渤海灣盆地高尚堡深層低滲透斷塊油藏縫網(wǎng)系統(tǒng)及其主控因素

王兆生，董少群，孟寧寧，劉道杰，高 微

[1.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249； 2.華北理工大學(xué) 礦業(yè)工程學(xué)院，河北 唐山 063210；3.中國石油大學(xué)(北京) 理學(xué)院，北京 102249； 4.中國石油 冀東油田分公司，河北 唐山 063000；5.中國石油 大慶油田有限責(zé)任公司 第六采油廠，黑龍江 大慶 163114]

隨著油氣資源的不斷消耗，分布廣泛且儲量十分巨大的深層低滲透油氣資源引起廣泛關(guān)注[1-6]。大量低滲透油藏開發(fā)實踐表明，天然裂縫是其有效儲集空間和主要滲流通道[7-9]。在低滲透油藏動態(tài)開發(fā)過程中，為提高單井產(chǎn)量，常對儲層實施壓裂改造，壓裂后人工裂縫與天然裂縫構(gòu)成的縫網(wǎng)系統(tǒng)控制低滲透油藏的滲流，而天然裂縫與應(yīng)力場分布對人工裂縫的展布具有重要影響[10-11]，在低滲透斷塊油藏中天然裂縫與應(yīng)力場分布的非均質(zhì)性更為突出[12]。

渤海灣盆地高尚堡深層低滲透斷塊油藏探明石油地質(zhì)儲量豐富，是冀東油田重要的產(chǎn)能接替區(qū)。該油藏初始產(chǎn)能較高，平均單井產(chǎn)量53 t/d，但產(chǎn)能遞減快。注水開發(fā)后，含水率快速上升，目前綜合采出程度僅為8.1%。由于儲層基質(zhì)物性差，需實施水力壓裂來改善開發(fā)效果。本次研究充分利用巖心、地層傾角測井、成像測井和微地震監(jiān)測等資料，開展渤海灣盆地高尚堡深層低滲透斷塊油藏縫網(wǎng)系統(tǒng)的分布模式和主控因素分析，研究成果可為水力壓裂實施提供重要的地質(zhì)與力學(xué)依據(jù)，對于提高低滲透斷塊油藏的油氣采收率具有重要意義。

1 地質(zhì)背景

渤海灣盆地南堡凹陷位于華北地臺東北部，燕山褶皺帶南緣，是在華北地臺基底上，經(jīng)中、新生代的斷塊運動而發(fā)育起來的一個北斷南超的箕狀凹陷[13-14]。高尚堡油田位于南堡凹陷北部的高柳構(gòu)造帶上，處于高柳斷層上升盤。主要發(fā)育NE-SW、NW-SE和近EW向斷層，斷層平均延伸2.1 km，平均斷距約100 m。整體構(gòu)造形態(tài)為一穹隆狀背斜，構(gòu)造面積約90 km2(圖1)。高尚堡深層地層發(fā)育情況與渤海灣其它地區(qū)相似，在油田范圍內(nèi)目前已鉆遇的地層自下而上為古近系的沙河街組(Es)和東營組(Ed)，新近系館陶組(Ng)和明化鎮(zhèn)組(Nm)以及第四系的平原組。其中沙河街組三段(沙三段)為高尚堡深層最重要的產(chǎn)油層段，油藏埋深主要分布在3 300～3 900 m。發(fā)育一套粗碎屑的扇三角洲沉積，儲層巖性以細(xì)砂巖和粉砂巖為主，含礫砂巖、中砂巖次之。成分成熟度與結(jié)構(gòu)成熟度為中等，儲層平均孔隙度為10.3%，平均滲透率為11.410-3μm2，屬于典型的低孔低滲儲層。

圖1 渤海灣盆地南堡凹陷高尚堡油田構(gòu)造位置Fig.1 Tectonic location of Gaoshangpu oilfield,Nanpu Sag,Bohai Bay Basin

2 縫網(wǎng)系統(tǒng)特征

2.1 天然裂縫特征

利用高尚堡深層15口井巖心(985.6 m)、220余塊鑄體薄片和1口成像測井(127 m)資料，開展了天然裂縫發(fā)育特征研究。依據(jù)裂縫的地質(zhì)因素分類，高尚堡深層古近系沙河街組儲層裂縫分為構(gòu)造裂縫和成巖裂縫2種類型。構(gòu)造裂縫是指裂縫的形成和分布受局部構(gòu)造事件影響或區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力場控制的裂縫，成巖裂縫是巖層在成巖過程中由于壓實和壓溶等地質(zhì)作用而產(chǎn)生的近水平裂縫[15]。巖心和薄片裂縫分析表明研究區(qū)主要發(fā)育構(gòu)造剪切裂縫，此類裂縫在巖心上具有產(chǎn)狀穩(wěn)定，裂縫面平直光滑和切穿深度較大的特征(圖2a)。而成巖裂縫主要發(fā)育在巖性界面處，在研究區(qū)發(fā)育密度低，且規(guī)模較小，相比構(gòu)造裂縫對油藏滲流的影響有限。

剪切裂縫的縫面上有明顯的擦痕，擦痕的方向主要有兩類：一類是擦痕方向與裂縫面的傾向一致(圖2b)，另一類是擦痕的方向與裂縫面的走向一致(圖2c)，其中后者更常見。根據(jù)巖心上裂縫的相互切割關(guān)系證實該區(qū)構(gòu)造裂縫在兩期構(gòu)造作用下形成，其中擦痕方向與裂縫面傾向一致的裂縫形成時間早，擦痕方向與裂縫面走向一致的裂縫形成時間晚(圖2b)，而且以晚期形成的裂縫為主。依據(jù)構(gòu)造裂縫與應(yīng)力場的關(guān)系分析，早期裂縫形成時的應(yīng)力狀態(tài)是最大主應(yīng)力(σ1)垂直、中間主應(yīng)力(σ2)和最小主應(yīng)力(σ3)水平，屬于正斷層應(yīng)力狀態(tài)；晚期裂縫形成時的應(yīng)力狀態(tài)是σ2垂直，而σ1和σ3水平，屬走滑斷層應(yīng)力狀態(tài)。結(jié)合渤海灣盆地構(gòu)造演化分析和古構(gòu)造應(yīng)力場分布[16]，推斷早期構(gòu)造裂縫在古近紀(jì)形成，晚期構(gòu)造裂縫在新近紀(jì)末期形成，其中新近紀(jì)末期是該區(qū)的主要裂縫形成時期。

成像測井裂縫分析表明該區(qū)發(fā)育有3組裂縫：NEE-SWW向(46.9%)、NW-SE向(21.9%)和近EW向(15.7%)，其中以NEE-SWW向裂縫最為發(fā)育，優(yōu)勢方位為N50°～70°E(圖3，圖4)。結(jié)合巖心裂縫統(tǒng)計，裂縫傾角低于20°的近水平裂縫發(fā)育較少，主要為成巖裂縫，約占總數(shù)的4%。20°～45°的低角度斜交縫占12%，45°～70°高角度斜交縫占21%，而大于70°的高角度裂縫占63%，主要為構(gòu)造剪切裂縫。

圖2 渤海灣盆地高尚堡深層巖心構(gòu)造裂縫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，高角度剪切裂縫；b.G2井，埋深3 414.3 m，兩組剪切裂縫，晚期形成的裂縫被早期裂縫限制，擦痕方向與裂縫傾向一致；c.G1井，埋深3 686.8 m，高角度剪切縫，見水平擦痕

圖3 渤海灣盆地高尚堡油田W16井成像測井裂縫特征Fig.3 Fracture characteristics revealed by image logging in Well W16,Gaoshangpu oilfield,Bohai Bay Basin

圖4 渤海灣盆地高尚堡深層裂縫走向玫瑰花圖(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)

裂縫充填礦物主要為方解石和石英，但全充填和半充填的裂縫發(fā)育較少，分別僅占7.5%和6.7%，反映該區(qū)的絕大多數(shù)裂縫都是有效裂縫。高尚堡深層沙三段地層校正后構(gòu)造裂縫平均線密度為0.87條/m，但在空間分布上存在較大變化?？v向上不同層位裂縫密度差異明顯，沙三段的主力產(chǎn)油層位是Es3(2+3)Ⅱ砂組和Es3(2+3)Ⅲ砂組，構(gòu)造裂縫的線密度分別為0.85條/m和1.05條/m，但非主力層位構(gòu)造裂縫線密度最低僅為0.41條/m。

天然裂縫的形成及分布受巖性、巖石力學(xué)層、沉積微相和構(gòu)造等因素控制[17-21]。其中，泥質(zhì)含量越高，裂縫發(fā)育程度越低；對于相同成分的巖性，顆粒越粗，裂縫發(fā)育程度越差。裂縫縱向延伸受巖石力學(xué)層控制明顯，通常裂縫僅在巖石力學(xué)層內(nèi)分布，巖石力學(xué)層層厚越大，裂縫間距越大，密度越小，反之則亦然。沉積微相主要通過控制巖性和厚度的空間分布，進(jìn)而影響裂縫的發(fā)育強度。在區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力作用下，由于不同構(gòu)造部位的局部應(yīng)力發(fā)生變化，導(dǎo)致裂縫發(fā)育程度存在差異。在斷層附近，由于應(yīng)力集中，構(gòu)造裂縫更發(fā)育。

2.2 人工裂縫特征

水力壓裂產(chǎn)生的人工裂縫特征主要依據(jù)微地震監(jiān)測資料進(jìn)行分析。微地震監(jiān)測技術(shù)是使用現(xiàn)代聲發(fā)射技術(shù)中平面任意三角形陣列的源定位方法，結(jié)合計算機數(shù)據(jù)處理技術(shù)和地質(zhì)參數(shù)來判斷深層人工裂縫空間形態(tài)的有效方法[22]。根據(jù)8口微地震監(jiān)測資料分析，該區(qū)人工裂縫傾角近似為垂直縫，人工裂縫延伸表現(xiàn)為3個方向，即以N80°～90°E為優(yōu)勢方位，其次為N60°～70°E，少見NW-SE向裂縫(圖5)。人工裂縫延伸的優(yōu)勢方位與區(qū)域最大水平主應(yīng)力方位較為一致，反映人工裂縫走向主要受控于地應(yīng)力方位影響。此外，部分人工裂縫的延伸方位與天然裂縫優(yōu)勢方位一致，體現(xiàn)天然裂縫的存在對人工裂縫的展布也具有重要影響。但少量的人工裂縫展布與區(qū)域應(yīng)力和天然裂縫優(yōu)勢方位存在差異，主要分布在斷層附近。人工裂縫延伸長度主要分布在98～145 m，最大延伸長度224 m，平均裂縫長度136 m。受巖層非均質(zhì)影響，井眼兩翼裂縫長度存在差異，長度比主要分布在0.8～1.2。裂縫高度主要分布在14～20 m，平均縫高17.4 m。

圖5 渤海灣盆地高尚堡深層人工裂縫走向玫瑰花圖(n=25)Fig.5 A rose diagram of hydraulic fracture strikes in deep-buried Gaoshangpu oilfield,Bohai Bay Basin(n=25)

3 人工裂縫與天然裂縫、地應(yīng)力耦合關(guān)系

在水力壓裂過程中，人工裂縫的形成和擴展受地應(yīng)力狀態(tài)、巖石力學(xué)層和天然裂縫等因素的控制[23]。地應(yīng)力狀態(tài)是影響人工裂縫形態(tài)和延伸方位的關(guān)鍵因素，通常人工裂縫垂直于最小主應(yīng)力方位擴展和延伸。巖石力學(xué)層對人工裂縫的延伸高度具有重要影響，巖石抗張強度越高、內(nèi)摩擦角和內(nèi)聚力越小，人工裂縫越容易在巖石力學(xué)層內(nèi)延伸[24]。當(dāng)天然裂縫發(fā)育時，天然裂縫產(chǎn)狀和現(xiàn)今應(yīng)力場共同控制人工裂縫的擴展方式。此外，人工裂縫還受壓裂施工方式、壓裂液粘度和施工排量等工程因素影響[25]。

根據(jù)該區(qū)聲波測井資料計算研究區(qū)的垂直應(yīng)力(σv)分布在60.0～67.0 MPa，最大水平主應(yīng)力(σH)為69.4～77.7 MPa，平均為74.4 MPa；最小水平主應(yīng)力(σh)為52.4～63.2 MPa，平均為57.7 MPa，反映該區(qū)的應(yīng)力狀態(tài)為σH>σv>σh。依據(jù)水力壓裂縫的擴展機理，人工壓裂縫垂直于最小主應(yīng)力方位擴展和延伸。如高尚堡深層W15井進(jìn)行了水力壓裂，微地震監(jiān)測表明人工裂縫為垂直縫，延伸方位為N85°E，與區(qū)域最小主應(yīng)力方位相垂直。人工裂縫的起裂形式受控于應(yīng)力狀態(tài)，一般在地表淺層，σH>σh>σv(σv為垂向主應(yīng)力的絕對值，σH，σh分別為最大和最小水平主應(yīng)力絕對值)，人工壓裂縫走向為與σH方位相同的水平縫；在中深層區(qū)域，當(dāng)σH>σv>σh時，人工壓裂縫為與σH走向相同的垂直縫，當(dāng)σH>σv≈σh時，產(chǎn)生是垂直縫或水平縫；在超深地層中，σv>σH>σh，人工壓裂縫走向為與σH方位相同的垂直縫[26]。

在斷塊油藏中，由于斷層的擾動作用，斷層附近的地應(yīng)力會局部發(fā)生變化[27]，特別是斷層附近最大水平主應(yīng)力方位的變化影響人工裂縫的延伸方位。當(dāng)天然裂縫發(fā)育時，人工裂縫的展布特征受控于現(xiàn)今應(yīng)力場與天然裂縫的共同作用。人工裂縫在天然裂縫影響下，存在以下幾種形式[28-29]：即順從天然裂縫發(fā)展、先順從后轉(zhuǎn)向、貫穿同時天然裂縫閉合、貫穿同時天然裂縫開啟以及形成多裂縫。斷塊油藏裂縫的起裂與延伸包含著復(fù)雜的力學(xué)行為，受應(yīng)力場空間分布、天然裂縫特征和施工模式等綜合影響。

根據(jù)研究區(qū)地應(yīng)力和天然裂縫的分布狀態(tài)，結(jié)合斷層對其附近天然裂縫和地應(yīng)力的影響，參考人工裂縫與天然裂縫相交后的縫網(wǎng)模式判別方法[30-33]，分析認(rèn)為高尚堡深層斷塊油藏的縫網(wǎng)系統(tǒng)主要存在3種模式(表1)。模式1為靠近斷層、天然裂縫發(fā)育條件下，斷層導(dǎo)致其附近局部應(yīng)力狀態(tài)發(fā)生變化，人工裂縫沿局部應(yīng)力場最大水平主應(yīng)力方位起裂并延伸，遠(yuǎn)離斷層后，沿區(qū)域最大水平主應(yīng)力方位延伸；模式2為遠(yuǎn)離斷層、近井天然裂縫較發(fā)育條件下，順天然裂縫優(yōu)勢方位NEE-SWW向起裂并延伸，天然裂縫末端轉(zhuǎn)向最大水平主應(yīng)力方位擴展。人工裂縫延伸過程中，逼近角大于30°時，人工裂縫貫穿或終止于天然裂縫；模式3為遠(yuǎn)離斷層、近井天然裂縫發(fā)育較差條件下，人工裂縫沿最大水平主應(yīng)力方位擴展，擴展過程中偶遇天然裂縫，受逼近角影響，人工裂縫將終止、順從或貫穿。

表1 渤海灣盆地高尚堡斷塊油藏縫網(wǎng)系統(tǒng)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為最大水平主應(yīng)力方位與天然裂縫走向的夾角；σH為最大水平主應(yīng)力方位。

4 縫網(wǎng)系統(tǒng)的主控因素

4.1 天然裂縫

天然裂縫對縫網(wǎng)系統(tǒng)的控制主要表現(xiàn)在兩個方面：一方面，在遠(yuǎn)離壓裂井的大部分區(qū)域，天然裂縫網(wǎng)絡(luò)控制了縫網(wǎng)系統(tǒng)的分布，此時的縫網(wǎng)系統(tǒng)就是天然裂縫系統(tǒng)?？p網(wǎng)系統(tǒng)的復(fù)雜程度主要受天然裂縫的形成期次和空間分布影響；另一方面，在壓裂井附近，天然裂縫不僅是縫網(wǎng)系統(tǒng)的組成部分，它還影響人工裂縫的擴展規(guī)律，并通過影響人工裂縫的展布來影響縫網(wǎng)系統(tǒng)。當(dāng)天然裂縫發(fā)育時，形成以人工裂縫為主裂縫，天然裂縫為次要裂縫的縫網(wǎng)系統(tǒng)。如W15井水力壓裂后，主裂縫為NEE-SWW向展布的人工裂縫，次要裂縫為NW-SE向、近EW向裂縫。主裂縫的展布受天然裂縫組系、密度以及人工裂縫與天然裂縫的逼近角共同影響。當(dāng)天然裂縫不發(fā)育時，此時的縫網(wǎng)系統(tǒng)即人工裂縫系統(tǒng)。

4.2 地應(yīng)力

現(xiàn)今地應(yīng)力主要影響人工裂縫的形成和擴展，從而影響縫網(wǎng)系統(tǒng)的分布。井壁崩落法和鉆井誘導(dǎo)縫法分析研究區(qū)現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力優(yōu)勢方位為N75°～85°E(圖6)，但在斷層附近的W12和W13井最大水平主應(yīng)力方位變?yōu)镹WW-SEE向?，F(xiàn)今應(yīng)力場影響著天然裂縫在地下的賦存狀態(tài)和有效性，研究區(qū)NEE-SWW向天然裂縫密度和開度最大，是滲流的優(yōu)勢方位。同時，地應(yīng)力場也控制著人工裂縫的形態(tài)和延伸方向[24-25,34]。對比高尚堡深層天然裂縫的優(yōu)勢方位與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力優(yōu)勢方位，兩者呈銳夾角相交(10°～30°)。物理模擬實驗表明在低逼近角情況下，人工裂縫容易沿天然裂縫方向延伸[35]。如高尚堡深層W3井的微地震監(jiān)測結(jié)果表明，人工裂縫首先沿NEE-SWW向天然裂縫延伸，受天然裂縫長度控制，在遠(yuǎn)井位置人工裂縫逐漸轉(zhuǎn)向最大水平主應(yīng)力方位延伸(圖7)。

圖6 渤海灣盆地高尚堡深層最大水平主應(yīng)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 斷層

斷層是通過影響其周圍的天然裂縫和地應(yīng)力的分布來影響縫網(wǎng)系統(tǒng)展布。高尚堡深層與斷層有關(guān)的裂縫主要有剪切裂縫和拉張裂縫2種類型。剪切裂縫呈兩組共軛形式，一組裂縫的產(chǎn)狀與斷層一致，另一組與斷層共軛。拉張裂縫發(fā)育相對較少，為垂直縫，走向與斷層一致。裂縫發(fā)育強度主要與距離斷層面的遠(yuǎn)近、斷距的大小和斷層的力學(xué)性質(zhì)密切相關(guān)[36-37]。巖心裂縫密度統(tǒng)計證實隨著與斷層面距離的增加，相同巖性中裂縫發(fā)育密度降低。斷層走向與區(qū)域最大水平主應(yīng)力的夾角是影響斷層附近應(yīng)力狀態(tài)的敏感因素[12,38-42]。研究區(qū)W12和W13井人工裂縫產(chǎn)狀受斷層影響，走向分別為N113°E和N120°E，延伸方位明顯偏離區(qū)域最大水平主應(yīng)力優(yōu)勢方位(圖8)。

5 結(jié)論

1) 高尚堡深層發(fā)育有構(gòu)造裂縫和成巖裂縫兩種類型，高角度的構(gòu)造剪切裂縫為其主要類型。構(gòu)造裂縫在古近紀(jì)和新近紀(jì)末期兩期構(gòu)造作用下形成，其中新近紀(jì)末期是研究區(qū)的主要裂縫形成時期。研究區(qū)NEE-SWW向裂縫最為發(fā)育，NW-SE向和近EW向裂縫次之。受現(xiàn)今地應(yīng)力影響，NEE-SWW向裂縫開度大，是油藏滲流的優(yōu)勢方位。

圖8 渤海灣盆地高尚堡深層地應(yīng)力與人工裂縫分布Fig.8 The in-situ stress and hydraulic fracture distribution in deep-buried Gaoshangpu oilfield,Bohai Bay Basin

2) 人工裂縫的走向主要存在沿局部最大水平主應(yīng)力方位延伸和近井處順NEE-SWW向天然裂縫擴展，遠(yuǎn)端轉(zhuǎn)向最大水平主應(yīng)力方位延伸兩種類型。人工裂縫走向優(yōu)勢方位為N80°～90°E，裂縫長度主要分布在98～145 m，平均縫長136 m。受巖層非均質(zhì)影響，兩翼人工裂縫延伸長度存在一定差異。人工裂縫傾角近似為垂直縫，平均縫高17.4 m。

3) 人工裂縫與天然裂縫、地應(yīng)力的耦合關(guān)系決定了縫網(wǎng)系統(tǒng)模式。研究區(qū)縫網(wǎng)系統(tǒng)主要存在3種模式，即靠近斷層，人工裂縫沿局部應(yīng)力場最大水平主應(yīng)力方位起裂延伸，遠(yuǎn)離斷層后，沿區(qū)域最大水平主應(yīng)力方位擴展；遠(yuǎn)離斷層、近井天然裂縫較發(fā)育條件下，順天然裂縫優(yōu)勢方位NEE-SWW向起裂延伸，天然裂縫末端轉(zhuǎn)向最大水平主應(yīng)力方位擴展。遠(yuǎn)離斷層、近井天然裂縫發(fā)育較差條件下，人工裂縫沿最大水平主應(yīng)力方位擴展。

4) 高尚堡深層低滲透斷塊油藏的縫網(wǎng)系統(tǒng)主要受天然裂縫、地應(yīng)力和斷層的控制。天然裂縫對縫網(wǎng)系統(tǒng)的控制主要表現(xiàn)在遠(yuǎn)離壓裂井的大部分區(qū)域，天然裂縫網(wǎng)絡(luò)控制了縫網(wǎng)系統(tǒng)的分布；在壓裂井附近，天然裂縫是縫網(wǎng)系統(tǒng)的組成部分并影響人工裂縫的擴展。地應(yīng)力主要影響人工壓裂縫的形成和擴展，從而影響縫網(wǎng)系統(tǒng)的分布，而斷層是通過影響其周圍天然裂縫和地應(yīng)力的分布來影響縫網(wǎng)系統(tǒng)的展布。