長慶特低滲透油藏注水動態(tài)裂縫及井網(wǎng)加密調(diào)整模式研究

王文環(huán), 彭緩緩, 李光泉， 雷征東， 呂文峰

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中石化石油工程技術(shù)服務(wù)有限公司，北京 100101)

長慶特低滲透油藏注水動態(tài)裂縫及井網(wǎng)加密調(diào)整模式研究

王文環(huán)1, 彭緩緩1, 李光泉2， 雷征東1， 呂文峰1

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中石化石油工程技術(shù)服務(wù)有限公司，北京 100101)

為改善長慶特低滲透油藏中高含水期水驅(qū)開發(fā)效果，進(jìn)一步提高采收率，綜合運用儲層地質(zhì)力學(xué)、油藏工程及數(shù)值模擬等方法，研究了注水動態(tài)裂縫開啟機理及延伸規(guī)律，給出了不同方向裂縫開啟壓力界限。當(dāng)注水壓力超過現(xiàn)今最小水平主應(yīng)力時，單方向注水動態(tài)裂縫開啟；注水壓力越高，現(xiàn)今最大、最小水平主應(yīng)力差越小，注采井連線與最大水平主應(yīng)力方向夾角越小，越容易產(chǎn)生多方向注水動態(tài)裂縫。根據(jù)不同縫網(wǎng)匹配油藏剩余油分布規(guī)律，采取了不同的井網(wǎng)加密調(diào)整模式，限定注水壓力控制多方向裂縫開啟，沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫線性注水、側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替等措施，改善了水驅(qū)效果，提高了油藏水驅(qū)采收率，為提高特低滲透油藏水驅(qū)采收率提供了新思路。

低滲透油藏 注水動態(tài)裂縫 井網(wǎng)調(diào)整 長慶油田

長慶油田特低滲透油藏經(jīng)過20多年的注水開發(fā)，已逐步進(jìn)入中、高含水期，含水上升快、產(chǎn)量遞減幅度大，水驅(qū)采收率僅20%。為了進(jìn)一步改善特低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)效果，前人在井網(wǎng)合理優(yōu)化調(diào)整方面開展了大量的研究工作[1-8]，從井網(wǎng)與油井人工壓裂裂縫適配性角度出發(fā)，提出了大井距、小排距的菱形反九點、五點矩形等注水井網(wǎng)。

筆者對長慶A油田多個不同縫網(wǎng)匹配油藏現(xiàn)場生產(chǎn)資料進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)，在特低滲透油藏注水開發(fā)過程中，除了天然裂縫、油井人工壓裂裂縫外，還存在注水動態(tài)裂縫，而且注水動態(tài)裂縫是油藏水驅(qū)及剩余油分布的主控因素。注水動態(tài)裂縫的產(chǎn)生增強了儲層的非均質(zhì)性，使油藏由單一孔隙型介質(zhì)變?yōu)榭紫?裂縫性雙重介質(zhì)；注入水沿動態(tài)裂縫方向突進(jìn)，油井暴性水淹，導(dǎo)致注入水無效循環(huán)，難以對裂縫側(cè)向基質(zhì)形成驅(qū)替，大大降低了油藏的存水率和水驅(qū)波及體積。

為此，筆者開展了不同縫網(wǎng)匹配油藏注水動態(tài)裂縫開啟機理、延伸規(guī)律及有效井網(wǎng)加密調(diào)整模式研究，建立了注水動態(tài)裂縫開啟壓力計算方法，給出了避免多方向動態(tài)裂縫開啟的合理注水壓力界限，并形成了不同縫網(wǎng)匹配油藏合理井網(wǎng)加密調(diào)整模式。

1 注水動態(tài)裂縫開啟延伸機理

1.1 注水動態(tài)裂縫的響應(yīng)特征

長慶A油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的中東部，地層產(chǎn)狀平緩，地層傾角約0.5°，天然裂縫不發(fā)育[9-11]，平均滲透率2.3 mD。該油田于20世紀(jì)90年代初投入開發(fā)，油井全部壓裂，人工壓裂裂縫半長約100.00 m，方向為現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向NE67.5°[12]；注水井均未壓裂。但是，注水井試井資料解釋裂縫半長不斷增長，解釋滲透率為巖心滲透率的數(shù)十倍；注水指示曲線出現(xiàn)明顯拐點，隨著注水壓力升高，吸水指數(shù)突然增大，表現(xiàn)出明顯的裂縫吸水特征(見圖1)。

1.2 注水動態(tài)裂縫開啟延伸機理

孫松領(lǐng)等人研究認(rèn)為[13-15]，裂縫的開啟受現(xiàn)今水平主應(yīng)力和天然裂縫雙重因素控制，在注水開發(fā)過程中，天然裂縫開啟順序取決于天然裂縫走向與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向的夾角，夾角越小，天然裂縫就越容易開啟，即沿最大水平主應(yīng)力方向的天然裂縫首先開啟，隨著注水壓力升高，其他方向的天然裂縫將依次開啟。筆者認(rèn)為，注水動態(tài)裂縫的開啟與天然裂縫無關(guān)，主要取決于注水壓力及各注采井連線方向現(xiàn)今水平地應(yīng)力的大小。當(dāng)注水壓力大于某一注采井連線方向現(xiàn)今水平地應(yīng)力時，該注采井連線上就會開啟裂縫。

從不同方向現(xiàn)今水平地應(yīng)力變化軌跡曲線(見圖2)可以看出，當(dāng)注采井連線與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向夾角為θ時，該方向現(xiàn)今水平地應(yīng)力可表示為：

pki=pkmin+(pkmax-pkmin)sinθ

(1)

式中：pki為不同注采井連線方向現(xiàn)今水平地應(yīng)力，MPa；pkmin為現(xiàn)今最小水平主應(yīng)力，MPa；pkmax為現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力，MPa；θ為注采井連線與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向的夾角，(°)。

由此可見，注水動態(tài)裂縫最先沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向的注采井連線開啟；隨著注水壓力升高，當(dāng)其超過其他注采井連線方向現(xiàn)今水平地應(yīng)力時，該方向就開啟裂縫。因此，現(xiàn)今最大、最小水平主應(yīng)力差越小，注采井連線與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向的夾角越小，就越容易開啟多方向裂縫。

2 注水動態(tài)裂縫開啟及剩余油分布規(guī)律

2.1 不同縫網(wǎng)匹配油藏注水動態(tài)裂縫開啟及水淹規(guī)律

長慶A油田主要存在4種縫網(wǎng)匹配井網(wǎng)形式：注水井排與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向(NE67.5°)成22.5°的正方形反九點井網(wǎng)、注水井排與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向成0°的正方形反九點井網(wǎng)、菱形反九點井網(wǎng)和五點矩形井網(wǎng)(見圖3)。該油田現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力為23.0 MPa，最小水平主應(yīng)力為21.0 MPa，現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫開啟臨界壓力為21.0 MPa。該油田平均中深為1 300.00 m，因此現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫開啟的注水壓力為8.0 MPa。同理，計算出不同注采井連線方向注水動態(tài)裂縫開啟的注水壓力界限，注水井排與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向成22.5°的正方形反九點井網(wǎng)，其多方向注水動態(tài)裂縫開啟的注水壓力界限為8.8 MPa(見圖3(a))；0°正方形反九點井網(wǎng)、0°菱形反九點井網(wǎng)以及0°五點矩形井網(wǎng)的多方向注水動態(tài)裂縫開啟注水壓力界限分別為9.4，8.9和10.0 MPa(見圖3(b)—(d))。由此可見，注采井連線與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向夾角越小，多方向注水動態(tài)裂縫開啟的注水壓力界限越低，越容易產(chǎn)生多方向注水動態(tài)裂縫。

目前，長慶A油田實際注水壓力基本穩(wěn)定在8.0 MPa左右。因此，只有現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向開啟了動態(tài)裂縫，而其他方向沒有開啟裂縫。實際生產(chǎn)表明，22.5°的正方形反九點井網(wǎng)沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向跨井組油井暴性水淹，0°正方形反九點井網(wǎng)及菱形反九點井網(wǎng)沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向的油井也暴性水淹，0°五點矩形井網(wǎng)含水穩(wěn)定，無水淹油井。

2.2 不同縫網(wǎng)匹配油藏剩余油分布規(guī)律

在研究水淹規(guī)律的基礎(chǔ)上，采用方向性壓敏效應(yīng)表征注水動態(tài)裂縫開啟延伸特征，非線性滲流理論表征裂縫側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替特征，對不同縫網(wǎng)匹配特低滲透油藏剩余油分布規(guī)律進(jìn)行了模擬，結(jié)果見圖4。由圖4可以看出，由于長慶A油田僅開啟了現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫，不同縫網(wǎng)匹配油藏剩余油均沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫兩側(cè)呈近條帶狀分布，目前注入水僅波及至裂縫兩側(cè)100.00 m左右的區(qū)域，即注水動態(tài)裂縫控制了剩余油的分布。

3 不同縫網(wǎng)匹配油藏井網(wǎng)加密調(diào)整模式

基于長慶特低滲透油藏裂縫開啟壓力及剩余油分布規(guī)律，提出了限定注水壓力控制多方向裂縫開啟、沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫線性注水、側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替的開發(fā)理念。因此，油藏注水壓力應(yīng)維持在現(xiàn)今最小水平主應(yīng)力左右，避免多方向注水動態(tài)裂縫開啟；轉(zhuǎn)注現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向水淹油井，降低注入水無效循環(huán)；側(cè)向100.00 m外區(qū)域進(jìn)行油井加密，最終形成沿現(xiàn)今最大主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫線性注水、側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替的線性井網(wǎng)加密調(diào)整模式。

對于原井網(wǎng)為300 m×300 m的22.5°正方形反九點井網(wǎng)，轉(zhuǎn)注跨井組水淹油井，沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向形成高壓水線，且側(cè)向加密油井，調(diào)整為220 m×130 m線性側(cè)向驅(qū)替井網(wǎng)(見圖5(a))；原300 m×300 m的0°正方形反九點井網(wǎng)，轉(zhuǎn)注水淹邊井，側(cè)向加密油井，調(diào)整為300 m×150 m線性側(cè)向驅(qū)替井網(wǎng)(見圖5(b))；原480 m×160 m的0°菱形反九點井網(wǎng)，轉(zhuǎn)注水淹角井，側(cè)向加密油井，調(diào)整為150 m×160 m的線性側(cè)向驅(qū)替井網(wǎng)(見圖5(c))； 520 m×120 m矩形井網(wǎng)適應(yīng)性較好，暫時不做調(diào)整(見圖5(d))。

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果分析

長慶A油田WY油藏于1990年投入開發(fā)，原井網(wǎng)為22.5°正方形反九點井網(wǎng)，綜合含水56%，含水上升率為3.3%，水驅(qū)矛盾日益突出。根據(jù)以上研究結(jié)果，對其進(jìn)行了綜合加密調(diào)整試驗，轉(zhuǎn)注最大水平主應(yīng)力方向水淹油井、側(cè)向加密油井，將原井網(wǎng)調(diào)整加密為220 m×130 m的線性注水井網(wǎng)(見圖5(a))；同時注水壓力控制在8.8 MPa以下，避免多方向動態(tài)裂縫開啟。

加密調(diào)整后，平均單井產(chǎn)油量由1.6 t/d升至1.8 t/d，采油速度由調(diào)整前的0.8%提高至1.3%，綜合含水由56%降至50%，水驅(qū)采收率由原來的25%升至30%(見圖6)，加密調(diào)整效果顯著。

5 結(jié) 論

1) 特低滲透油藏長期注水開發(fā)后會產(chǎn)生儲層注水動態(tài)裂縫，導(dǎo)致油井暴性水淹，降低水驅(qū)波及體積，因此注水動態(tài)裂縫是控制水驅(qū)及剩余油分布規(guī)律的關(guān)鍵因素。

2) 注水動態(tài)裂縫的開啟與注水壓力和現(xiàn)今水平地應(yīng)力大小密切相關(guān)，根據(jù)建立的不同注、采井連線現(xiàn)今水平地應(yīng)力計算公式,可以確定不同縫網(wǎng)匹配特低滲透油藏多方向動態(tài)裂縫開啟的壓力界限，有效指導(dǎo)注水措施制定。

3) 針對已形成現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力單方向動態(tài)裂縫的特低滲透油藏，建議轉(zhuǎn)注現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向水淹油井，并在裂縫側(cè)向加密，最終形成注水井排與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向一致的線性井網(wǎng)模式，改善水驅(qū)開發(fā)效果。

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[編輯 滕春鳴]

Research on Water Flooding Dynamic Fractures to Optimize Infill Drilling Spacing in Ultra-Low Permeability Reservoirs,Changqing Oilfield

Wang Wenhuan1, Peng Huanhuan1, Li Guangquan2, Lei Zhengdong1, Lü Wenfeng1

(1.PetroChinaResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Beijing,100083,China;2.SinopecOilfieldServiceCorporation,Beijing, 100101,China)

To improve water flooding effects and enhance the oil recovery of ultra-low permeability reservoirs passessing a high water cut,reservoir geomechanics,engineering and numerical simulation were combined to reveal the opening mechanism and propagation of dynamic fractures and define the pressure limits required to open fractures in different directions. When injection pressure exceeds minimum horizontal stress,dynamic fractures will open in the orientation of maximum horizontal stress.High injection pressure and low stress difference between maximum and minimum horizontal stresses would result in a low-angle between injection-production well orientation and the maximum horizontal stress direction,in which multiple dynamic fractures might be generated in various directions.Effective infilling modes and optimized spacing for reservoirs with different well pattern could help to improve water flooding effect and dramati-cally enhance the recovery of hydrocarbon,along with avoiding frac interference.The proposed development mode as linear water flooding well pattern along maximum horizontal stress,lateral matrix displacement,limit injection pressure and control multiple fractures opening,provides a new approach for improving water flooding recovery in ultra-low permeability reservoirs.

low permeability reservoir; water flooding dynamic fracture;pattern modification;Changqing Oilfield

2014-11-05；改回日期：2014-01-13。

王文環(huán)(1965—)，女，山東平原人， 1991年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)石油地質(zhì)勘查專業(yè)，2000年獲石油大學(xué)(華東)石油與天然氣工程專業(yè)碩士學(xué)位，2005年獲中國石油大學(xué)(華東)油氣田開發(fā)工程專業(yè)博士學(xué)位，高級工程師，主要從事低滲透油氣田開發(fā)工作。

中國石油天然氣股份有限公司油氣田開發(fā)重大科技項目“低滲、特低滲透油田油藏工程與數(shù)模方法研究”(編號：2011B-1205)資助。

?油氣開采?

10.11911/syztjs.201501018

TE348;TE33+1

A

1001-0890(2015)01-0106-05

聯(lián)系方式：(010)83597231， wangwenhuan@petrochina.com.cn。