志丹油田正359井区延长组裂缝发育特征及其对注水开发的影响

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(1.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000；2.西北大学地质学系，陕西西安 710069)

裂缝是岩石中由于构造变形或物理成岩作用而形成的面状不连续体。裂缝型油气藏是21世纪石油增储上产的重要领域之一。在我国，裂缝型低渗储层油气产量占整个石油天然气产量的一半以上[1-2]。裂缝的存在不但可为流体提供额外的流通通道，也可作为油气的部分储集空间，改善储层物性，同时裂缝的分布规律是影响合理选择注水方式的重要因素。前人对研究区地层、沉积相和储层特征做了大量工作，然而未对裂缝的发育和裂缝与注水开发的影响进行深入的分析。为了进一步明确志丹油田正359井区储层裂缝的方向及发育特征，为下一步该区注水开发方案部署提供支撑，很有必要对该区三叠系延长组裂缝的分布规律进行系统的研究。

1 裂缝的类型及方向

根据裂缝的成因分析研究区目前存在的两类裂缝：天然裂缝和人工裂缝。天然裂缝是指由于构造作用、成岩作用、压实作用等地质作用而形成的裂缝[3-5]。根据天然裂缝的成因，通常将天然裂缝分为构造成因缝、成岩成因缝以及溶蚀缝等。根据裂缝的开启性或充填程度，一般将裂缝分为开启裂缝、充填裂缝和闭合裂缝3种类型。开启裂缝是指裂缝两壁间无矿物充填且具有一定张开度的裂缝；充填裂缝指已被次生矿物或成岩物质所充填的裂缝，充填物质可以为泥质、次生的石英及碳酸盐岩矿物等。根据矿物的充填程度，又将充填裂缝分为完全充填裂缝和不完全充填裂缝。闭合裂缝则是指在地下处于闭合状态的裂缝，它们在地下受构造作用影响，在应力薄弱面上产生结构性的破裂，在地下较强的围压条件下处于闭合状态，取出地面后由于应力的释放导致原闭合缝开启。

前人研究成果表明：陕北地区天然裂缝以构造成因的裂缝为主[6-9]。陕北地区延长组地层沉积后经历了多期构造运动，现今裂缝展布格局主要是燕山运动和喜山运动两期构造运动综合作用的结果。在构造运动中，燕山运动对鄂尔多斯盆地影响较大，不仅形成了盆地西缘逆冲带，而且奠定了盆地现在基本的构造形态。因构造运动属左旋剪切性质，必然形成北东—南西向雁列式排列的褶皱，方位60°～70°，两组共轭裂缝，一组为北东—南西向的压性裂缝，另一组为北西—南东向的张性裂缝(图1)。

通过岩心观察，研究区的裂缝主要有不完全充填缝、完全充填缝、钙质胶结张裂缝以及缝宽较大的小裂缝(图2)。

镜下观察，研究区裂缝主要分布在矿物边缘，延伸较长，呈条带状(图3)。

图1 鄂尔多斯盆地燕山期、喜马拉雅期和现今应力场分布Fig.1 The stress fields distribution of Yanshan and Himalaya and now in Ordos basin

前人研究表明，安塞沿河湾地区现今最大主应力方位介于北东68°～80°之间。坪桥北区裂缝检测的水平最大主应力方向即人工裂缝方向为北东70°～80°之间；天然裂缝主要有两组，分别是北东25°～45°和北西20°～45°。通过差应变试验，旦八地区现今最大主应力方向应该在北东60°～80°之间。本区储层天然裂缝的主裂缝方向在北东60°～80°之间。

特低渗透储层由于裂缝闭合或者油井与周围天然裂缝之间沟通不理想，因而需进行压裂改造[8-9]。压裂作用会产生人工裂缝，根据人工裂缝的统计数据和监测结果(表1、图4、图5)，研究区人工裂缝方位主要为北东方向，其中长4+5储层人工裂缝方位主要为北东60°～80°(图4)；长6储层人工裂缝方位主要为北东40°左右，局部区域北西方向74.5°(图4)。

图2 研究区延长组岩心观察裂缝特征Fig.2 Fracture characteristics of core observation in Yanchang formation in the study area

图3 镜下微裂缝形态Fig.3 Fracture morphology under microscope

井位层位射开层段/单位裂缝类型裂缝方位/(°)裂缝长度/m缝高/m裂缝形态3451-5长4+51 597.0～1 602.0人工裂缝北东80.057.0020.00垂直3445-2长4+51 570.0～1 572.0人工裂缝北东43.087.005.00垂直3445-2长4+51 581.0～1 583.0人工裂缝北东76.077.0015.00垂直3474-2长4+51 613.5～1 617.5人工裂缝北东58.385.3010.50垂直3474-2长4+51 645.0～1 649.0人工裂缝北东58.979.2014.50垂直3425-7长91 997.0～2 002.0人工裂缝北东68.055.0019.00垂直3453-13长102 112.0～2 125.0人工裂缝北东65.0126.9412.92垂直

图4 研究区3451-5井长4+5微裂缝方位Fig.4 Microcracks azimuth of Chang-4+5 reservoir in well 3451-5 in the study area

图5 研究区3425-7井长6储层微裂缝方位Fig.5 Microcracks azimuth of Chang-6 reservoir in well 3425-7 in the study area

2 裂缝与储层物性的关系

微裂缝的形成除与构造作用有关外，还与成岩作用有关[3-5]。在成岩作用期间，由于压实作用、矿物重结晶作用等的发生，矿物颗粒发生收缩和膨胀以及矿物颗粒间的重新组合与排列，可以产生一些微裂缝。有些微裂缝中进一步发生溶蚀可形成溶蚀缝。这些微裂缝及溶蚀缝使储层孔隙得以沟通，渗透性增强。

据铸体薄片和电镜扫描照片观察，储集层中存在的微裂缝形状多样，多形成于碎屑颗粒内部及颗粒间隙中。微裂缝长度在0.01～200 μm范围内；张开度在1～100 μm之间，多在2～20 μm范围内且部分被充填；微裂缝分布密度一般。物性统计数据表明，微裂缝发育的地方所对应的孔隙度平均值为10.70%、渗透率平均值为2.20 mD，其值大多接近于或者大于其平均值(表2)。因此，微裂缝对于储集层渗透率的提高有一定的积极作用[9]。在注水开发时一定要考虑裂缝的影响[10]。

3 裂缝对注水开发的影响

正359井区延长组属于低渗透率储层，微裂缝发育[11-13]。在油田开发之前的评价阶段，判断储层有无裂缝存在至关重要。除岩心分析外，利用压裂施工曲线分析判断比较准确。没有裂缝的储层，压裂时具有明显的破裂压力(峰值)；而存在裂缝(包括潜在缝)的储层，一般没有明显的破裂压力。微裂缝在低渗透油藏中普遍存在，储层物性较差，渗流阻力较大，一般无自然产能，油井须经压裂改造形成人工裂缝，获得工业油流。而裂缝的存在，提高了储层的渗流能力，却也是注水开发的不利因素。开发过程中应充分利用裂缝的有利因素，提高油井单井产能，提高驱替效果和最终采收率，合理部署开发井网。

表2 微裂缝发育井段对应的物性数据Table 2 The physical data corresponding to microcrack development section

3.1 裂缝对注水时机的影响

低渗透油藏天然能量不足，油井投产后地层压力迅速下降，产量降低。若滞后注水，地层压力不能及时恢复，生产压差降低，裂缝闭合，渗透率降低；若此时注水，注入水将迅速沿裂缝方向运移到低压区的油井，形成水通道，基质孔隙中的原油将滞留在孔隙中，形成残余油。为了提高油井的产量，裂缝发育区需要及时补充地层能量，只能采用同步注水，提高地层能量，增加地层压力，使注入水沿非主裂缝方向驱油，提高注入水波及体积和洗油效率，从而提高注水开发效果，以期获得最大的经济效益。

3.2 裂缝对注水方式的影响

对裂缝型低渗透砂岩油藏，周期注水可有效提高水驱效率和开发效果。水驱油时，注入水沿裂缝形成主要通道，当停注后，由于初期裂缝压力高于基质孔隙压力，因此裂缝中的水容易进入基质孔隙中；到停注后期，裂缝压力降低，基质弹性能量释放，在毛管力作用下，基质内的油进入裂缝中，而水则留在基质孔隙中。当再次注水后，地层压力上升，裂缝中的油被驱替出，从而提高水驱效率和注水开发效果。上述作用的大小取决于毛管力、裂缝和基质孔隙压力差的大小。试验研究证明，周期(间歇)注水对低渗透裂缝型砂岩油藏具有较好的适用性，不仅可以节约注水成本，提高水驱效果，还可以防止裂缝压力过高发生水窜。

研究区为非均质性较强的低渗透砂岩油藏，裂缝的出现将带来明显的注水突进，吸水强度在裂缝方向强于其他注水扩散方向。

3.3 裂缝对井网部署的影响

井网部署是油田开发中的一个重要环节，既关系到采油速度、稳产年限，又与油田最终采收率和经济效益密切相关。油藏的地质条件决定了油田的布井方式，而油藏的非均质性和裂缝系统又在很大程度上影响着布井方式。裂缝的产状特征直接影响着油田注水开发井网的形式。裂缝性砂岩油田注采井网部署的关键一环即注水井排方向的确定。注水井排方向受制于裂缝系统的特征，尤其是裂缝发育方向，而本区微裂缝方位与区域地应力方向具有一致性，注水井排方向要最大限度地与主裂缝方向保持匹配。随着油田的不断开发，注水二次采油过程中，裂缝的作用愈加受到重视，不仅控制层系的划分、井网部署，而且决定了油田注水开发效果的好坏。根据监测的人工压裂裂缝方向，可以确定储层最大的主应力方向。在油田开发过程中应根据裂缝监测成果，及时调整井排方向，部署科学合理的注水开发井网。

考虑到研究区裂缝的主要方向为北东60°～80°，在布置井网时综合油藏工程结果选择与裂缝相匹配的方向北东60°作为井网布置主要方向。在注水开发时增大水驱控制程度，减少死油区。

由此，对于裂缝发育层段，首先应该通过岩心观察、裂缝监测等技术，在明确储层裂缝分布规律的基础上，结合动静态资料确定合理的注水开发参数，可以有效控制储层裂缝的不利影响，提高油田注水开发效果。在确定优化压裂方案时，应避免因过度压裂造成裂缝将油层切割，基岩弹性能量释放后注入水沿裂缝窜流，导致油井暴性水淹，使基岩中形成残余油。对于新井，投注时应尽可能采取不压裂的方式，或采取高能气体爆燃、负压复合射孔等技术，尽量避免人工裂缝与天然裂缝的沟通，减缓油井水窜、水淹。

4 结论

(1)裂缝的存在对储层注水开发具有重要的影响，明确裂缝的分布规律具有重要的意义。岩心裂缝观察和人工裂缝监测结果分析本区延长组储层天然裂缝的主裂缝方向在北东60°～80°之间，其中主力层长4+5储层人工裂缝方位主要为北东60°～80°，长6储层人工裂缝方位主要为北东40°左右。储层物性统计数据分析表明，微裂缝发育段所对应的孔隙度和渗透率值大多接近于或者大于其整个段的平均值，微裂缝对于储集层渗透率的提高有一定的改善作用。

(2)裂缝对注水时机、注水方式以及井网部署具有很大的影响。裂缝发育区需要及时补充地层能量，只能采用同步注水和周期注水。裂缝的产状特征直接影响着油田注水开发井网的形式。在油田开发过程中应根据裂缝监测成果及时调整井排方向，部署科学合理的注水开发井网，最终提高油田的注水开发效果。