渤海湾盆地高尚堡深层低渗透断块油藏缝网系统及其主控因素

王兆生，董少群，孟宁宁，刘道杰，高 微

[1.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249； 2.华北理工大学 矿业工程学院，河北 唐山 063210；3.中国石油大学(北京) 理学院，北京 102249； 4.中国石油 冀东油田分公司，河北 唐山 063000；5.中国石油 大庆油田有限责任公司 第六采油厂，黑龙江 大庆 163114]

随着油气资源的不断消耗，分布广泛且储量十分巨大的深层低渗透油气资源引起广泛关注[1-6]。大量低渗透油藏开发实践表明，天然裂缝是其有效储集空间和主要渗流通道[7-9]。在低渗透油藏动态开发过程中，为提高单井产量，常对储层实施压裂改造，压裂后人工裂缝与天然裂缝构成的缝网系统控制低渗透油藏的渗流，而天然裂缝与应力场分布对人工裂缝的展布具有重要影响[10-11]，在低渗透断块油藏中天然裂缝与应力场分布的非均质性更为突出[12]。

渤海湾盆地高尚堡深层低渗透断块油藏探明石油地质储量丰富，是冀东油田重要的产能接替区。该油藏初始产能较高，平均单井产量53 t/d，但产能递减快。注水开发后，含水率快速上升，目前综合采出程度仅为8.1%。由于储层基质物性差，需实施水力压裂来改善开发效果。本次研究充分利用岩心、地层倾角测井、成像测井和微地震监测等资料，开展渤海湾盆地高尚堡深层低渗透断块油藏缝网系统的分布模式和主控因素分析，研究成果可为水力压裂实施提供重要的地质与力学依据，对于提高低渗透断块油藏的油气采收率具有重要意义。

1 地质背景

渤海湾盆地南堡凹陷位于华北地台东北部，燕山褶皱带南缘，是在华北地台基底上，经中、新生代的断块运动而发育起来的一个北断南超的箕状凹陷[13-14]。高尚堡油田位于南堡凹陷北部的高柳构造带上，处于高柳断层上升盘。主要发育NE-SW、NW-SE和近EW向断层，断层平均延伸2.1 km，平均断距约100 m。整体构造形态为一穹隆状背斜，构造面积约90 km2(图1)。高尚堡深层地层发育情况与渤海湾其它地区相似，在油田范围内目前已钻遇的地层自下而上为古近系的沙河街组(Es)和东营组(Ed)，新近系馆陶组(Ng)和明化镇组(Nm)以及第四系的平原组。其中沙河街组三段(沙三段)为高尚堡深层最重要的产油层段，油藏埋深主要分布在3 300～3 900 m。发育一套粗碎屑的扇三角洲沉积，储层岩性以细砂岩和粉砂岩为主，含砾砂岩、中砂岩次之。成分成熟度与结构成熟度为中等，储层平均孔隙度为10.3%，平均渗透率为11.410-3μm2，属于典型的低孔低渗储层。

图1 渤海湾盆地南堡凹陷高尚堡油田构造位置Fig.1 Tectonic location of Gaoshangpu oilfield,Nanpu Sag,Bohai Bay Basin

2 缝网系统特征

2.1 天然裂缝特征

利用高尚堡深层15口井岩心(985.6 m)、220余块铸体薄片和1口成像测井(127 m)资料，开展了天然裂缝发育特征研究。依据裂缝的地质因素分类，高尚堡深层古近系沙河街组储层裂缝分为构造裂缝和成岩裂缝2种类型。构造裂缝是指裂缝的形成和分布受局部构造事件影响或区域构造应力场控制的裂缝，成岩裂缝是岩层在成岩过程中由于压实和压溶等地质作用而产生的近水平裂缝[15]。岩心和薄片裂缝分析表明研究区主要发育构造剪切裂缝，此类裂缝在岩心上具有产状稳定，裂缝面平直光滑和切穿深度较大的特征(图2a)。而成岩裂缝主要发育在岩性界面处，在研究区发育密度低，且规模较小，相比构造裂缝对油藏渗流的影响有限。

剪切裂缝的缝面上有明显的擦痕，擦痕的方向主要有两类：一类是擦痕方向与裂缝面的倾向一致(图2b)，另一类是擦痕的方向与裂缝面的走向一致(图2c)，其中后者更常见。根据岩心上裂缝的相互切割关系证实该区构造裂缝在两期构造作用下形成，其中擦痕方向与裂缝面倾向一致的裂缝形成时间早，擦痕方向与裂缝面走向一致的裂缝形成时间晚(图2b)，而且以晚期形成的裂缝为主。依据构造裂缝与应力场的关系分析，早期裂缝形成时的应力状态是最大主应力(σ1)垂直、中间主应力(σ2)和最小主应力(σ3)水平，属于正断层应力状态；晚期裂缝形成时的应力状态是σ2垂直，而σ1和σ3水平，属走滑断层应力状态。结合渤海湾盆地构造演化分析和古构造应力场分布[16]，推断早期构造裂缝在古近纪形成，晚期构造裂缝在新近纪末期形成，其中新近纪末期是该区的主要裂缝形成时期。

成像测井裂缝分析表明该区发育有3组裂缝：NEE-SWW向(46.9%)、NW-SE向(21.9%)和近EW向(15.7%)，其中以NEE-SWW向裂缝最为发育，优势方位为N50°～70°E(图3，图4)。结合岩心裂缝统计，裂缝倾角低于20°的近水平裂缝发育较少，主要为成岩裂缝，约占总数的4%。20°～45°的低角度斜交缝占12%，45°～70°高角度斜交缝占21%，而大于70°的高角度裂缝占63%，主要为构造剪切裂缝。

图2 渤海湾盆地高尚堡深层岩心构造裂缝Fig.2 Tectonic fractures in cores from reservoir rocks in deep-buried Gaoshangpu oilfield,Bohai Bay Basina.W12井，埋深3 519.8 m，高角度剪切裂缝；b.G2井，埋深3 414.3 m，两组剪切裂缝，晚期形成的裂缝被早期裂缝限制，擦痕方向与裂缝倾向一致；c.G1井，埋深3 686.8 m，高角度剪切缝，见水平擦痕

图3 渤海湾盆地高尚堡油田W16井成像测井裂缝特征Fig.3 Fracture characteristics revealed by image logging in Well W16,Gaoshangpu oilfield,Bohai Bay Basin

图4 渤海湾盆地高尚堡深层裂缝走向玫瑰花图(W16井，n=106)Fig.4 A rose diagram of natural fracture strikes from image logging in deep-buried Gaoshangpu oilfield,Bohai Bay Basin(Well W16，n=106)

裂缝充填矿物主要为方解石和石英，但全充填和半充填的裂缝发育较少，分别仅占7.5%和6.7%，反映该区的绝大多数裂缝都是有效裂缝。高尚堡深层沙三段地层校正后构造裂缝平均线密度为0.87条/m，但在空间分布上存在较大变化。纵向上不同层位裂缝密度差异明显，沙三段的主力产油层位是Es3(2+3)Ⅱ砂组和Es3(2+3)Ⅲ砂组，构造裂缝的线密度分别为0.85条/m和1.05条/m，但非主力层位构造裂缝线密度最低仅为0.41条/m。

天然裂缝的形成及分布受岩性、岩石力学层、沉积微相和构造等因素控制[17-21]。其中，泥质含量越高，裂缝发育程度越低；对于相同成分的岩性，颗粒越粗，裂缝发育程度越差。裂缝纵向延伸受岩石力学层控制明显，通常裂缝仅在岩石力学层内分布，岩石力学层层厚越大，裂缝间距越大，密度越小，反之则亦然。沉积微相主要通过控制岩性和厚度的空间分布，进而影响裂缝的发育强度。在区域构造应力作用下，由于不同构造部位的局部应力发生变化，导致裂缝发育程度存在差异。在断层附近，由于应力集中，构造裂缝更发育。

2.2 人工裂缝特征

水力压裂产生的人工裂缝特征主要依据微地震监测资料进行分析。微地震监测技术是使用现代声发射技术中平面任意三角形阵列的源定位方法，结合计算机数据处理技术和地质参数来判断深层人工裂缝空间形态的有效方法[22]。根据8口微地震监测资料分析，该区人工裂缝倾角近似为垂直缝，人工裂缝延伸表现为3个方向，即以N80°～90°E为优势方位，其次为N60°～70°E，少见NW-SE向裂缝(图5)。人工裂缝延伸的优势方位与区域最大水平主应力方位较为一致，反映人工裂缝走向主要受控于地应力方位影响。此外，部分人工裂缝的延伸方位与天然裂缝优势方位一致，体现天然裂缝的存在对人工裂缝的展布也具有重要影响。但少量的人工裂缝展布与区域应力和天然裂缝优势方位存在差异，主要分布在断层附近。人工裂缝延伸长度主要分布在98～145 m，最大延伸长度224 m，平均裂缝长度136 m。受岩层非均质影响，井眼两翼裂缝长度存在差异，长度比主要分布在0.8～1.2。裂缝高度主要分布在14～20 m，平均缝高17.4 m。

图5 渤海湾盆地高尚堡深层人工裂缝走向玫瑰花图(n=25)Fig.5 A rose diagram of hydraulic fracture strikes in deep-buried Gaoshangpu oilfield,Bohai Bay Basin(n=25)

3 人工裂缝与天然裂缝、地应力耦合关系

在水力压裂过程中，人工裂缝的形成和扩展受地应力状态、岩石力学层和天然裂缝等因素的控制[23]。地应力状态是影响人工裂缝形态和延伸方位的关键因素，通常人工裂缝垂直于最小主应力方位扩展和延伸。岩石力学层对人工裂缝的延伸高度具有重要影响，岩石抗张强度越高、内摩擦角和内聚力越小，人工裂缝越容易在岩石力学层内延伸[24]。当天然裂缝发育时，天然裂缝产状和现今应力场共同控制人工裂缝的扩展方式。此外，人工裂缝还受压裂施工方式、压裂液粘度和施工排量等工程因素影响[25]。

根据该区声波测井资料计算研究区的垂直应力(σv)分布在60.0～67.0 MPa，最大水平主应力(σH)为69.4～77.7 MPa，平均为74.4 MPa；最小水平主应力(σh)为52.4～63.2 MPa，平均为57.7 MPa，反映该区的应力状态为σH>σv>σh。依据水力压裂缝的扩展机理，人工压裂缝垂直于最小主应力方位扩展和延伸。如高尚堡深层W15井进行了水力压裂，微地震监测表明人工裂缝为垂直缝，延伸方位为N85°E，与区域最小主应力方位相垂直。人工裂缝的起裂形式受控于应力状态，一般在地表浅层，σH>σh>σv(σv为垂向主应力的绝对值，σH，σh分别为最大和最小水平主应力绝对值)，人工压裂缝走向为与σH方位相同的水平缝；在中深层区域，当σH>σv>σh时，人工压裂缝为与σH走向相同的垂直缝，当σH>σv≈σh时，产生是垂直缝或水平缝；在超深地层中，σv>σH>σh，人工压裂缝走向为与σH方位相同的垂直缝[26]。

在断块油藏中，由于断层的扰动作用，断层附近的地应力会局部发生变化[27]，特别是断层附近最大水平主应力方位的变化影响人工裂缝的延伸方位。当天然裂缝发育时，人工裂缝的展布特征受控于现今应力场与天然裂缝的共同作用。人工裂缝在天然裂缝影响下，存在以下几种形式[28-29]：即顺从天然裂缝发展、先顺从后转向、贯穿同时天然裂缝闭合、贯穿同时天然裂缝开启以及形成多裂缝。断块油藏裂缝的起裂与延伸包含着复杂的力学行为，受应力场空间分布、天然裂缝特征和施工模式等综合影响。

根据研究区地应力和天然裂缝的分布状态，结合断层对其附近天然裂缝和地应力的影响，参考人工裂缝与天然裂缝相交后的缝网模式判别方法[30-33]，分析认为高尚堡深层断块油藏的缝网系统主要存在3种模式(表1)。模式1为靠近断层、天然裂缝发育条件下，断层导致其附近局部应力状态发生变化，人工裂缝沿局部应力场最大水平主应力方位起裂并延伸，远离断层后，沿区域最大水平主应力方位延伸；模式2为远离断层、近井天然裂缝较发育条件下，顺天然裂缝优势方位NEE-SWW向起裂并延伸，天然裂缝末端转向最大水平主应力方位扩展。人工裂缝延伸过程中，逼近角大于30°时，人工裂缝贯穿或终止于天然裂缝；模式3为远离断层、近井天然裂缝发育较差条件下，人工裂缝沿最大水平主应力方位扩展，扩展过程中偶遇天然裂缝，受逼近角影响，人工裂缝将终止、顺从或贯穿。

表1 渤海湾盆地高尚堡断块油藏缝网系统主要模式Table 1 Major fracture network patterns of the fault block reservoir,Gaoshangpu oilfield,Bohai Bay Basin

注：逼近角α为最大水平主应力方位与天然裂缝走向的夹角；σH为最大水平主应力方位。

4 缝网系统的主控因素

4.1 天然裂缝

天然裂缝对缝网系统的控制主要表现在两个方面：一方面，在远离压裂井的大部分区域，天然裂缝网络控制了缝网系统的分布，此时的缝网系统就是天然裂缝系统。缝网系统的复杂程度主要受天然裂缝的形成期次和空间分布影响；另一方面，在压裂井附近，天然裂缝不仅是缝网系统的组成部分，它还影响人工裂缝的扩展规律，并通过影响人工裂缝的展布来影响缝网系统。当天然裂缝发育时，形成以人工裂缝为主裂缝，天然裂缝为次要裂缝的缝网系统。如W15井水力压裂后，主裂缝为NEE-SWW向展布的人工裂缝，次要裂缝为NW-SE向、近EW向裂缝。主裂缝的展布受天然裂缝组系、密度以及人工裂缝与天然裂缝的逼近角共同影响。当天然裂缝不发育时，此时的缝网系统即人工裂缝系统。

4.2 地应力

现今地应力主要影响人工裂缝的形成和扩展，从而影响缝网系统的分布。井壁崩落法和钻井诱导缝法分析研究区现今最大水平主应力优势方位为N75°～85°E(图6)，但在断层附近的W12和W13井最大水平主应力方位变为NWW-SEE向。现今应力场影响着天然裂缝在地下的赋存状态和有效性，研究区NEE-SWW向天然裂缝密度和开度最大，是渗流的优势方位。同时，地应力场也控制着人工裂缝的形态和延伸方向[24-25,34]。对比高尚堡深层天然裂缝的优势方位与现今最大水平主应力优势方位，两者呈锐夹角相交(10°～30°)。物理模拟实验表明在低逼近角情况下，人工裂缝容易沿天然裂缝方向延伸[35]。如高尚堡深层W3井的微地震监测结果表明，人工裂缝首先沿NEE-SWW向天然裂缝延伸，受天然裂缝长度控制，在远井位置人工裂缝逐渐转向最大水平主应力方位延伸(图7)。

图6 渤海湾盆地高尚堡深层最大水平主应力方位分布(n=18)Fig.6 A rose diagram of maximum horizontal stress orientation in deep-buried Gaoshangpu oilfield,Bohai Bay Basin(n=18)

4.3 断层

断层是通过影响其周围的天然裂缝和地应力的分布来影响缝网系统展布。高尚堡深层与断层有关的裂缝主要有剪切裂缝和拉张裂缝2种类型。剪切裂缝呈两组共轭形式，一组裂缝的产状与断层一致，另一组与断层共轭。拉张裂缝发育相对较少，为垂直缝，走向与断层一致。裂缝发育强度主要与距离断层面的远近、断距的大小和断层的力学性质密切相关[36-37]。岩心裂缝密度统计证实随着与断层面距离的增加，相同岩性中裂缝发育密度降低。断层走向与区域最大水平主应力的夹角是影响断层附近应力状态的敏感因素[12,38-42]。研究区W12和W13井人工裂缝产状受断层影响，走向分别为N113°E和N120°E，延伸方位明显偏离区域最大水平主应力优势方位(图8)。

5 结论

1) 高尚堡深层发育有构造裂缝和成岩裂缝两种类型，高角度的构造剪切裂缝为其主要类型。构造裂缝在古近纪和新近纪末期两期构造作用下形成，其中新近纪末期是研究区的主要裂缝形成时期。研究区NEE-SWW向裂缝最为发育，NW-SE向和近EW向裂缝次之。受现今地应力影响，NEE-SWW向裂缝开度大，是油藏渗流的优势方位。

图8 渤海湾盆地高尚堡深层地应力与人工裂缝分布Fig.8 The in-situ stress and hydraulic fracture distribution in deep-buried Gaoshangpu oilfield,Bohai Bay Basin

2) 人工裂缝的走向主要存在沿局部最大水平主应力方位延伸和近井处顺NEE-SWW向天然裂缝扩展，远端转向最大水平主应力方位延伸两种类型。人工裂缝走向优势方位为N80°～90°E，裂缝长度主要分布在98～145 m，平均缝长136 m。受岩层非均质影响，两翼人工裂缝延伸长度存在一定差异。人工裂缝倾角近似为垂直缝，平均缝高17.4 m。

3) 人工裂缝与天然裂缝、地应力的耦合关系决定了缝网系统模式。研究区缝网系统主要存在3种模式，即靠近断层，人工裂缝沿局部应力场最大水平主应力方位起裂延伸，远离断层后，沿区域最大水平主应力方位扩展；远离断层、近井天然裂缝较发育条件下，顺天然裂缝优势方位NEE-SWW向起裂延伸，天然裂缝末端转向最大水平主应力方位扩展。远离断层、近井天然裂缝发育较差条件下，人工裂缝沿最大水平主应力方位扩展。

4) 高尚堡深层低渗透断块油藏的缝网系统主要受天然裂缝、地应力和断层的控制。天然裂缝对缝网系统的控制主要表现在远离压裂井的大部分区域，天然裂缝网络控制了缝网系统的分布；在压裂井附近，天然裂缝是缝网系统的组成部分并影响人工裂缝的扩展。地应力主要影响人工压裂缝的形成和扩展，从而影响缝网系统的分布，而断层是通过影响其周围天然裂缝和地应力的分布来影响缝网系统的展布。