史 桐

(西北大學地質(zhì)學系，陜西西安710069)

1 坪橋微裂縫概況

坪橋區(qū)塊位于安塞油田最北端的大陸溝鼻褶皺帶上，沉積微相主要以三角洲前緣相水下分流河道沉積為主，主力油層為三疊系長6油層。坪橋區(qū)屬于低滲、低壓的巖性油藏，其儲層天然微裂縫發(fā)育，油井受裂縫影響，存在主向油井易水淹、側(cè)向油井見效緩慢、油層壓力保持水平低的特點。

坪橋區(qū)已判斷微裂縫共有23條，分布于坪橋區(qū)塊的各處，影響油井數(shù)324口，占全區(qū)長6已開發(fā)油井數(shù)的87.5%，平均每條微裂縫影響油井18口。其開發(fā)效果為西優(yōu)東低，目前微裂縫影響油井平均單井日產(chǎn)液2.30 m3，日產(chǎn)油1.35 t，含水29.8%。

1.1 坪橋微裂縫儲藏特征

1.1.1 注水沿裂縫竄流特征

注入水沿裂縫竄流，油井暴性水淹，含水上升塊，即從注水開始到部分油井進入高含水階段，只需要較短的時間，具有顯著的水竄，油井暴性水淹的特征。很多微裂縫油藏，隨著注水量的增加，含水急劇上升，而采油量大幅度遞減，即便后期采取降低注水量，控水的方針，也無法降低含水，說明注入水沿裂縫竄流進形成注水通道后，導致注入水無效循環(huán)，含水居高不下。

1.1.2 注水及水淹方向

在裂縫性油藏中，注水開發(fā)后由于注入水容易沿裂縫方向竄流，因而位于裂縫方向上的油井見效快，含水上升快，壓力恢復高;而位于裂縫兩側(cè)的油井見效慢，壓力恢復也慢。因此裂縫在注水開發(fā)過程中會導致嚴重的平面矛盾，使油井注水見效及水淹特征具有明顯的方向性。這與整個油藏區(qū)塊的沉積相和區(qū)塊巖性的非均質(zhì)性有關(guān)，以坪橋開發(fā)為例，整體微裂縫走向均為北東南西向，在微裂縫的主向油井開發(fā)時間超過2年以后均表現(xiàn)為高含水，有的甚至水淹地關(guān)。

1.1.3 壓力敏感性特征

在油田的開采過程中，裂縫中流體壓力會逐漸下降，裂縫所受的靜封閉壓力隨之增大，裂縫開度和滲透率變小，并具有一定的不可恢復性。即使后期注水，地層壓力回升，裂縫開度和滲透率也不可能復原，這就是裂縫滲透率的壓力敏感性特征。因此，在低滲透砂巖油田注水開發(fā)中，注水時間和注水強度的選擇十分重要。若注水太早，不能形成壓差，基質(zhì)孔隙中的原油不能補給;若注水太晚，一些裂縫會閉合而成為無效縫;若注水強度太大，會使裂縫擴展，容易引起瀑性水淹水竄。

1.2 坪橋微裂縫物性特征

1.2.1 儲層巖性物性

坪橋區(qū)長6油層屬三角洲平原分流河道沉積，地層厚90～105 m。儲層巖性為長石細砂巖，石英含量 19.6%，長石46.9%，巖屑11.1%。細砂占67.2% ，中砂和粉砂分別占9.3%和22.5%，粒徑 0.1 ～0.25 mm，粒度集中于0.15 ～ 0.21 mm，平均粒徑0.203 1 mm。顆粒分選中等，呈半定向—定向排列 ，圓度差，薄膜孔隙膠結(jié)，膠結(jié)物含量為 12.8%。［1］其中，穩(wěn)定礦物石英含量偏少，不穩(wěn)定礦物長石含量高，且易高嶺土化，勢必造成成巖改造后巖性非均質(zhì)性強，滲透率不均，物性差。

1.2.2 儲層孔喉結(jié)構(gòu)物性

坪橋區(qū)長61砂層組為濁沸石溶孔較發(fā)育的顆粒溶孔—剩余原生粒間孔—濁沸石溶孔組合，面孔率5.36% ，濁沸石溶孔2.92%，濁沸石溶孔占面孔率的54.5%，次為剩余原生粒間孔和顆粒溶孔，合計占面孔率的45.5%，儲層性質(zhì)次于濁沸石溶孔發(fā)育帶。

坪橋區(qū)長6儲層經(jīng)受強烈的成巖作用，顆粒之間以短線接觸為主，個別呈長線接觸，孔隙度降低，并改變了原來的孔隙結(jié)構(gòu)，導致孔隙類型復雜化。據(jù)鑄體薄片及壓汞資料分析知，孔隙直徑為 13.04 ～219.00 μm，集中分布于14.6 ～27.2 μm，中值孔隙直徑 22.48 μm?？紫斗诌x差 (分選系數(shù)20.63)，孔喉分選差(分選系數(shù) 2.208)，最大喉道半徑 0.730 μm，平均喉道半徑0.288 μm，其中:中粗喉5%，中細喉40%，微細喉55%。坪橋區(qū)長6油層主力油層為長61，其平均孔徑小，僅 23.1 μm，最大孔徑217.6 μm，分選性極差，分選系數(shù) 20.75，孔隙以孔徑小于29.2 μm的小孔為主。長61儲層喉道也小，平均喉道半徑0.16 μm，分選系數(shù)2.28，最大喉道半徑3.75 μm，中值喉道半徑0.128 μm。［1］

2 坪橋區(qū)微裂縫開發(fā)措施

2.1 注水措施

2.1.1 沿微裂縫加強注水

由于坪橋區(qū)物性差，微裂縫發(fā)育，油井單井產(chǎn)能低，見效緩慢，從投產(chǎn)初期就出現(xiàn)主向井水淹的特點，所以坪橋一直采取了沿微裂縫加強注水的方針，2000年起，每條微裂縫日注水量超過100 m3，促使每條微裂縫側(cè)向見效?？傮w來說，受到沿裂縫加強注水的影響，側(cè)向井總體表現(xiàn)為油量上升，含水平穩(wěn)，壓力提高。

2.1.2 周期注水

1)滲吸模型。在壓力擾動作用下，基質(zhì)與裂縫間產(chǎn)生油水交滲效應，從而采出基質(zhì)中的原油(見圖1)。

圖1 不穩(wěn)定注水機理圖

注水升壓階段，注水使裂縫系統(tǒng)壓力高于基質(zhì)巖塊的壓力，從而直接在裂縫與基質(zhì)巖塊之間產(chǎn)生一有效的驅(qū)替壓力梯度，在驅(qū)替壓差作用下促進注入水，甚至一部分油從裂縫系統(tǒng)滲入基質(zhì)巖塊;在降壓開采階段，裂縫系統(tǒng)的壓力低于基質(zhì)巖塊的壓力，在驅(qū)替壓縮體積膨脹作用下，基質(zhì)巖塊的原油和水流向裂縫系統(tǒng)。［2］在周期注水的過程中，在注水壓力和毛管壓力的雙重作用下，可使更多的注入水進入基質(zhì)巖塊較深部位的含油孔隙，其實質(zhì)就是強化了基質(zhì)巖塊滲吸排油速度與深度，起到增產(chǎn)效果。

2)高滲流模型。如果在裂縫主向井形成壓力梯度，造成裂縫水流方向改變，周期注水對于坪橋微裂縫開發(fā)還能形成另外一種增產(chǎn)機理(見圖2)。

圖2 周期注水新理論模型圖

可以將裂縫看成一條高滲流帶，在注水不發(fā)生變化時，流向固定，其只對部分側(cè)向裂縫起到開啟作用;當流向發(fā)生改變時，側(cè)能開啟對應方向的裂縫。注水方向周期改變，可以帶動裂縫方向的的周期開啟，注入水趨替裂縫中的剩余油，從而提高采出效率。

這種理論模型與坪橋區(qū)的沉積相有關(guān)，坪橋區(qū)屬于三角洲前緣相，包括水下分流河道、水下分流間灣和河口沙壩微相，其內(nèi)交錯層理發(fā)育，特別在水下分流河道周邊易發(fā)現(xiàn)沙紋交錯層理，必然會發(fā)育與滲流同向或逆向的裂縫，這種注水模式可以打開不同方向上的裂縫。

2.2 后期改造

針對裂縫性油藏獨有的特點，常規(guī)開發(fā)方式在后期必然存在瓶頸，由于各組裂縫的滲透率不同，各組裂縫中流體壓力和開度閉合速率也不一致 ，相應地各組裂縫所起作用會發(fā)生變化。早期滲透率最大的裂縫 ，在油田開發(fā)到一定階段時 ，其滲透性甚至會變得比其它方向裂縫更差。因此 ，在低滲透油田開發(fā)的中晚期必然要進行相應井網(wǎng)調(diào)整。

2.2.1 重復壓裂

針對坪橋油井油層初期改造程度低的特點，沿微裂縫加強注水，把側(cè)向井作為復壓“目標”，近兩年收效較好。

但重復壓裂和初次改造程度和壓力保持水平有著很深的關(guān)系，07年復壓失敗井塞203與坪43～10均為坪橋區(qū)南部沿微裂縫坪41～25——坪41～29主側(cè)向井，該微裂縫周邊井壓力保持水平較差，本次壓裂無效(見圖3)。而后期坪橋區(qū)復壓選井難度越來越高，加密和側(cè)鉆技術(shù)應逐年增加。

圖3 壓裂失效井

2.2.2 改善布井布局

1)加密調(diào)整。由于沿微裂縫注水測向油井長期不見效，側(cè)向井壓力上升緩慢。為檢驗微裂縫側(cè)向水驅(qū)狀況，從99年開始，開始在微裂縫側(cè)向部署加密井，目前動態(tài)基本保持平穩(wěn)。側(cè)向加密井由于排距小，易見注入水效果，經(jīng)前期的注水培養(yǎng)，投產(chǎn)以后產(chǎn)量相對較高，且投產(chǎn)初期液量、含水、動液面，遞減幅度小。這些加密井的動態(tài)基本說明了坪橋區(qū)裂縫側(cè)向見效水平仍很低。

2)小排距注水。為縮短油井見效周期，01年起對部分側(cè)向油井進行轉(zhuǎn)注，形成7個小排距注水井網(wǎng)。目前小排距區(qū)塊由于井距過小，見效速度快，注水量不易控制，同時也無法解決主向井水淹的問題，并且穩(wěn)產(chǎn)時間短，短期含水難以控制，導致水淹，小排距注水量和油井動液面對應關(guān)系明顯，目前開發(fā)效果較差。

3)井網(wǎng)改造。在特低滲透油藏開發(fā)初期采用正方形反九點井網(wǎng)使可壓裂縫長度受到限制，導致單井產(chǎn)能低，邊井見效差而角井又容易水淹。菱形反九點井網(wǎng)雖然改善了平面上各油井的均勻受效程度，開采效果好于正方形反九點井網(wǎng)，但仍未根本解決對壓裂規(guī)模的限制以及單井產(chǎn)能低、注水能力差的問題。而矩形井網(wǎng)沿裂縫方向線狀注水更適合特低滲透油藏的特性，既可以對油井和注水井進行大型壓裂，提高單井產(chǎn)能和注水波及體積，又能防止油井暴性水淹。

圖4 井網(wǎng)改造

正方形反九點井網(wǎng)排布優(yōu)點為后期易改造(見圖4)，通過對部分油井的轉(zhuǎn)注，加密布井，反九點注水可以較容易調(diào)整為斜反九點注水。如果用此方法平行于微裂縫線布井，可以進一步提高注入水的波及體積，最大程度的開采剩余油。

2.2.3 水平井技術(shù)

對于微裂縫油藏來說，一方面由于水平井鉆遇裂縫的概率大于垂直井，另一方面是由于水平井可以鉆穿裂縫，增大井筒卸油面積，在相同產(chǎn)量情況下，可以采用較小的生產(chǎn)壓差生產(chǎn)，減少出砂量，而且水平井的產(chǎn)量相應高于直井，所以說水平井非常適合裂縫性油藏的開發(fā)。

圖5 水平井分布圖

坪橋區(qū)區(qū)內(nèi)共有5口水平井(見圖5)，其水平位移均達600 m，而水平井段一般為350 m左右，均在長611－2小層。水平井軌跡的平面投影與該區(qū)塊古流線方向斜交和直交。這樣的排布易穿越微裂縫，增大井筒卸油面積。［3］

3 結(jié)語

(1)坪橋區(qū)長6層在長期的開發(fā)過程中，地下孔滲結(jié)構(gòu)已經(jīng)發(fā)生改變，對其的重新認識非常必要，對后期井網(wǎng)的加密及改造起到指導作用。

(2)沿裂縫周期注水對坪橋區(qū)儲層的物性有較大的影響，滲吸模型改變裂縫與基質(zhì)間的驅(qū)替壓力梯度，高滲流模型引起部分側(cè)向裂縫周期的開啟關(guān)閉，從而提高采出率。

(3)由于各組裂縫的特性不同 ，在開發(fā)過程中常常會發(fā)生變化。重復壓裂、改善井網(wǎng)、水平井技術(shù)在坪橋區(qū)后期開發(fā)中能較好的改善儲層物性，增加滲吸通道，保持地層壓力，提高開采效率。

［1］朱玉雙，曲志浩.安塞油田坪橋區(qū)王窯區(qū)長6油層儲層特征及驅(qū)油效率分析，沉積學報，2000.6

［2］袁士義.裂縫性油藏開發(fā)技術(shù).2004.12

［3］吳勝和、武軍昌、李恕軍、吳志宇.安塞油田坪橋水平井區(qū)沉積微相三維建模研究.沉積學報，2003.6