渤中M油田低滲儲層裂縫特征及對開發(fā)的影響

周軍良

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

隨著中國各大油區(qū)勘探開發(fā)程度的提高，儲層裂縫精細研究在各類型油藏的勘探開發(fā)中被人們愈加重視[1-3]。渤海渤中M油田為海上低滲油藏開發(fā)的先導(dǎo)試驗區(qū)，近年試產(chǎn)證實試驗區(qū)不同井區(qū)不同層位產(chǎn)能差異大，注水開發(fā)有待突破，開發(fā)效果制約了試驗區(qū)的開發(fā)調(diào)整及海上類似區(qū)塊的勘探開發(fā)。基于此，前人開展了關(guān)于儲層沉積特征、低滲成因、物性影響因素等方面的研究工作，但均未對儲層裂縫進行系統(tǒng)研究[4-5]，而這是低滲油藏中高產(chǎn)油層優(yōu)選及注水開發(fā)的必要前提條件。目前，國內(nèi)外相關(guān)學(xué)者就裂縫的形成機理、類型及特征形成了較為系統(tǒng)的認識，探討了巖層厚度、巖性等對裂縫的控制作用[6-8]。但不同地區(qū)構(gòu)造演化、沉積相類型、地層溫度及壓力特征等不同，使得裂縫的發(fā)育特征也不盡相同，需要結(jié)合地區(qū)差異有針對的開展研究。在闡明渤中M油田裂縫類型及發(fā)育特征的基礎(chǔ)上，系統(tǒng)分析了儲層裂縫發(fā)育的影響因素，并探討不同構(gòu)造部位開發(fā)井產(chǎn)能差異，以期指導(dǎo)該區(qū)后續(xù)開發(fā)過程中高產(chǎn)區(qū)的優(yōu)選及后續(xù)注水規(guī)模的推廣。

1 地質(zhì)背景

渤中M油田位于渤海海域中南部，渤海灣盆地渤南低凸起西端(圖1)，構(gòu)造上為被2條邊界斷層夾持的背斜構(gòu)造，內(nèi)部被北東向斷層分割成不同斷塊?？v向上由淺至深發(fā)育第四系、新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組，古近系東營組、沙河街組。沙河街組發(fā)育一段、二段(簡稱沙二段)、三段(簡稱沙三段)地層，沙二段為中孔、低滲油層、沙三段為中孔、低滲—特低滲油層。受西南方向物源控制，沙二段發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積，沙三段發(fā)育扇三角洲前緣沉積，儲層厚度整體由西南向北東方向減薄，砂泥巖薄互層結(jié)構(gòu)明顯。古近系沙河街組沉積以來，研究區(qū)先后經(jīng)歷了3次構(gòu)造活動，分別為沙三段沉積末期以北東向應(yīng)力為主的燕山運動、東營組沉積晚期以北西向應(yīng)力為主的華北運動、新近紀(jì)末期以北北東向應(yīng)力為主的喜山運動[9-10]。油氣的充注主要為東營組沉積末期及新近系明化鎮(zhèn)組沉積時期，受油氣充注及黏土礦物轉(zhuǎn)化影響，沙河街組地層發(fā)育異常高壓[11-12]，壓力系數(shù)為1.25～1.56。油田采用先期利用天然能量衰竭開發(fā)，后期人工注水的開發(fā)方式。

圖1渤中M油田區(qū)域位置、沙河街組構(gòu)造及井位分布

2 裂縫發(fā)育特征

2.1 裂縫發(fā)育類型

巖心及薄片觀察發(fā)現(xiàn)，渤中M油田沙河街組低滲儲層發(fā)育宏觀、微觀裂縫。宏觀裂縫包括構(gòu)造應(yīng)力場作用下形成的構(gòu)造裂縫和儲層沉積或成巖過程中產(chǎn)生的成巖裂縫，微觀裂縫包括構(gòu)造應(yīng)力以及成巖作用等綜合形成的碎屑顆粒粒內(nèi)縫、粒緣縫及穿?？p(圖2)。

2.2 宏觀裂縫

宏觀構(gòu)造裂縫主要在沙三段發(fā)育，以高角度縫發(fā)育為主(圖2a)，也可見低角度縫(圖2b)，縫面平直光滑，具有擦痕、階步、羽飾等現(xiàn)象(圖2c)，局部有礦物充填的特征(圖2d)。巖心裂縫統(tǒng)計結(jié)果表明：高角度裂縫占60%，傾斜裂縫占30%，低角度裂縫占10%，裂縫角度峰值為70～90 °；裂縫縫高在0.00～0.10 m的占80%，縫高大于0.25 m的裂縫幾乎不發(fā)育。成巖裂縫在沙二段和沙三段均有發(fā)育，主要為近水平層狀裂縫(圖2e)，多在細粒沉積物中發(fā)育，通常為瀝青和泥質(zhì)充填。從裂縫發(fā)育頻率和開度看，沙二段裂縫線密度平均為0.33條/m，沙三段裂縫線密度平均為0.70條/m，沙河街組裂縫線密度平均為0.61條/m；裂縫的開度為50～1 000 μm，平均為500 μm。成像測井資料分析結(jié)果表明，研究區(qū)裂縫走向基本為北東—南西向，裂縫傾角在43～87 °，平均為60 °，裂縫多具有效性。

圖2 渤中M油田沙河街組裂縫發(fā)育特征

2.3 微觀裂縫

根據(jù)微觀裂縫在碎屑顆粒中的分布可將其分為粒內(nèi)縫、解理縫、粒緣縫、成巖縫及穿粒縫。粒內(nèi)縫見于中、細砂巖的長石及巖屑顆粒中(圖2f—h)，以長石顆粒中較為多見，由顆粒邊部向內(nèi)部縫寬逐漸變小，是微觀裂縫的主要類型，偶見碳酸鹽巖膠結(jié)物充填。粒緣縫少見，主要圍繞碎屑顆粒邊部發(fā)育(圖2g)；解理縫見于云母、長石顆粒中(圖2i、j)，常與粒內(nèi)破裂縫伴生；成巖縫具有明顯的層狀特征(圖2k)，多在泥質(zhì)類巖層發(fā)育；穿?？p表現(xiàn)為多個碎屑顆粒被切穿，具一定延伸長度(圖2l)，局部可見2組裂縫(圖2m)，在各類巖石中均有發(fā)育。泥質(zhì)粉砂巖及早期基底式膠結(jié)的灰質(zhì)砂巖微觀裂縫少見(圖2n)。整體上，微觀裂縫以粒內(nèi)縫和穿?？p為主，多數(shù)未充填，粒內(nèi)縫延伸長度大多小于500.0 μm，穿?？p延伸長度為0.2～20.0 mm。

3 裂縫發(fā)育影響因素

3.1 構(gòu)造位置對裂縫發(fā)育的影響

研究區(qū)沙河街組裂縫走向與斷層走向基本一致，以北東向為主，說明構(gòu)造斷裂對裂縫具有明顯的控制作用。不同構(gòu)造位置井的裂縫線密度統(tǒng)計結(jié)果表明，距斷層較近的井裂縫線密度相對較高，遠離斷層的井裂縫線密度降低趨勢明顯，且斷層上下盤裂縫線密度不同，上盤裂縫線密度整體高于下盤(表1)，這與該區(qū)斷層上盤發(fā)育背斜有關(guān)，由背斜核部向背斜翼部方向裂縫線密度明顯降低(圖1，表1)。

因此，研究區(qū)沙河街組斷層附近以及背斜核部是構(gòu)造裂縫發(fā)育的有利區(qū)。但當(dāng)離斷層較近時，受晚期碳酸鹽巖膠結(jié)的影響，裂縫的充填程度往往較高(圖2o)。

表1 渤中M油田取心井裂縫線密度統(tǒng)計

3.2 巖性對裂縫發(fā)育的影響

不同巖性由于巖石組分、顆粒大小等差異使得其具有不同的力學(xué)性質(zhì)，即使構(gòu)造應(yīng)力作用類似，裂縫的發(fā)育程度也不盡相同[13]，并且?guī)r石越致密，巖石強度越大，經(jīng)過較小的應(yīng)變也會出破裂變形，因此，低孔隙度及較細顆粒巖石的裂縫更易發(fā)育[14]。研究區(qū)沙河街組儲層巖石類型以巖屑長石砂巖為主，為碳酸鹽巖膠結(jié)。統(tǒng)計不同巖性中裂縫的發(fā)育密度發(fā)現(xiàn)，隨著砂巖顆粒變細，裂縫越發(fā)育，但由于泥質(zhì)成分的韌性變形以及吸收應(yīng)變的特性，泥質(zhì)含量越高，脆性破裂越容易發(fā)生。因此，研究區(qū)沙河街組裂縫主要在細砂巖及粉砂巖中發(fā)育(表2)。

表2 渤中M油田不同巖性裂縫線密度統(tǒng)計

3.3 巖層厚度對裂縫的影響

不同巖性的巖石力學(xué)性質(zhì)有明顯差別，因此，不同巖性的巖層厚度控制著裂縫的發(fā)育程度[14]。研究區(qū)沙二段為辮狀河三角洲前緣沉積，沙三段為扇三角洲前緣沉積，縱向上均以砂泥巖互層為特征。砂泥巖巖層厚度及裂縫發(fā)育密度的統(tǒng)計結(jié)果表明，研究區(qū)沙河街組裂縫線密度與巖層厚度具有較好的相關(guān)性，表現(xiàn)為隨著巖層厚度的增加，裂縫線密度逐漸減小，當(dāng)巖層厚度大于4 m時，裂縫線密度基本小于1條/m(圖3)。由于研究區(qū)儲層受西南物源方向控制，遠離物源區(qū)地層的薄互層結(jié)構(gòu)更為明顯，裂縫更易發(fā)育。

圖3渤中M油田裂縫線密度與巖層厚度關(guān)系

3.4 異常高壓對裂縫的影響

異常高壓的存在不僅有助于巖石在構(gòu)造應(yīng)力下發(fā)生破裂，而且能夠改變應(yīng)力場，使得碎屑顆?；瑒?、破裂，形成微裂縫[17-22]。由于研究區(qū)沙河街組異常高壓形成于新近紀(jì)，且該時期沙河街組埋藏較深[23-28]。

因此，異常高壓對宏觀裂縫的促進作用較弱，但在縱向和水平應(yīng)力作用下，異常高壓使得巖石內(nèi)部碎屑顆?；瑒?、破裂，使得微觀粒內(nèi)縫較為發(fā)育。由于粗粒級砂巖單位面積承受的應(yīng)力要遠強于細粒級砂巖，因此，研究區(qū)沙河街組中細砂巖的粒內(nèi)縫要較粉砂巖發(fā)育，當(dāng)早期膠結(jié)作用較強時，碎屑顆粒多不接觸或局部點接觸，微觀粒內(nèi)縫基本不發(fā)育(圖2n)。

4 產(chǎn)能特征及開發(fā)建議

油井的產(chǎn)能往往與低滲油藏的油層厚度、物性及孔隙流體等因素有關(guān)，而裂縫對低滲油層的物性改善具有重要作用[23-28]，因此，裂縫的發(fā)育程度顯著影響著油井的產(chǎn)能及注水開發(fā)效果。

4.1 產(chǎn)能分析

研究區(qū)沙河街組斷裂背斜高點主要位于M-2、M-1井附近，構(gòu)造向北東和南西方向整體變低(圖1)。根據(jù)南西—北東方向各開發(fā)井的初期日產(chǎn)油可知，位于背斜翼部的開發(fā)井，隨著油層厚度減薄，初期日產(chǎn)油降低；構(gòu)造位置相似的開發(fā)井，隨著與斷層距離變近，初期日產(chǎn)油升高，如M-A8、M-B4井，但當(dāng)距斷層較近時，如M-A18井距斷層60 m，由于晚期碳酸鹽巖膠結(jié)和裂縫充填程度較強(圖2o、p)，初期日產(chǎn)油較低；位于背斜核部的開發(fā)井，雖然油層厚度薄，但裂縫發(fā)育，初期日產(chǎn)油較高，如位于背斜核部的M-A19井和位于背斜翼部的M-A13井，雖然油層厚度相當(dāng)，但初期日產(chǎn)油相差較大(表3)。

表3 渤中M油田過剖面A—B開發(fā)井油層厚度及初期日產(chǎn)油統(tǒng)計

4.2 開發(fā)生產(chǎn)建議

綜上所述，研究區(qū)沙河街組后期開發(fā)調(diào)整的有利區(qū)主要位于背斜核部及與斷層距離大于100 m的區(qū)域，后期人工注水開發(fā)時需要考慮斷層附近及背斜核部裂縫對注水開發(fā)方式的影響，以防注水快速突破對開發(fā)造成不利影響。

5 結(jié) 論

(1) 渤中M油田沙河街組裂縫以宏觀高角度構(gòu)造裂縫和微觀粒內(nèi)裂縫為主，走向與斷層走向整體一致，呈北東南西向展布，多數(shù)未被充填。

(2) 渤中M油田沙河街組裂縫受構(gòu)造、巖性、巖層厚度及異常高壓控制，構(gòu)造控制著裂縫的分布，巖性和巖層厚度影響裂縫的發(fā)育程度，而異常高壓對裂縫的促進作用較弱。

(3) 渤中M油田沙河街組背斜翼部開發(fā)井的產(chǎn)能主要取決于油層厚度，背斜核部開發(fā)井的產(chǎn)能主要取決于裂縫，而斷層附近開發(fā)井的產(chǎn)能要根據(jù)斷層與開發(fā)井的具體距離而定。

(4) 渤中M油田后期開發(fā)調(diào)整及注水開發(fā)需綜合考慮開發(fā)井油層厚度及所處構(gòu)造裂縫發(fā)育情況，并根據(jù)調(diào)整井產(chǎn)能及注采動態(tài)深化裂縫認識，建立高效注水開發(fā)模式。

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