渤中M油田低渗储层裂缝特征及对开发的影响

周军良

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

随着中国各大油区勘探开发程度的提高，储层裂缝精细研究在各类型油藏的勘探开发中被人们愈加重视[1-3]。渤海渤中M油田为海上低渗油藏开发的先导试验区，近年试产证实试验区不同井区不同层位产能差异大，注水开发有待突破，开发效果制约了试验区的开发调整及海上类似区块的勘探开发。基于此，前人开展了关于储层沉积特征、低渗成因、物性影响因素等方面的研究工作，但均未对储层裂缝进行系统研究[4-5]，而这是低渗油藏中高产油层优选及注水开发的必要前提条件。目前，国内外相关学者就裂缝的形成机理、类型及特征形成了较为系统的认识，探讨了岩层厚度、岩性等对裂缝的控制作用[6-8]。但不同地区构造演化、沉积相类型、地层温度及压力特征等不同，使得裂缝的发育特征也不尽相同，需要结合地区差异有针对的开展研究。在阐明渤中M油田裂缝类型及发育特征的基础上，系统分析了储层裂缝发育的影响因素，并探讨不同构造部位开发井产能差异，以期指导该区后续开发过程中高产区的优选及后续注水规模的推广。

1 地质背景

渤中M油田位于渤海海域中南部，渤海湾盆地渤南低凸起西端(图1)，构造上为被2条边界断层夹持的背斜构造，内部被北东向断层分割成不同断块。纵向上由浅至深发育第四系、新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组、沙河街组。沙河街组发育一段、二段(简称沙二段)、三段(简称沙三段)地层，沙二段为中孔、低渗油层、沙三段为中孔、低渗—特低渗油层。受西南方向物源控制，沙二段发育辫状河三角洲前缘沉积，沙三段发育扇三角洲前缘沉积，储层厚度整体由西南向北东方向减薄，砂泥岩薄互层结构明显。古近系沙河街组沉积以来，研究区先后经历了3次构造活动，分别为沙三段沉积末期以北东向应力为主的燕山运动、东营组沉积晚期以北西向应力为主的华北运动、新近纪末期以北北东向应力为主的喜山运动[9-10]。油气的充注主要为东营组沉积末期及新近系明化镇组沉积时期，受油气充注及黏土矿物转化影响，沙河街组地层发育异常高压[11-12]，压力系数为1.25～1.56。油田采用先期利用天然能量衰竭开发，后期人工注水的开发方式。

图1渤中M油田区域位置、沙河街组构造及井位分布

2 裂缝发育特征

2.1 裂缝发育类型

岩心及薄片观察发现，渤中M油田沙河街组低渗储层发育宏观、微观裂缝。宏观裂缝包括构造应力场作用下形成的构造裂缝和储层沉积或成岩过程中产生的成岩裂缝，微观裂缝包括构造应力以及成岩作用等综合形成的碎屑颗粒粒内缝、粒缘缝及穿粒缝(图2)。

2.2 宏观裂缝

宏观构造裂缝主要在沙三段发育，以高角度缝发育为主(图2a)，也可见低角度缝(图2b)，缝面平直光滑，具有擦痕、阶步、羽饰等现象(图2c)，局部有矿物充填的特征(图2d)。岩心裂缝统计结果表明：高角度裂缝占60%，倾斜裂缝占30%，低角度裂缝占10%，裂缝角度峰值为70～90 °；裂缝缝高在0.00～0.10 m的占80%，缝高大于0.25 m的裂缝几乎不发育。成岩裂缝在沙二段和沙三段均有发育，主要为近水平层状裂缝(图2e)，多在细粒沉积物中发育，通常为沥青和泥质充填。从裂缝发育频率和开度看，沙二段裂缝线密度平均为0.33条/m，沙三段裂缝线密度平均为0.70条/m，沙河街组裂缝线密度平均为0.61条/m；裂缝的开度为50～1 000 μm，平均为500 μm。成像测井资料分析结果表明，研究区裂缝走向基本为北东—南西向，裂缝倾角在43～87 °，平均为60 °，裂缝多具有效性。

图2 渤中M油田沙河街组裂缝发育特征

2.3 微观裂缝

根据微观裂缝在碎屑颗粒中的分布可将其分为粒内缝、解理缝、粒缘缝、成岩缝及穿粒缝。粒内缝见于中、细砂岩的长石及岩屑颗粒中(图2f—h)，以长石颗粒中较为多见，由颗粒边部向内部缝宽逐渐变小，是微观裂缝的主要类型，偶见碳酸盐岩胶结物充填。粒缘缝少见，主要围绕碎屑颗粒边部发育(图2g)；解理缝见于云母、长石颗粒中(图2i、j)，常与粒内破裂缝伴生；成岩缝具有明显的层状特征(图2k)，多在泥质类岩层发育；穿粒缝表现为多个碎屑颗粒被切穿，具一定延伸长度(图2l)，局部可见2组裂缝(图2m)，在各类岩石中均有发育。泥质粉砂岩及早期基底式胶结的灰质砂岩微观裂缝少见(图2n)。整体上，微观裂缝以粒内缝和穿粒缝为主，多数未充填，粒内缝延伸长度大多小于500.0 μm，穿粒缝延伸长度为0.2～20.0 mm。

3 裂缝发育影响因素

3.1 构造位置对裂缝发育的影响

研究区沙河街组裂缝走向与断层走向基本一致，以北东向为主，说明构造断裂对裂缝具有明显的控制作用。不同构造位置井的裂缝线密度统计结果表明，距断层较近的井裂缝线密度相对较高，远离断层的井裂缝线密度降低趋势明显，且断层上下盘裂缝线密度不同，上盘裂缝线密度整体高于下盘(表1)，这与该区断层上盘发育背斜有关，由背斜核部向背斜翼部方向裂缝线密度明显降低(图1，表1)。

因此，研究区沙河街组断层附近以及背斜核部是构造裂缝发育的有利区。但当离断层较近时，受晚期碳酸盐岩胶结的影响，裂缝的充填程度往往较高(图2o)。

表1 渤中M油田取心井裂缝线密度统计

3.2 岩性对裂缝发育的影响

不同岩性由于岩石组分、颗粒大小等差异使得其具有不同的力学性质，即使构造应力作用类似，裂缝的发育程度也不尽相同[13]，并且岩石越致密，岩石强度越大，经过较小的应变也会出破裂变形，因此，低孔隙度及较细颗粒岩石的裂缝更易发育[14]。研究区沙河街组储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主，为碳酸盐岩胶结。统计不同岩性中裂缝的发育密度发现，随着砂岩颗粒变细，裂缝越发育，但由于泥质成分的韧性变形以及吸收应变的特性，泥质含量越高，脆性破裂越容易发生。因此，研究区沙河街组裂缝主要在细砂岩及粉砂岩中发育(表2)。

表2 渤中M油田不同岩性裂缝线密度统计

3.3 岩层厚度对裂缝的影响

不同岩性的岩石力学性质有明显差别，因此，不同岩性的岩层厚度控制着裂缝的发育程度[14]。研究区沙二段为辫状河三角洲前缘沉积，沙三段为扇三角洲前缘沉积，纵向上均以砂泥岩互层为特征。砂泥岩岩层厚度及裂缝发育密度的统计结果表明，研究区沙河街组裂缝线密度与岩层厚度具有较好的相关性，表现为随着岩层厚度的增加，裂缝线密度逐渐减小，当岩层厚度大于4 m时，裂缝线密度基本小于1条/m(图3)。由于研究区储层受西南物源方向控制，远离物源区地层的薄互层结构更为明显，裂缝更易发育。

图3渤中M油田裂缝线密度与岩层厚度关系

3.4 异常高压对裂缝的影响

异常高压的存在不仅有助于岩石在构造应力下发生破裂，而且能够改变应力场，使得碎屑颗粒滑动、破裂，形成微裂缝[17-22]。由于研究区沙河街组异常高压形成于新近纪，且该时期沙河街组埋藏较深[23-28]。

因此，异常高压对宏观裂缝的促进作用较弱，但在纵向和水平应力作用下，异常高压使得岩石内部碎屑颗粒滑动、破裂，使得微观粒内缝较为发育。由于粗粒级砂岩单位面积承受的应力要远强于细粒级砂岩，因此，研究区沙河街组中细砂岩的粒内缝要较粉砂岩发育，当早期胶结作用较强时，碎屑颗粒多不接触或局部点接触，微观粒内缝基本不发育(图2n)。

4 产能特征及开发建议

油井的产能往往与低渗油藏的油层厚度、物性及孔隙流体等因素有关，而裂缝对低渗油层的物性改善具有重要作用[23-28]，因此，裂缝的发育程度显著影响着油井的产能及注水开发效果。

4.1 产能分析

研究区沙河街组断裂背斜高点主要位于M-2、M-1井附近，构造向北东和南西方向整体变低(图1)。根据南西—北东方向各开发井的初期日产油可知，位于背斜翼部的开发井，随着油层厚度减薄，初期日产油降低；构造位置相似的开发井，随着与断层距离变近，初期日产油升高，如M-A8、M-B4井，但当距断层较近时，如M-A18井距断层60 m，由于晚期碳酸盐岩胶结和裂缝充填程度较强(图2o、p)，初期日产油较低；位于背斜核部的开发井，虽然油层厚度薄，但裂缝发育，初期日产油较高，如位于背斜核部的M-A19井和位于背斜翼部的M-A13井，虽然油层厚度相当，但初期日产油相差较大(表3)。

表3 渤中M油田过剖面A—B开发井油层厚度及初期日产油统计

4.2 开发生产建议

综上所述，研究区沙河街组后期开发调整的有利区主要位于背斜核部及与断层距离大于100 m的区域，后期人工注水开发时需要考虑断层附近及背斜核部裂缝对注水开发方式的影响，以防注水快速突破对开发造成不利影响。

5 结 论

(1) 渤中M油田沙河街组裂缝以宏观高角度构造裂缝和微观粒内裂缝为主，走向与断层走向整体一致，呈北东南西向展布，多数未被充填。

(2) 渤中M油田沙河街组裂缝受构造、岩性、岩层厚度及异常高压控制，构造控制着裂缝的分布，岩性和岩层厚度影响裂缝的发育程度，而异常高压对裂缝的促进作用较弱。

(3) 渤中M油田沙河街组背斜翼部开发井的产能主要取决于油层厚度，背斜核部开发井的产能主要取决于裂缝，而断层附近开发井的产能要根据断层与开发井的具体距离而定。

(4) 渤中M油田后期开发调整及注水开发需综合考虑开发井油层厚度及所处构造裂缝发育情况，并根据调整井产能及注采动态深化裂缝认识，建立高效注水开发模式。

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