苏53区块天然裂缝特征及对水压致裂的影响

叶成林

（中国石油长城钻探苏里格气田分公司，辽宁　盘锦　124010）



苏53区块天然裂缝特征及对水压致裂的影响

叶成林

（中国石油长城钻探苏里格气田分公司，辽宁盘锦124010）

摘要苏里格气田属于低渗透致密砂岩气藏，目的层为上古生界二叠系的石盒子组和山西组，研究区苏53区块采取水平井整体开发。在开发过程中，天然裂缝对水平井开发的控制作用日趋凸显。为了解苏53区块天然裂缝发育特征，进一步指导区块科学、高效开发，以岩心描述和薄片分析等常规方法对苏53区块天然裂缝发育情况进行分析，同时结合研究区测井及岩心资料，运用双侧向电阻率差异法对裂缝产状进行判断，对微裂缝在水压致裂的过程中起到的作用进行了模拟。结果表明：①苏里格气田目的层天然裂缝以显微构造裂缝、晶间缝及颗粒间网状缝等微裂缝为主；②微裂缝多为水平缝和斜交缝；③在后期压裂改造过程中，微裂缝可以改善水压致裂储层物性，提高开发效果，同时也可能由于天然裂缝的引导而造成井间连通。

关键词天然裂缝储层改造致密气藏苏53区块苏里格气田

修订回稿日期：2016－01－25

0　引言

在油气成藏和开发过程中，天然裂缝的发育特征及分布规律起到很重要的控制作用。有效裂缝可以为储层提供油气运移通道和油气储集空间，更能有效提高油气的产量［1］。目前，特低渗透油气田在我国油气资源中占有十分重要的地位，微裂缝发育特征对该类气藏的开发具有重要的指导意义［2］。苏里格气田是迄今国内最大的致密砂岩气藏［3］，苏53区块位于气田的西北部，2010年率先在苏里格地区实施水平井整体开发。对苏53区块目的层天然裂缝特征及其对储层改造的影响进行研究，有助于区域地质研究、富集区优选，同时对后期压裂改造以及井网优化具有重要的指导意义。

1　天然裂缝特征

1.1岩心描述

本区宏观构造裂缝只在局部井段发育，构造裂缝以低角度为主，少量高角度裂缝；砂岩储层中构造裂缝的力学性质主要表现为：砂岩储层中主要发育张性、张扭性裂缝；缝内充填物多以泥质、炭质、沥青质为主，一些早期裂缝被晚期方解石充填。如在苏53-2井中的第3次取心第27块岩心上见有10°左右的低角度水平缝，缝间被沥青质充填（图1a）。第7次取心第44块岩心（3 282.5 m），见有1条60°高角度裂缝、两条近水平的低角度裂缝，缝间充填沥青质，裂缝开度为0～1 mm，延伸较短（图1b）。第3次取心第54块岩心上见多条近60°左右的高角度缝，裂缝开度较小，延伸距离短（图1c）。第2次取心的第22块灰黑色泥岩中发育水平缝，缝面附着沥青质，具阶步及擦痕，为压扭性裂缝，该地质历史时期曾有油气等有机质在该裂缝中运移（图1d）。

图1　苏53区块岩心照片图

依据苏53区块岩心观察结果，认为本区胶结致密的砂岩储层中宏观构造裂缝相对不发育，在局部井段砂岩储层中不同程度地发育张性、张剪性构造裂缝，缝间被钙质、硅质或沥青质所充填。在黑色质脆的泥岩中构造裂缝的发育相对广泛，存在常见中—高角度的压扭性裂缝，镜面光亮，断阶、阶步和斜向钉头擦痕，这反映出在地质历史时期，本区遭受压性和扭性或张扭性构造应力场的联合作用［4］。

1.2薄片分析

由显微裂缝观察结果可知，苏里格地区储层砂岩胶结致密，符合低渗透砂岩气藏特征。由于微裂缝的存在及其分布的复杂性，使特低渗透油气田开发较为困难，但因为构造裂缝的存在，使储层基质孔隙能够连通，渗透性会因微裂缝的存在而大大提高。根据低渗透储层裂缝在油气田开发所起的作用，将缝宽小于100 μm，长度小于2 cm的裂缝称为微裂缝［5］。苏53区块微裂缝主要有以下几种类型（图2）。

图2　苏53-2井岩心显微裂缝特征图

1）碎屑颗粒裂纹。砾径较大的颗粒有机械碎裂现象，排列杂乱无章，长短不一，裂纹宽一至数十微米，发育方向不具有规律性，成网状结构。

2）显微构造裂缝。显微构造裂缝是构造应力场作用下的产物，是地应力状态达到岩石破裂强度条件下产生的，是岩石在构造应力作用下岩石的一种永久变形。经苏53-2岩石薄片的鉴定，砂岩储层中发育 一定数量的显微构造裂缝，裂缝成张性或张扭性，成锯齿状，缝间无充填，平均宽度为12.5 μm，为有效裂缝，此类裂缝对储层物性具有明显的改善作用。

3）晶间缝和晶间溶蚀孔。矿物晶体解理面经地下水的淋滤作用发生溶蚀，形成次生孔隙，这类微裂缝也可以在构造裂缝的基础上发生溶蚀，溶蚀孔缝扩大的主要因素具体表现在储层岩石的不稳定组分，如长石、岩屑、方解石等矿物被酸性地下水淋滤，溶解下来的矿物质被水溶解带走，最后在原岩石颗粒内部或其边缘形成新的微观溶蚀裂缝。

1.3应用双侧向电阻率差异法判别裂缝产状

1）判别原理

对于高角度裂缝，裂缝被钻井液深侵，使深浅双侧向都只能探测到裂缝侵入区，双侧向电阻率都有所降低，但浅侧向数值降低得更快，因此在曲线上呈现正差异，其差值的大小反映了裂缝的发育程度。对于低角度裂缝特征，双侧向电阻率呈现负差异特征。网状裂缝响应特征介于高、低角度裂缝之间［6］。

虽然双侧向测井方法不能提供准确的裂缝倾角信息，但裂缝倾角在5°～10°的变化范围内，双侧向测井响应的变化并不大，可近似看作定值。通过对双侧向测井响应幅度差作一定变换，提出以下裂缝倾斜类型划分方法。先将裂缝倾斜类型初步划分为低角度裂缝、倾斜裂缝、高角度裂缝3种，不固定这3类裂缝倾角角度的范围，而是结合苏里格地区岩心和测井数据对范围进行调整。据此给出如下判断裂缝产状的数学模型［7］：

利用双侧向测井响应判别裂缝的状态Y公式：

式中，Rd和Rs分别为深、浅侧向电阻率，Ω·m。

针对本地区裂缝的发育状况，利用岩心和测井资料来标定Y值的大小，通常情况下同一区块可以选择相同的划分值。粗略地划分为：当Y大于0.2时，为高角度裂缝（75°～90°）；当Y小于0时，为低角度裂缝（0°～15°）；当Y大于0且小于0.2时，为倾斜裂缝（15°～75°）。

2）裂缝产状与电阻率差异性质的关系

裂缝产状与深、浅双侧向的“差异”有着直接关系。高角度、垂直缝的双侧向差异明显；斜交缝的双侧向差异不明显；低角度缝、水平缝的双侧向为低阻尖峰［8］。苏53区块裂缝类型主要有3类：高角度缝（包括垂直缝）、水平缝和斜交缝。

（1）高角度缝。一般裂缝倾角为75°～90°，宽度不等。在直井苏53-22井3 297.23～3 299.73 m、3 325.73～3 326.605 m、3 341.355～3 349.105 m、 3 353.605～3 354.23 m，Y均值分别为0.218、0.224、0.251、0.216（图3）。双侧向幅度差较高达到18.919～88.962 Ω·m。在水平井苏53-78-58H中3 422.575～3 452.45 m、3 899.575～3 919.45 m，Y均值分别为5.1、0.234，双侧向幅度差为0.004～21.675 Ω·m。高角度缝的双侧向测井在直井和水平井中均呈正差异。

图3　苏53-22井裂缝产状指数统计图

（2）水平缝（或层间缝）。一般小于15°，沿地层层理面发育。在直井苏53-76-45井3 266.825～3 267.95 m、3 268.575～3 269.2 m、3 270.325～3270.575m井段，Y均值分别为-0.02943、-0.02809、-0.001 7，双侧向为负差异，且差异幅度较小，一般为-2.521～-0.007 Ω·m；在水平井苏53-78-58H 中3 370.95～3 422.45 m井段，Y均值为-0.343，双侧向为负差异，且差异幅度较大，一般为-11.533～-1.031 Ω·m。

（3）斜交缝。一般裂缝倾角为15°～75°，这类裂缝也比较发育，常与高角度构造缝伴生，双侧向差异较小和无差异。在苏53-76-45井3 257.075～3 266.7 m、3 270.7～3 282.95 m、3 319.575～3 325.7 m井段，Y均值分别为0.100 7、0.109、0.104。水平井苏53-78-58H在3 535.95～3 538.7 m、3 919.575～3 947.575 m井段，Y均值分别为0.184、0.146。

通过对苏53井区直井及水平井裂缝产状的定性判别，认为研究区目的层裂缝以水平缝和斜交缝为主，高角度裂缝相对较少。

2　微裂缝对水压致裂的影响

对于低渗透油气藏，后期压裂改造是单井增产增效的有效手段之一，目前苏53区块生产井投产前均进行压裂改造［9］。本次研究从岩石的细观结构入手，抓住岩石材料及其力学性质的非均匀性，基于渗流力学方程和弹性损伤理论，建立了描述岩石破裂过程渗流—应力耦合细观数值模型，对天然裂缝在裂缝的连接延伸过程中所起到的作用进行模拟。

数值模型如图4所示，在井筒边缘有1条长度为10 mm的天然预制裂缝，井筒的右侧有两条天然裂缝，长度为100 mm，天然裂纹入射倾角取90°。

图4　含天然裂缝数值模型图

模拟过程表明，在应力积累阶段时，井壁周围的应力不断增加，裂纹尖端的应力大于井壁周围，周围逐渐出现破裂单元。随着水压的增加，水力裂缝端部与天然裂缝沟通。根据裂缝的延伸原理，裂缝的实际延伸方向与产生最大拉伸应力的方向垂直，该方向的剪切应力为0，而天然裂缝正符合这个条件。因此当水力裂缝的端部沟通天然裂缝时，水力裂缝优先沿天然裂缝的赋存方向延伸，天然裂缝增大了水力压裂裂缝的波及范围。模拟结果表明，在天然裂缝的尖端处于剪应力和最大主应力的高值部位，导致了两条裂纹从尖端连接起来。存在天然裂缝的一侧水压裂缝与天然裂缝沟通，裂缝延伸距离较长，由于天然裂缝的引导，同时也阻碍了水力压裂裂缝向其他方向的延伸（图5）。

综上所述，如果储层存在微裂缝，经过压裂改造，天然裂缝的张开度会明显变大，对提高储层产量具有积极作用［10］，同时由于天然裂缝的引流作用，会导致水压裂缝沿单一方向延伸，增加井间干扰的可能性。因此，在后期压裂改造过程中，模拟微裂缝发育特征，根据模拟结果制定科学合理的压裂改造方案，一方面提高单井动用储量，同时也可以避免出现井间干扰，确保井网不受破坏。

图5　天然裂缝变向作用示意图

3　应用效果分析

1）天然裂缝发育情况是选择段内多缝体积压裂的前提条件［11］。段内多缝体积压裂时，人工裂缝与天然裂缝相互沟通，天然裂缝继续扩展延伸，并在距井筒一定范围内发生转向或相互扭曲，随着裂缝的延伸，并改变人工裂缝的传播方向，产生多条次生裂缝，这些裂缝最终在垂直于最小水平主应力方向形成一条主裂缝发育带，并形成一定范围内体积压裂裂缝网络［12］。根据裂缝发育特征，2012年至今，共选择20余口水平井开展段内多缝体积压裂。通过对比表明：体积压裂比常规压裂平均单井产量增加了1.5×104m3／d，储量动用率提高了2.29%，采收率可提高2.22%左右。

2）根据天然裂缝分布优化井网、井距。在苏53-21井区砂体比较发育，且分布一定的天然裂缝，因此在该区域优化井网井距，将原600 m×1 200 m井网优化为800 m×1 200 m井网，共部署8口水平井，准备下一步实施。

4　结论

1）岩心分析和薄片描述表明，苏53区块宏观裂缝不发育，目的层天然裂缝主要以微裂缝为主，且主要以显微构造裂缝、晶间缝（晶间溶蚀孔）、颗粒间网状缝等形式存在。

2）利用双侧向电阻率差异法对裂缝产状进行判断，认为苏53区块微裂缝以水平缝和斜交缝为主，高角度裂缝不发育。

3）模拟结果表明，致密砂岩气藏微裂缝对后期压裂改造具有双重影响，因此根据不同区域裂缝发育情况，优化储层改造方案，对于提高苏53区块水平井开发效果具有重要意义。

4）根据天然裂缝发育分布，优选水平井实施段内多缝体积压裂，实现了单井高产和提高采收率的目的；同时优化区域井网井距，确保合理高效开发。

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（编辑：卢栎羽）

作者简介：叶成林（1982－），硕士，工程师，从事天然气开发与管理工作。E-mail：chenglinessay@163.com。

基金项目：国家重大专项“低渗、特低渗油气储层相对高产富集区预测技术”（2011ZX05013-001）。

doi：10.3969／j.issn.2095-1132.2016.01.003

文献标识码：B

文章编号：2095-1132（2016）01-0008-04