鄂尔多斯盆地致密储集层天然裂缝分布特征及有效裂缝预测新方法

樊建明，屈雪峰，王冲，雷启鸿，成良丙，杨子清

（1. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室）

鄂尔多斯盆地致密储集层天然裂缝分布特征及有效裂缝预测新方法

樊建明，屈雪峰，王冲，雷启鸿，成良丙，杨子清

（1. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室）

依据岩心、薄片、成像测井等资料对鄂尔多斯盆地致密储集层天然裂缝分布特征进行研究。鄂尔多斯盆地致密储集层天然裂缝发育，裂缝类型以高角度构造剪切缝为主，多呈连续台阶式分布，受岩石力学非均质性和现今应力场的影响，北东向裂缝为优势渗流方向。天然裂缝主要具有“高角度、小切深、小开度、延伸短”特征；发育程度主要受岩性和单砂层厚度控制，一般粉砂岩中天然裂缝最发育，泥岩中相对不发育，单砂层厚度越小，天然裂缝越发育。在天然裂缝分布特征及特征参数定量化评价的基础上，借助油藏基质和天然裂缝地质建模技术，建立了考虑天然裂缝的油藏综合地质模型，应用油藏数值模拟反演技术，确定了符合生产特征的有效天然裂缝平面分布规律，定量评价了天然裂缝对单井产量的贡献率（30.0%～50.0%）。图11表2参23

致密砂岩油；天然裂缝；分布特征；有效天然裂缝；鄂尔多斯盆地

0 引言

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组发育大面积致密油，其在盆地内的三角洲平原、三角洲前缘、半深湖—深湖区均有分布，其中深水重力流沉积是致密油主要的沉积类型，发育的沉积相类型有砂质碎屑流、滑塌与浊流沉积。受沉积相的控制，砂体平面上大面积复合连片分布，但单砂体延伸范围小，纵向上砂岩叠加厚度大，隔夹层发育。致密油储集层开发层系主要为长4+5段—长8段，渗透率小于1×10-3μm2，孔隙度一般在4%～12%。岩石颗粒细小，岩性致密，细砂组分含量平均为80.92%。储集层孔喉细小，溶蚀孔发育，孔隙以粒间孔隙为主，原生粒间孔隙和次生粒间孔隙都发育。由于沉积、成岩和后期构造作用，使得天然裂缝发育，且在有效改善储集层渗流能力的同时，也增加了注水开发的难度。

前人对鄂尔多斯盆地中新生代构造应力场分布及其演化、影响盆地应力状态的构造流体与热事件等方面进行了大量研究［1-10］，并结合生产实际对天然裂缝分布特征及其参数描述方面开展了一定的基础工作［11-16］，取得了一些成果和认识，但还存在一些问题。天然裂缝定量预测比较普遍的方法是有限元法［13，17-20］，其没有将预测的天然裂缝分布规律与实际生产特征相结合。从全盆地角度对致密储集层中天然裂缝的分布特征、发育的差异性及其成因机制等方面缺少系统、深入的研究。

本文对鄂尔多斯盆地不同层系（姬塬长4+5段、华庆长63段、新安边长7段、西峰—合水长8段）天然裂缝分布特征的共性和差异性进行了系统研究，并提出采用油藏数值模拟反演技术，把天然裂缝的基本特征参数、平面分布规律的研究与注水井、采油井实际生产特征相结合；同时在有效天然裂缝认识的基础上，初步评价了天然裂缝对单井产量的贡献程度。

1 致密储集层天然裂缝发育情况

由姬塬堡子湾南长4+5段、华庆长63段、新安边长7段和西峰—合水长8段岩心、薄片观察及成像测井资料统计的天然裂缝发育情况可以看出（见表1）：215口井的岩心，其中181口井的岩心观察到构造裂缝，占84.2%；薄片993块，其中694块薄片观察到裂缝，占69.9%；成像测井测试84口井，其中80口井观察到裂缝，占95.2%。综合岩心、薄片观察及成像测井资料统计，认为致密储集层中天然裂缝比较发育。

表1 岩心、薄片观察及成像测井资料统计天然裂缝发育情况

2 致密储集层天然裂缝基本特征

2.1 天然裂缝类型

致密储集层中天然裂缝按成因主要可分为构造裂缝和成岩裂缝［21］，即在构造应力场作用下形成的构造裂缝（见表2）和在储集层沉积或成岩过程中产生的成岩裂缝2种类型。在6条野外露头剖面上观察到天然裂缝，即延河、黄陵安家沟、铜川金锁关、平凉策底镇、旬邑山水河、崇信芮水河剖面，研究确定构造裂缝是该区的主要裂缝类型。构造裂缝主要分布在砂岩中，并常有矿物充填、分布规则、缝面垂直等裂缝面特征（见图1）。

表2 构造裂缝所占比例

成岩裂缝主要发育在砂岩岩性界面上，它们通常顺层面发育，并具有断续、弯曲、尖灭、分叉等分布特点。成岩裂缝主要表现为层理缝（见图2），其横向连通性差，而且在围压作用下呈闭合状态，开度小，渗透率低。因此，近水平层理缝对储集层整体渗透性的贡献相对较小。

按力学性质划分，根据应力的作用方向和天然裂缝的扩展方向组合，将岩石中构造裂缝划分为3种扩展型式：1类天然裂缝是垂直于裂缝面及其扩展方向的张应力作用下形成的张性裂缝；2类天然裂缝是由平行于裂缝面和扩展方向的剪应力形成的剪切裂缝；3类天然裂缝则是由剪应力和张应力联合作用下形成的张剪性复合裂缝。根据215口井的岩心观察统计，181口井所取的岩心观察到构造裂缝，其中153口井所取的岩心中观察到剪切裂缝，观察到剪切裂缝的井数占构造裂缝发育井数的84.5%（见表2），不同区带裂缝主要表现为构造剪切裂缝。剪切裂缝常呈连续台阶式分布（见图3），在裂缝面上常有明显的擦痕，或在裂缝面上有矿物充填后因剪切而表现出的断阶等特征，或裂缝中有矿物充填，矿物晶体的纤维状方向平行裂缝面或与裂缝壁斜交增长甚至弯曲。剪切裂缝产状稳定，缝面平直光滑。不同区带张性裂缝分布较少（见表2），缝面粗糙不平，裂缝两壁张开且被矿物充填，充填的矿物晶体垂直于裂缝面，从裂缝壁两侧向中心生长；裂缝尾端具有树枝状分叉或杏仁状结环等特征。

图1 构造裂缝特征

图2 成岩裂缝特征

2.2 天然裂缝分布特征

2.2.1 天然裂缝优势方位

根据裂缝相互切割关系、裂缝充填物的包裹体以及盆地构造热演化史和埋藏史分析，盆地构造裂缝主要在燕山期和喜马拉雅期形成［13，22］。理论上燕山期在北西西—南东东方向水平挤压应力场作用下，形成东西向和北西向共轭剪切裂缝；喜马拉雅期在北北东—南南西向水平挤压作用下，形成南北向和北东向共轭剪切裂缝。

对姬塬油田堡子湾南长4+5段、华庆长63段、新安边长7段和西峰—合水长8段的岩心进行古地磁定向测试及成像测井分析资料统计，鄂尔多斯盆地致密储集层中发育东西向、北西—南东向、南北向和北东—西南向4组裂缝，但不同方向裂缝发育的程度不同（见图4、图5。其中图4、图5横坐标为天然裂缝样品点的个数，天然裂缝方位图表示不同裂缝方向与样品点个数的关系，以图4a中的60°为例，表示应用岩心古地磁方法观察裂缝方向实验中，有6个样品点（或6条裂缝）的方向为60°）。

姬塬油田堡子湾南长4+5段21口井的古地磁定向岩心测试和22口井的成像测井结果显示，裂缝以北东向和东西向为主，北西向和南北向裂缝少。华庆地区长63段32口井古地磁岩心定向测试结果显示，长63段裂缝优势方位为北东向与北西向，但10口井成像测井测试的天然裂缝优势方位为北东向和近东西向。新安边长7段21口井古地磁岩心定向测试发现天然裂缝优势方位为北东向和北西向，40口井成像测井显示天然裂缝优势方位为北东向，但分布范围较宽。现场注水动态特征也显示该区天然裂缝优势方向比较复杂。西峰—合水长8段18口井的古地磁岩心定向测试和13口成像测井测试结果显示，裂缝优势方向为北东向，其次是北西向，而近东西向和近南北向裂缝相对不发育。

图3 构造剪切裂缝连续台阶式排列特征

图4 不同区带岩心古地磁天然裂缝方位图（横坐标为裂缝样品点个数）

图5 不同区带成像测井天然裂缝方位图（横坐标为裂缝样品点个数）

2.2.2 天然裂缝特征参数

根据对姬塬油田堡子湾南长4+5段46口井岩心、薄片和野外露头剖面的构造裂缝观察与统计分析，高角度裂缝占83.9%，切深小于等于75 cm的裂缝约占90%，其小于储集层层厚，裂缝层内发育，裂缝开度小于等于40 μm，延伸长度小于等于6.0 m，充填率为13.6%，有效裂缝占81.0%，平均裂缝密度为0.7 条/m（其中岩心的裂缝密度按照单井观察岩心裂缝的条数与观察岩心长度的比值统计）。根据华庆长63段36口井岩心、薄片和野外露头剖面裂缝观察与统计，高角度裂缝占64.9%，切深小于等于20 cm的裂缝约占80%，其远小于储集层层厚，为层内裂缝，裂缝开度小于等于60 μm，延伸长度小于等于5.0 m，充填率为37.4%，有效裂缝占48.2%，平均裂缝密度为0.62 条/m。根据对新安边长7段60口井岩心、薄片和野外露头剖面裂缝观察与统计，高角度裂缝占87.0%，切深小于等于50 cm的裂缝约占67%，裂缝开度小于等于40 μm，延伸长度小于等于10.0 m，充填率为34.4%，有效裂缝占64.0%，平均裂缝密度为1.2 条/m。根据对西峰—合水长8段73口井岩心、薄片裂缝观察与统计，高角度裂缝占80.0%，切深小于等于60 cm的裂缝约占85%，裂缝在层内发育；裂缝开度小于等于40 μm，延伸长度小于等于12.0 m，充填率为55.5%，有效裂缝占41.0%，平均裂缝密度为1.1 条/m。

对比分析致密储集层不同层系（姬塬长4+5段、华庆长63段、新安边长7段、西峰—合水长8段）裂缝基本参数，可以得出致密储集层主要发育以“高角度、小切深、小开度、延伸短”为特点的小裂缝，部分裂缝因充填成为无效裂缝，充填矿物主要为方解石、石英。

2.3 天然裂缝发育程度主要控制因素

致密储集层的形成除了与古构造应力场有关外，还受储集层岩性、岩层厚度和岩石非均质性等储集层内部因素的影响。研究区构造裂缝主要在燕山期和喜马拉雅期形成，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，而储集层内部因素影响不同组系天然裂缝的发育程度，天然裂缝形成以后，其保存状态及渗流作用受现今应力场的影响［13，22］。

影响天然裂缝发育的岩性因素包括岩石成分、颗粒大小及孔隙度等。由于具有不同矿物成分、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，天然裂缝的发育程度不一致。脆性组分含量越高，岩石颗粒越细，裂缝的发育程度越高。研究表明砂岩中裂缝发育，泥岩中裂缝相对不发育（见图6）。

图6 不同岩性裂缝发育程度对比

裂缝发育受单砂层厚度控制，裂缝通常分布在砂层内，与砂层的界面垂直并终止于砂层界面上。以芮水河剖面为例，该区长8段砂层厚度在50 m左右，裂缝平均间距与单砂层厚度呈较好的线性关系（线性相关系数达到0.815 1），随着单砂层厚度增大，裂缝平均间距呈线性增大，而裂缝密度减小（见图7）。

图7 芮水河剖面单砂层厚度与天然裂缝发育程度关系图

岩石非均质性是影响不同方向裂缝发育的重要因素［23］，尤其是当一个地区的最大与最小构造应力差值较小时，岩层非均质性甚至成为其主控因素。

3 有效天然裂缝的预测技术

3.1 常规油藏数值拟合方法

目前油藏基质地质建模技术已经比较成熟，所建基质模型的精度与可靠性越来越高，能够较好地表征油藏的地质特征。但是对于基质物性差的致密储集层，常规地质建模由于没有考虑天然裂缝的因素，现有的基质渗透率下用数值模拟无法拟合储量和生产数据。

以致密储集层基质渗透率为0.2×10-3μm2时拟合的注水量为例，矿场试验中单井注水可以达到20 m3/d以上，但在油藏数值模拟中，注水量甚至难以达到5 m3/d，因此油藏数值模拟工作者往往通过修改基质岩心渗透率、加入大量的人工裂缝、调大岩石的应力敏感系数或者修改相渗曲线的方法来实现对区块和单井产量的拟合，一般情况下单井的拟合率不高，而且这种方法改变了储集层固有的属性，从而降低了井网和开发技术政策方案优化结果的可靠性。

3.2 考虑天然裂缝的储集层三维地质模型

致密储集层中天然裂缝分布特征及裂缝特征参数的定量化研究为建立考虑天然裂缝的油藏地质模型奠定了基础。以华庆地区长63油藏为例，应用RMS软件中的天然裂缝建模模块，以不同期次的天然裂缝特征参数为基础，以天然裂缝平面分布规律为约束条件，定量加载华庆地区Y284井区长63段天然裂缝的特征参数（裂缝优势方向北东向，次之近东西向；裂缝密度、开度、延伸长度和切深，其中裂缝切深比较小，对开发效果影响不大），建立天然裂缝地质模型，再根据天然裂缝特征参数与渗透率的关系将其转化为渗透率模型，最后与基质模型叠加，即可建立考虑天然裂缝的油藏综合地质模型。

3.3 天然裂缝特征参数对产量影响

天然裂缝是致密储集层主要的渗流通道。根据各裂缝参数对单井产量的拟合研究认为，单井产量对裂缝密度、开度敏感性较强，单井产量对延伸长度不敏感。在裂缝延伸长度、开度一定的条件下，裂缝的密度越大，渗流贡献越大，平均单井产量越高（见图8a）；在裂缝的密度、延伸长度一定的情况下，裂缝的开度越大，渗流贡献越大，平均单井产量越高（见图8b）；在天然裂缝的密度、开度一定的情况下，天然裂缝的延伸长度对平均单井产量基本没有影响（见图8c）。

图8 天然裂缝特征参数对单井产量的影响

3.4 有效天然裂缝平面分布预测

根据对单井产量影响较大的天然裂缝特征参数筛选结果，提出了采用数值模拟反演再认识裂缝基本特征（主要是密度和开度）和有效天然裂缝平面分布的技术思路。建立储集层裂缝地质模型，通过调整天然裂缝的特征参数，拟合注水井和采油井生产数据，把天然裂缝平面分布规律的研究与实际生产特征相结合，确定符合实际生产的有效裂缝特征参数和分布。Y284井区长63段岩心观察的平均线密度为0.6 条/m，裂缝开度10～40 μm。建模得到有效天然裂缝平均线密度0.36 条/m，裂缝开度15～30 μm。在天然裂缝建模软件中可以依据裂缝开度、密度和延伸长度等参数计算出天然裂缝渗透率，对比岩心观察的天然裂缝渗透率分布图（见图9a）和应用油藏数值模拟反演所确定的有效天然裂缝渗透率平面分布图（见图9b）可以看出，根据岩心观察确定的裂缝特征参数计算的渗透率明显偏大（见图9a）。应用油藏数值模拟反演所确定的有效天然裂缝渗透率可提高井网和开发技术政策方案优化结果的可靠性，对同类油藏注采井网优化设计及老油田后期的开发调整政策制定具有重要意义。

4 裂缝与基质对产量贡献的评价方法

4.1 裂缝对产量贡献的计算公式

储集层基质对单井产量的贡献率等于基质的产量贡献与考虑基质、天然裂缝和人工裂缝产量的比值。人工裂缝对单井产量的贡献率等于人工裂缝的产量与考虑基质、天然裂缝和人工裂缝产量的比值。天然裂缝对单井产量的贡献率等于天然裂缝的产量与考虑基质、天然裂缝和人工裂缝产量的比值。

图9 数值模拟反演有效裂缝渗透率与岩心观察渗透率平面分布对比图

式中 S——平均单井产量贡献率，%；q——生产20年平均单井产量，t/d。下标：f——人工裂缝；F——天然裂缝；m——基质。

4.2 评价井网类型

鄂尔多斯盆地致密油定向井开发主体采用菱形反九点井网，以华庆油田Y284区块480 m（井距）×130 m（排距）的菱形反九点井网为例，开展裂缝与基质对产量贡献率的定量评价，该井网角井与边井的压裂缝半长分别设为120 m、90 m（见图10）。

图10 菱形反九点井网示意图

4.3 裂缝与基质对产量贡献率的评价方法

致密油中基质、天然裂缝和人工裂缝对产量贡献程度的定量评价是油田开发中比较关注的问题之一。在致密油数值模拟计算中，由于基质渗透率很低，注水评价难以评价基质渗透率对产量的贡献，只能评价天然裂缝对平均单井产量的贡献。为了克服注水方法评价裂缝与基质对平均单井产量贡献的局限性，提出了注气的评价方法，其优点是：在基质模型下注气时，由于气体的密度小、黏度低，调整注入参数，注入压力不会超过地层的破裂压力，可以实现对天然裂缝和基质对产能贡献程度的定量化评价。为了对比注水和注气评价方法结果的差异性，同时采用2种方法评价裂缝对致密油平均单井产量的贡献率。

4.3.1 注水评价方法

①在基质模型的基础上加载人工裂缝和天然裂缝形成考虑天然裂缝的地质模型，并拟合生产数据，拟合完成后进行生产20年平均单井产量的模拟计算。②在第1步的基础上，不考虑天然裂缝，利用第1步拟合所得到的物性参数进行生产20年平均单井产量的模拟计算；应用以上2步计算得到的单井产量，依据产量贡献率计算公式，可得到天然裂缝对平均单井产量的贡献率。

4.3.2 注气评价方法

①选取3参数的SRK（Soave-Redlish-Kwong）状态方程进行组分模拟。因为Y284井区没有注气的生产数据，主要拟合室内实验得到的生产气油比和饱和压力，获得完整的PVT拟合参数，并模拟计算基质生产20年的平均单井产量。②在第1步的基础上对采油井加载人工裂缝，然后进行生产20年平均单井产量模拟计算；③在第2步的基础上加载天然裂缝模块，然后进行生产20年平均单井产量模拟计算。应用以上3步计算得到的单井产量，依据产量贡献率计算公式，可得到基质、人工裂缝和天然裂缝对平均单井产量的贡献率。

4.4 评价结果

从图11a可看出注水评价方法中，天然裂缝对单井产量的贡献随时间变化的幅度不大，在开发初期贡献率约为32.06%，最终达到39.80%左右。从图11b可以看出注气评价方法中，基质对单井产量的贡献率随时间呈上升趋势，在开发初期的贡献率约为25.87%，最终将达到50.0%左右。人工裂缝对单井产能的贡献率随时间呈下降趋势，在开发初期约为25.92%，最终降到11.5%左右。天然裂缝对单井产量的贡献率随时间先呈下降趋势，然后趋于稳定，在开发初期约为48.53%，最终降到37.42%左右。2种方法评价的天然裂缝对平均单井产量的贡献率比较接近，后者更为可靠。

图11 天然裂缝对平均单井产量贡献率与时间的关系

5 结论

鄂尔多斯盆地致密储集层天然裂缝发育，裂缝发育类型以高角度构造剪切缝为主，多呈连续台阶式分布，天然裂缝以“高角度、小切深、小开度、延伸短”的小裂缝为主；受岩石力学非均质性和现今应力场的影响，北东向裂缝为优势渗流方向，其次是近东西向；天然裂缝发育程度主要受岩性和单砂层厚度控制，一般粉砂岩中天然裂缝最发育，泥岩中相对不发育，单砂层厚度越小，天然裂缝越发育。

在天然裂缝分布特征及特征参数定量化评价的基础上，借助油藏基质和天然裂缝地质建模技术，应用油藏数值模拟反演技术，依据实际生产资料初步实现了有效天然裂缝平面分布的预测，对于深入认识储集层条件下流体的渗流特征有重要意义。提出了可以量化致密储集层中天然裂缝对单井产量贡献率的注气和注水两种油藏数值模拟方法，2种方法获得的天然裂缝对平均单井产量的贡献率相近。

［1］任战利，赵重远，张军，等. 鄂尔多斯盆地古地温研究［J］. 沉积学报，1994，12（1）: 56-65. REN Zhanli，ZHAO Zhongyuan，ZHANG Jun，et al. Research on paleotemperature in the Ordos Basin［J］. Acta Sedimentologica Sinica，1994，12（1）: 56-65.

［2］任战利，张盛，高胜利，等. 鄂尔多斯盆地热演化程度异常分布区及形成时期探讨［J］. 地质学报，2006，80（5）: 674-684. REN Zhanli，ZHANG Sheng，GAO Shengli，et al. Research on region of maturation anomaly and formation time in Ordos basin［J］. Acta Geologica Sinica，2006，80（5）: 674-684.

［3］孙少华，李小明，龚革联，等. 鄂尔多斯盆地构造热事件研究［J］.科学通报，1997，42（3）: 306-309. SUN Shaohua，LI Xiaoming，GONG Gelian，et al. Tectono-thermal events in Ordos Basin China［J］. Chinese Science Bulletin，1997，42（3）: 306-309.

［4］王双明，张玉平. 鄂尔多斯侏罗纪盆地形成演化和聚煤规律［J］.地学前缘（中国地质大学，北京），1999，6（增刊）: 147-154. WANG Shuangming，ZHANG Yuping. Study on the formation，evolution and coal-accumulating regularity of the jurassic Ordos Basin［J］. Earth Science Frontiers（China University of Geosciences，Beijing），1999，6（Supp.）: 147-154.

［5］吴冲龙，周江羽，王根发，等. 鄂尔多斯古构造应力场与中部大气田的联系［J］. 石油与天然气地质，1997，18（4）: 267-274. WU Chonglong，ZHOU Jiangyu，WANG Genfa，et al. Relationship between paleo-tectonic stress fields and major gas fields in Ordos Basin［J］. Oil & Gas Geology，1997，18（4）: 267-274.

［6］张泓，孟召平，何宗莲. 鄂尔多斯煤盆地构造应力场研究［J］. 煤炭学报，2000，25（增刊）: 1-5. ZHANG Hong，MENG Zhaoping，HE Zonglian. Study on the tectonic stress fields in the Ordos Coal Basin［J］. Journal of ChinaCoal Society，2000，25（Supp.）: 1-5.

［7］王建民，王佳媛. 鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上的低幅度构造与油气富集［J］. 石油勘探与开发，2013，40（1）: 49-57. WANG Jianmin，WANG Jiayuan. Low-amplitude structures and oil-gas enrichment on the Yishaan Slope，Ordos Basin［J］. Petroleum Exploration and Development，2013，40（1）: 49-57.

［8］张岳桥，施炜，廖昌珍，等. 鄂尔多斯盆地周边断裂运动学分析与晚中生代构造应力体制转换［J］. 地质学报，2006，80（5）: 639-647. ZHANG Yueqiao，SHI Wei，LIAO Changzhen，et al. Fault kinematic analysis and change in late mesozoic tectonic stress regimes in the peripheral zones of the Ordos Basin，North China［J］. Acta Geologica Sinica，2006，80（5）: 639-647.

［9］肖文联，李滔，李闽，等. 致密储集层应力敏感性评价［J］. 石油勘探与开发，2016，43（1）: 107-114. XIAO Wenlian，LI Tao，LI Min，et al. Evaluation of the stress sensitivity in tight reservoirs［J］. Petroleum Exploration and Development，2016，43（1）: 107-114.

［10］邸领军. 鄂尔多斯盆地储集层物性断裂对超低渗油气藏的控制作用［J］. 石油勘探与开发，2006，33（6）: 667-670. DI Lingjun. Controlling of petrophysical fractures on extra-low permeability oil and gas reservoirs in Ordos Basin［J］. Petroleum Exploration and Development，2006，33（6）: 667-670.

［11］张莉. 陕甘宁盆地储层裂缝特征及形成的构造应力场分析［J］. 地质科技情报，2003，22（2）: 21-24. ZHANG Li. Characteristics of reservoir fracture and the analysis of stress field in Shaanxi-Gansu-Ningxia basin［J］. Geological Science and Technology Information，2003，22（2）: 21-24.

［12］周新桂，张林炎，范昆. 油气盆地低渗透储层裂缝预测研究现状及进展［J］. 地质论评，2006，52（6）: 777-782. ZHOU Xingui，ZHANG Linyan，FAN Kun. The research situation and progresses of natural fracture for low permeability reservoirs in oil and gas basin［J］. Geological Review，2006，52（6）: 777-782.

［13］周新桂，邓宏文，操成杰，等. 储层构造裂缝定量预测研究及评价方法［J］. 地球学报，2003，24（20）: 175-180. ZHOU Xingui，DENG Hongwen，CAO Chengjie，et al. The methods for quantitative prediction and evaluation of structural fissures in reservoirs［J］. Acta Geoscientica Sinica，2003，24（20）: 175-180.

［14］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［J］. 地质学报，2007，81（2）: 174-180. ZENG Lianbo，LI Zhongxing，SHI Chengen，et al. Characteristics and origin of fractures in the extra low-permeability sandstone reservoirs of the Upper Triassic Yanchang formation in the Ordos Basin［J］. Acta Geologica Sinica，2007，81（2）: 174-180.

［15］刘格云，黄臣军，周新桂，等. 鄂尔多斯盆地三叠系延长组裂缝发育程度定量评价［J］. 石油勘探与开发，2015，42（4）: 444-453. LIU Geyun，HUANG Chenjun，ZHOU Xingui，et al. Quantitative evaluation of fracture development in Triassic Yanchang Formation，Ordos Basin，NW China［J］. Petroleum Exploration and Development，2015，42（4）: 444-453.

［16］曾联波，高春宇，漆家福，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［J］. 中国科学D辑: 地球科学，2008，38（Supp. I）: 41-47. ZENG Lianbo，GAO Chunyu，QI Jiafu，et al. The distribution rule and seepage effect of the fractures in the ultra-low permeability sandstone reservoir in east Gansu Province，Ordos Basin［J］. SCIENCE CHINA Earth Sciences，2008，51（zkⅡ）: 44-52.

［17］童亨茂，钱祥麟. 吐-哈盆地丘陵油田裂缝定量预测探讨［J］. 高校地质学报，1955，1（2）: 88-93. TONG Hengmao，QIAN Xianglin. The research on quantitative prediction of fracture in Qiuling oil field，Tuha Basin［J］. Geological Journal of Universities，1955，1（2）: 88-93.

［18］丁中一，钱祥麟，霍红，等. 构造裂缝定量预测的一种新方法: 二元法［J］. 石油与天然气地质，1988，19（1）: 1-8. DING Zhongyi，QIAN Xianglin，HUO Hong，et al. A new method for quantitative prediction of tectonic fractures: Two-factor method［J］. Oil & Gas Geology，1988，19（1）: 1-8.

［19］曾联波，文世鹏，肖淑蓉. 低渗透油气储集层裂缝空间分布的定量预测［J］. 勘探家，1998，3（2）: 24-26. ZENG Lianbo，WEN Shipeng，XIAO Shurong. Quantitative prediction of fracture space distribution in low-permeability reservoir［J］. Petroleum Explorationist，1998，3（2）: 24-26.

［20］宋惠珍，曾海荣，孙君秀，等. 储层构造裂缝预测方法及其应用［J］. 地震地质，1999，21（3）: 205-213. SONG Huizhe，ZENG Hairong，SUN Junxiu，et al. Methods of reservoir tectonic fracture prediction and its application［J］. Seismology and Geology，1999，21（3）: 205-213.

［21］ZENG Lianbo. Microfracturing in the upper triassic Sichuan Basin tight-gas sandstones: Tectonic，overpressure，and diagenetic origins［J］. AAPG Bulletin，2010，94（12）: 1811-1825.

［22］ZENG Lianbo，LI Xiangyang. Fractures in sandstone reservoirs of ultra-low permeability: A case stuty of the Upper Triassic Yanchang Formation in the Ordos Basin，China［J］. AAPG Bulletin，2009，93（4）: 461-477.

［23］ZENG Lianbo，ZHAO Jiyong，ZHU Shengxian，et al. Impact of rock anisotropy on fracture development［J］. Progress in Natural Science，2008，18（11）: 1403-1408.

（编辑 张敏）

Natural fracture distribution and a new method predicting effective fractures in tight oil reservoirs of Ordos Basin, NW China

FAN Jianming，QU Xuefeng，WANG Chong，LEI Qihong，CHENG Liangbing，YANG Ziqing
（1. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an 710018，China；2. National Engineering Laboratory of Low Permeability Oilfield Exploration and Development，Xi'an 710018，China）

Based on core，imaging logging，and thin section data，the distribution features of natural fractures in the tight oil reservoirs of the Ordos Basin are examined. The tight reservoirs in the Ordos Basin are rich in natural fractures，the fractures are mainly high-angle structural shear fractures in continuous step arrangement. Affected by rock mechanical anisotropy and present stress field，the NE trending fractures are the dominating seepage flow direction. These fractures feature high angle，small cutting depth，small aperture and short extension，controlled by rock lithology and single layer thickness in development degree，natural fractures are most developed in fine siltstone，most undeveloped in mudstone. The thinner the single layer，the more developed the natural fractures will be. Based on distribution features of natural fractures and quantitative evaluation of natural fracture characteristic parameters，by using reservoir matrix and natural fracture geologic modeling，a comprehensive reservoir geologic model considering natural fractures was built，by using reservoir numerical simulation modeling inversion，the plane distribution of effective natural fractures was found out，and the contribution of natural fractures to single well production was quantitatively evaluated at around 30.0%-50.0%. The research results are of great significance for well-pattern deployment and optimization of development technical policies of similar reservoirs.

tight sandstone reservoir； natural fracture； distribution characteristic； effective natural fracture； Ordos Basin

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发：超低渗透油藏有效开采技术”（2011ZX05013-004）

TE349

A

1000-0747（2016）05-0740-09

10.11698/PED.2016.05.09

樊建明（1976-），男，陕西大荔人，博士，中国石油长庆油田公司勘探开发研究院高级工程师，主要从事超低渗油藏及致密油开发研究工作。地址：陕西省西安市凤城四路，中国石油长庆油田公司勘探开发研究院科研楼B405，邮政编码：710018。E-mail：fanjm_cq@petrochina.com.cn

2016-01-28

2016-06-27