王丹丹，李 浩，趙向原，吉明艷

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083;2.遼河油田勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦 124010)

新場氣田儲層裂縫特征及其與動態(tài)氣水分布的關(guān)系

王丹丹1，李 浩1，趙向原1，吉明艷2

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083;2.遼河油田勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦 124010)

利用巖心、測井及生產(chǎn)測試等資料，在評價(jià)天然裂縫特征的基礎(chǔ)上，分析了不同類型裂縫的常規(guī)測井響應(yīng)特征，并利用常規(guī)測井資料對其進(jìn)行識別，進(jìn)而評價(jià)不同類型裂縫與氣藏動態(tài)氣水分布之間的關(guān)系，并探討其地質(zhì)成因。研究表明，新場氣田須二段儲層主要發(fā)育構(gòu)造裂縫和成巖裂縫2種成因類型。其中，絕大多數(shù)構(gòu)造裂縫為剪切裂縫，按其傾角特征可進(jìn)一步分為高角度縫、斜交縫和低角度縫;成巖裂縫主要為層理縫，有效性較好，對整體上改善儲層物性貢獻(xiàn)較大。新場須二段氣藏動態(tài)氣水分布與裂縫發(fā)育程度及裂縫類型關(guān)系密切，其中以發(fā)育低角度裂縫或網(wǎng)狀縫為主的儲層表現(xiàn)為產(chǎn)水或快速高含水，而以高角度縫發(fā)育為主的儲層往往為高產(chǎn)氣層，且穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間相對較長。研究認(rèn)為，基于該區(qū)氣藏氣水分布的復(fù)雜特點(diǎn)，儲層中不同類型的天然裂縫造成滲透率的各向異性是影響氣藏動態(tài)氣水分布的關(guān)鍵因素。

天然裂縫;裂縫測井響應(yīng);氣水分布;須二段氣藏;新場氣田

川西坳陷新場須家河組自X851井在上三疊統(tǒng)須家河組二段獲得工業(yè)氣流以來，先后部署了多口探井，均獲得了良好的工業(yè)氣流;后采用滾動勘探開發(fā)方式，取得了較好的開發(fā)效果［1－2］，現(xiàn)已在須二段獲得探明儲量1 211.2×108m3。該區(qū)須二段儲層埋藏深，普遍致密化，天然裂縫發(fā)育，裂縫的存在對天然氣成藏及單井開發(fā)特征產(chǎn)生了重要影響［3－9］。隨著勘探開發(fā)的不斷深入，逐漸表現(xiàn)出多層位含水、多口氣井試采后很快見水及氣水分布規(guī)律越來越復(fù)雜的特征，嚴(yán)重制約了須二段氣藏的勘探開發(fā)步伐。由于儲層中不同類型天然裂縫的存在，導(dǎo)致了開發(fā)過程中不同的單井開發(fā)特征及氣水動態(tài)分布的復(fù)雜性，因此研究該區(qū)天然裂縫特征、分析不同類型裂縫對氣藏開發(fā)的影響，對促進(jìn)該區(qū)勘探開發(fā)部署的順利實(shí)施具有十分重要的意義。本文利用巖心、測井及生產(chǎn)測試等資料，研究天然裂縫特征，并利用測井資料對其進(jìn)行識別，在此基礎(chǔ)上分析不同類型裂縫對開發(fā)特征及氣水分布的影響，并分析其地質(zhì)原因。

1 地質(zhì)背景

新場氣田位于四川省德陽市以北約20 km(圖1)，構(gòu)造上處于川西坳陷孝泉—豐谷NEE向構(gòu)造帶西段，為孝泉—新場復(fù)式背斜的局部圈閉［10－13］。該區(qū)在須二段沉積期，沉積了一套以川西坳陷西北部龍門山古陸為物源的辮狀河三角洲前緣沉積體系，廣泛發(fā)育側(cè)向遷移頻繁的水下分流河道［14－16］。須二段埋深一般在4 500～5 500 m，儲層物性普遍較差，平均孔隙度為3.38%，基質(zhì)平均滲透率為0.07×10－3μm2，屬于低孔—特低孔、致密—極致密儲層［17－22］。該套地層沉積以后，經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動，形成了眾多斷裂和天然裂縫。須二段氣藏氣水關(guān)系十分復(fù)雜，構(gòu)造高、低部位氣水無明顯的重力分異規(guī)律，依靠測井、測試及試采等動態(tài)資料的分析沒有發(fā)現(xiàn)統(tǒng)一的氣水界面;大部分試采井具有產(chǎn)量遞減快、見水快的現(xiàn)象。開發(fā)實(shí)踐研究表明，氣藏開發(fā)過程中表現(xiàn)出的上述特征與裂縫的存在具有較大關(guān)系。

2 天然裂縫特征

2.1 巖心裂縫特征

圖1 四川盆地新場氣田區(qū)域構(gòu)造位置據(jù)鄧虎成等［4］，有修改。Fig.1 Regional tectonic location of Xinchang gas field，Sichuan Basin

根據(jù)14口井的巖心觀察可知，新場氣田須二段儲層發(fā)育構(gòu)造裂縫和成巖裂縫2種成因類型裂縫。該區(qū)絕大多數(shù)構(gòu)造裂縫為剪切裂縫，這類裂縫縫面平直光滑、分布規(guī)則、產(chǎn)狀穩(wěn)定，組系特征明顯，常呈雁列式排列，縫面上可見擦痕及階步等現(xiàn)象;常見2組或2組以上裂縫表現(xiàn)出相互切割、限制進(jìn)而形成網(wǎng)狀縫，肉眼觀察不同組系裂縫之間具有不同的傾角或走向特征，甚至可以判斷出裂縫形成時(shí)的各自古應(yīng)力條件。按照裂縫的傾角特征，構(gòu)造裂縫還可以進(jìn)一步分為高角度裂縫(裂縫傾角≥60°)、斜交裂縫(30°≤裂縫傾角≤60°)和低角度裂縫(裂縫傾角≤30°)(圖2)。其中，高角度構(gòu)造裂縫一般與巖心軸向近平行或呈小角度相交，并將巖心劈裂成2個或多個部分，這類裂縫總體上規(guī)模較大，其發(fā)育多受巖層控制(也有可能穿層發(fā)育)，與層面垂直，平面上延伸較遠(yuǎn)。巖心上可見的斜交裂縫一般成組出現(xiàn)，一組幾條相互平行的裂縫與巖心軸向斜交，相鄰裂縫之間表現(xiàn)出良好的等間距現(xiàn)象。巖心觀察低角度構(gòu)造裂縫一般規(guī)模較小，裂縫面與巖心軸向基本垂直，裂縫之間一般也表現(xiàn)出良好的等間距特征。斜交裂縫和低角度裂縫的發(fā)育多受局部構(gòu)造控制，主要在巖層內(nèi)發(fā)育，其規(guī)模不及高角度構(gòu)造裂縫，但這2類裂縫一般數(shù)量較多，密度較大。成像測井解釋該區(qū)構(gòu)造裂縫主要有4組，分別為NE－SW、NW－SE、近S－N及近E－W向，其中近E－W向裂縫最為發(fā)育，其次為NE－SW和近S－N向，NW－SE向裂縫發(fā)育程度相對最弱。

圖2 巖心觀察新場氣田須二段儲層天然裂縫特征Fig.2 Characteristics of natural fractures in cores in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

該區(qū)成巖裂縫通常表現(xiàn)出順巖層微層面發(fā)育，具有彎曲、斷續(xù)、尖滅、分枝等特點(diǎn)，并常伴有黏土、炭質(zhì)充填，這類裂縫也稱之為層理縫。由于巖層微層理面是個沉積軟弱面，在這個面上主要沉積一些細(xì)粒沉積物，在成巖過程中由于強(qiáng)烈的壓實(shí)壓溶作用易形成成巖裂縫，而這些成巖裂縫在后續(xù)的構(gòu)造應(yīng)力作用下會進(jìn)一步張開，形成連通性較好的低角度縫，對整體上改善儲層物性貢獻(xiàn)較大。

2.2 裂縫測井響應(yīng)特征

成像測井具有可視性和縱向分辨率高的特點(diǎn)，可以很直觀地在成像圖上依據(jù)裂縫形態(tài)和顏色識別出裂縫、裂縫產(chǎn)狀及其開啟性，成為除巖心之外最有效的裂縫識別方法［23－25］。動態(tài)圖像上，開啟性裂縫表現(xiàn)為黑(深)色不規(guī)則正弦線條或條帶，而且正弦線的高低落差與裂縫傾角有關(guān)，裂縫傾角越大，正弦線的高低落差就越大。若裂縫被充填且充填物的電阻率比巖石高，充填縫則表現(xiàn)為正弦白色條帶(比巖石淺)［26－28］。由于研究區(qū)成像測井?dāng)?shù)量較少，使得開展常規(guī)測井裂縫識別技術(shù)研究與應(yīng)用成為須二氣藏開采與評價(jià)的必要手段。

巖心和成像裂縫特征觀察表明，新場氣田須二段儲層主要的裂縫類型包括高角度構(gòu)造縫、斜交構(gòu)造縫、低角度縫(低角度構(gòu)造縫及低角度層理縫)等類型。此外，不同產(chǎn)狀的裂縫交替出現(xiàn)或者多條裂縫交織在一起所形成的相互連通的裂縫稱為網(wǎng)狀縫。因此，常規(guī)測井裂縫識別時(shí)主要針對新場氣田須二段儲層中上述4類裂縫進(jìn)行。

通過研究區(qū)14口取心井巖心數(shù)據(jù)和9口井成像數(shù)據(jù)對常規(guī)測井曲線進(jìn)行刻度，發(fā)現(xiàn)雙側(cè)向與三孔隙度曲線對裂縫響應(yīng)相對敏感，并通過電性差異對比方式分析，發(fā)現(xiàn)不同類型裂縫的測井響應(yīng)具有如下特征:

(1)低角度縫。成像測井顯示低角度縫為較低幅度的正弦曲線，或?yàn)榻降牟灰?guī)則暗色條帶。電性曲線上，低角度縫難以引起明顯的電性響應(yīng)，只有當(dāng)?shù)徒嵌瓤p十分發(fā)育，成簇或者幾簇低角度縫一起發(fā)育時(shí)才能引起電性響應(yīng)變化。三孔隙度曲線中聲波曲線對低角度縫響應(yīng)最為敏感，測井過程中聲波遇到低角度縫時(shí)能量發(fā)生衰減，使得時(shí)差值明顯增大。其他測井系列響應(yīng)包括:密度孔隙度增大、電阻率值降低、雙側(cè)向重合的特征，且聲波、密度、微球聚焦電阻率曲線有齒化現(xiàn)象。曲線的齒化現(xiàn)象，尤其是微球聚焦電阻率曲線的齒化現(xiàn)象是低角度縫發(fā)育的重要標(biāo)識(圖3)。

(2)斜交縫。成像測井顯示斜交縫呈比較寬緩的正弦曲線特征。深、淺側(cè)向曲線接近重合，微側(cè)向與雙側(cè)向曲線相對接近，常與雙側(cè)向曲線高低交會，并呈起伏不平的尖峰形態(tài)。當(dāng)斜交縫十分發(fā)育時(shí)(成簇或者呈“酥餅狀”式出現(xiàn))，雙側(cè)向值較上下砂巖地層明顯降低;聲波曲線受裂縫密度和開度的影響可以呈不同的形態(tài)，諸如“尖峰狀”或者較為圓滑的“鼓包狀”(圖4)。

圖3 新場氣田須二段儲層低角度縫測井響應(yīng)特征Fig.3 Log response characteristics of low angle fractures in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

圖4 新場氣田須二段儲層斜交縫測井響應(yīng)特征Fig.4 Log response characteristics of low angle fractures in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

(3)高角度縫。在成像測井上高角度構(gòu)造縫呈黑(深)色較陡的正弦曲線。與斜交縫相比，電阻率響應(yīng)的最明顯特征就是雙側(cè)向曲線的正差異響應(yīng);微側(cè)向與雙側(cè)向曲線保持正常距離，無明顯裂縫響應(yīng)特征。三孔隙度曲線對裂縫響應(yīng)不明顯，聲波曲線往往平直(圖5)。

(4)網(wǎng)狀縫。網(wǎng)狀縫兼具上述類型裂縫特征，在成像測井上呈黑(深)色網(wǎng)狀或不同角度裂縫的正弦曲線相互交織的特征。電性曲線上，深、淺側(cè)向曲線呈正差異，微側(cè)向與雙側(cè)向曲線接近，且常與雙側(cè)向曲線高低交會，呈起伏不平的尖峰形態(tài);電阻率絕對值明顯低于上下砂巖電阻率。當(dāng)網(wǎng)狀縫發(fā)育的儲層以發(fā)育低角度縫為主時(shí)，低角度縫的響應(yīng)特征會相對明顯，反之高角度縫的響應(yīng)特征更為明顯(圖6)。

依據(jù)上述裂縫常規(guī)測井響應(yīng)特征，首先對14口取心井裂縫進(jìn)行識別，符合率達(dá)80%以上，可見對裂縫的測井識別結(jié)果較為可靠。利用上述方法，對非取心井和無成像數(shù)據(jù)的井開展了不同類型裂縫識別與解釋，并應(yīng)用于氣井的生產(chǎn)特征分析。

圖5 新場氣田須二段儲層高角度縫測井響應(yīng)特征Fig.5 Log response characteristics of high angle fractures in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

圖6 新場氣田須二段網(wǎng)狀縫測井響應(yīng)特征Fig.6 Log response characteristics of netted fractures in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

3 裂縫與氣水分布關(guān)系分析及成因

3.1 研究區(qū)氣水分布特征

新場須二段氣藏氣水關(guān)系復(fù)雜，通過歷年礦化度測試資料、氣井的產(chǎn)水特征和生產(chǎn)動態(tài)、測井解釋結(jié)論分析并結(jié)合構(gòu)造特征，發(fā)現(xiàn)該區(qū)氣水分布具有如下特點(diǎn):(1)地層水產(chǎn)出受構(gòu)造位置控制不明顯。從產(chǎn)水井分布的構(gòu)造位置看，位于構(gòu)造高部位的X856井四砂組產(chǎn)水，但位于同一構(gòu)造部位的X853井七砂組(位于四砂組下部)投產(chǎn)初期卻不產(chǎn)地層水，處于X856井圈閉邊界外構(gòu)造低部位的X8井也無地層水產(chǎn)出。(2)無統(tǒng)一的氣水界面，同一口單井存在上、下產(chǎn)氣而中間地層產(chǎn)水的現(xiàn)象。如新5井，在埋藏最深的七砂組無地層水產(chǎn)出，測試產(chǎn)氣13.92×104m3/d，但埋藏較淺的五、六砂組卻產(chǎn)出地層水，僅產(chǎn)百余方氣，埋藏更淺的三砂組在壓裂后測試產(chǎn)量為6.56×104m3/d，也無地層水產(chǎn)出。(3)產(chǎn)水與裂縫發(fā)育程度關(guān)系密切。結(jié)合鉆井及試采資料來看，裂縫最為發(fā)育的X851井區(qū)地層產(chǎn)水量較大，但位于其東部和西部的裂縫發(fā)育程度相對差的X11井和X202井區(qū)產(chǎn)水量變少(圖7)。

3.2 裂縫與各單井見水關(guān)系分析

在單井裂縫識別的基礎(chǔ)上，結(jié)合測試和生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)對不同類型裂縫與各井見水之間的關(guān)系展開分析。統(tǒng)計(jì)裂縫類型與射孔測試產(chǎn)能之間的關(guān)系發(fā)現(xiàn)(表1)，以發(fā)育低角度縫和網(wǎng)狀縫為主的井均以產(chǎn)水為主，而以發(fā)育高角度縫為主的井經(jīng)射孔測試均不產(chǎn)水。統(tǒng)計(jì)裂縫類型與壓裂測試產(chǎn)能之間的關(guān)系發(fā)現(xiàn)(表2)，表1中以發(fā)育低角度縫或者網(wǎng)狀縫為主的井(射孔測試以產(chǎn)水為主)，即使壓裂前不產(chǎn)水，壓裂后測試也以產(chǎn)水為主，如XC6井;而表1中以發(fā)育高角度縫為主的井即使經(jīng)過壓裂測試也不產(chǎn)水，如X10井。此外，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)發(fā)現(xiàn)，以發(fā)育低角度縫(尤其是層理縫)為主的產(chǎn)層，投產(chǎn)后均會有快速見水現(xiàn)象;而以高角度縫為主的產(chǎn)層即使生產(chǎn)一段時(shí)間后，儲層基本不產(chǎn)水且產(chǎn)氣量仍然相對穩(wěn)定，如L150井。

針對上述統(tǒng)計(jì)分析結(jié)論，對研究區(qū)其他非測試井結(jié)合測井解釋結(jié)果也開展了上述分析，同樣發(fā)現(xiàn)儲層產(chǎn)水特征不僅與儲層中的裂縫發(fā)育程度有關(guān)，也與裂縫發(fā)育類型關(guān)系密切，主要表現(xiàn)為:裂縫不發(fā)育的儲層即使基質(zhì)孔隙度高于有效儲層的孔隙下限，經(jīng)過壓裂測試仍然為干層;以發(fā)育高角度裂縫為主的儲層經(jīng)過壓裂可以獲得日產(chǎn)氣3×104m3以上，且?guī)缀醪划a(chǎn)水;以發(fā)育低角度裂縫(尤其是層理縫)或網(wǎng)狀縫為主的儲層幾乎全部以產(chǎn)水或快速高含水為主，部分井產(chǎn)水量甚至高達(dá)600 m3以上。因此，以發(fā)育低角度縫或網(wǎng)狀縫為主的儲層易產(chǎn)水，應(yīng)謹(jǐn)慎對待;而高角度縫占絕對優(yōu)勢的儲層基本不出水，其分布規(guī)律與準(zhǔn)確評價(jià)應(yīng)是新場氣田須二段儲層勘探開發(fā)的關(guān)鍵。

圖7 新場氣田須二段構(gòu)造特征Fig.7 Structural characteristics of the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

表1 新場氣田須二段射孔測試產(chǎn)能與裂縫類型關(guān)系Table 1 Relationship between perforation productivity testing and fracture types in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

3.3 裂縫類型與動態(tài)氣水分布的關(guān)系成因探討

通過對新場氣田須二段氣水分布特征分析，并結(jié)合該區(qū)天然裂縫發(fā)育特征，初步認(rèn)為造成該區(qū)復(fù)雜的氣、水分布可能為以下兩方面原因綜合作用的結(jié)果:

(1)多因素造成的原始復(fù)雜的氣水分布特征是基礎(chǔ)。研究區(qū)位于川西中段燕山期NNE向大型復(fù)合構(gòu)造帶上，早期氣藏形成后經(jīng)歷后期多次調(diào)整，原始?xì)獠卦诙啻螛?gòu)造作用下，伴隨復(fù)雜的構(gòu)造形變、成巖作用及裂縫化等作用，重新調(diào)整或被分割肢解，成為含氣豐度差異極大、氣水分布十分復(fù)雜的含氣構(gòu)造。具體表現(xiàn)為地層水產(chǎn)出受構(gòu)造位置控制不明顯、且無統(tǒng)一的氣水界面?？偨Y(jié)現(xiàn)今地質(zhì)控制因素主要包括:①構(gòu)造復(fù)雜。整體上表現(xiàn)為由多個NE、S－N、NEE向高點(diǎn)組成的NEE向復(fù)式背斜，背斜總體呈西高東低、北緩南陡，受斷層及小幅度鞍部分隔，局部形成多個高點(diǎn)(圖7);②地層縱向上及平面上非均質(zhì)性強(qiáng)。受物源控制，辮狀河三角洲前緣河道砂體沿NW向展布且側(cè)向遷移改道頻繁，順物源方向上砂體的連通性要好于垂直物源方向，且地層呈砂泥巖頻繁不等厚互層特征。由于砂體邊界、泥巖隔層及成巖作用差異性造成的成巖封堵層等的隔擋作用，使得儲層具有較強(qiáng)的層間及層內(nèi)非均質(zhì)性;③氣藏為異常高壓氣藏。在異常高壓作用下，氣水分布可能并不沿著構(gòu)造遵循重力分異規(guī)律分布。正是在上述三方面地質(zhì)因素控制下，使得須二段氣水分布特征極其復(fù)雜，其中構(gòu)造主要控制了氣藏整體邊水的分布，但沉積及成巖造成的儲層非均質(zhì)性可能控制了“殘余地層水”的分布，表現(xiàn)出串珠狀殘留地層水的特點(diǎn)［29］，整體上使得氣藏地層水分布表現(xiàn)出復(fù)雜的特征。

表2 新場氣田須二段壓裂測試產(chǎn)能與裂縫類型關(guān)系Table 2 Relationship between fracturing productivity testing and fracture types in the second member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field

(2)不同類型天然裂縫造成的滲透率各向異性是關(guān)鍵。深層致密低滲氣藏內(nèi)，開啟裂縫的存在能夠極大增加儲層的非均質(zhì)性，但不同的裂縫類型所造成的滲透率各向異性特征不同。對于高角度裂縫及斜交縫來說，它主要增加儲層垂向上的滲透率和平面裂縫走向上的滲透率，沿裂縫面形成縱向上和平面裂縫走向上的水竄通道，進(jìn)而溝通上下相鄰地層和裂縫延伸方向上的地層;而對于低角度裂縫或近水平的層理縫來說，裂縫密度大，主要增加層內(nèi)水平各方向上的滲透率，使得流體更容易在層內(nèi)橫向流動。新場氣田須二段總體上為NEE向復(fù)式背斜，該構(gòu)造控制下的邊水主要分布在背斜南北兩翼，而該區(qū)高角度構(gòu)造裂縫的走向以近E－W向和NE向?yàn)橹?，且大多?shù)構(gòu)造裂縫的發(fā)育受巖層(或砂體邊界)控制且終止在上下的巖性界面上，加之儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，裂縫很難溝通上下地層及構(gòu)造兩翼的邊水;但對于低角度縫(尤其是成簇發(fā)育的層理縫)來說，隨著開發(fā)的持續(xù)，在異常高壓作用下，邊水易沿著低角度縫(尤其是層理縫)在單層內(nèi)向井突進(jìn)，造成氣井高含水。

4 結(jié)論

(1)新場氣田須二段儲層主要發(fā)育構(gòu)造裂縫和成巖裂縫2種成因類型裂縫。其中絕大多數(shù)構(gòu)造裂縫為剪切裂縫，按照其傾角特征可進(jìn)一步分為高角度縫、斜交縫和低角度縫。構(gòu)造裂縫主要有4組，分別為近E－W向、NE－SW向、近S－N向和NW－SE向，發(fā)育程度依次減弱。該區(qū)成巖裂縫主要為層理縫，且在后續(xù)的構(gòu)造應(yīng)力作用下會進(jìn)一步張開形成有效裂縫，對整體上改善儲層物性貢獻(xiàn)較大。通過巖心數(shù)據(jù)和成像數(shù)據(jù)對常規(guī)測井曲線進(jìn)行標(biāo)定可知，雙側(cè)向與三孔隙度曲線對裂縫響應(yīng)相對敏感，通過電性差異對比的方式可對不同類型裂縫的測井響應(yīng)特征進(jìn)行分析，可實(shí)現(xiàn)裂縫常規(guī)測井識別與解釋。

(2)新場須二段氣藏氣水關(guān)系復(fù)雜，是多期構(gòu)造活動多期成藏與改造的結(jié)果，表現(xiàn)為地層水產(chǎn)出受構(gòu)造位置控制不明顯，無統(tǒng)一的氣水界面，單井產(chǎn)水與裂縫發(fā)育程度及裂縫類型關(guān)系密切，其中以發(fā)育低角度裂縫(尤其是層理縫)為主的儲層幾乎全部以產(chǎn)水或快速高含水。進(jìn)一步分析造成該區(qū)復(fù)雜動態(tài)氣水分布特征的原因可認(rèn)為，由于構(gòu)造、儲層非均質(zhì)性及氣藏異常高壓等綜合作用導(dǎo)致的氣藏復(fù)雜氣水分布特征是基礎(chǔ)，而不同類型天然裂縫造成的滲透率各向異性是關(guān)鍵因素。

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(編輯 徐文明)

Characteristics of natural fractures and their influence on dynamic gas and water distribution in Xinchang gas field

Wang Dandan1，Li Hao1，Zhao Xiangyuan1，Ji Mingyan2
(1.SINOPEC Petroleum Exploration＆Production Research Institute，Beijing 100083，China; 2.Petroleum Exploration＆Production Research Institute of Liaohe Oilfield，PetroChina，Panjin，Liaoning 124010，China)

The characteristics of natural fractures in the second member of Xujiahe Formation in Xinchang gas field were studied using core，logging and production data.The responses of natural fractures of different types were determined using conventional logging data，by which we evaluated the influence of various fracture types on dynamic gas and water distribution，and discussed their geologic origin.Tectonic and diagenetic fractures are predominant in the Xujiahe reservoirs in Xinchang gas field.Most of the tectonic fractures are shear fractures，which can be classified into high angle，oblique and low angle fractures according to their inclination angles.The diagenetic fractures are mainly bedding fractures with a good effectiveness，and contribute greatly to reservoir physical properties.The dynamic gas and water distribution and fracture development in the study area were closely related to the development degree and type of fractures.The reservoirs which mainly develop low angle fractures(especially bedding fractures)or network fractures produce water or meet high water cut rapidly，while reservoirs with high angle fractures show a high and stable gas yield rate.Permeability anisotropy caused by natural fractures of different types controlled the dynamic gas and water distribution in the study area.

natural fracture;log response characteristics of fracture;gas and water distribution;second member of Xujiahe Formation;Xinchang gas field

TE12<2.2 class="emphasis_bold">2.2 文獻(xiàn)標(biāo)識碼:A2.2

A

1001－6112(2016)06－0748－09

10.11781/sysydz201606748

2016－05－30;

2016－10－17。

王丹丹(1983—)，女，碩士，工程師，從事測井地質(zhì)評價(jià)研究。E-mail:wangdd.syky@sinopec.com。

中國石化科技開發(fā)部項(xiàng)目(P12109)資助。