为什么文东井的储层裂缝很发育？
文东地区岩心观察及地应力测试发现，储层存在天然裂缝，而且多为垂直缝。根据天然裂缝成因可将其分为成岩缝（原生）和构造缝（次生）两大类。其中构造缝一般具有剪切裂缝与张性裂缝两种基本类型，都是构造应力场的产物，与断层、褶皱有成因关系。断层伴生裂缝与断层属同一应力场，一般为张性裂缝。与褶皱有关的裂缝，在一个局部构造上，通常形成两种主要裂缝网络，两种裂缝网络都是由两组斜交共轭剪切裂缝和一组张裂缝所组成，只是裂缝走向不同。因地层变形幅度不大，垂直裂缝发育、分布与褶皱关系不大，而与断层密切相关。正断层中，垂直裂缝是拉张应力造成的且裂缝面光滑平直，常伴生小裂缝、微裂缝，大多数裂缝为互相平行的裂缝，为硬石膏、碳酸盐等多种充填物充填。
（一）岩心观察
文13-281，文13-54，文13-85等11口井，近1000m岩心井段的观察表明，沙三中储层存在宏观裂缝（裂缝多为mm级，有些裂缝相互切割），但分布范围较为局限（图版5-11 1）。如文13东块文13-110井3533.73～3535.03m井段，浅灰色粉砂质泥岩，含砂质不均，夹砂岩斑块，无层理，硬度较大。岩心中可观察到正断层且裂缝较为发育。
文13-28井取心段裂缝统计如表5-1-1，-岩心中裂缝类型有成岩收缩缝和构造缝，主要为构造缝，其产状近直立。说明本区至少存在两期裂缝发育时期，第一期为成岩收缩缝，呈缝合线状，内部充填沥青质及碳酸盐岩，主要分布在粉砂岩中，与其上覆泥岩相交。第二期为构造缝，呈高角度垂直裂缝状，其缝面光滑，有的裂缝已延伸至与粉砂岩顶（或底）部相接泥岩中。一般以单条形式出现，少部分有两条平行、密集排列的裂缝，岩心裂缝大多呈劈开状，其内部充填物极少。岩心中平均裂缝缝长76.1cm，最长可达230cm。
图版5-1-1 宏观裂缝的岩心观察
表5-1-1 文13-28井取心井段裂缝统计表
（二）薄片鉴定
镜下铸体薄片观察表明，多口井有微裂缝发育，缝长为0.06～3.00mm，缝宽为0.01～0.1mm，主要为石英颗粒碎裂，长石、斜长石脆性破裂.以及板状交错层理垂直微细裂缝，这些微裂缝有的被沥青充填，有的被隐晶白云质充填，部分未被充填（图版5-1-2）。
（三）压力恢复试井研究天然裂缝
文东沙三中油藏早期未进行人工压裂增产措施的21井次压力恢复数据处理（表5-1-2）分析表明，表皮系数（S）多为负值，21井次中有16井次为负值，油井未进行人工压裂改造时是超完善的，这也是高压低渗裂缝型储层的典型特征。这种储层往往初期产量高，表皮系数在－1～－3之间，属裂缝－孔隙型储层。部分油井同一层位早期表皮系数为正值，但随着生产的进行，解除了钻井和作业的污染，表皮系数变为负值，产量稳中有升。还有部分油井随着生产的进行，同一层位表皮系数由负值变为正值，这是裂缝闭合的表现。早期压力恢复曲线出现驼峰现象，属于裂缝－孔隙型储层形态特征（图5-1-1）。
图版5-1-2 铸体薄片镜下微裂缝发育
表5-1-2 文东沙三中油藏早期压力恢复试井成果
图51-1 文204井压力恢复曲线
图5-1-2 文13-20井裂缝监测形态[134]
（四）注水监测
应用AEO-4A裂缝监测系统，对文13北沙三中油藏6口井裂缝发育状况进行监测，发现5口井存在天然垂直裂缝与人工裂缝，共同对渗滤起控制作用。
如文13-20井，裂缝从井底同时向两边延伸，一个方向是168°方向延伸，延伸到200m左右时，与一75°方向的天然裂缝汇合，天然裂缝缝长约365m，于是水沿天然裂缝向前推进，致使文13-15，文13-12井水淹；另一方向是裂缝向132°方向延伸，延伸至200m左右时，裂缝方向转为166°，裂缝又继续向前延伸约400m（图5-1-2）。以上研究表明，该块天然裂缝方向为10°～20°，与文东断层（主断层）走向基本一致，人工裂缝方向为110°左右。注水井（测试井）情况见表5-1-3，监测结果见图5-1-3。各井测试结果如下：
表5-1-3 文13北沙三中注水测试井状况表
1）文13-6井裂缝形态为垂直裂缝，当注水压力为29MPa,30MPa，排量分别为4.2m3/h,6.3m3/h注水时，裂缝从井底同时向两边延伸。一条是主裂缝，方位是143°，缝长为267m，一条是小裂缝，方位为13度，缝长为106m（图5-1-3）。按裂缝的延伸长度及方位，判断文13-5井所受影响较大，可能造成水淹。
图5-1-3 文13北沙三中注水监测结果
2）文13-13井裂缝形态为垂直缝，注水压力为28～34.5MPa，排水量为2～6m3/h时，裂缝从井底同时向两个方向延伸，一条主裂缝方向为74°，缝长为410m，另一条裂缝方向为191°，缝长为167m（图5-1-3）。根据裂缝延伸情况，判断文13-8井受影响较大，可能造成水淹；文13-10井、文13-14井也受影响。
3）文13-20井裂缝形态为垂直缝，当注水压力为36MPa，注水速度依次为4m3/b,12m3/h,8m3/h时，裂缝从井底同时向两边延伸。一条裂缝向168°方向延伸，延伸到200m左右时，与一NE75°方向天然裂缝汇合，天然裂缝缝长约为365m。于是水沿天然裂缝向前推进，造成文13-15井、文13-12井水淹（文13-20井与文13-15井、文13-12井是一个层系，或在这两个层系相连通的情况下），另一条裂缝向NE132°方向延伸，延伸至200m左右时，裂缝方向发生改变，转向NE166°，裂缝又继续向前延伸约400m。其形态见图5-1-3。
4）文13-25井裂缝形态为垂直缝，注水时裂缝并不太明显。一条裂缝向NE144°方向延伸，缝长为15～23m，向NE261°方向延伸大概70～80m。
5）文13-32井裂缝形态为垂直裂缝，当注水压力为28MPa，排量为lm3/h的情况下注水时，裂缝向NE140°方向延伸，当延伸长度为133m时，裂缝延伸方向发生改变，转向NE203°方向，又向前延伸120m左右（图5-1-3），造成文13-33井水淹，对文13-27井影响也较大。
6）文13-38井无裂缝。
从以上几口注水井的监测结果看，文13北不仅存在裂缝，而且裂缝规模较大。由表5-1-4可知，各井的破裂压力及吸水能力相差较大，说明裂缝发育程度各不相同（图5-1-4）。
表5-1-4 AEO-4A测试结果表
图5-1-4 文13北沙三中油藏裂缝方向频率图
（五）示踪剂监测
2001年7月在文13北块N13-15井组，文13-30井组注入NH4CNS示踪剂进行监测。其对应油井中5口井见示踪剂显示，1口井见微量显示，有3口井因技术故障未取样（表5-1-5）。
表5-1-5 注入水前缘水线推进速度
井组示踪剂监测结果如图5-1-5所示。当围岩压力改变或当注水压力高于地层破裂压力时，裂缝张开，造成水窜。注入水沿裂缝水窜，具有明显的方向性。文13-83井、文13-100井的水窜方向主要为最大水平主应力方向或基本平行于最大水平主应力方向。而文13-97井的主要水淹方向为基本垂直于最大水平主应力方向和基本平行于最大水平主应力方向。这种具有方向性的水淹，必然影响注水波及体积和注入水利用率。人工裂缝一般沿最大水平主应力方向延伸，由于支撑剂的作用，导流能力高于天然裂缝，所以合理控制人工裂缝的长、宽、高，对改善注水波及效率至关重要。各井组监测结果分析如下：
图5-1-5 文东沙三中油藏储层示踪剂监测水淹方向图
1.文13-110井组
2009年4月23日起开始对文13-110井组周围对应的5口油井（13-409,13-299,13-398,13-96,13-289）进行示踪剂取样监测分析。监测取样分析至2009年7月21日结束，历时90d。监测结果显示，在监测时间内5口井中有3口井（13-409,13-299,13-289）见到示踪剂产出，突破时间在39～104d之间。文13-110井示踪剂在NE,NW 两个主要方向突破，说明NE,NW 两个方向是主渗流方向，这两个方向存在裂缝的可能性较大（人工裂缝监测解释结果表明，文13-110井人工裂缝方向为NE48.64°）。文13-110井组示踪剂动态监测响应如图5-1-6。
2.文13-188井组
2009年4月23日起开始对文13-188井组周围对应的5口油井（13-409,13-299,13-398,13-96,13-289）进行示踪剂取样监测分析。监测取样分析到2009年7月21日结束，历时90d。监测结果5口井在监测时间内只有1口井（13-96）见到示踪剂产出，示踪剂产出突破时间在第100d。其他4口井未见示踪剂产出。文13-188井主要在文13-96井有示踪剂产出，说明该方向是主渗流方向，该方向存在裂缝的可能性大（人工裂缝监测结果表明，文13-96井人工裂缝方向为NE57.1°，与实际监测情况一致）。文13-188井组示踪剂产出动态监测响应如图5-1-6所示。
图5-1-6 文13-110.文13-188井组示踪剂产出动态监测响应图
3.文13-153井组
根据监测响应和井组区域地质构造，得到文13-153井组水驱前缘图（图5-1-7）。由水驱前缘图分析可知，NE方向是注入水的主要流向。
图5-1-7 文13-153井组水驱前缘图
4.文13-285井组
2006年3月15日至2006年5月8日进行了55d示踪剂取样监测，在文13-284,13-286井均监测到示踪剂的明显响应。
2009年6月20日至2009年8月2日，历时44d取样监测，文13-285井组在文13-85，文13-284井监测到示踪剂响应（如图5-1-8）。
图5-1-8 文13-285,13-422井组水驱方向图（2009年）
实线、虚线分别表示5.10d的示踪剂位置
5.文13-422井组
2009年6月20日至2009年8月2日，历时44d取样监测，文13-422井组在文13419井监测到示踪剂响应。井组水驱方向及速度如图5-1-8所示。
6.文13-287井组
2006年3月15日至2006年5月8日进行了55d示踪剂取样监测，在文13-419,13423井均监测到示踪剂的明显响应。
文13-285井组、文13-287井组水驱方向及水驱速度如图5-1-9所示：
图5-1-9 文13285井组，文13-287井组水驱方向及水驱速度图
7.文13-144井组
文13-144井自2005年12月11日对其周围油井进行取样监测。监测结果发现，13-144井组对应的7口油井（14-42,14-46,13-344,13-322,13-345,13-134,13-334）中只有14-46井与13-144井连通。文13-144井组示踪剂产出动态监测响应如图5-1-10所示。
8.文203-31井组
2008年3月20日至4月30日进行了42d取样监测，在203-48井监测到明显的示踪剂响应。井组水驱方向如图5-1-11所示。
9.文13-112井组
自2008年8月2日起对文13-112井组中周围对应的7口油井（13-113,13-297,13-306,13-415,13-317,13-411,13-212）进行示踪剂取样监测分析。监测取样分析至2008年11月20日结束，历时111d。监测结果显示7口井中有4口井（13-113,13-297,13-306,13-415）见到示踪剂产出，突破时间在57～74d之间。具体监测结果如图5-1-12所示。
图5-1-10 文13-144井组示踪剂产出动态监测示意图
图5-1-1l 文203-31井组水驱方向
图5-1-12 文1-l12井组示踪剂产出动态监测响应
10.文13-158井组
自2008年8月2日起对文13-112井组中周围对应的9口油井（13-246,N13-238,13-159,13-138,13-430,13-160,13-238,13-169,N13-359）进行示踪剂取样监测分析。监测取样分析至2008年11月20日结束，历时111d。监测结果显示9口井中有4口井（13-246,N13-238,13-159,13-169）见到示踪剂产出，示踪剂产出突破时间在41～82d之间。具体监测结果见图5-1-13。
此井组自2007年7月9日至2007年9月10日进行了64d取样监测，在13-138,13-169,N13-359,13-430井监测到明显的响应。具体监测结果如图5-1-14。
11.文13-166井组
自2009年3月18日起开始对文13-166井组周围对应的5口油井（N13-192,13-192,13-82,13-191,13-182）进行示踪剂取样监测分析。监测取样分析至2009年7月16日结束，历时121d。监测结果显示，5口井中有2口井（N13-192,13-82）见到示踪剂产出，突破时间在77～105d之间。具体监测结果如图5-1-15。
图5-1-13 文13-158井组示踪剂产出动态监测响应图（2008年）
图5-1-14 文13-158井组示踪剂产出动态监测响应图（2007年）
12.文203-47井组
自2009年7月31日对文203-47井组周围对应的4口油井（92-125,92-126,92-83,203-43）进行示踪剂取样监测分析。监测取样分析到2009年10月12日结束，历时74d。监测结果显示4口井中有3口井（92-125,92-126,203-43）见到示踪剂产出，示踪剂产出第一峰值突破时间在第19～36d之间。具体监测结果如图5-1-16所示。
13.文13-11井组、文92-7井组
根据井间示踪剂施工及监测方案，自2009年3月6日起，开始对文13-11井组周围对应的5口油井（92-13,92-15,13-18,13-605,13-6）进行示踪剂取样监测分析。监测取样分析到2009年7月4日结束，历时121d。监测结果5口井在监测时间内有3口井（92-13,92-15,13-18）见到示踪剂产出，突破时间在39～104d之间。
图5-1-15 文13-166井组示踪剂产出动态监测响应图
图5-1-16 文203-47井组示踪剂产出动态监测响应图
自2009年3月6日起，对文92-7井组中周围对应的5口油井（92-13,92-15,13-18,13-605,13-6）进行示踪剂取样监测分析。监测取样分析到2009年7月17日结束，历时134d。监测结果5口井在监测时间内只有1口井（13-6井）见到示踪剂产出，示踪剂产出突破时间在第100d。其他4口井未见示踪剂产出。
文13-11井组、文92-7井组示踪剂产出动态监测响应如图5-1-17。各井组产出示踪剂油井动态监测情况如表5-1-6所示。
图5-1-17 文13-11井组示踪剂产出动态监测响应图
表5-1-6 各井组产出示踪剂油井动态监测情况表
储层沥青的成因类型及其识别
塔里木盆地塔中37井志留系含沥青暗色纹层与不含沥青钙质胶结的亮层交互,牙哈地区中新生界沥青分布于孔渗较高、粒度较粗的砂岩储层中,而其上覆层为比重很轻(0.78～0.82)、气\/油比高的轻质油,被怀疑是气洗的产物。 图8-7 不同盆地储层沥青充填前孔隙与沥青含量的关系 A—东濮凹陷下第三系(纪有亮等,1995)...
各主要盆地生储盖组合
这套组合分布主要受膏岩、泥质碳酸盐岩分布范围的制约,分布在东濮、临清坳陷、冀中、黄骅、文安坳陷、济阳坳陷西南部,形成局部性生、盖、区域储的组合。 2)自生自储上盖型。峰峰组、上下马家沟组灰岩为烃源岩层,奥陶系顶部(峰峰组顶部、上马家沟组顶部、下马家沟组顶部)风化剥蚀形成的古风化壳为储集层,...
油气藏保存与破坏
古油藏的成藏期主要在加里东中、晚期,但在加里东末期,由于广西运动的过渡抬升,造成背斜轴部地区盖层剥蚀殆尽,导致储层直接暴露而油气藏遭受强烈氧化,成为沥青状稠油。晚古生代到中生代油藏继续埋藏,到古近纪前,燕山运动造成区域褶皱和抬升时,古油藏的主要储层已经历了近3×108a的埋藏,最大埋藏深度达4000～5000m,...
储层、盖层及组合特征
据沙雅隆起沙7井、英买34井等资料,储层岩性为细—粉晶白云岩、泥质白云岩夹砾屑白云岩及白云质泥岩。储集空间主要为晶间孔及晶间溶孔、溶洞,微裂隙较为发育。物性分析的基质孔隙度为2%～6%,平均5.79%,属于中等—较好的储层。 (3)奥陶系储层 奥陶系储层主要发育在下奥陶统。储层岩性有灰岩和白云岩两大类...
碳酸盐岩缝洞型储层成因及识别
1.塔里木盆地塔北地区寒武-奥陶系岩溶储层 塔北地区属残余古隆起,经历了加里东—喜马拉雅期多期构造运动叠加改造,古生界岩溶储层广泛分布。在毗邻复背斜轴部的牙哈、英买32井区,发育印支—燕山期的潜山岩溶储层;自此向南,依次发育晚海西期、早海西期和晚加里东期潜山岩溶储层;被上奥陶统桑塔木组砂泥岩覆盖的古隆...
致密碳酸盐岩储层
准噶尔盆地吉木萨尔、沙帐、玛湖地区二叠系粉砂质云岩、泥质云岩、云质粉砂岩储层致密，局部发育溶孔型与裂缝型储层泥云岩主要储集空间为溶孔、溶洞、晶间孔、晶间溶孔及微裂缝；以细小孔喉为主，纳米级孔隙与裂缝较为发育。如火北2井2320.8m段储层致密，常规显微镜下分析为微层状含粉砂质泥质...
典型凹陷的输导系统特征
例如留西地区馆陶组与古近系为明显的角度不整合,在留415井一带 Ng 下部接Ed1,在留8井一带接Ed3,而在留17一带则与Es1相接,由断层或下部地层运移到不整合面的油气,可穿过不整合面进入到Ng的储层中,或沿不整合面上倾方向运移,总之,不整合面构成了畅通的油气运移通道。 (3)断层:陡坡带构造活动强烈,边界断层...
次生构造
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典型隐蔽油藏解剖
目前该区陆续钻遇沙二段油层的井已有 17 口,本次分析的主要是沙二段 7 砂组。 王斜543 区块位于山东省东营市六户乡,构造上属于牛庄洼陷东南缘 ( 图 7 -9) ,东临王 7 0 区块,西接王 5 3 区块,南靠王 39 断层。区块已发现的沙二段薄层隐蔽岩性油藏,平均埋深 2550m,平均厚度 2 ～6m,储层以中...
储层孔隙类型与演化
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