低渗透砂岩油气储层裂缝
低渗透砂岩油气储层裂缝及其渗流特征*
曾联波
(石油大学油气成藏机理教育部重点实验室北京102249)
摘要综合分析了不同地区低渗透砂岩油气储层裂缝的发育规律、渗流特征及其控制因素,发现低渗透砂岩储层裂缝以高角度构造裂缝为主,裂缝的间距一般呈对数正态函数分布,并与岩层厚度呈正线性相关关系。裂缝的发育受岩性、岩层厚度、沉积微相、构造和应力等因素控制。裂缝渗透性受现应力场的影响,通常与现应力场最大主应力方向近平行裂缝的渗透性最好,但其它方向裂缝的渗流作用不容忽视。裂缝提高了低渗透砂岩储层的可动油饱和度,同时又影响井网部署和注水开发效果。关键词裂缝发育规律渗流特征低渗透砂岩储层中图分类号:TE122文献标识码:A文章编号:0563-5020(2004)01-0011-07低渗透砂岩储层一般是指空气渗透率<5010-3m2的含油气砂岩储层(李道品,1997)。由于其岩石致密,脆性大,在成岩过程和后期构造变动中,在非构造作用力和构造
作用力影响下可产生各种微断裂和裂隙(本文统称为裂缝),成为裂缝性低渗透砂岩储
层。在低渗透砂岩储层中,裂缝所起的储集作用较小,裂缝的孔隙度通常<0.5%。裂缝主要是提高储层的渗透率或造成储层渗透率强烈的非均质性,裂缝的渗透率通常比基质
渗透率高1~2个数量级。因此,研究低渗透砂岩储层裂缝及其渗流特征,对提高这类油
气田的开发水平,改善开发效果,提高采收率具有十分重要的意义。
1裂缝发育规律
(1)裂缝间距及其与层厚关系
通过不同构造类型露头区和岩心研究,低渗透砂岩储层裂缝的间距常服从对数正态
函数分布。从准噶尔盆地火烧山油田及其附近相似露头区上二叠统平地泉组垂直同一组系裂缝走向的间距测量表明,无论是在全区范围内对所有裂缝进行测量统计,还是在
与岩心直径相同的10cm直径圆的小范围内对裂缝进行测量统计,裂缝间距都服从对数
正态函数分布规律,只是10cm直径圆内的裂缝平均间距小一个数量级(图1)。这表明在相同地质条件下,不同尺度裂缝分布具有较好的自相似性特征,因此可以用分形几何
方法来定量描述裂缝的分布规律。
裂缝受岩层控制,裂缝通常分布在岩层内,与岩层垂直,并终止于岩性界面上。通过
对火烧山油田和陕甘宁盆地靖安油田三叠系延长组相似露头区裂缝间距测量统计(图2)
*本研究受到石油科技中青年创新基金项目(编号:03E7010)和国家重点基础研究发展规划项目(编号:G19990433)资助。曾联波,男,1967年11月生,副教授,石油地质学专业。2001-07-01收稿,2002-03-25
改回。2004年1月地质科学CHINESEJOURNALOFGEOLOGY39(1):1117,在一定层厚范围内,裂缝的平均间距与裂隙化的岩层厚度呈较好的线性相关关系,随着裂隙化岩层厚度增大,裂缝间距相应增大,密度减小(HuangandAngelier,1989;Narr,1991;
NarrandSuppe,1991)。
图1火烧山油田及其附近相似露头区低渗透砂岩储层裂缝间距分布图左.全区内统计结果;右.10cm直径圆的小尺度范围内统计结果Fig.1DistributionoffissurespacinginlowpermeabilitysandstonereservoirintheHuoshaoshanoilfield
图2低渗透砂岩储层裂缝间距与岩层厚度关系图左.火烧山油田相似露头区裂缝统计结果;右.靖安油田相似露头区裂缝统计结果Fig.2Relationshipbetweenfissurespacingsandlayerthicknessinlowpermeabilityreservoir
(2)裂缝与岩性关系
岩性是影响储层裂缝发育的内部因素,岩石中脆性成份高,颗粒细,孔隙度低,在相12地质科学2004年同应力作用下,其裂缝更发育(Nelson,1985;Narr,1991;NarrandSuppe,1991;曾联波等,1997)。值得注意的是,在一些低渗透砂岩储层的泥岩夹层中,由于含钙质、白云质等脆性
成份,极大地提高了泥岩的脆性程度,使泥岩中裂缝较发育。泥岩中不同组系的高角度
构造裂缝和近水平成岩裂缝相互连通,组成裂缝网络,使泥岩层的渗透性增大,分隔性变
差。因此,这类低渗透砂岩储层的泥岩夹层通常不能起真正的隔层作用,应划分为准储层,其裂缝发育部位甚至可获得较高的产量。如火烧山油田岩心统计的泥岩夹层中平均
宏观裂缝线密度为2.92条/m,平均微观裂缝面密度为0.62cm/cm2,有28口井的31个非
油层井段出油,产量达15.2t/d。这类油气藏常表现出明显的块状特征,它们具有统一的
压力系统、水动力系统和统一的油水界面。低渗透砂岩储层泥岩夹层中裂缝分布对勘探开发有重要意义,一方面可以寻找低渗
透储层中的泥岩裂缝性储集体;同时,它影响开发层系的划分、开发井网部署及注水效
果,引起层间水淹水窜,甚至引起泥岩层滑脱,产生套管变形或断裂,这在低渗油田开发
中应引起重视。(3)裂缝与沉积微相关系
沉积微相通过控制不同部位低渗透砂岩储层的岩石成份、粒度及层厚来控制其裂缝
发育程度。例如:对松辽盆地大安油田下白垩统泉头组岩心裂缝统计,在河流三角洲沉
积相的水道间和前缘席状砂等微相,由于岩石颗粒细,砂体单层厚度小而累积厚度大,其裂缝最发育;其次是分支河道和河口坝等微相,岩石颗粒变粗,单层厚度变大,因而虽然
其累积砂体厚度大,但裂缝的整体发育程度变差;而在泛滥淤泥和河漫滩等微相中,以泥
质沉积为主,裂缝发育最差(表1)。
表1大安油田扶余油层不同沉积微相中裂缝密度分布表Table1FissuredensityindifferentsedimentarymicrofaciesintheDaanoilfield
沉积微相三角洲前缘席状砂、水道间分支河道、河口坝泛滥淤泥相河漫滩相
宏观裂缝线密度/条m-11.431.120.550.52微观裂缝面密度/cm-10.520.280.240.21宏观裂缝密度据24口取心井500多米岩心统计,微观裂缝密度据117块薄片统计。
(4)裂缝与构造关系
在不同构造部位,由于局部应力分布的不均一性,使其裂缝的发育程度不同。在褶皱构造中,轴部、倾伏端等构造主曲率较大部位,应力集中,裂缝密度大;而在翼部等构造
主曲率较小的部位,裂缝发育
程度相对较弱(Nelson,1985;李道品,1997;曾联波等,1998a)。
在断层附近,由于应力分布的分带,使裂缝分布具分带性(Rawnsleyetal.,1992;曾联波等,1997)。在断裂带附近的应力扰动带,通常是裂缝发育带。裂缝在断层上盘一般较
下盘更发育。在由断层组成的各种断块中,以地堑式断块中裂缝最发育,其次为书斜
式(domino)断块,而地垒式断块中裂缝发育相对较弱(表2)。(5)裂缝与应力和岩石力学性质关系
对火烧山油田和大安油田18块细砂岩和粉砂岩在三轴岩石力学实验仪上作破坏和131期曾联波:低渗透砂岩油气储层裂缝及其渗流特征非破坏性试验发现,当岩石受力达到其破坏强度的50%时,开始产生扩容现象;受力到破坏强度的70%时,开始在一些缺陷部位沿主压应力方向产生微破裂;受力到破坏强度的
80%时,开始出现较大尺度破裂;达到破坏强度时,在微裂缝发育的软弱面产生宏观破
裂。在近地表条件下,岩石主要为脆性破坏,形成张性破裂。随着围压增大,岩石向半脆
性甚至半延性破坏转变,并形成张剪性和剪切破裂。
表2大安油田断层不同部位岩心裂缝密度分布表Table2FissuredensityinvariedpositionsoffaultintheDaanoilfield裂缝密度断层上盘断层下盘地堑式断块书斜式断块地垒式断块
裂缝线密度/条m-10.950.771.010.910.75单位岩心裂缝层厚度/m0.570.550.610.560.54
剪切破裂的发育情况受岩层非均质性控制(Nelson,1985)。在非均质性较强的岩样
上,主要形成一组与受力方向斜交的剪切破裂,岩层的非均质性通常抑制了共轭剪切破
裂中的一组,而留下另一组主要的破裂,从而使共轭剪切破裂系中两组破裂的发育程度不一致。只有在非均质性较弱的岩层中,两组共轭剪切破裂才同等发育。
2裂缝渗流特征
(1)裂缝渗透率与现地应力关系
裂缝渗透率是裂缝间距和开度的函数,裂缝渗透率可表示为(Nelson,1985):
Kf=e3i12Dicosi(1)
式中,Kf为裂缝渗透率(单位:md);Di为第i组裂缝的平均间距(单位:mm);i为流体压
力梯度与第i组裂缝的夹角;ei为第i组裂缝的地下开度(单位:m),它是裂缝面所受静封闭压力的函数,随着裂缝面所受静封闭压力的增大,裂缝地下开度呈负指数函数减小
(曾联波等,1998b)。裂缝地下开度可表示为:
ei=f(Pi)(2)
Pi=1-hSsin+HScos-HW
+1sinsin+3sincos(3)
式中,Pi为作用于第i组裂缝面上的静封闭压力(单位:MPa);为岩石泊松比;H为埋藏
深度(单位:km);S、W分别为上覆地层岩石和地层水的容重(
单位:kg/m);1、3分别为
现应力场的最大、最小主应力(单位:MPa);为裂缝倾角;为现应力场的最大主应力与裂缝走向的夹角。
根据裂缝描述所获得的裂缝参数和实测的地应力大小与方向,用(3)式可求出作用
于裂缝面上的静封闭压力。再根据裂缝地下开度与静封闭压力关系,可求出裂缝的地下
开度。然后根据不同组系裂缝的开度和间距,用(1)式可求取不同组系裂缝的渗透率。由此可见,不同组系裂缝的渗透率受现应力场的影响,现应力场通过影响各组裂缝开度
影响其渗透性。14地质科学2004年与现应力场最大主压应力近平行分布的裂缝呈拉张状态,连通性好,开度大,渗透率高;与现应力场最大主压应力近垂直分布的裂缝呈挤压状态,连通性差,开度小,渗透率
低;而与现应力场最大主压应力斜交的裂缝介于上述两者之间(表3)。因此,在大多数低
渗透砂岩油田中,虽然各组裂缝密度不同,由于受现应力场的影响,常存在一个与现应力
场最大主应力方向近平行的主渗透方向,但其它方向裂缝的渗透性不容忽视,这对油田开发井网部署至关重要(李松泉等,1998)。
表3低渗透砂岩油田不同组系裂缝渗透率数据表Table3Permeabilitiesofdifferentfissuresinlowpermeabilitysandstoneoilfields裂缝方位平均裂缝线密度/条m-1平均裂缝渗透率/10-3m2火烧山油田大安油田火烧山油田大安油田近SN向裂缝4.42.76885.645.0近EW向裂缝3.52.19184.0360.0NW向裂缝3.832.04646.4208.3NE向裂缝3.142.38632.0106.7现应力场最大主应力方向近SN向近EW向
(2)裂缝渗透率的压力敏感性特征
马西深层低渗透油藏人工裂缝及重复压裂设计研究
第１３卷第４期 ２００６年８月 特种油气藏 Ｓｐｅｃｉａｌ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ Ｖｏ１．１３ Ｎｏ．４ Ａｕｇ．２００６
文童编号：１００６—６５３５（２ＯＯ６）Ｏ４—００７１—０４
马西深层低渗透油藏人工裂缝及
重复压裂设计研究
季静 ，杨传勇 ，田秀霞 ，孟立新 ，魏玉红
（ｉ．中油大港油Ｅｔ公司，天津大港３００２８０；２．中油辽河油田公司，辽宁盘锦 １２４０１０）
摘要：根据现有资料选择岩心观察、常规测井、微地震波测试、油藏数值模拟等方法对马西深层 低渗透致密砂岩油层裂缝体系及其分布特点进行了研究，提出了深层低渗透砂岩油藏在注水 开发过程中应遵循的原则。同时对马西深层油藏４９口井、１０３井次的压裂作业效果进行了分 析，对低渗透油藏开发后期重复压裂井的选井、选层条件以及影响因素进行了研究，对合理、高 效地开发低渗透油藏具有一定的借鉴和指导意义。 关键词：深层低渗透油藏；压裂；裂缝；开发效果；马西油藏 中图分类号：ＴＥ３５７ 文献标识码：Ａ
前言
马西深层油藏埋深３ ７８６～４ ０３１ ｍ，含油面积
为９．０ ｋｒｎｚ，石油地质储量为７１２ Ｘ １０４ ｔ，平均孔隙
度为１３．９％，平均空气渗透率为７．６×１０ 。
由于油层埋藏深，地层温度和压力高，平均油层温 度为１４９￣Ｃ，油层的原始地层压力为５６．７８ ＭＰａ，压 力系数为１．４７３…。１９７８年投入开发，已累计产油
２４８．０２ Ｘ １０４ ｔ，综合含水７９．３５％，采出程度为
３６．６％。 低渗透油藏具有孔隙度、渗透率低，渗流阻力
大，吸水能力差，裂缝发育等特点，另外，裂缝系统 对其开发的影响具有两重性，这些因素都增加了低 渗透油藏注水开发的难度 Ｊ。因此，有必要对裂缝
的分布和大小及其对注水开发的影响作深入研究，
以充分发挥裂缝的有利作用，尽可能减轻和避免裂
缝的不利影响。马西深层油藏油水井普遍进行了 压裂改造，效果显著，但部分井压裂未见效。本文
阐述裂缝预测技术
阐述裂缝预测技术
0引言
20世纪60年代，我国陆续在松辽盆地、四川盆地、吐哈盆地等多个地区发现工业性裂缝油气藏，这些油气藏储量巨大，有着很大的开发潜力，有的单井日初产可达上百吨。该类油气藏的大量发现，使之作为一种新的油气藏类型，成为今后重要的一个勘探新领域，也成为新增油气储量的重要来源。这种裂缝型油气藏有多种类型，目前常见的有致密砂岩裂缝型、泥岩裂缝型、碳酸盐岩裂缝型、变质岩裂缝型和火山岩裂缝型等。油气藏的构造裂缝不仅是储层的主要储集空间，也是形成油气藏的主要动力学诱因，但裂缝型油气藏具有储层岩性复杂、非均质性严重、低渗透、储集空间复杂多变等特点，加大了裂缝性油气藏的勘探技术方法识别和评价难度。对于储层评价的前提条件是对裂缝发育带的准确预测，这对识别裂缝型油气藏具有重要作用，开展裂缝预测评价技术研究也具有重要的现实意义。
1裂缝的测井技术方法评价
通过测井技术资料分析进行裂缝评价，开展裂缝型油气藏的识别，是当前油气藏勘探工作中广泛采用的方法。油气藏中裂缝的存在，会使勘探中常规测井曲线等资料出现异常响应，产生一些数据的变化，通过对这些变化的分析就可识别裂缝的相关特征。
具体裂缝预测评价时，通过获取的岩心资料标定不同地层结构的测井响应，对测井曲线上的不同响应特征进行分析，计算每种测井响应形成的模糊概率，从而对裂缝发育段的具体情况用不同响应的联合模糊概率来进行预测和评价。裂缝的长宽度、产状、密度、泥浆侵入深度、充填性状及地层流体类型等多种因素，决定了裂缝发育段在电阻率曲线上的特征。低角度裂缝会使曲线形状尖锐，深浅侧向读数降低，显示准“负差异”现象；垂直裂缝及高角度裂缝会使深浅侧向之间相对增大，显示准“正差异”现象。当滑行波沿岩石骨架传播时，裂缝的存在会导致纵波首波出现变化，时差变大；当裂缝出现进一步发育时，变化会出现更大的变化，首波能量会出现严重衰减，从而引起周波跳跃。密度补偿曲线能够体现地层密度的不同变化，从而反映裂缝造成井壁不规则的程度。裂缝的存在造成了井壁附近岩石强度的降低，可能形成沿裂缝走向的垮塌，反映在单井径曲线常规测量上，会出现裂缝发育处井径致密层扩大的现象。 通常的测井技术，在剖面上可以对裂缝发育层段、产状、储层内流体类型等进行清楚的识别，但还做不到从空间上对整个油气藏的裂缝发育带进行准确预测。随着近几年技术的不断发展，成像测井技术成为识别裂缝最直观、准确性最好的预测评价方法，常用方法包括交叉式多极子阵列声波测井、核磁共振测井、微电阻率扫描成像测井和高分辨率阵列感应测井等，对裂缝真伪都能够实行有效识别，取得了很好的应用效果。
低渗透储层岩石水压致裂裂纹扩展的数值模拟研究
煤炭工程 ２０１３年第９期
ｄｏｉ：１０．１ｌ７９９／ｃｅ２０ｌ３０９０３２
低渗透储层岩石水压致裂裂纹扩展的
数值模拟研究
马 收 ，陈佳亮 ，杨 勇 ，于 永 ，鞠 杨 ，杨永明。
（１．西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１０５００；
２．中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司采油工艺研究院，山东东营２５７０００；
３．中国矿业大学（北京）力学与建筑工程学院，北京１０００８３；
４．中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营２５７０１５；
５．中国矿业大学煤炭资源与安全开采国家重点实验室，北京１０００８３）
摘 要：水压致裂是煤层气开发以及低渗透油气藏开采的主要技术措施之一，针对低渗透储
层水压致裂效果和影响因素难以预测的实际问题，文章利用ＣＴ技术和自编程序重构了砂岩数值
模型，通过数值模拟分析了不同地应力以及水力压力的条件下均质砂岩裂纹的扩展行为，探讨了
地应力与水力压力对裂纹扩展的影响规律，为揭示水力压裂裂缝扩展机理提供参考。
关键词：水力压裂；低渗透；数值模拟；裂纹扩展；砂岩
中图分类号：ＴＤ３１５ 文献标识码：Ａ 文章编号：１６７１—０９５９（２０１３）０９－００９４－０４
Ｓｔｕｄｙ ｏｎ Ｎｕｍｅｒｉｃａｌ Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｏｆ Ｃｒａｃｋ Ｅｘｐａｎｓｉｏｎ ｂｙ Ｈｙｄｒａｕｌｉｃ
Ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｉｎ Ｌｏｗ Ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ Ｒｏｃｋ Ｓｔｒａｔａ
ＭＡ Ｓｈｏｕ ，ＣＨＥＮ Ｊｉａ—ｌｉａｎｇ ，ＹＡＮＧ Ｔｏｎｇ４，ＹＵ Ｙｏｎｇ２，ＪＵ Ｙａｎｇ ，ＹＡＮＧ Ｙｏｎｇ—ｒｕｉｎｇ
（１．Ｎａｔｉｏｎａｌ Ｋｅｙ Ｌａｂ ｏｆ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ Ｇｅｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，
特低渗
特低渗透油藏开发基本特征
0 引言
鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。为了研究特低渗透油藏开发基本特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，展开对特低渗透油藏的开发及地质特征分析。
1 储层的分类及特低渗储层的特征
1.1 储层的分类
不同国家和地区对储层的划分标准并统一。我国一般将渗透率在50mD以下的油藏称为低渗透油藏。
按照不同的标准，油藏有以下几种分类方法【1~2】。
按渗透率
按渗透率为标准划分低渗透率储层是目前国内外较为常用而且比让认同的方法。以渗透率为基本标准，结合微观结构参数、驱动压差、排驱压力、储集层比表面积、相对分选系数、变异系数，将低渗透储层划分以下6类。
○1类（一般低渗透）：油层渗透率为10～50mD，这类储层的主要特点是，主流吼道半径较小，孔喉配位低，属中孔、中细组合型的油层，驱动压力低，流动能力较差，开采较容易。
○2类（特低渗透）：油层渗透率为1～10mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属中孔微喉、细喉组合型的油层。驱动压力大，难度指数大，比表面积大，储层参数低，不易开采。
○3类(超低渗透)：油层渗透率为0.1～1mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构差，相对分选系数好，孔喉配位低，属小孔微喉组合型的油层。驱动压力大，流动能力差，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低，开采难度大。
○4类（致密层）：油层渗透率为0.01～0.1mD，油层表面性质属亲水，驱油效率低。
○5类（非常致密层）：油层渗透率为0.0001～0.01mD，这类储层的显著特点是中值压力高，是非常差的储层。 ○6类（裂缝-孔隙）：储层特征是在测试样品上肉眼是看不出裂缝的，岩石非常致密。
按启动压力分类
基于启动压力梯度对低渗透砂岩储层进行分类的方法，是为了全面反映低渗透储层的渗透特征。通过室内岩心实验表明，启动压力梯度与渗透率的变化有明显的相关性，不同储层渗透率的启动压力梯度变化熟料级别不同，具体划分如下：
实验确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法
实验确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法
致密砂岩储层是一种具有高孔隙度和低渗透率的储层，其开发难度较大。水力压裂技术是一种有效的开发方法，但其成功与否取决于裂缝的导流能力。因此，确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法非常重要。
一、实验方法
1. 压汞法
压汞法是一种常用的实验方法，通过测量岩石孔隙度和孔隙连通率，计算出岩石的渗透率和渗透率分布。该方法适用于孔隙度较大的岩石，但对于孔隙度较小的致密砂岩储层效果不佳。
2. 水力压裂实验
水力压裂实验是一种直接测量裂缝导流能力的方法。该实验通过在实验室中模拟水力压裂过程，测量裂缝的长度、宽度和导流能力等参数，从而确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力。
二、实验结果分析
通过实验方法得到的数据，可以分析致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的特点和规律。一般来说，致密砂岩储层的导流能力与裂缝的长度、宽度、连通性和分布等因素有关。具体分析如下：
1. 裂缝长度
裂缝长度是影响致密砂岩储层导流能力的重要因素之一。实验结果表明，裂缝长度越长，导流能力越强。因此，在水力压裂过程中，应尽可能延长裂缝长度，以提高导流能力。
2. 裂缝宽度
裂缝宽度也是影响致密砂岩储层导流能力的重要因素之一。实验结果表明，裂缝宽度越大，导流能力越强。因此，在水力压裂过程中，应尽可能扩大裂缝宽度，以提高导流能力。
3. 裂缝连通性
裂缝连通性是指裂缝之间的连通情况。实验结果表明，裂缝连通性越好，导流能力越强。因此，在水力压裂过程中，应尽可能增加裂缝之间的连通性，以提高导流能力。
4. 裂缝分布
裂缝分布是指裂缝在岩石中的分布情况。实验结果表明，裂缝分布越均匀，导流能力越强。因此，在水力压裂过程中，应尽可能均匀地分布裂缝，以提高导流能力。
三、结论
通过实验方法和结果分析，可以得出以下结论：
1. 压汞法适用于孔隙度较大的岩石，但对于孔隙度较小的致密砂岩储层效果不佳。
低渗透油田的地质构造分析
生！星 中国化工贸易 Ｃｈｉｎａ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｔｒａｄｅ 塑 盎～
低渗透油田的地质构造分析
李军
胜利石油工程有限公司地质录井二公司
｝ 摘要：渗透油田的原油产量较低，而且随着开采时间变长，此类油田会导致生产运行费用、维修和管理费用提高，极大影响了油田开发的经济效益。
文从低渗透油田的地质构造分析，为低渗透油田的开采提供地质理论支持，对于目前的油田勘探开发具有重要的现实作用。
｝ 关键词：低渗透油田地质 ｝ｌ
｝ ｌ 在我国根据低渗低渗透油田的原油产量较低，而且随着开采时间变长， ２．注水开发低渗透油藏的井网型式和井网密度。目录在低渗透油气资 ｉＩ【比类油田会导致生产运行费用、维修和管理费用提高，极大影响了油田开 源开发中成功地实施了水平裸眼分段压裂，取得良好效果。利用水平井开采，
泼的经济效益 本文从低渗透油田的地质构造分析，为低渗透油田的开采 实现“稀井网、强驱油”。密井网无疑会增加成本，所以水平井，特别是
供地质理论支持，对于目前的油田勘探开发具有重要的现实作用。 低压钻水平井技术是解决这一问题的良好方法。即以稀井网实现“强驱替”
一、低渗透砂岩储层成因类型 ３．低渗透储层的增产改造技术。低渗透储层一般必须经过增产改造才 ｌ 从储层的成因演化上看，低渗透储层的形成与沉积作用，成岩作用和 能获得工业生产价值，早期最常用的方法是水力压裂，但许多低渗透储层
构造作用密切相关 根据上述不同地质因素在低渗透储层形成过程中控制 的水敏、强水锁等特性使之不适合采用水力压裂。因而国外发展起来了二
作用的大小，可将低渗透砂岩储层分为原生低渗透储层，次生低渗透储层 氧化碳加砂压裂技术，最近出现了液态二氧化碳井下配置加砂压裂技术，
ｌ和裂缝性低渗透储层三类。
； １．原生低渗透储层。这类储层主要受沉积作用控制。形成低渗透储层 ÷的原因在于沉积物粒度细、泥质含量高和分选差。以沉积作用形成的原生
；孔为主，成岩作用产生的次生孔所占比例很少 储层一般埋藏较浅，大多
甘谷驿油田采油厂延长组长6油层组储层裂缝研究
磅 似鹭
第２８卷第１期 ＧＥＯＬＯＧＹ ０Ｆ ＳＨＡＡＮＸＩ ２０１０年６月
文章编号：１００１－－６９９６（２０ｉ０）Ｏ１一Ｏｏ６２—０５
甘谷驿油田采油厂延长组
长６油层组储层裂缝研究
李 莹 ，付国民
（Ｉ．陕西省地矿局第三地质队，宝鸡７２１３００｝２．长安大学资源学院，西安７１００５４）
摘 要：通过露头、岩芯裂缝描述及应用古地磁裂缝检测方法，长６储层裂缝主要
以ＥＷ为主，次为ＳＮ向；在最大主应力方向为ＮＥ８０。的应力场背景下，外力诱使
东西向裂缝优先开启和连通，油井受效明显，含水上升快且易产生水淹，近南北向
裂缝处于挤压闭合状况，裂缝孤立、连通性差，油井见效缓慢。
关 键 词：储层裂缝；注水开发；延长组；甘谷驿油田采油厂
中图分类号：Ｐ６１８．１３０．２ 文献标识码：Ｂ
特低渗碎屑岩储层往往不同程度发育裂缝，成为有效储集空间和主要渗流通道，控制着
油气藏的渗流系统，对这类油气藏的勘探开发具有十分重要的影响Ｌ１卅］。甘谷驿采油厂位于
鄂尔多斯盆地东北缘，三叠系延长组长６油层组为主力产油层，储层渗透率介于０．３～１．２
×１０一 ＩＴｌ。，孔喉细小且连通性较差，为典型的特低渗储层①。近年来研究表明：延长组长６
油层组特低渗透储层不同程度的发育天然裂缝，在注水开发动态中反应明显，并严重影响开
发效果①②，本文通过露头、岩芯、多尺度裂缝描述及应用古地磁裂缝检测方法、并结合注
水开发动态分析，对储层裂缝特征及其注水开发影响进行系统研究，为该类油田高效注水开
发提供依据。
露头裂缝发育特征
鄂尔多斯盆地长６储层在延长县延河剖面董家河段出露较好（图１），其构造变形强度
及其层位与甘谷驿油田具有可比性，在裂缝观测中主要选择长６油层水下分流河道砂体进行
了裂缝调研。
裂缝在地表大面积内发育，裂缝方向主要以Ｅｗ、ＳＮ向为主，次为ＮＥ及ＮＷ向裂缝，
其中ＥＷ向裂缝具有分布规则、延伸较远、间距较宽、产状较稳定等特点，ＳＮ向裂缝
储层天然裂缝与压裂裂缝关系分析_李玉喜
储层天然裂缝与压裂裂缝关系分析
李玉喜 肖淑梅
(大庆石油学院经管系) (大庆职工大学)
摘要 方法 运用构造物理分析方法,论述了储层中天然裂缝与压裂裂缝之间的关系。目的 确定天然裂缝对人工压裂裂缝的影响。结果 储层中不同天然裂缝组合及其与最大主应力间的相对方位,决定了压裂裂缝的方位和裂缝宽度等空间分布规律。结论 天然裂缝在压裂时活动与否,主要取决于地应力差、岩石和天然裂缝的抗张强度及裂缝与最大主应力方向间的夹角等因素;在压裂造缝时要充分考虑现今应力场特征、岩石和天然裂缝的力学特征及其组合规律。主题词 低渗透储集层 天然裂缝 压裂裂缝 抗张强度 地应力 分析
引 言
人工压裂造缝是提高低渗透油田产油率的重要
手段之一。在储层为均质体时,压裂裂缝的方向、形
态受现今地应力场的特征控制[1]。当储层有天然裂缝存在时,天然裂缝的抗张强度很低或为零,使得
岩石的均一性受到破坏,这必然影响到压裂裂缝的
产出特征。本文在对裂缝性岩石压裂时一般破裂规
律分析的基础上,阐述了储层中不同天然裂缝组合对压裂裂缝特征的影响。
裂缝性岩石压裂时一般破裂规律分析
当岩石为均质体时(无限大平板),在与井壁平
行(a=r,θ=0时)的最大主应力方向上,破裂压力
与局部地应力、孔隙液压、岩石抗张强度等参数间的关系式为[1,2]:
Pf=3σ3-σ1-Pp+SR(1)
其中 a———井孔半径,m;
Pf———破裂压力,MPa;
Pp———油层孔隙压力,MPa;
r———距井孔中心距离,m;
SR———岩石抗张强度,MPa;
θ———任意径向方向与最大主应力间夹角;
σ1、σ3———最大、最小主应力,MPa。在距井孔中心距离大于10a时,应力基本恢复
为原地应力值[3]。即井孔周围的应力异常只存在
于井孔周围几米范围之内。若远离井孔,在不考虑压裂液渗流所引起的应力改变且岩石为均质体时,
则压裂裂缝延伸时主要受原地应力状态和地层的抗
拉强度控制,并沿最大主应力方向延伸。油气储层,特别是低渗透储层中,一般发育有2～4组按一定规律分布的天然裂缝,且一般以高角
特低渗透砂岩油藏定向压裂完井技术
第３２卷第７期（２０１３．０７）（行业论坛） 特低渗透砂岩油藏定向压裂完井技术 王栋 中国石化股份中原油田分公司采油工程技术研究院 摘要：现有压裂工艺技术的发展使得减少次要方向裂缝的产生，迫使主裂缝沿地应力方向 尽可能延伸至设计距离，且长时间保持渗流通道作用变成了可能。为确定合理的压裂规模，利 用整体压裂优化模拟软件，以日产油量为目标，计算不同压裂半缝长对油井产量和采出程度的 影响。裂缝的定向与定量化控制是水平井开发压裂完井技术的核心目标，主要分为裂缝的方位 （即定向）、缝长、缝高等三方面控制。低排量启泵的变排量施工工艺、多级加砂压裂技术、人 工遮挡转向技术以及射孔优化技术是低渗透油藏缝高控制的主要技术，可控制裂缝高度，有效 增加裂缝长度，提高多薄层缝内支撑剂铺砂浓度和导流能力。 关键词：特低渗透；压裂；完井；裂缝；优化 ｄｏｉ：ｌＯ．３９６９８．ｉｓｓｎ．１００６—６８９６．２０１３．７．００６ 国内外大量低渗、特低渗砂岩油藏的开发实践 证实：要实现低丰度、低渗透油藏有效开发，必须 立足于注水开发；注水开发效益的关键在于提高单 井产能以及减少开发井数；实施压裂改造与原始地 层裂缝配合形成注采井网是有效的开发手段之一。 现有压裂工艺技术的发展使得减少次要方向裂缝的 产生，迫使主裂缝沿地应力方向尽可能延伸至设计 距离，且长时间保持渗流通道作用变成了可能。 沿地应力方向部署井排，井间形成类似水平井 筒的长裂缝渗流通道，保持大井距间有效渗流并有 效提高产能，是高效开发低渗、特低渗透油藏的有 力措施，其中定向压裂完井是关键技术之一。 １压裂完井设计依据 储层渗透率一定时，特低渗透油藏两相渗流启 动压力梯度与含水饱和度呈良好的线性关系，而启 动压力一含水饱和度曲线斜率与岩心的气测渗透率 之间呈良好的对数关系。根据实验结果，可推导出 目标研究区块中原濮城油田卫４２块启动压力梯度 与含水饱和度和气测渗透率的关系。 以中原濮城油田卫４２块沙三中段油藏实际数 据进行计算，储层孔隙度为１２％一２３％，平均 １７．１％；渗透率为０．１１ Ｘ １０ 一６．Ｏ１ Ｘ １０ ｍ ，平 均１．５×１０≈ ｍ ；原油密度为０．８５￣ｃｍ。，黏度为 １１ ｍＰａ・Ｓ，生产压差３ ＭＰａ 。经计算可得：渗流半 径为９５ ｍ，则水驱极限控制半径为１９０ ｍ 油价６０ 美元桶时，经济合理井网密度为５．６口，平方公里。 据此计算排距１８０ ｍ时，油排和水排上的最优井距 应为５００ｍ。 根据以上压裂开发井网设计要求，需要相应的 压裂完井技术以达到定向、定量的造缝要求。 ２压裂完井工艺参数优化 ２．１压裂规模优化 为确定合理的压裂规模，利用整体压裂优化模 拟软件，以日产油量为目标，计算不同压裂半缝长 对油井产量和采出程度的影响。结果显示，随着缝 长比的不断增加，油井产量相应增加。但缝长比在 ０．３５—０．４Ｏ间产量增幅较大、效益最好，此后随缝 长增加，产量增幅有限；随裂缝导流能力的提高， 水平井产能增加，但增加幅度逐渐变缓，最佳的裂 缝导流能力与油藏的基质渗透率相关。根据最佳缝 长比（０．３５—０．４）及最优井距（５００ ｍ）确定最优 半缝长为１８０—２００ ｍ，加砂规模也由此相应设计 为８０—１２０ ｍ。。这与前述最优井距５００ ｍ、渗流半 径９０ ｍ测算保持井间完全泄流的最佳半缝长１６０— ２０５ ｍ的结果基本一致。 此外，对于不同的储层渗透率和产层有效厚度 存在最佳的裂缝导流能力范围。在恒定裂缝渗透率 的条件下，改变裂缝宽度考察导流能力，结果表 明，产量随裂缝导流能力增大呈增加趋势。 综合上述分析结果，确定本研究区块最优压裂 半缝长为２００ ｍ，缝宽４ ｍｍ。 ２．２裂缝的定向与定量化控制 裂缝的定向与定量化控制是水平井开发压裂完 井技术的核心目标，主要分为裂缝的方位（即定 向）、缝长、缝高等三方面控制。 （１）定向控制。裂缝的定向控制目标是在充分 基金论文：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（２０１ １ＺＸ０５０１７－００３）资助项目。 油气田地面工程（ｈｔｔｐ：／／、 ．ｙｑｔｄｍｇｃ．∞ｍ）
裂缝性低渗透气藏垂直裂缝井产能分析
第１Ｏ卷第８期２０１０年３月 １６７１－１８１５（２０１０）０８—１８４８—０５ 科学技术与工程 Ｓｃｉｅｎｃｅ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｖ０ＩＪ １０ Ｎｏ．８ Ｍａｔ．２０１０ ＠２０１０ Ｓｃｉ．Ｔｅｃｈ．Ｅｎｇｎｇ．
石油技术
裂缝性低渗透气藏垂直裂缝井产能分析
张绍辉 尹洪军 吕 杭周洪亮
（大庆石油学院提高油气采收率教育部重点实验室，大庆１６３３１８）
摘要利用椭圆流动模型和质量守恒法，建立并求解了考虑启动压力梯度影响的裂缝性低渗透气藏有限导流垂直裂缝井
不稳定渗流的数学模型。绘制了产能动态曲线，同时分析了启动压力梯度、裂缝导流能力、弹性储能比和窜流系数对产能动
态曲线的影响。分析结果表明：裂缝性低渗透气藏有限导流垂直裂缝井产能动态曲线可以划分为裂缝流动阶段、窜流阶段和
总的系统径向流动阶段。启动压力梯度越大，产能越低；裂缝导流能力越大，产能越高；弹性储能比越大，产能越高；窜流系数
越大，发生窜流的时间越早。这对深入认识裂缝性低渗透气藏有限导流垂直裂缝井的生产动态具有重要意义。
关键词低渗透 启动压力梯度 裂缝导流能力 弹性储能比 窜流系数
中图法分类号ＴＥ３１２； 文献标志码Ａ
目前，我国松辽盆地发现的火山岩气藏多为低
渗透储层，储层微裂缝发育，但自然产能非常低，普
遍需要进行压裂改造才能获得工业气流。因此，研
究低渗透裂缝性气藏垂直裂缝井的产能分析具有
一定的现实意义。近年来，有关垂直裂缝井的产能
研究较多，Ｐｒａｔｓ等人＿ｌ 相继研究了有限和无限导流
垂直裂缝井的产能变化规律，取得了较好的结果。汪
永利、蒋廷学等人 采用保角变换方法研究了气藏垂
直裂缝井的稳定产能计算方法。何应付、徐联玉等
人＿３ 研究了低渗透气藏压裂井稳定产能分析。尹洪
军、刘宇、付春权等人＿４ 研究了低渗透油藏存在启动
压力梯度条件下的有限导流垂直裂缝井产能分析。
杨正明、张松等人＿５ 认为气井压裂后一部分气体的流