引言

扶余油田位于松辽盆地南部中央凹陷区东缘扶余Ⅲ号构造带上，断裂系统较为发育^[1-2]。该油田经过近50年的注水开发，已进入高含水阶段，开采难度越来越大。裂缝的存在大大改变了流体在地下的渗流场，当采用不当的注水措施时，裂缝发育方向上的油井极易水淹^[3-5]。尤其是在油田开发中后期，裂缝严重降低了注入水的体积波及系数，水驱效果显著降低，甚至油井严重水淹^[6-7]。因此，查明储层裂缝的分布特征及其对注水开发效果的影响规律，无疑对实际生产具有重要的意义。

本文基于密闭取芯井岩芯裂缝观察、描述，在判断裂缝类型，并研究裂缝的大小、产状、密度、宽度等基础上，通过电位法测试等裂缝动态监测方法，查明了裂缝的分布特征，系统剖析了裂缝分布特征对油田注水开发的影响，以期最大限度地提高注入水波及范围，进而提升油田的开发效果。

1 裂缝特征 1.1 密闭取芯井裂缝描述

研究裂缝的最直接方法是岩芯观察描述^{[5, 8]}。岩芯观察过程中，重点对近年来完成的密闭取芯井进行分析其裂缝形成原因、类型及对开发生产的影响。

密闭取芯井岩芯观察描述表明，泉四段地层裂缝较为发育。取芯井岩芯裂缝描述及发育成因分析表明，研究区主要发育3类裂缝，即原生裂缝、次生裂缝、人工裂缝。

（1）原生裂缝：储层沉积、成岩过程中形成的裂缝。研究区内该类裂缝发育较差，常见于沉积界面附近的微裂缝。图 1a是J26井424.6~424.8 m层段的岩芯照片，该图显示沉积界面处发育微裂缝。分析认为，沉积过程中，由于上下岩层间的水动力差异等影响，致使形成该类裂缝。

（2）次生裂缝：密闭取芯井岩芯观察可知，研究区内砂岩、钙质砂岩中常见高角度、垂直的次生裂缝，但裂缝密度小、宽度窄、延伸短^[9]。图 1b是J27井416.9~417.1 m层段的岩芯照片，该图显示发育次生垂直裂缝。该类裂缝面较为粗糙，延伸较短。由于受注水压力等影响，致使该层段裂缝较宽，但影响范围较小。

（3）人工裂缝：扶余油田生产过程中，因压裂改造和生产开发，诱导产生裂缝，同时受注水开发的影响，致使难以区分天然次生裂缝和人工裂缝。然而，天然次生裂缝规模较小、延伸短；而人工裂缝一般密度、局部规模较大，且延伸较长^[9]。图 2是J25井416.9~417.1 m、439.55~439.73 m层段的岩芯照片，该图显示人工裂缝较为发育。该图表明裂缝发育间距小、局部密度大且具有等间距性，且共轭出现，具X状交叉，具有剪裂缝特征。

按力学性质分类，该油田取芯井岩芯裂缝多为张裂缝，人工裂缝中可见剪裂缝。例如J27井岩芯观察发现，发育高角度、垂直裂缝，该类裂缝延伸较短，规模较小，产状不稳定，延伸不远即消失。同时从J26井462.02 m油斑细粉砂岩铸体薄片中观察到的微裂缝，在砂岩中绕过粗砂粒，其裂面明显凹凸不平或弯曲（图 3a）；J25井370.79 m粉砂质泥岩铸体薄片中观察到的多条微裂缝裂面明显凹凸不平或弯曲，产状不稳定（图 3b），以上特征均表现出张裂缝的特征。

1.2 裂缝特征及成因

基于扶余油田密闭取芯井岩芯，对地下岩层的裂缝进行直观观察、描述、测量，进而提供裂缝特征的直接数据。主要通过对裂缝的大小、宽度、产状、密度进行描述和统计。

1.2.1 裂缝大小、宽度、密度

岩芯观察表明，泉四段裂缝多发育于砂岩、钙质砂岩中。砂岩中常发育规模较小的多条并排裂缝，且呈现出多期裂缝相互切割的形态。含钙砂岩中常发育规模较大、延伸较长的高角度裂缝。缝隙大多数为沥青质充填。对J24、J25、J26、J27、J28共5口检查井裂缝进行统计，5口井取芯进尺526.62 m，岩芯长514.23 m，裂缝549条，密度1.042条/m，平均间距为0.94 m；裂缝宽度在0.1~2.5 mm，多小于1.0 mm。根据岩芯岩性、裂缝角度不同（近水平、高角度和近直立）对J24 J28井进行了统计，结果表明，裂缝大多以近水平状分布在砂岩里，近直立和高角度裂缝次之，低角度裂缝最少（图 4）。

通过J24~J28井分油组对裂缝密度和条数进行统计（图 5），结果表明，Ⅲ砂组裂缝发育，Ⅳ砂组裂缝不发育；水平裂缝在扶余油层I砂组发育，高角度及垂直裂缝在扶余油层Ⅲ砂组发育。

1.2.2 裂缝产状

确定裂缝产状需要先识别裂缝所在的岩芯的层面，确定层面倾向，进行岩芯定向；然后根据裂缝与层面之间的关系，来确定裂缝的真实产状。对裂缝产状重点描述裂缝倾角，应用开发生产动态推测裂缝走向。

（1）裂缝倾角分析

根据岩芯观察，依据裂缝倾角将扶余油田裂缝分为以下几种：水平裂缝，倾角小于5°的裂缝（图 6a）；低角度斜交裂缝，倾角5°~30°的裂缝（图 6b）；高角度斜交裂缝，倾角为30°~75°的裂缝（图 6c）；垂直裂缝（近直立），倾角大于75°的裂缝（图 6d）。岩芯观察表明裂缝主要以高角度裂缝、垂直裂缝为主。

（2）裂缝走向分析

对裂缝走向判别，主要应用压裂改造前期油水井中注入水的推进方向，并结合地应力场分析来推测裂缝方向^[9]。

①动态分析法

以X10-2区块试验区1973-10开始注水开发为例，投注两口注水井X12-8、X12-6。图 7为注采井网，注水井X12-8井与近正东方向X12-7油井相距211 m，受益井X12-7生产曲线反映注水后6个月水淹，月水线推进速度40.6 m，而周围其他方向井，与X12-7井所处相带基本相同，但收效不明显。在X12-8井投注15个月后，北北东方向的西10-8为X12-8井的另一口受益井开始见效，生产曲线反映该井19年后水淹，说明该方向主要受沉积控制，裂缝不发育。X12-8井正北方向1982-05完钻的X10-9.2，生产曲线反映投产初期基本不含水，以后含水稳步上升，说明正北方向裂缝不发育，注水主要受沉积控制。X12-6为试验区另一口注水井，生产曲线反映注水后两个月，1974-01北东东方向相距150 m的X12-5井水淹，月水线推进速度75 m。结合对注水见效时间及水淹特征等的综合分析，得知研究区裂缝发育方向为东西、北东东方向。

②应力场分析

地层倾角资料处理结果表明，扶余油田泉四段最小水平主应力方向为近南北向，最大水平主应力方向为近东西向。J17井成像处理椭圆长轴为方向北北西358°-南南东178°。代表最小水平主应力为南北向方向，最大水平应力为东西向。表面看与断裂形成机理不符，但实际表现的是现今构造应力场的分布。

研究区天然裂缝较发育，且岩石非均质性较强，使其人工压裂缝主要沿天然缝扩展；现今地应力也控制着压裂缝的延伸方向及形态，多数人工裂缝方向与区域最大水平主应力方向基本一致。压裂监测等揭示压裂缝为近东西、北东东方向。因此，综合上述注入水推进方向的动态分析法，结合地层倾角和成像测井分析的地应力场，并参考人工压裂缝的方向，最终确定出研究区裂缝发育方向为近东西、北东东方向。

2 裂缝对注水开发的影响

裂缝的存在和发育程度对砂岩油藏的注水开发有双重作用^[10-13]，一方面，发育裂缝可以大大增加储层的渗透率，进而提高注水井吸水能力和采油井生产能力；另一方面，裂缝的存在易于造成油水井间的水窜，致使油层严重水淹^[9]。

由于扶余油田近东西向的垂直裂缝较发育，且裂缝发育方向与注水初期部署的油水井排基本一致。当注水压力大于裂缝延伸压力时，注入水易于沿东西向裂缝渗流。在持续不断的水劈作用下，半充填缝、微裂缝宽度和延伸长度逐渐增大，于是将注水开发前分散分布的微裂缝串连起来，从而形成延伸较长、缝宽较大的显裂缝。持续沟通的裂缝进一步加大了水窜作用，从而形成无效注水，因此，东西向油井的开发效果远低于南北向。

上述研究可知，扶余油田泉四段微裂缝较为发育。从J6~J10五口检查井432.78 m岩芯观察可知，发育143条高角度、垂直的微裂缝，平均每米发育0.32条裂缝。此5口井的裂缝分布特征与整个扶余油田基本一致。油田注水开发动态监测表明，注入水沿东西向裂缝发育方向发生窜流，导致该方向上的油井出现严重水淹，进而致使油层的水驱效果较差^[9]，如J6井和J8井11、12号油层的水驱程度差异较大。J6井在注水井东西方向上，该井11、12号油层岩芯的驱油效率仅为18.9%；而J8井位于注水井北偏东30°的50 m处，该井11、12号油层的驱油效率高达26%（图 8、表 1）。显然，J8井11、12号油层的驱油效率明显好于J6井，这也进一步表明南北向水驱效果好于东西向。

研究区泉四段主要发育东西向裂缝，油田开发过程中注入水易于沿裂缝发生窜流，致使东西方向上的油井水淹较为严重；东西方向上的油井注入水体积波及系数小，水驱效果差，驱油效率低；而南北向上的油井注入水沿着孔隙裂缝孔隙渗流通道进行连片驱油，注入水体积波及系数大，驱油效率较高，因此南北向油井的开采效果远好于东西向。

3 结论

（1）通过对扶余油田5口密闭取芯井的岩芯裂缝进行观察和统计分析，该区裂缝以次生裂缝、人工裂缝为主，多为张裂缝，二者在岩芯上很难区分；砂岩中裂缝密度较大，发育程度较高，规模较小，延伸短。含钙砂岩中裂缝规模较大，多为高角度及垂直张裂缝。动态分析认为裂缝方向以东西向为主、其次为北东东向。

（2）裂缝对开发的影响主要体现在注入水易于沿东西向上的裂缝带中灌通而发生窜流，导致该方向上的油井出现严重水淹而关井，且在东西向油水井之间易形成剩余油；而注入水在南北向上沿着孔隙裂缝孔隙渗流渗流通道进行连片驱油，注入水体积波及系数大，驱油效果好。