的增大，裂缝发育程度越低，与断层距离越近，裂缝发育程度越高。

3　天然裂缝分布预测

3.1天然裂缝发育模式

天然裂缝的发育受到多种因素的影响，如岩性、构造、层厚、断层、构造变形等，由于泾河油田长8段分布均匀，且整体构造平缓，层厚和构造对天然裂缝发育的分布影响不大。岩性对天然裂缝的控制主要体现在岩石中的矿物成分、矿物结构和构造的差异性对岩石的抗剪、抗拉等力学性质的影响上，研究区长8段岩性主要以细砂岩、粉砂岩和泥岩为主，相较于泥岩，砂岩中塑性成分含量更低，岩石更易发生破裂形成裂缝。通过岩心观察和测井解释资料，发现泥岩中的天然裂缝发育密度与粉砂岩和细砂岩相比是最低的；构造弯曲的地层产生的拉张力对裂缝的发育有着重要的影响，由研究区裂缝发育指数与曲率的关系发现，曲率相对高值区更易发育天然裂缝；研究区断裂带及其附近往往是天然裂缝较发育的地带，特别是主断裂带对天然裂缝发育分布的控制尤为明显。

图5　泾河油田长8段断裂带裂缝分布及其发育程度

图6　泾河油田长8段断裂带相邻断层距离与裂缝发育指数关系

图7　泾河油田长8段裂缝发育模式（剖面位置见图5）

综合考虑上述因素，在研究区砂地比较高、构造变形较大以及断裂带附近做一条剖面（图7）。剖面上高产井JH17P18井穿过2条断层，砂体厚度较大，裂缝特别发育；泾河51井位于研究区内构造曲率较高的地方，且附近有2条断层，裂缝特别发育；泾河23井的砂体厚度大，砂地比高，位于断裂带附近，构造曲率不高，裂缝较为发育；泾河49井和JH17P50井的砂体厚度小，砂地比不高，构造变形不大，且离断层较远，裂缝不发育。以上研究结果表明，断层是控制研究区长8段天然裂缝发育的首要控制因素，储集层砂地比为裂缝发育的第2控制因素，由于研究区整体位于倾斜角度较小的单斜上，因而构造产生的构造弯曲变形作用，仅为研究区天然裂缝发育的第3控制因素。

3.2天然裂缝分布预测依据

综上所述，岩性、构造变形和断裂带以及断层是控制研究区天然裂缝的发育和分布的3个主要因素。

天然裂缝的分布及评价研究思路是根据不同控制因素的控制作用，在满足其他控制因素下限的条件下，多因素叠合确定研究区天然裂缝分布，预测裂缝发育区、较发育区和欠发育区（图8）。具体思路为:①确定3种控制作用的贡献能力，用虚化圆圈的大小表示；②根据断层的极限控制距离、门限砂地比和构造曲率下限确定3种控制作用的有效范围，用实体圆圈表示；③3种控制作用两两交会，3种控制作用的共同叠合区为裂缝发育区，两两分别叠合区域内去掉达不到另外一个因素下限区域的剩余区域为裂缝较发育区；④单一控制因素区域内不满足另外两个因素下限的区域为裂缝欠发育区。

3.3天然裂缝分布预测

研究区长8段储集层的孔隙度主要在10%以下，渗透率在0.4 mD以下，为典型的致密型储集层，但平均孔隙度为4.5%，平均渗透率为0.17 mD的泾河17井，初期日产油却高达12.7 t，表明泾河油田长8段天然裂缝的发育情况控制了储集层内流体的富集和运移。结合裂缝类型、走向和发育规模，综合考虑岩性、构造变形和断层对天然裂缝发育的控制作用，将研究区长8段裂缝发育程度分为3个等级（图9）。Ⅰ类天然裂缝发育区主要位于泾河油田东部的泾河17井区和西部的泾河2井区，为裂缝发育区域，同时储集层砂体较厚，具有最好的开发潜力；Ⅱ类天然裂缝较发育区位于泾河油田中部和北部，裂缝发育主要受断层控制，砂体较发育；Ⅲ类天然裂缝欠发育区主要位于一些小的断层附近和构造曲率大的砂体厚部位，裂缝欠发育或不连续，呈小片近似圆形区域点状分布。

3.4天然裂缝预测结果评价

研究区长8段天然裂缝十分发育，无论是盆地周边露头，还是盆地腹地的取心资料，均发现天然裂缝的存在。裂缝是低渗透储集层中油气重要的渗流通道和有效储集空间，并控制着低渗透储集层中油气的渗流系统及油气分布。裂缝发育带及其附近的储集层其中往往伴生有一些微裂缝，极大改善了储集层物性［16-17］，例如一些储集层物性较差的油井也能够获得较高的油气产量，便是天然裂缝起到了主导作用，研究区单井的累计产油量也反映了对应储集层中天然裂缝的发育情况。

图8　天然裂缝分布预测思路

如图9所示，在裂缝发育区内多为累计产液量大、产油量高、含水率低的生产井；在裂缝较发育区内生产井总体累计产油量低于裂缝发育区内的生产井，油井含水率也偏高；在裂缝欠发育区内生产井多为关停井、含水率较高的水淹井。表明以上天然裂缝预测结果与实际生产数据吻合度较高，预测裂缝发育区可作为下步勘探开发的首选目标区域。

图9　泾河油田天然裂缝分布预测与累计产量对比

4　结论

（1）鄂尔多斯盆地南部泾河油田长8段主要发育垂直裂缝和高角度斜交裂缝，裂缝走向以北东—南西向为主；裂缝在纵向上具有一定的贯穿能力，但主要在砂岩岩层内发育，穿层裂缝较少；裂缝充填程度低，大多为开启裂缝，裂缝有效性较好。

（2）长8段天然裂缝发育程度主要受岩性、构造变形和断层控制。砂地比和构造曲率越大，距离断层越近，天然裂缝发育程度越高，断层是控制天然裂缝发育的主要因素。

（3）泾河油田东部泾河17井区和西部泾河2井区为裂缝发育区域，同时储集层砂体较厚，开发潜力最好；中部和北部地区裂缝发育主要受断层控制，砂体较发育，开发潜力次之。预测裂缝发育区可作为下步勘探开发的首选目标区域。

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（编辑曹元婷）

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，四川达州人，助理工程师，硕士，油藏工程，（Tel）18394607582（E-mail）lichuang1987@163.com