扶余油田储层裂缝特征及其与注水开发的关系

张耀升，胡望水 ，王建一，刘　杨

(1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室·长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100；2.中国石油吉林油田分公司油气工程研究院；3.中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院)

扶余油田储层裂缝特征及其与注水开发的关系

张耀升1，胡望水1，王建一2，刘杨3

(1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室·长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100；2.中国石油吉林油田分公司油气工程研究院；3.中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院)

摘要：扶余油田目前已进入高含水后期开采阶段，油藏中裂缝的发育和分布直接影响着油田注水开发效果。在岩心裂缝观察、分析裂缝特征基础上，通过井间示踪剂测试、电位法测试等裂缝动态监测方法，应用人工裂缝与天然裂缝藕合关系对该油藏裂缝特征进行分析，预测了人工裂缝走向，为油田开发井网部署提供指导。

关键词：扶余油田；裂缝分布特征；注水效果

随着常规孔隙性油气藏储量日益减少，人们逐渐重视裂缝性油气藏的勘探。裂缝可能给储层带来两种不同的影响：提供了储层基本的孔隙度和渗透率，同时也造成了储层强烈的非均质性[1]。童亨茂认为储层裂缝具有成因的复杂性、控制和影响的多因素性、形成和发育的随机性和分布的高度非均质性，因而研究起来难度很大[2]。裂缝的评价研究包括三方面的内容：储层裂缝的探测、识别和定量预测[3]。目前人们对天然裂缝的研究较多,并提出了多种方法[4-8]，如油藏应力场分析法、岩心测定方法、和动态分析法预测裂缝走向等。本文就扶余油田取心井储层裂缝系统进行研究。

1油田概况

扶余油田构造位置上处于松辽盆地南部中央凹陷区东缘扶新隆起带扶余三号构造上，是一个被断层复杂化的多高点穹隆背斜，区块内断层多、高点多、油藏埋藏浅、油层多而薄，油藏主要受构造控制。本次研究目的层段为上白垩统泉头组扶杨油层。扶余油田自1970年规模投产以来，随着油田开发的深入，目前已进入高含水后期开采阶段，整体压裂造成人工裂缝非常发育，含水率急剧上升，产量递减快，正面临严峻的开发形势。

2岩心裂缝观察、识别及类型

对岩心裂缝的观察、描述与统计分析是裂缝预测最直接的方法。该油田取心井岩心裂缝按裂缝的成因归结为原生裂缝、次生裂缝、人工裂缝。天然裂缝在识别过程中，通常具有一定的标志[6-8]：充填有胶结物，矿物晶体及矿物薄膜；裂缝包含在岩心内部，不延伸达到岩心边缘等标志。

2.1原生裂缝

原生裂缝是岩石形成过程中未经外力改造形成的裂缝，主要由岩石收缩、沉积作用形成。该类型裂缝在扶余油田取心井岩心中存在，主要是沉积界面形成的裂缝，以微裂缝为主，但不是主要裂缝。如检26井424.7 m处岩石铸体薄片反映由于沉积作用和水动力作用差别，形成的上下岩层间微裂隙，为沉积作用形成的原生裂缝。

2.2次生裂缝

对扶余油田密闭取心井岩心观察发现，次生裂缝在泉头组扶杨油层均有发育，多发育在砂岩与钙质砂岩中，裂缝发育规模小密度小、间距大、延伸短，发育程度低，充填物多为沥青等矿物质。钙质砂岩中发育高角度、垂直裂缝，油砂岩中也常见。检27井是处于老注水井排完钻的密闭取心井，岩心观察发现裂缝以高角度、垂直裂缝形式存在，裂缝延伸不远，裂缝面粗糙、凹凸不平，脉壁不平直。该井区未经过压裂改造，虽然受注水压力影响，但影响范围有限，其裂缝可认为为天然次生裂缝。检28井砂体底部的钙质砂岩及油砂岩，发育次生垂直裂缝，裂缝面多充填沥青等矿物质。

2.3人工裂缝

扶余油田生产过程中，油层经过压裂改造，经过多年的注水开发，天然次生裂缝与人工裂缝很难区别。通过压裂、钻井、注水开发等外力作用诱导形成的裂缝，局部规模大，密度大。如检25井439.55～439.73 m岩心观察到的裂缝，由于岩石成岩作用后呈脆性，人工压裂的裂缝缝面较为光滑，脉壁较平直，局部密度大。

岩心照片观察结果表明,扶杨油层裂缝发育，多见于砂岩，泥岩极少；砂岩中裂缝发育规模较小，有的岩心多条裂缝并排发育，空间上互相切割,裂隙面不平整；在含钙砂岩中裂缝发育规模较大，一般贯穿整块岩心，甚至贯穿2～3块岩心，裂隙面平整，均为高角度发育；裂隙中大多充填黑色沥青质物质，矿物充填极少见。

3岩心裂缝分布特征

对检24、检25、检26、检27、检28共5口检查井不同岩性裂缝进行统计，结果见表1。本文根据油水井在没有人工压裂改造情况下注水开发水线推进方向及人工裂缝与天然裂缝耦合关系推测裂缝方向。

表1　扶余油田检24井-检28井裂缝统计

3.1动态分析法

扶余油田于1973年开始大面积注水，采用反九点法面积注水及夹三排行列注水方式，一套层系开发，沿东西方向部署油水井排。注水后东西向油井很快水淹水窜，甚至出现暴性水淹，造成了严重的开发矛盾。根据东西向水淹井资料统计，注水后3个月内水淹井占17%，1年内水淹井占63%，而南北向油井水淹比例仅仅为6.7%，水窜的方向性比较明显，初步判断是注入水沿裂缝窜流造成的。综合分析注水见效时间、水淹情况、油水井间方向，推测东西、北东东方向为裂缝发育方向。

3.2示踪剂测试方法

示踪剂在井组各方向的显示特性：第一，可以反映井组中油井与水井之间的连通关系；第二，可以反映是否存在高渗透带或裂缝；第三，能定量分析井组各井方向高渗透小层的有关地层参数；第四，能判断井组的流动能力。利用示踪剂测试方法能比较精确地判断出裂缝或高渗通道在这些井组的平面和纵向的分布情况。通过对注水井为中心的井组示踪剂测试结果的分析表明，同一个井组，不同井距油水井之间的见示踪剂时间、最大峰值浓度以及流动能力都不同，可以分析出各个井组油井见水方向，从而得出部分井组的裂缝分布特征。

3.3利用人工裂缝与天然裂缝耦合关系推测裂缝方向

关于天然裂缝对水力压裂所产生的具体影响，人们已达成比较统一的认识[9-11]，即当天然裂缝与现今地应力场最大主应力方向的夹角较小时，人工压裂缝会沿早期的天然裂缝扩展，只有在远离天然裂缝的区域，人工裂缝才能够平行于现今地应力场最大主应力的方向延伸。

为了解人工压裂裂缝方位，运用地面电位法对压裂裂缝方位进行测试。

检24井压裂测试井段426.0～438.0 m，异常电位场的监测结果显示，视纯异常曲线和环形图在360°范围内出现了两个异常区域，其中在 30°～60°区域出现了一条裂缝，裂缝中心方位角方位为45°；在210°～240°区域出现了一条裂缝，裂缝中心方位角方位为225°(图1、图2)。应用电位法井间监测技术摸拟计算表明：中心方位角45°方向裂缝为长缝，长度44.31 m；中心方位角225°方向为短缝，裂缝长度32.38 m。从测试成果图中还可以看出，视纯异常曲线在30°～120°范围异常区域较大，并且在30°、120°附近视纯异常曲线斜率变化较大，故判断在30°～120°范围形成了水平缝，其中心方位角为45°；视纯异常曲线在210°～240°范围异常区域较窄，故判断225°方向为垂直裂缝。水平裂缝在水平缝渐进图上能够更好的呈现。松原地区磁偏角为10°，通过磁偏角校正，压裂形成的两条裂缝方位为35°和235°。

扶余油田人工裂缝方位测试结果表明，压裂裂缝为近东西、北东东方向发育。

3.4应力场分析

从广义上讲，地应力场主要包含上覆岩体重力造成的静地应力(垂向压应力)与受地壳构造运动控制的构造应力两部分[12]。构造应力是影响储层地应力场的最主要因素，尤其以水平方向的构造应力对地应力场的影响最大[13]。利用地应力的绝对大小可以定性判别裂缝的发育程度，如拉张应力和剪切应力高值区是裂缝的有利发育区[14]。在均质储集层中，现今地应力场最大水平主应力的方向是控制人工裂缝延伸方向的主导因素[15-17]。李志明等认为：对于不同构造类型和不同应力状态的构造区，当同一性质的构造应力场叠加后，原有岩体、构造所受的地应力状态和力学性质就会发生变化[18]。

图2　22-23号层压裂裂缝方位视纯异常图(中-外环)

松辽盆地现今地应力场的最大水平主应力基本位于东西向。扶余油田位于扶余Ⅲ号构造，扶余Ⅲ号构造受控于扶北断裂，主体被近NS向和近EW向断裂复杂化的穹隆构造，发育多组及多期断裂，形成了复杂的网格式断裂系统。扶北断裂为大规模控边断层。受张扭性应力场控制，扶余Ⅲ号构造上主要发育扭动性正断裂，走向以NNW及NNE向为主，近EW向次之，二者具有明显的切割关系，具有断面较陡、延伸不长、断距变化快及数量众多的特点。

泉四段地层倾角椭圆井眼处理成果普遍表现为：长轴方向(即最小水平主应力方向)为近南北向，表明最大水平主应力方向为近东西向。

从扶余Ⅲ号构造看，扶北断层的反转表明了南北方向存在挤压应力。近南北向断裂主要形成于拉张期，受东西方向应力控制。现今构造处于挤压期，且东西向的挤压应力最大，东西向的强烈挤压与近南北向的挤压形成了近东西向的压扭作用，这就解释了东西向的断裂及裂缝。

区域应力场的应力方向是人工裂缝方向的普遍控制因素,多数人工裂缝方向沿区域最大水平主应力方向。但构造、原生裂缝、介质间断面也会影响人工裂缝方向。扶余油田最小水平主应力为南北向方向，最大水平应力为东西向。人工压裂裂缝为近东西、北东东方向发育。考虑人工压裂缝与天然裂缝具有较好的耦合作用，推测裂缝走向主要为近东西、北东东方向。

4裂缝对注水开发及剩余油的影响

扶余油田投入开发后，注入水沿着油层渗透率高的方向渗流，当注水压力大于裂缝延伸压力后，注入水沿东西方向裂缝渗流并进行持续的水劈作用，使裂缝张开，并使原来断续分布的微裂缝串连起来，形成显裂缝。扶余油田裂缝主要分布在泉头组扶杨油层，注入水在东西方向主流线上迅速将裂缝贯通，沿裂缝发生窜流，致使东西方向的油井过早水淹关井，注入水在东西方向的体积波及系数很小，水驱效果差；南北方向沿着孔隙-裂缝-孔隙的驱油孔道进行连片扫油，其波及系数大，驱油效率高，所以东西向的水驱效果远比南北向差。扶余油田微裂缝相当发育，在扶余油田西三站5口检查井的432.78 m岩心中，见到143条纵向微裂缝，平均每米0.32条，其分布特点与整个扶余油田分布规律一致。由于东西向裂缝的影响，油田注入水沿裂缝发生窜流，致使东西方向的油井水淹，油层水驱油效果差，剩余油富集。如检6井和检8井的11+12号层，油层水洗程度相差很大。检6井位于注水井正东75 m处，其11+12号层油层岩心的驱油效率为18.9%，油层水洗厚度1.5 m，占油层厚度的33%；检8井位于注水井北东30°的50 m处，其11+12号层岩心驱油效率为26%，油层水洗厚度为5.4 m，占油层厚度的89%。可见检8井11+12号油层岩心的水洗状况明显好于检6井。说明东西向水驱效果差。

裂缝对该油田注水开发的不利影响主要表现在以下方面：①产量递减速度快。由于储层裂缝影响，油井过早见水，含水上升快，调整难度大。通过对储层裂缝特征的综合分析认为，研究区投产高含水油井产量下降主要因素就是油井裂缝性见水及油井见效见水；超前注水期间注水强度偏大导致地层微裂缝开启，注入水沿裂缝窜流；油井投产后保持较高的注采强度导致油井见效即见水。②层内矛盾突出。油井沿裂缝见水后，见水层压力高，层内矛盾突出，使层内低含水层难以再动用。偏高的注水强度导致注入水单层突进，使尚未处于开启状态的微裂缝开启，油井迅速水淹。③平面矛盾突出。油井见水后，平面矛盾突出，低含水井供液能力下降较快。

5结论

(1)岩心观察表明，扶杨油层中的裂缝非常发育，多发育在砂岩、钙质砂岩中，多为高角度裂缝，发育程度较高，规模较小，延伸短，天然裂缝难以形成裂缝网络。

(2)动态、示踪剂和应力场分析认为，扶余油田天然裂缝方向以东西向为主，其次北东东向。

(3)长期的注水开发使得扶余油田断续的天然裂缝和人工裂缝串联起来，造成部分油井水淹严重。井网部署时，要充分考虑天然裂缝发育程度、发育方位及其与现今地应力的最大主应力的匹配关系。若研究区天然裂缝发育，人工压裂缝可能沿着天然裂缝方位延展，井排方向部署时要考虑以天然裂缝走向为主，从而达到油田有效开发，最大限度防止油井爆性水淹。

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编辑：李金华

文章编号：1673-8217(2016)01-0099-04

收稿日期：2015-09-06

作者简介：张耀升，1991年生，在读硕士研究生，研究方向：矿产普查与勘探。

基金项目：国家自然科学基金(41340030)资助 。

中图法分类号：TE343

文献标识码：A