低滲透油藏注水誘導裂縫及其開發(fā)意義

曾聯(lián)波，趙向原，朱圣舉，趙繼勇

1中國石油大學(北京)地球科學學院，北京 102249

2 中國石化石油勘探開發(fā)研究院, 北京 100083

3 中石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018

低滲透油藏注水誘導裂縫及其開發(fā)意義

曾聯(lián)波1*，趙向原1,2，朱圣舉3，趙繼勇3

1中國石油大學(北京)地球科學學院，北京 102249

2 中國石化石油勘探開發(fā)研究院, 北京 100083

3 中石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018

本文以鄂爾多斯盆地安塞油田王窯區(qū)長6低滲透砂巖油藏為例，研究了在油藏注水開發(fā)過程中形成的注水誘導裂縫特征及其形成機理，探討了注水誘導裂縫對低滲透油藏注水開發(fā)調(diào)整的影響。注水誘導裂縫是指低滲透油藏在長期注水開發(fā)過程中由于注水壓力過高形成的以水井為中心的高滲透性開啟大裂縫。注水誘導裂縫主要表現(xiàn)為張裂縫，其規(guī)模大，延伸長，一般沿著主滲流裂縫方向或現(xiàn)今地應力方向延伸和擴展，并隨著低滲透油藏注水開發(fā)，注水誘導裂縫不斷地擴展和生長。注水誘導裂縫的滲透率高，沿誘導裂縫方向容易造成油井的快速水竄和水淹。注水誘導裂縫通常有3種形成機制，其中由于注水壓力超過天然裂縫開啟壓力，導致天然裂縫張開、擴展和延伸，形成開啟的大裂縫是研究區(qū)裂縫的主要成因機理。注水誘導裂縫形成以后，徹底改變了低滲透油藏的滲流場和壓力場，影響低滲透油藏的注水開發(fā)效果，同時給低滲透油藏的中高含水期注水開發(fā)及其調(diào)整帶來一系列更深層次問題，需要引起重視。

注水誘導裂縫；天然裂縫；裂縫開啟壓力；形成機理；開發(fā)意義；低滲透油藏

0 前言

基質(zhì)空氣滲透率小于50×10-3μm2的低滲透砂巖儲層是我國陸相沉積盆地的重要儲集層類型，廣泛分布在松遼、渤海灣、鄂爾多斯、四川、塔里木、準噶爾、柴達木、吐哈等陸上主要含油氣盆地中，其油氣資源量豐富，是我國陸上油氣增儲上產(chǎn)的主戰(zhàn)場和未來油氣發(fā)展的主流[1-3]。我國低滲透油藏以注水開發(fā)為主，多年的注水開發(fā)實踐表明，基質(zhì)的低滲透性和開啟裂縫的高導流性之間的矛盾是造成低滲透油藏注水開發(fā)效果不理想的重要原因，避免過早地出現(xiàn)開啟裂縫對提高低滲透油藏注水開發(fā)效果十分重要[4-6]。

位于鄂爾多斯盆地中部的安塞油田是我國開發(fā)的第一個百萬噸級的低滲透油田，主要目的層為上三疊統(tǒng)延長組長6油層，儲層孔隙度一般小于15%，空氣滲透率小于10×10-3μm2，為典型的中孔特低滲透砂巖儲層。儲層具有孔喉半徑小、孔隙結(jié)構(gòu)復雜、排驅(qū)壓力和啟動壓力梯度大、儲層基質(zhì)物性差、非均質(zhì)性和壓力敏感性強、可動流體飽和度低、天然裂縫發(fā)育等特點[7-10]。王窯區(qū)于1990年全面開發(fā)，經(jīng)過20多年開發(fā)，表現(xiàn)出單井產(chǎn)能低、產(chǎn)量遞減和地層壓力下降速度快、含水和注入壓力上升速度快、注水效果差、采油指數(shù)下降等開發(fā)特征，開發(fā)矛盾日益嚴重，尤其是當注水壓力超過裂縫開啟壓力或地層破裂壓力時，造成裂縫張開和擴展，造成油水井水竄和油井暴性水淹，嚴重影響注水開發(fā)效果[11-13]。因此，研究低滲透油藏注水開發(fā)過程中誘導裂縫形成與發(fā)育特征，對指導低滲透油藏中高含水期的開發(fā)方案調(diào)整和提高采收率具有重要意義。

本文在對安塞油田王窯區(qū)長6低滲透油藏天然裂縫和注水動態(tài)分析的基礎上，對注水誘導裂縫的基本特點、動態(tài)響應特征、形成條件及其對低滲透油藏注水開發(fā)的影響進行了探討，其認識對我國低滲透油藏注水開發(fā)及其中后期調(diào)整具有重要借鑒作用。

1 注水誘導裂縫的概念

注水誘導裂縫是指低滲透油藏在長期的注水開發(fā)過程中，由于注水壓力過高，形成的以水井為中心的高滲透性開啟大裂縫或滲流通道。注水誘導裂縫主要表現(xiàn)為張性裂縫，裂縫的規(guī)模大，延伸長，在縱向上不受單層控制，在平面上可延伸幾個甚至上十個井距，遠遠大于單條天然裂縫的規(guī)模。注水誘導裂縫的形成是一個動態(tài)過程，在低滲透油藏注水開發(fā)過程中，當注水壓力達到一定程度時開始形成，并隨著低滲透油藏的注水開發(fā)和注入壓力的不斷提高，裂縫規(guī)模不斷擴展和延伸。注水誘導裂縫的延伸方位一般與主滲流裂縫方向或者現(xiàn)今地應力的最大水平主應力方向一致。沿注水誘導裂縫方向的滲透率高，注入水沿該裂縫快速流動，極易造成裂縫方向上的油井快速水淹，而裂縫兩側(cè)注入水波及范圍小，驅(qū)油效率變差。

例如，圖1是研究區(qū)的一個注采井組油水井和檢查井分布圖，其中W0為注水井，W1-1和W1-2為2010年鉆探的檢查井。從注水井W0的吸水剖面看，表現(xiàn)為典型的指狀吸水特征，并在吸水指示曲線上存在明顯的拐點(圖2)，反映了該注水井在注水過程中周圍地層裂縫開啟的特征。根據(jù)該注水井的試井分析，表現(xiàn)出雙重介質(zhì)的滲流特征，試井解釋的油藏有效滲透率比巖心分析所得到的基質(zhì)滲透率要高出1～2個數(shù)量級，進一步說明導致注水井強吸水的并不是基質(zhì)儲層孔隙，而主要是張開的裂縫在起滲流作用。通過對該注水井組周圍油井動態(tài)資料的系統(tǒng)分析表明，該井組沿北東—南西方向的W1和W2油井在試井曲線上也都同樣表現(xiàn)出雙重介質(zhì)的滲流特征。從該方向油井的含水曲線特征分析，它們表現(xiàn)出典型的臺階式上升特點(圖3)，說明為典型的裂縫見水特征[14]。為了進一步檢驗W0注水井組的水淹情況，2010年在W0北東方向部署了W1-1檢查井，該井的試井分析曲線表現(xiàn)出明顯的裂縫滲流特征(圖4)，該井完井后測試的含水一直處于高含水狀態(tài)(圖5a)，其水淹厚度也明顯較大，驗證了在W0井組的北東—南西方向存在由于裂縫開啟造成的高含水帶。而側(cè)向方向的油井含水逐漸上升，表現(xiàn)為典型的孔隙型見水特征，W1-2檢查井雖然位于兩口注水井之間，但其含水明顯低于W1-1井(圖5b)，水淹厚度也明顯要小。從該井組水驅(qū)前緣微地震監(jiān)測結(jié)果看，北東方向上注水推進速度最快，含水程度最高。這些動態(tài)特征都反映在W0井組的北東—南西方向上，沿W1—W1-1—W0—W2井部位形成了注水誘導裂縫(圖1)，注水誘導裂縫呈北東—南西走向，與研究區(qū)的主滲流裂縫方向基本一致，在平面上的延伸長度超過600 m，誘導裂縫方向的滲透率高，裂縫帶上的油井均為高含水甚至水淹，而其側(cè)向方向上的油井含水明顯低于北東—南西主方向上的油井含水。

圖1 W0井組的井位和注水誘導裂縫分布圖Fig. 1 Location of wells and distribution of waterfloodinduced fractures in the W0 well group

圖2 W0井注水指示曲線Fig. 2 The water injection indicator curve of the W0 water injection well

圖3 W2油井生產(chǎn)曲線圖Fig. 3 The production performance curves in the W2 oil well

圖4 W1-1檢查井壓力雙對數(shù)擬合曲線圖Fig. 4 The double logarithmic pressure curve of the W1-1 inspection well

圖5 W0井組檢查油的生產(chǎn)曲線圖 (a) W1-1井，(b)W1-2井Fig. 5 The production performance curves of the inspection wells in the W0 well group. (a) W1-1 well, (b) W1-2 well

2 注水誘導裂縫的形成機理

在低滲透油藏在長期的注水開發(fā)過程中，注水誘導裂縫是以注水井為中心開始形成，并逐漸向井兩側(cè)擴展和延伸。根據(jù)王窯區(qū)長6低滲透油藏儲層地質(zhì)特征和注水開發(fā)特征分析，并通過對注水井吸水剖面及其縱向地質(zhì)參數(shù)的系統(tǒng)對比研究，低滲透油藏注水誘導裂縫主要有以下3類種形成機理：

(1)由于注水壓力過高，超過天然裂縫的開啟壓力，使得天然裂縫張開、擴展和延伸形成開啟的注水誘導裂縫。這類形成機理主要適用注水井周圍地層天然裂縫發(fā)育的情況。

(2)由于注水壓力超過地層破裂壓力形成的注水誘導裂縫。這類形成機理主要適用水井周圍地層中天然裂縫不發(fā)育的情況。

(3)由于注水壓力高，使得水井壓裂改造形成的人工裂縫張開、擴展和延伸，形成開啟的注水誘導裂縫。這類形成機理主要適用注水井已經(jīng)進行了水力壓裂，并在水井周圍地層中已形成了與最大水平主應力方向一致的人工壓裂縫的情況。

鄂爾多斯盆地安塞油田王窯區(qū)延長組低滲透儲層普遍發(fā)育北東—南西向、東—西向、北西—南東向和南—北向4組高角度構(gòu)造剪切裂縫，受現(xiàn)今地應力的影響，其中與地應力水平最大主應力方向近平行的北東—南西向裂縫為主滲流裂縫方向[15-18]。這些高角度天然裂縫在平面上呈雁列式排列，相鄰的兩條單條裂縫之間有較小的間距，單條裂縫在平面上的伸展長度有限，在原始地層狀態(tài)下，相鄰兩條裂縫之間不連通(圖6)。因而在注水開發(fā)早期(即形成注水誘導裂縫之前)，天然裂縫對注水開發(fā)的影響并不十分明顯。但當注水壓力超過裂縫的開啟壓力時，這些雁列式排列的天然裂縫張開、擴展和延伸，形成開啟的注水誘導裂縫，是注入水的主要水竄通道，此時裂縫的注水開發(fā)響應特征明顯，對開發(fā)效果影響大，造成油井含水呈臺階式快速上升并水淹，而裂縫側(cè)向油井受效變差。這種由于注水井注水壓力超過裂縫開啟壓力，使天然裂縫張開、擴展和延伸形成開啟大裂縫，是研究區(qū)注水誘導裂縫的主要成因機理。

圖6 延長組呈雁列式排列的高角度構(gòu)造裂縫Fig. 6 Tectonic fractures with high dip-angle show an echelon array in the Yanchang Formation

根據(jù)安塞油田王窯區(qū)塊天然裂縫和注水誘導裂縫分布的關系對比可以看出①曾聯(lián)波, 2013, 安塞油田王窯加密區(qū)裂縫動態(tài)變化及對開發(fā)的影響研究.中國石油大學(北京)和中石油長慶油田分公司合作項目內(nèi)部科研報告.，在縱向上，注水誘導裂縫主要分布在天然裂縫相對發(fā)育的部位；在平面上，注水誘導裂縫主要從天然裂縫發(fā)育的部位開始形成，并沿北東—南西向主滲流裂縫方向開始擴展和延伸。從注水誘導裂縫形成的條件看，注水誘導裂縫形成時的注水壓力與該區(qū)儲層天然裂縫的開啟壓力基本一致。根據(jù)該區(qū)儲層天然裂縫的地下分布狀態(tài)及其影響因素計算，該區(qū)天然裂縫的開啟壓力主要分布在19～22.8 MPa，平均為21.5 MPa，換算成井口壓力相當于6～9 MPa，與該區(qū)注水指數(shù)曲線得到的實際裂縫開啟壓力相當。反映了注水壓力超過天然裂縫的開啟壓力，造成注水井周圍地層中天然裂縫的張開、擴展和延伸，從而形成注水誘導裂縫的過程。雖然該區(qū)存在多組天然裂縫，但受現(xiàn)今地應力影響，北東—南西向裂縫為該區(qū)的主滲流裂縫方向，其裂縫的地下連通性好，滲透率高，開啟壓力最小，在注水開發(fā)過程中這組裂縫也最早開啟和擴展延伸。因此，研究區(qū)的注水誘導裂縫主要表現(xiàn)為北東—南西方向。但隨著注水壓力的進一步提高，在以后的注水開發(fā)過程中也可能會形成其它方向的注水誘導裂縫。

3 注水誘導裂縫與天然裂縫和大孔道的區(qū)別

注水誘導裂縫和天然裂縫雖然同屬于裂縫類型，但兩者在裂縫成因和發(fā)育特征等方面都存在本質(zhì)上的區(qū)別。注水誘導裂縫的形成與低滲透油藏的長期注水密切相關，是一種在油藏開發(fā)過程中由于人為注水活動產(chǎn)生的局部擾動應力形成的非天然裂縫，屬于后期人工裂縫的范疇；而天然裂縫是地質(zhì)歷史時期由于古構(gòu)造應力場作用下形成的。注水誘導裂縫與天然裂縫在其力學性質(zhì)、幾何形態(tài)、平面和縱向規(guī)模、開啟程度、形成機理及主控因素等方面存在明顯的差異(表1)。

同樣，注水誘導裂縫和大孔道雖然都是一種由于長期注水開發(fā)形成的高滲流條帶，都是注入水快速流動的優(yōu)勢通道，但注水誘導裂縫與大孔道在成因及其分布規(guī)律上有明顯的不同。大孔道主要是在疏松砂巖油藏的注水開發(fā)后期，由于注入水的長期沖刷作用和井下出砂，在油水井之間靠近注水井的周圍中形成的高滲透性流動通道。一般在儲層物性較好的水下分流河道中、下部的中—粗砂巖中容易形成大孔道。大孔道的形成受儲層的滲透率、孔隙度、膠結(jié)程度、非均質(zhì)性和注水強度等內(nèi)外因素的影響，尤其是在疏松砂巖油藏容易形成大通道。大孔道形成以后，儲層的孔喉結(jié)構(gòu)和物性發(fā)生了很大的變化，如中原油田在大孔道形成以后的儲層平均孔喉半徑提高了3～10倍，孔隙度增加5%左右，平均滲透率提高了30～500倍[19]。和大孔道相比，注水誘導裂縫在其形成的油藏類型、幾何形態(tài)、分布規(guī)模、成因機理、主控因素及其對儲層基質(zhì)孔喉結(jié)構(gòu)與物性等方面存在明顯的差異(表1)。

表1 注水誘導裂縫與天然裂縫和大孔道的區(qū)別Table 1 The differences among water fl ood-induced fractures, natural fractures and macropores

4 開發(fā)意義

注水誘導裂縫是低滲透油藏在長期的注水開發(fā)中的高滲流通道，其滲透率比基質(zhì)孔隙和天然裂縫的原始滲透率高1～2個數(shù)量級以上。注水誘導裂縫形成以后，注入水沿注水誘導裂縫發(fā)生快速流動，且規(guī)模不斷擴大，容易造成裂縫延伸方位上若干個井組的油水井嚴重水竄和油井快速水淹，而注水誘導裂縫兩側(cè)油井水驅(qū)效果較差，處于低壓和低產(chǎn)狀態(tài)，儲量動用程度較低，加劇了儲層的非均質(zhì)性，嚴重影響開發(fā)效果，并給低滲透油藏注水開發(fā)帶來一系列更深層次的矛盾，如滲流場和壓力場變化、剩余油分布、井網(wǎng)調(diào)整、堵水問題等，因而需要引起足夠的認識[20-22]。

由于注水誘導裂縫的高導流性和儲層基質(zhì)孔隙的低滲透性矛盾，造成低滲透油藏開發(fā)效果變差，因而防止或推遲高導流性注水誘導裂縫的形成，對提高低滲透油藏整體開發(fā)效果具有積極意義。注水壓力超過天然裂縫的開啟壓力是低滲透油藏注水誘導裂縫形成的主要原因，因而控制注水壓力低于天然裂縫的開啟壓力，可有效地防止注水誘導裂縫的形成。根據(jù)研究區(qū)實際注采井組的油藏數(shù)值模擬研究，注水誘導裂縫的擴展速度對注水開發(fā)效果的影響明顯，在同等條件下，注水誘導裂縫擴展和延伸速度越慢，其采出程度越高；相反，注水誘導裂縫擴展和延伸速度越快，其采出程度越低(圖7)。而注水誘導裂縫的擴展速度與注采比有關，注采比越高，注水誘導裂縫擴展速度越快。因此，控制注采比，可有效地控制注水誘導裂縫的形成速度，提高低滲透油藏注水開發(fā)效果。注水誘導裂縫一旦形成，還可以利用其高導流性特征，將注水誘導裂縫方向上的水淹井轉(zhuǎn)注進行排狀注水，同時可沿注水誘導裂縫方向在裂縫兩側(cè)部署小排距的加密調(diào)整井，使注入水能夠有效地波及到裂縫兩側(cè)的范圍，提高其采收率。

圖7 現(xiàn)有井網(wǎng)下注水誘導裂縫延伸速度對采出程度的影響對比圖Fig. 7 Comparison of in fl uence of different extending velocity of water fl ood induced fractures on withdrawal degree in present fl ood pattern

5 結(jié)論

(1)注水誘導裂縫指低滲透油藏在長期的注水開發(fā)過程中，由于注水壓力過高形成的以水井為中心的高滲透性開啟大裂縫或快速滲流通道。注水誘導裂縫主要為張裂縫，其規(guī)模大，延伸長，滲透率高，并隨低滲透油藏注水開發(fā)而發(fā)生動態(tài)變化。

(2)注水誘導裂縫有3種形成機理，其中由于注水壓力超過裂縫開啟壓力，使天然裂縫張開、擴展和延伸形成開啟的大裂縫是研究區(qū)誘導裂縫的主要成因機理。

(3)注水誘導裂縫在其發(fā)育的油藏類型、力學性質(zhì)、幾何形態(tài)、規(guī)模、成因機理、主控因素和對儲層影響等方面與天然裂縫和大孔道有明顯的區(qū)別。

(4)控制注水壓力和注采強度，可有效地防止注水誘導裂縫形成時間和擴展速度。注水誘導裂縫形成以后，可以利用其高導流性進行開發(fā)方案的調(diào)整。

致謝

在本文研究過程中得到了長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院李兆國、李恕軍、穆國權(quán)、張皎生、安小平、劉萍、王靖華等專家的指導和幫助，在此表示感謝。

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AbstractThe characteristics and formation mechanisms of water fl ood-induced fractures formed during the process of water injection development and their influence on development adjustment of low-permeability reservoir are studied. This paper uses the low-permeability sandstone oil reservoir of the sixth member of the Triassic Yanchang Formation in the Wangyao area of the Ordos Basin as an example. A water fl ood-induced fracture is a water well-centric open fracture which is formed due to high water injection pressure during the long period of water injection development. Water fl ood-induced fractures are tensional fractures with large scale and length. They extend and develop along the main fl ow fracture direction or in-situ stress direction.With the development of low permeability sandstone oil reservoirs, water fl ood-induced fractures have grown continuously and extended from water well to oil well. Because of the high permeability in the fractures, water fl ood-induced fractures can cause rapid water fl ood and water breakthrough of oil wells, which is the most serious anisotropy of low-permeability sandstone oil reservoirs during the middle and later stages of water injection development. Water fl ood-induced fractures have three formation mechanisms. Among them, the main formation mechanism is because water injection pressure is higher and makes natural fractures open and extend. After formation of a water fl ood-induced fracture, the fl ow fi eld and pressure fi eld in low-permeability sandstone reservoir are completely changed, which impacts on the water injection-development effect of the low permeability sandstone reservoir. At the same time, we need to pay attention to a series of deeper problems to development and adjustment of low-permeability sandstone oil reservoir during the mid to high water content stage.

Keywordswaterflood-induced fractures; natural fractures; fracture open pressure; formation mechanism; development signi fi cance; low-permeability sandstone oil reservoir

(編輯 付娟娟)

Waterflood-induced fractures and its signi ficance for development of lowpermeability sandstone oil reservoirs

ZENG Lianbo1, ZHAO Xiangyuan1,2, ZHU Shengju3, ZHAO Jiyong3
1 College of Geoscience, China University of Petroleum-Beijing, Beijing 102249, China
2 Sinopec Petroleum Exploration and Production Research Institute, Beijing 100083, China
3 Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina Changqing Oil fi eld Company, Xi’an 710018, China

*通信作者, lbzeng@sina.com

2017-02-17

國家科技重大專項(2017ZX05013-004)資助

曾聯(lián)波, 趙向原, 朱圣舉, 趙繼勇.低滲透油藏注水誘導裂縫及其開發(fā)意義. 石油科學通報, 2017, 03: 336-343

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10.3969/j.issn.2096-1693.2017.03.031