低滲透油藏裂縫對(duì)注水開發(fā)效果的影響

朱秀蘭，袁義東

(隴東學(xué)院能源工程學(xué)院，甘肅慶陽(yáng)745000)

低滲透油藏裂縫對(duì)注水開發(fā)效果的影響

朱秀蘭，袁義東

(隴東學(xué)院能源工程學(xué)院，甘肅慶陽(yáng)745000)

通過(guò)巖心觀察法、微地震法和化學(xué)示蹤劑檢測(cè)方法對(duì)低滲透長(zhǎng)2油藏裂縫分布特征進(jìn)行研究，分析裂縫對(duì)注水開發(fā)效果影響。結(jié)果表明，人工壓裂裂縫與發(fā)育較好的天然裂縫方向一致，裂縫方位以北東與北西方向?yàn)橹鳎蛔⑺_發(fā)時(shí)，沿裂縫方向注入壓力升高，易形成水淹井，建議合理優(yōu)化注采井網(wǎng)，如：轉(zhuǎn)注部分低產(chǎn)井、鉆加密井，提高油田水驅(qū)采收率。

低滲透油藏；裂縫；注水；注采井網(wǎng)

1 區(qū)域概況

某低滲透油田長(zhǎng)2油藏的目標(biāo)含油層系為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)2儲(chǔ)層。該區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東部斜坡帶，區(qū)域單斜構(gòu)造整體呈現(xiàn)出東高西低。油藏區(qū)塊構(gòu)造簡(jiǎn)單，構(gòu)造特征與陜北斜坡的區(qū)域構(gòu)造背景基本一致，總體上表現(xiàn)為在西傾單斜背景上局部發(fā)育有低幅度的構(gòu)造鼻隆。長(zhǎng)2油藏沿上傾方向和側(cè)向巖性變致密或發(fā)生相變形成致密遮擋，含油砂巖呈條帶狀展布，儲(chǔ)集層成巖作用較強(qiáng)，其物性在縱、橫向都存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性。因此，長(zhǎng)2油藏為非均質(zhì)性較強(qiáng)且以巖性及物性控制的巖性油藏。

儲(chǔ)層巖性屬長(zhǎng)石細(xì)砂巖，顆粒分選好，膠結(jié)物含量較低，以鈣質(zhì)膠結(jié)為主，膠結(jié)類型為孔隙式和接觸式膠結(jié)為主；平均孔隙度為12.9%，屬于中孔儲(chǔ)層；平均滲透率為26.5×10-3μm2，屬于低滲透儲(chǔ)層。

2 開發(fā)存在的問(wèn)題

長(zhǎng)2油藏開發(fā)早期以混合驅(qū)動(dòng)——底水能量和彈性能量驅(qū)油，隨著注水量的增加，注水驅(qū)動(dòng)成為主要能量之一。區(qū)塊所有生產(chǎn)井和注水井以壓裂方式投產(chǎn)，儲(chǔ)層裂縫一方面可提高儲(chǔ)層滲透率，起到油氣運(yùn)移通道作用，但同時(shí)也加重了滲透率非均質(zhì)性，另一方面使注水沿裂縫竄流現(xiàn)象嚴(yán)重，造成油井提早見(jiàn)水，含水急劇上升，水竄甚至油井水淹，所以裂縫是一把雙刃劍，即利用好裂縫有利于我們開發(fā)效果，反之，起到相反的作用，使注水效果變差。

常見(jiàn)典型裂縫性低滲透油田處于中高含水階段時(shí)，含水率迅速上升，采油速度大幅下降，油田產(chǎn)量急劇降低。剩余油控制因素和分布狀況不清，成為制約油田穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)的瓶頸[1]。本文在研究裂縫分布特征的基礎(chǔ)上，分析儲(chǔ)層裂縫對(duì)低滲透長(zhǎng)2油藏注水開發(fā)的影響，為裂縫性低滲透油田開發(fā)提供參考。

3 裂縫分布特征

3.1 天然裂縫

根據(jù)儲(chǔ)層巖心觀察發(fā)現(xiàn)長(zhǎng)2油層段天然宏觀裂縫普遍發(fā)育，方位變化較小，且特征明顯。主要為北東向和北西向裂縫，次為近南北向裂縫，裂縫面與巖層面垂直，北東東向裂縫延伸長(zhǎng)且平整，分布近于平行；北西向裂縫延伸短且分布不平整，方向不規(guī)則。砂體平面裂縫存在交叉、切割、合并等現(xiàn)象，整體分布不均勻。裂縫延伸長(zhǎng)度變化范圍1～500cm，裂縫寬度變化范圍為0.1～200mm，延伸長(zhǎng)度較大的裂縫，其寬度也較大[2]。

長(zhǎng)2油層段儲(chǔ)層微裂縫也相對(duì)發(fā)育，主要為近直線狀、網(wǎng)狀或不規(guī)則狀微裂縫。微裂縫一般開度較小，最大可達(dá)100μm；微裂縫方向以北東與北西方向?yàn)橹?，東西方向次之，南北方向最少，其方向基本與宏觀裂縫方向一致。

3.2 人工裂縫

3.2.1 人工裂縫檢測(cè)

長(zhǎng)2油藏長(zhǎng)2油層段3口單井的儲(chǔ)層人工裂縫分布特征根據(jù)裂縫監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)整理后得到。

可以看出，該低滲透油田壓裂方式下的人工裂縫以北東方向?yàn)橹鳎?口監(jiān)測(cè)井有2口井的主要裂縫方向?yàn)楸睎|向，方位在75～78.2°，裂縫全長(zhǎng)為55.6～76m，裂縫高度9～19.5m；3口監(jiān)測(cè)井有1口井發(fā)育北西向裂縫，為次要裂縫，方位在319.2°，裂縫長(zhǎng)度較長(zhǎng)為57.7m，裂縫高度24m。

分析發(fā)現(xiàn)人工裂縫方向基本與天然裂縫方向一致，說(shuō)明人工裂縫受天然裂縫影響，沿天然裂縫方向延伸增大。同時(shí)，考慮長(zhǎng)2油藏底水比較發(fā)育，壓裂過(guò)程中應(yīng)控制人工裂縫高度，防止壓穿底層，形成底水上竄而造成水淹[3,4]。

3.2.2 注水區(qū)裂縫檢測(cè)

注水開發(fā)過(guò)程中，極易在注水井近井地帶憋壓，導(dǎo)致井底壓力超過(guò)巖層破裂、延伸壓力，出現(xiàn)巖層破裂或閉合、充填的天然裂縫被激發(fā)復(fù)活，產(chǎn)生新的有效裂縫通道[1]。隨著注水井底壓力的升高，裂縫不斷向油井方向延展，直至與油井壓裂縫連通。

長(zhǎng)2油藏主要開發(fā)層系為長(zhǎng)2油層組，利用長(zhǎng)2油藏水淹情況分析注水方位。目前共有各類油水井57口，其中油井45口，注水井12口，注采井網(wǎng)不完善。目前共發(fā)現(xiàn)強(qiáng)水淹井4口，中強(qiáng)水淹井14口。通過(guò)分析水淹井與注水井相對(duì)位置關(guān)系可知，除了4口井有北東方向裂縫顯示外，其它均為近南北、東西向，其中南北向又多于東西向(表1)。

3.2.3 化學(xué)示蹤劑監(jiān)測(cè)

根據(jù)長(zhǎng)2油藏5個(gè)注采井組的井間化學(xué)示蹤劑監(jiān)測(cè)資料(表2)，分析示蹤劑有突破的油井與對(duì)應(yīng)的注水井的方位，人工裂縫以北東向?yàn)橹鳎浯螢槟媳毕?，然后是北西和東西，出現(xiàn)南北向裂縫較多是由于監(jiān)測(cè)資料中注水區(qū)監(jiān)測(cè)資料較多而引發(fā)的。

表1 水淹井狀況表

表2 化學(xué)示蹤劑監(jiān)測(cè)

綜上所述，儲(chǔ)層裂縫比較發(fā)育，且油井大部分都需要壓裂后進(jìn)行投產(chǎn)，根據(jù)區(qū)域資料研究，人工裂縫與天然裂縫一致，主要是沿著最大主應(yīng)力方向延伸，即油層平均最大主應(yīng)力方向?yàn)镹E72°(圖1)。

圖1 區(qū)塊最大主應(yīng)力方向及裂縫延伸方向

4 裂縫對(duì)注水開發(fā)效果影響

4.1 裂縫對(duì)單井產(chǎn)能的影響

長(zhǎng)2油藏儲(chǔ)層滲透率低、滲流阻力較大、產(chǎn)能低。油藏保持穩(wěn)產(chǎn)取決于地層壓力水平變化，當(dāng)儲(chǔ)層壓力持續(xù)下降，將導(dǎo)致油藏見(jiàn)水后單井產(chǎn)量降低。

裂縫是決定低滲透砂巖油田油井生產(chǎn)能力的關(guān)鍵因素。長(zhǎng)2油藏依靠?jī)?chǔ)層天然裂縫發(fā)育程度較高，采取人工壓裂措施，建立有效的裂縫滲流通道使油氣同時(shí)穿越孔隙和裂縫發(fā)育帶，改變儲(chǔ)層流體的流動(dòng)方向，增大滲透截面以及基質(zhì)中的流動(dòng)壓差，提高壓力梯度，增加滲流量，從而提高油井產(chǎn)能，確保油井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，否則油井低產(chǎn)，或者早期高產(chǎn)，但穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間極短[5,6]?？傊芽p系統(tǒng)對(duì)低滲透油田能否高效開發(fā)起到關(guān)鍵作用。

4.2 裂縫對(duì)注采井網(wǎng)的影響

地層裂縫系統(tǒng)是一個(gè)龐大的系統(tǒng)，考慮注采井網(wǎng)時(shí)應(yīng)避免在注采井之間形成裂縫而影響注入水的波及范圍，影響注水開發(fā)效果。長(zhǎng)2油藏儲(chǔ)層發(fā)育多組裂縫及人工壓裂產(chǎn)生的裂縫，對(duì)注水影響最大的往往是規(guī)模最大的主裂縫，因此，有效利用主裂縫是優(yōu)化注采井網(wǎng)部署的關(guān)鍵。注采井網(wǎng)的優(yōu)化部署原則：“沿裂縫方向合理的井排距布井”。

(1)井網(wǎng)系統(tǒng)

針對(duì)特低滲透油田，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)和矩形井網(wǎng)的采油速率及最終采收率都高于正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)[7]；菱形井網(wǎng)可延長(zhǎng)角井水淹時(shí)間，增加邊井受效性；裂縫方向井距增大可提高壓裂改造規(guī)模，增加有效人工裂縫長(zhǎng)度。上述井網(wǎng)系統(tǒng)極大地提高了單井產(chǎn)量和初期采油速率。

(2)井排方向

考慮長(zhǎng)2油層壓裂改造的人工裂縫及滲透率各向異性，正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)的最佳井排方向?yàn)槠叫杏谌斯ち芽p方向，其優(yōu)點(diǎn)是垂直砂體走向的排間距最小，鉆遇同一砂體的井?dāng)?shù)最多，注水井排方向平行于砂體主體帶展布方向，延緩砂體主體帶方向角井的見(jiàn)水、水淹時(shí)間，同時(shí)縮短垂直于砂體方向油井的見(jiàn)效時(shí)間。

(3)井距

根據(jù)現(xiàn)有資料計(jì)算理112壓力恢復(fù)曲線，相應(yīng)的井距為120～180m，平均井距為150m。由此可見(jiàn)，按泄油半徑考慮，合理井距應(yīng)在130～180m。目前，區(qū)塊井網(wǎng)采用正方形反九點(diǎn)法，符合低滲透油藏井網(wǎng)形式，井距在100～270m之間，但當(dāng)前井網(wǎng)不完善，建議進(jìn)行加密，完善井網(wǎng)，從目前見(jiàn)效分析得出，井距在100m左右井見(jiàn)效時(shí)間快，水竄嚴(yán)重，大于200m以上井，見(jiàn)效時(shí)間慢，最快10個(gè)月時(shí)間，建議井距設(shè)置在150m左右最合理。

(4)井網(wǎng)密度

研究區(qū)塊總油井?dāng)?shù)99口井，未受益的井52口油井，占總井?dāng)?shù)50%，其中，未受益的井目前大部分無(wú)液量，導(dǎo)致停產(chǎn)。分析發(fā)現(xiàn)，區(qū)塊井網(wǎng)密度偏小，目前井網(wǎng)密度17口/km2，利用產(chǎn)能計(jì)算出合理井網(wǎng)密度21口/km2，因此需要完善井網(wǎng)，研究區(qū)內(nèi)還可以打加密井，提高采油速度。

4.3 裂縫對(duì)注水的影響

在低滲透砂巖油藏注水開發(fā)中，控制注水壓力低于裂縫破裂壓力，可有效地降低儲(chǔ)層吸水量，提高水驅(qū)效果，防止水淹水竄。從目前注水見(jiàn)效方向分析，區(qū)塊水竄井主要方向?yàn)楸睎|方向?yàn)橹鳎?jiàn)效井有北東方向、南北方向和東西向，方向比較均勻。整體而言，水竄和見(jiàn)效方向都與裂縫有很大關(guān)系，并且影響后期注水開發(fā)效果，因此在平時(shí)注水開發(fā)中和井網(wǎng)布置中，必須考慮裂縫對(duì)注水效果因素，做好后期水淹井處理等工作。

研究目標(biāo)區(qū)域內(nèi)的油水井經(jīng)過(guò)壓裂后開發(fā)，人工裂縫存在，在沒(méi)有儲(chǔ)層進(jìn)行改造時(shí)，注入水容易沿著裂縫，很快到達(dá)油井，而且區(qū)塊井距較小，容易水竄，導(dǎo)致水淹井較多，最后停產(chǎn)，影響區(qū)塊總體產(chǎn)量。低效井出現(xiàn)在非注水區(qū)域，沒(méi)有地層能量補(bǔ)充，靠天然能量開采，遞減快，導(dǎo)致供液不足，抽油機(jī)無(wú)法開動(dòng)的現(xiàn)象，因此需要進(jìn)行完善井網(wǎng)，轉(zhuǎn)注部分低產(chǎn)井，進(jìn)行注水開發(fā)，提高單井液量，提高最終采收率。

5 結(jié)論

低滲透長(zhǎng)2油藏為非均質(zhì)性較強(qiáng)且以巖性及物性控制的巖性油藏，屬于中孔、低滲透儲(chǔ)層，溶解氣驅(qū)動(dòng)的底水油藏。

長(zhǎng)2油藏通過(guò)壓裂措施產(chǎn)生裂縫來(lái)改善儲(chǔ)層滲透率，建立良好的流體滲流通道，注水開發(fā)效果變好；但由于注水沿裂縫竄流，導(dǎo)致油井產(chǎn)量降低，開發(fā)效果變差。

儲(chǔ)層天然裂縫比較發(fā)育，裂縫方位以北東與北西方向?yàn)橹?；人工裂縫與天然裂縫一致，主要是沿著最大主應(yīng)力方向NE72°延伸。注水區(qū)及化學(xué)示蹤劑檢測(cè)顯示，沿主裂縫方位油井見(jiàn)水時(shí)間提前，易出現(xiàn)強(qiáng)水淹井。

發(fā)育程度較好的天然裂縫以及壓裂形成的人工裂縫存在，提高油井產(chǎn)能，使得油井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)；充分發(fā)揮裂縫作用，優(yōu)化注采井網(wǎng)，改善注水開發(fā)效果。

[1]王友凈，宋新民，田昌炳，等.動(dòng)態(tài)裂縫是特低滲透油藏注水開發(fā)中出現(xiàn)的新的開發(fā)地質(zhì)屬性[J].石油勘探與開發(fā)，2015，42(2)：222-228.

[2]米乃哲，羅然昊，李旭芬，等.子北油田天然裂縫對(duì)長(zhǎng)2油層組壓裂工藝的影響及對(duì)策[J].遼寧化工，2013，46(2)：666-669.

[3]張建國(guó)，郝化武，魏江偉，等.澗峪岔油田長(zhǎng)2儲(chǔ)層控縫高壓裂技術(shù)研究與應(yīng)用[J].鉆采工藝，2016，39(3)：37-39.

[4]趙驚蟄，李書恒，屈雪峰，等.特低滲透油藏開發(fā)壓裂技術(shù)[J].石油勘探與開發(fā)，2002，29(5)：93-95.

[5]全永旺.低滲透儲(chǔ)層裂縫及其對(duì)油田后期開發(fā)影響[J].內(nèi)江科技，2006，27(1)：126-126.

[6]靳保軍.天然裂縫研究及其在低滲油田開發(fā)中的應(yīng)用[J].油氣采收率技術(shù)，1995，9(3)：1-3.

[7]史成恩，李健，雷啟鴻，等.特低滲透油田井網(wǎng)形式研究及實(shí)踐[J].石油勘探與開發(fā)，2002，29(5)：59-61.

【責(zé)任編輯 趙建萍】

Effect of Fractures on Water Injection in Low Permeability Reservoir

ZHU Xiu-lan，YUAN Yi-dong

(CollegeofEnergyEngineering,LongdongUniversity,Qingyang745000,Gansu)

Characteristics of fracture distribution in low permeability chang 2 reservoir are studied by core observation method,microseismic method and chemical tracer detection method,the influence of fractures on water injection was analyzed. The results indicate that artificial fractures and more developed natural fractures are in the same direction,fracture azimuth is north-east and north-west direction. During the water flooding injection pressure increases along the fracture direction and oil wells turn into water flooded wells. Optimize injection-production pattern was suggested,such as,transferring part of the stripper wells,drilling infill wells,and water flooding recovery improved in the oilfield.

low permeability reservoir;fracture;water injection;injection-production pattern

1674-1730(2017)03-0082-03

2016-06-21

朱秀蘭(1987—)，女，天津?qū)氎嫒?，碩士，主要從事油氣藏開發(fā)研究。

TE348

A