镇泾区块长8层油藏人工裂缝特征分析

朱新春

（中国石化华北分公司工程技术研究院增产测试所，河南 郑州 450000）

镇泾区块长8层油藏属于低孔特低渗油藏，勘探开发过程中，除极个别井能自喷投产外，其余油井不经过压裂改造基本无自然产能，人工水力压裂技术已成为该油田能否投入工业开发的决定性因素。截止到2013年8月，该油田已有352口水平井进行了水力压裂，因此，有必要对人工裂缝的形态、延伸方向等特征进行统计分析。

1 油田概况

镇泾油田位于鄂尔多斯盆地西缘天环向斜的南段，地层平缓西倾，构造比较简单。长8储层具有低孔、特低渗的特点，孔隙度主要分布在4%～16%，平均为9.6%；渗透率主要分布在（0.1～0.8）×10-3μm2，平均为0.41×10-3μm2，地层压力系数平均0.97。

2 区块地应力分布特征

地应力客观存在于地壳中，并作用于油藏，对油藏开发全过程均具有十分重要的影响，因此，地应力研究是油藏开发过程中各种工程决策的重要依据，岩石力学参数、地应力及地应力剖面是进行压裂设计优化的基础。

2.1 地应力方向

黏滞剩磁与波速各向异性测量结果表明：镇泾长8油藏水平最大主应力方向为北东60.9°～103.1°，平均水平最大主地应力为北东81.6°。平均水平最小主应力方向为北东171.6°。

2.2 地应力大小

镇泾长8油藏差应变测试表明：油藏垂向主地应力梯度为0.024 9～0.025 2 MPa/m，平均为0.025 0 MPa/m；水平最大主应力梯度为0.018 5～0.020 3 MPa/m,平均为0.019 8 MPa/m；水平最小主应力梯度为0.015 4～0.017 0 MPa/m，平均为0.016 1 MPa/m。

3 人工裂缝特征

3.1 裂缝延伸方向

通过对长8油层48口压裂井62层进行裂缝监测，发现该地区人工裂缝形态主要为两翼方向基本对称的垂直裂缝，裂缝方位主要分布在30°～105°，其中60°～75°最为集中，占全部数据的61.3%（图1），而裂缝两翼多为对称缝，夹角最大为15°。

图1 人工裂缝延伸方向统计Fig.1 Extension direction statistics of artificial fractures

3.2 缝高及缝长[1]

通过对人工裂缝高度及长度统计发现，长8油层缝高主要集中在30～36m，平均为31.6m。水力压裂形成的裂缝多为双翼缝，裂缝两翼长度差距多在0～30m，差距不大，基本为等长缝，而该地区人工裂缝单翼缝长长度主要集中在100～140m，平均为115m。

4 人工裂缝影响因素[1]

镇泾长8油藏水平最大主应力方向为北东60.9°～103.1°，根据水力压裂原理可以知道，区域内产生的人工裂缝面垂直于最小水平主应力，并沿着最大水平主应力方向延伸，因此，人工裂缝的延伸方向也应主要分布在北东60.9°～103.1°。通过统计发现，有个别井段人工裂缝延伸方向偏离最大主应力方向较远，其影响因素主要包括：断层、天然裂缝、相邻压裂层段影响。

4.1 断层

根据三维地震解释结果可看出：镇泾长8油藏从东向西发育一条贯穿整个区块的大断层，其他区域均发育不同程度的中、小断层。主断层方向为NE120 °，而中小断层方向多为NE60 °（图2）。

图2 红河油田三维地震T6c相干体Fig.2 T6c coherence cube of 3D seismics in Honghe oilfield

断层对水力压裂的影响为：正断层存在的区域，最大主应力为垂向应力，水力压裂产生的人工裂缝为垂向缝，裂缝面平行于断层剖面；逆断层存在的区域，垂向应力为最小主应力，产生水平缝，而走滑断层存在的区域，垂向应力则介于最大水平主应力和最小水平主应力之间，水力压裂产生的人工裂缝为垂直缝，裂缝面与断层面呈20°～35°夹角。研究区主要为正断层和走滑断层，因此，在断层区域人工裂缝主要沿着断层面或与断层面呈20°～35°夹角方向延伸。

以HH37P20井为例，其井位附近发育断裂带，钻进过程中，水平段方位为156°，而最大水平主应力方位为75°，通过裂缝检测报告发现，其产生的人工裂缝均没有沿最大水平主应力方向延伸，而有一定偏移，与断层方向较为一致（表1）。

表1 HH37P20井裂缝监测结果Table 1 Fracture monitoring results of well HH37P20

4.2 天然裂缝[2]

在储层为均质体时,压裂裂缝的方向、形态受现今地应力场的特征控制。当储层有天然裂缝存在时,天然裂缝的抗张强度很低或为零,使得岩石的均一性受到破坏,这必然影响到压裂裂缝的产出特征。

若不考虑压裂液渗流所引起的应力改变,储层在压裂时,由于天然裂缝的干扰,在其中形成新生裂缝并沿一定走向的天然裂缝张开,这主要取决于原地应力状态、岩石和天然裂缝的抗张强度以及天然裂缝面与最大主应力间的夹角等因素[3-4]。

通过镇泾油田长8储层取心和EMI成像测井结果可以看出储层存在微裂缝。根据红河26井成像测井分析，该区裂缝走向以NE-SW、NEE-SWW为主。裂缝倾角主要分布在50°～90°，且以大于60°的高角度缝为主。

根据多口井长8岩心裂缝分析，其裂缝倾角大于80°占59%，大于60°占92.8%（图3），以高角度缝为主，其中泥质岩类裂缝张开度低，砂岩类裂缝张开度高，半充填和充填裂缝为主（占70%以上）。

图3 长8段岩心裂缝产状分布Fig.3 Occurrence distribution of core fractures in Chang-8 member

HH37P23井位于天然裂缝发育区域，在施工过程中，第2、4～6段压裂时，发现施工压力明显降低，显示出沟通天然裂缝的迹象（图4）。

图4 HH37P23压裂施工曲线Fig.4 Operation curves of HH37P23 fracturing

4.3 相邻压裂层段影响

镇泾长8油藏多采用水平井分段压裂技术，相邻层段水力压裂所产生的裂缝必然会改变周围地层的应力状态，从而对下一层压裂所产生的裂缝延伸状态造成影响。

通过对水力压裂裂缝电位法井间监测发现，大部分压裂层段量环电位异常曲线在最大水平主应力方位出现两个周期异常，说明人工裂缝主要沿最大水平主应力延伸，同时，异常区域同时出现在其他方向上，这主要是由于邻层压裂所形成裂缝的影响。

HH12P1井2 924.29～3 027.67m层段[70/90]测量环电位异常曲线在360°范围内出现了两个周期的变化，异常低值区域中心对应了90°和270°方向，说明近井地带裂缝中心方向在90°和270°方向。150°和345°方向的异常区域则是由于邻层裂缝产生的干扰造成的（图5）。

图5 HH12P1井压裂裂缝方位监测[70/90]测量环电位异常曲线环形Fig.5 Abnormal curves circular diagram of[70/90]ring potential measurement of fractures location monitoring of well HH12P1 fracturing

5 结论

1）镇泾长8油藏水力压裂所形成的人工裂缝形态多为两翼对称的等长垂直缝，裂缝方位主要分布在30°～105°，缝高平均为31.6m，缝长平均为115m。

2）影响镇泾长8油藏多人工裂缝延伸形态的主要因素为：断层、天然裂缝及相邻压裂层段的影响等。

3）针对油藏复杂的地质条件，在进行水平井压裂设计时需要同时考虑多方面因素的影响，在裂缝及断层发育区域适度控制加砂规模，防止人工裂缝沿断层方向过度延伸。

[1]李民河,聂振荣,廖健德,等.水力压裂缝延伸方向分析及其应用[J].新疆地质,2003,21(4)∶486-488.

[2]李玉喜,肖淑梅.储层天然裂缝与压裂裂缝关系分析[J].特种油气藏,2000,7(3)∶26-29.

[3]周健,陈勉,金衍,等.压裂中天然裂缝剪切破坏机制研究[J].岩石力学与工程学报,2008,27(S1)∶2 637-2 641.

[4]邢正岩,陶国秀,陈光梅,等.牛20断块天然裂缝分布对压裂裂缝特征的影响[J].大庆石油学院学报,2002,26(2)∶96-97.