鄂尔多斯盆地陇东地区特低渗透砂岩储层裂缝分布规律及其渗流作用

中国科学D辑:地球科学 2008年 第38卷 增刊Ⅰ: 41~47 《中国科学》杂志社SCIENCE IN CHINA PRESS鄂尔多斯盆地陇东地区特低渗透砂岩储层裂缝分布规律及其渗流作用曾联波①*, 高春宇②, 漆家福①, 王永康②, 李亮②, 屈雪峰②①油气资源与探测国家重点实验室(中国石油大学(北京)), 北京 102249;②中国石油长庆油田分公司, 西安 163517* Email: lbzeng@收稿日期: 2007-04-20; 接受日期: 2008-03-21国家自然科学基金项目(批准号: 40572080)和石油科技中青年创新基金项目(编号: 05E7026)共同资助摘要为了研究鄂尔多斯盆地上三叠统延长组特低渗透砂岩储层裂缝对开发的影响, 利用地表露头、岩心、薄片、测井和实验等资料, 对裂缝的成因类型、分布特征及其控制因素进行了分布, 并对裂缝的渗流作用进行了讨论. 研究区主要发育高角度构造裂缝以及水平层理缝、粒内缝和粒缘缝等成岩裂缝, 粒内缝和粒缘缝是沟通储层基质粒间孔和粒内溶孔的重要通道, 使特低渗透砂岩储层孔隙的连通性变好. 裂缝的形成与分布受古构造应力场以及储层岩性、岩层厚度和岩层非均质性等内外因素的影响, 现今应力场影响裂缝的保存状态与渗流作用. 在燕山期和喜马拉雅期构造作用下, 该区分布有北东向、北西向、近东西向和近南北向4组裂缝, 但由于岩层非均质性的影响, 在某一部位主要表现为两组近正交的裂缝分布型式. 受现今应力场的影响, 北东向裂缝的连通性好, 张开度大, 渗透率最高, 开启压力最小, 是该区的主渗流裂缝方向. 随着油田开发, 不同方向裂缝的渗透性还将发生动态变化. 关键词裂缝成因类型分布特征渗流作用特低渗透砂岩储层鄂尔多斯盆地低渗透储层通常是指基质的空气渗透率小于50×10−3 µm2的含油气储层[1]. 根据储层基质的平均渗透率大小, 并参照储层的微观孔隙结构及其开发特征, 低渗透储层一般可以划分为基质空气渗透率为50×10−3~10×10−3 µm2的常规低渗透储层、基质空气渗透率为10×10−3~1×10−3 µm2的特低渗透储层和基质空气渗透率为1×10−3~0.1×10−3 µm2的超低渗透储层3种类型[1]. 本文所研究的特低渗透砂岩储层包括后面2类储层, 即基质空气渗透率小于10×10−3 µm2的砂岩储层.上三叠统延长组长6~长8油层是鄂尔多斯盆地西南部陇东地区的主力油层, 目前投入开发的西峰油田就是开采该层位. 其储层孔隙度一般为10%左右, 渗透率一般小于10×10−3µm2, 主要为0.1~2.0× 10−3µm2, 为典型的特低渗透砂岩储层[2,3]. 由于强烈的成岩作用和后期构造作用, 使得特低渗透储层非均质性严重, 天然裂缝发育, 控制了特低渗透储层的渗流系统,从而影响其开发方案的部署及其开发效果[4,5]. 因此, 裂缝分布规律及其渗流特征研究, 对特低渗透砂岩油藏的合理开发具有十分重要的指导作用.鄂尔多斯盆地作为我国主要的特低渗透砂岩储层的分布区域之一, 在盆地中新生代构造应力场分布以及特低渗透储层裂缝的形成时期、成因机理与分布特征等方面开展过许多基础研究工作[6~11]. 自西峰曾联波等: 鄂尔多斯盆地陇东地区特低渗透砂岩储层裂缝分布规律及其渗流作用油田发现以后, 从沉积和成岩作用入手, 对陇东地区延长组长6-长8特低渗透砂岩储层特征开展了大量研究[12~16], 但对该区特低渗透砂岩储层裂缝的分布规律及其渗流作用尚缺少系统的研究工作, 这是深入认识该区特低渗透砂岩储层地质与渗流特征以及指导油田开发方案部署的重要地质依据. 本文在地表露头、岩心和薄片裂缝观察分析的基础上, 结合测井和实验等资料, 对陇东地区延长组特低渗透砂岩储层裂缝的成因类型、分布特征及其发育规律进行了研究, 并对裂缝的渗流作用进行了分析, 对指导该区特低渗透砂岩油藏的开发具有重要意义.1地质概况鄂尔多斯盆地是一个在华北克拉通地块之上经过长期演化叠加形成的中生代沉积盆地, 具有古生代、中生代和新生代三套沉积盖层及古生代海相与中生代陆相含油气层系. 其中, 中生代地层是盆地重要的陆相生油层和低渗透砂岩储集层发育层位, 尤其在内陆湖泊三角洲沉积体系的上三叠统延长组具有丰富的石油资源. 延长组顶面为平缓西倾的单斜构造, 地层倾角小于1度, 其上发育一系列近东西向或北东向的鼻状构造带[17]. 研究区位于鄂尔多斯盆地的西南部(图1), 其延长组地层厚度为1000~1500 m, 分为10个油层组(长1~长10), 其中, 长6~长8油组为主力油层, 其储集层主要为在半深湖与深湖浊积岩相以及三角洲前缘的水下分流河道、河口坝、天然堤和前缘席状砂等沉积微相发育的厚层状砂岩, 以细-中粒岩屑长石砂岩为主, 其次为细-中粒长石岩屑砂岩和细-中粒长石砂岩. 储层储集空间主要为沉积微相和成岩作用控制的原生孔隙和次生溶蚀孔隙, 包括粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、沸石溶孔、杂基溶孔、晶间孔和微裂隙. 储层岩石致密, 非均质性强, 物性较差, 裂缝发育, 影响油田注水开发.2裂缝类型根据铜川和平凉相似地表露头、岩心及薄片资料, 陇东地区特低渗透砂岩储层裂缝可以分为在构造应力场作用下形成的构造裂缝和在储层成岩过程中产生的成岩裂缝2种成因类型. 构造裂缝是该区的主要类型, 它们分布在各种岩性中, 与岩层面垂直,图1 鄂尔多斯盆地延长组顶面构造及研究区位置图其方向性明显, 分布规则, 切穿深度较大, 并常有矿物充填(图2(a)). 值得指出的是, 该区构造裂缝具有Nelson[18]和Lorenz等[19,20]地质分类中的区域性裂缝的分布特点, 但又表现出剪切裂缝的特征[11]. 因此, 在地质成因上, 它们应该划分为弱构造变形区的构造裂缝.成岩裂缝主要表现为顺微层理面发育的水平层理缝以及粒内缝和粒缘缝. 层理缝主要在细砂岩(尤其是在长石砂岩)中密集发育, 对油气分布有明显的影响(图2(b)), 是影响单井产能的重要因素. 粒内缝主要表现为石英的裂纹缝和长石的解理缝(图2(c)), 它们主要发育在相互接触的石英或方解石矿物颗粒内, 不切穿颗粒. 粒缘缝主要分布在呈线状相互接触的矿物颗粒之间, 也可以称之为粒间缝或贴粒缝. 粒内缝和粒缘缝的形成主要与强烈的压实、压溶和构造挤压作用有关. 由于该区构造挤压作用相对较弱, 它中国科学 D 辑: 地球科学 2008年 第38卷 增刊I图2 陇东地区长8特低渗透砂岩储层裂缝类型(a) 岩心上的构造裂缝; (b) 岩心上的层理缝; (c) 铸体薄片上的粒内缝和粒缘缝; (d) 铸体薄片上的穿粒缝们主要是在强烈的压实和压溶作用下, 岩石颗粒之间相互挤压作用沿石英裂纹和长石解理发生破裂或沿矿物颗粒之间发生压溶而形成, 因而在成因上, 该区的粒内缝和粒缘缝应该属于成岩裂缝. 岩性越粗、岩石中杂基含量越少, 粒内缝和粒缘缝越发育. 粒内缝和粒缘缝的开度一般小于10 µm, 少数可达20 µm. 粒内缝和粒缘缝是沟通特低渗透砂岩储层基质粒间孔和粒内溶孔的重要通道, 使特低渗透砂岩储层孔隙的连通性变好, 有利于该区特低渗透砂岩油藏的开发.3 裂缝分布特征根据地表露头、地磁和微层面定向岩心以及成像测井资料, 陇东地区特低渗透砂岩储层分布有北东向、北西向、近东西向和近南北向4组裂缝(图3). 但在某一部位, 主要表现为两组近正交的裂缝分布型式(图4(a)). 根据不同组系裂缝的裂缝间距指数法计算[21], 北东向、北西向、近东西向和近南北向裂缝的裂缝间距指数I 值分别为1.21, 1.14, 0.95和0.68, 方差为0.05. 反映该区以北东向裂缝最发育, 其次是北西向裂缝, 而近东西向和近南北向裂缝发育程度相对较差, 与铜川和平凉地表露头裂缝统计的结果基本一致.图3 铜川剖面裂缝走向玫瑰花图(a) 白垩系; (b) 侏罗系; (c) 上三叠统延长组. 延长组和侏罗系裂缝分布相似, 与白垩系裂缝明显不同, 说明侏罗纪末期和白垩纪以后为裂缝的2次主要形成时期根据钻井岩心井斜资料以及裂缝与层面的关系校正后统计, 陇东地区岩心高角度裂缝的平均线密度为1.25条/m, 但在不同部位差异较大. 例如, 庄9区块岩心裂缝的平均线密度为1.4条/m, 庄19区块为曾联波等: 鄂尔多斯盆地陇东地区特低渗透砂岩储层裂缝分布规律及其渗流作用0.81条/m, 庄40区块为1.52条/m, 董志区块为1.06条/m. 裂缝的高度小于2.2 m, 主要分布在60 cm以内, 反映裂缝主要在层内发育. 根据野外地表露头区裂缝间距、高度及延伸长度等参数之间的统计关系估算, 单条裂缝在平面上的延伸长度主要为 2.0~16 m, 最大可达20 m以上. 在地表露头, 经常可见裂缝的延伸长度在100 m以上, 但如果沿着某一条裂缝追踪发现, 它们实际上是由若干条裂缝呈雁列式排列组成, 而单条裂缝的长度大多数小于20 m(图4(a), (b)).根据700多块薄片观察统计, 该区36%的薄片都发育粒内缝和粒缘缝. 由于粒内缝和粒缘缝普遍发育, 而且规模小, 开度与基质孔隙处于同一数量级, 因此可以将粒内缝和粒缘缝划分为基质孔隙系统. 在薄片上发育的另一类微观裂缝为延伸相对较长的穿粒缝(图2(d)). 含穿粒缝的薄片数占总薄片数的19.1%, 其平均面密度为0.32 cm/cm2. 不同部位的穿粒缝发育程度同样存在较大差异, 例如, 在庄9区块穿粒缝的平均面密度为0.22 cm/cm2, 庄19区块为0.53 cm/cm2, 庄40区块为0.3 cm/cm2, 董志区块为0.19 cm/cm2. 微观裂缝是该区特低渗透储层的有效储集空间, 对改善特低渗透储层的孔隙结构和整体性能起积极的作用. 与基质的空气渗透率为50×10−3~10×10−3 µm2的常规低渗透储层相比, 由于特低渗透砂岩储层成岩作用更强烈, 孔隙度和渗透率更低, 岩石的致密程度和脆性程度更大, 因而在相同的构造应力作用下更容易形成裂缝. 特低渗透砂岩储层除了成岩裂缝更发育, 普遍发育粒内缝和粒缘缝, 同时, 高角度构造裂缝的发育程度也更高. 根据岩心和薄片统计, 该区特低渗透砂岩储层宏观裂缝线密度和微观裂缝面密度分别大0.09条/m和0.14 cm/cm2. 但由于这类储层裂缝的开度偏小, 其裂缝的渗透率随之偏低, 主要表现在开度和渗透率较小的裂缝所占比例明显偏高. 岩心和测井解释结果统计表明, 开度为0~10 µm和10~20 µm的裂缝所占比例分别高7.7%和20%, 渗透率小于1×10−3 mm2的裂缝所占比例高8.8%.4影响裂缝发育的因素陇东地区特低渗透砂岩储层裂缝的形成除了与古构造应力场有关外, 还受储层岩性、岩层厚度和岩层非均质性等储层内部因素的影响. 根据裂缝的相互切割关系以及裂缝充填物的包裹体分析, 该区构造裂缝主要在燕山期和喜马拉雅期形成[10,11], 燕山期和喜马拉雅期古构造应力场控制了构造裂缝的组系、产状及其力学性质, 而储层内部因影响不同组系裂缝的发育程度. 裂缝形成以后, 裂缝的保存状态及其渗流作用受现今应力场的影响.影响裂缝发育的岩性因素包括岩石成份、颗粒大小及孔隙度等[4,18]. 由于具有不同矿物成份、结构及构造的岩石力学性质不同, 它们在相同的构造应力场作用下, 裂缝的发育程度不一致. 脆性组份含量越高, 岩石颗粒越细, 裂缝的发育程度越高. 例如, 粉砂岩、细砂岩和泥质砂岩的平均岩心裂缝线密度分别为1.76条/m, 1.55条/m和0.4条/m; 庄19、董志和庄40区块长石和石英颗粒的含量分别为56.0%, 64.1%和60.7%, 其对应的平均岩心裂缝线密度分别为0.81条/m, 1.06条/m和1.52条/m.裂缝的发育受岩层控制, 裂缝通常分布在岩层图4 铜川剖面延长组裂缝分布型式(a) 北东向和北西向裂缝; (b) 裂缝的雁列式排列中国科学 D 辑: 地球科学 2008年 第38卷 增刊I内, 与岩层垂直, 并终止于岩性界面上. 在一定层厚范围内, 裂缝的平均间距与裂隙化的岩层单层厚度呈较好的线性关系[21~28], 随着岩层厚度增大, 裂缝间距呈线性增大, 而裂缝密度减小. 当岩层的单层厚度大于3 m, 其裂缝一般不发育.岩石非均质性是影响不同方向裂缝发育程度的重要因素, 尤其是当一个地区的构造差应力值较小时, 岩层非均质性甚至成为其主要因素[11]. 在理论上, 陇东地区在燕山期和喜马拉雅期应力作用下, 可以形成4组剪切裂缝, 但岩层非均质性抑制了共轭剪切裂缝中的一组裂缝的发育, 使共轭剪切破裂系中两组裂缝的发育程度不一致. 因此, 陇东地区在每一构造期主要发育1组剪切裂缝, 目前每个部位主要表现为2组裂缝系统.5 讨论裂缝是特低渗透砂岩储层的主要渗流通道, 控制了油藏的渗流系统[4]. 图5是长8油层岩心分析的渗透率与孔隙度关系图, 当岩心中无微裂缝时, 其渗透率与孔隙度呈较好的线性关系; 当岩心发育裂缝时, 其渗透率明显增大. 裂缝的规模越大, 其渗透率增加的幅度越大. 根据测井解释和岩心裂缝恢复至地层围压条件下的开度统计, 该区宏观裂缝的地下开度主要分布在40~90 µｍ之间, 微裂缝的开度主要分布在10~40 µm 之间, 峰值为10~20 µm. 用Monte Carlo 法计算[29], 宏观裂缝平均渗透率为(1.7~43.4)×10−3µm 2, 而微观裂缝渗透率主要小于1.0×10−3µm 2,反映对该区特低渗透砂岩油藏渗流起主导作用的为宏观裂缝系统, 而微观裂缝主要是改善储层的渗透性能.图5 长8油层岩心分析渗透率与孔隙度关系图裂缝渗透率是裂缝地下张开度和裂缝间距的函数, 而裂缝的地下张开度又是裂缝面所受的静岩压力的函数, 与裂缝产状、埋藏深度、流体压力以及现今地应力方向与大小有关. 在其它条件相同的情况下, 随着裂缝的倾角变小, 裂缝所受的静岩围压增大, 裂缝的张开度和渗透率随之变小. 顺微层理面发育的近水平成岩裂缝呈断续分布, 其横向连通性差, 而且在上覆围压作用下呈闭合状态, 开度小, 渗透率低. 因此, 近水平成岩裂缝对储层整体渗透性的贡献相对较小, 主要是影响单井产能. 控制特低渗透砂岩油藏渗流作用的主要为高角度构造裂缝, 它们是该区特低渗透砂岩油田开发井网部署的主要依据[30].不同方向裂缝的渗透率受现今应力场的影 响[31~34]. 根据井径崩落和水力压裂资料, 该区现今地应力的最大主应力方向为70°~80°. 在现今地应力场作用下, 北东向裂缝的平均渗透率为34.3×10−3 µm 2, 东西向裂缝的平均渗透率为9.2×10−3 µm 2、南北向裂缝的平均渗透率为4.2×10−3 µm 2、北西向裂缝的平均渗透率为2.4×10−3 µm 2. 反映与现今地应力场的最大主压应力方向平行的北东向裂缝的连通性好, 张开度大, 渗透率最高, 为主渗流裂缝方向, 而其它方向裂缝为次要裂缝. 因此, 应该根据北东向主渗流裂缝来部署开发井网.在油田注水开发过程中, 不同组系裂缝的渗流作用与其开启压力有关. 裂缝开启压力表达式为:13sin cos 1sin sin sin cos ,i S S WP H H H Hf Hf µρθρθρµσθβσθβ=+−−++ 式中, µ为岩石泊松比; H 为裂缝埋藏深度; θ 裂缝倾角; ρS 为岩石容重; ρW 为水的比重; f σ1和f σ 3分别为现今应力场的最大和最小主应力梯度; β为现今应力场的最大主应力与裂缝走向的夹角. 根据该区裂缝及地应力资料, 不同区块不同方向裂缝的平均开启压力如表1, 其中, 北东向裂缝的开启压力最小, 而其它方向裂缝的开启压力大致相当. 因而在注水开发过程中, 北东向裂缝最容易开启. 开启后的裂缝渗透性明显增大, 是造成北东井排方向油井水淹的主要因素.由于特低渗透砂岩储层渗流阻力大, 地层压力下降快, 使裂缝面所受到的静岩围压增大, 从而导致曾联波等: 鄂尔多斯盆地陇东地区特低渗透砂岩储层裂缝分布规律及其渗流作用表1 陇东地区长8油层不同方向裂缝开启压力数据表(单位: MPa)区块井数 NE-SW裂缝NW-SE裂缝E-W裂缝 S-N裂缝庄9 26 26.9~27.6 30.1~30.9 30.1~30.8 31.2~32.0庄19 27 30.9~31.6 34.6~35.4 34.5~35.3 35.8~36.6庄40 40 25~26.5 28.0~29.6 27.9~29.5 28.9~30.6董志 6 28.6~29.2 32.0~32.7 31.9~32.6 33.1~33.8裂缝的开度变小, 渗透率降低, 并具有一定的不可恢复性. 图6是在中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室由真空泵、增压泵、岩心夹持器、压力传感器、流量计和计算机等组成的GPP-1型高压孔渗仪上完成的高角度裂缝压力敏感性实验结果图, 随着围压增大, 裂缝的渗透率呈负指数函数递减; 后期即使地层压力回升, 围压下降, 裂缝渗透率也不可能恢复其原始状态, 反映了裂缝渗透性随油田开发的动态变化过程.由于不同方向裂缝的初始渗透率和渗流图6 长8油层高角度裂缝压力敏感性变化曲线样品取自1958.8~1963.5 m深度的厚层细粒岩屑长石砂岩,裂缝的初始渗透率为1.41×10−3 µm2速度不同,因而不同方向裂缝渗透率随地层压力变化的速率也不相同. 不同方向裂缝渗透率的动态变化规律评价与预测是特低渗透砂岩油藏开发中后期井网调整的重要地质依据.6结论(1) 陇东地区延长组特低渗透砂岩储层主要发育高角度构造裂缝以及水平层理缝、粒内缝和粒缘缝等成岩裂缝. 粒内缝和粒缘缝是沟通储层基质粒间孔和粒内溶孔的重要通道, 使特低渗透砂岩储层孔隙的连通性变好.(2) 该区分布有北东向、北西向、近东西向和近南北向4组裂缝, 但在某一部位主要表现为两组近正交的裂缝分布型式. 裂缝的形成与分布受古构造应力场以及储层岩性、岩层厚度和岩层非均质性等因素的影响, 岩层非均质性是影响该区不同方向裂缝发育程度的主要因素. 因此, 从影响裂缝形成与分布的内外因素入手, 在储层非均质性地质建模的基础上, 结合实际岩石破裂准则, 是定量预测裂缝分布规律的有效途径.(3) 受现今地应力等因素的影响, 不同方向裂缝的渗流作用明显不同. 其中, 与现今地应力方向近平行的北东向裂缝的连通性好, 张开度大, 渗透率高, 开启压力小, 为主渗流裂缝方向, 是开发井网部署时需要重点考虑的裂缝方向. 但随着油藏开发, 地层压力下降, 不同方向裂缝的渗流作用会发生改变. 不同方向裂缝渗透率的动态变化规律是特低渗透砂岩油藏开发中后期井网调整的重要地质依据.参考文献1 李道品. 低渗透砂岩油田开发. 北京: 石油工业出版社, 19972 李凤杰, 王多云, 徐旭辉. 鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组储层特征及影响因素分析. 石油实验地质, 2005, 27(4):365—3703 蒋凌志, 顾家裕, 郭彬程. 中国含油气盆地碎屑岩低渗透储层的特征及形成机理. 沉积学报, 2004, 22(1): 13—174 曾联波. 低渗透砂岩油气储层裂缝及其渗流特征. 地质科学, 2004, 39(1): 11—175 袁士义, 宋新民, 冉启全. 裂缝性油藏开发技术. 北京: 石油工业出版社, 20046 党犇, 赵虹, 付金华, 等. 鄂尔多斯盆地沉积盖层构造裂缝特征研究. 天然气工业, 2005, 25(7): 14—167 曾联波, 郑聪斌. 陕甘宁盆地区域裂缝成因及其地质意义. 中国区域地质, 1999, 18(4): 391—3968 曾联波, 郑聪斌. 陕甘宁盆地靖安地区裂缝及其对油田开发的影响. 西安石油学院学报, 1999, 14(1): 16—189 张泓, 孟召平, 何宗莲. 鄂尔多斯煤盆地构造应力场研究, 煤炭学报, 2000, 25(增刊): 1—5中国科学D辑: 地球科学 2008年第38卷增刊I10 张莉. 陕甘宁盆地储层裂缝特征及形成构造应力场分析. 地质科技情报, 2003, 22(2): 21—2411 曾联波, 李忠兴, 史成恩, 等. 鄂尔多斯盆地上三叠统延长组特低渗透砂岩储层裂缝特征及成因. 地质学报, 2007, 81(2):174—18012 罗静兰, Morad S, 阎世可, 等. 河流-三角洲相砂岩成岩作用的重建及其对储层物性演化的影响. 中国科学D辑: 地球科学,2001, 31(12): 1006—101613 张金亮, 司学强, 梁杰, 等. 陕甘宁盆地庆阳地区长8油层砂岩成岩作用及其对储层性质的影响. 沉积学报, 2004, 22(2):225—23214 史基安, 王金鹏, 毛明陆, 等. 鄂尔多斯盆地西峰油田三叠系延长组长6~8段储层砂岩成岩作用研究. 沉积学报, 2003, 21(3):373—38015 李红, 柳益群, 刘林玉. 鄂尔多斯盆地西峰油田延长组长8-1低渗透储层成岩作用. 石油与天然气地质, 2006, 27(2): 209—21716 刘林玉, 曹青, 柳益群, 等. 白马南地区长81砂岩成岩作用及其对储层的影响. 地质学报, 2006, 80(5): 712—71717 何自新. 鄂尔多斯盆地构造演化与油气. 北京: 石油工业出版社, 200218 Nelson R A. 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