馬　波，高　雪，唐秀軍

( 中國石油長慶油田分公司 第七采油廠，陜西 西安 710200)

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白豹油田長6油藏裂縫見水類型研究

馬波，高雪，唐秀軍

( 中國石油長慶油田分公司 第七采油廠，陜西 西安 710200)

[摘要]白豹油田長6油藏儲層天然裂縫發(fā)育、人工壓裂縫大量存在，裂縫系統(tǒng)復(fù)雜，導(dǎo)致注水開發(fā)矛盾加劇；通過吸水剖面、試井及脈沖中子飽和度測試等方法監(jiān)測油藏動態(tài)變化，認(rèn)為裂縫的存在對開發(fā)的影響主要表現(xiàn)出三方面：造成單井產(chǎn)能損失嚴(yán)重、井組內(nèi)油井受效不均、降低儲層動用程度；基于儲層地質(zhì)及開發(fā)特征的認(rèn)識，將裂縫見水類型及特征歸納為三類：天然裂縫開啟見水型、天然裂縫-壓裂縫溝通見水型、壓裂縫溝通見水型，并提出了分類治理對策，礦場應(yīng)用中取得了較好的控水增油效果。

[關(guān)鍵詞]延長組；天然裂縫；見水類型；治理對策

鄂爾多斯盆地延長組油藏屬于典型的“三低”油藏，白豹延長組長6油藏位于盆地南部，目前主要開發(fā)B155區(qū)、B209區(qū)、B216區(qū)三個長6油藏，含油面積70.43 km2。大量研究資料表明，盆地內(nèi)延長組長6儲層不僅發(fā)育宏觀構(gòu)造裂縫及各類微觀裂縫[1,2]，而且儲層經(jīng)壓裂改造后所形成的人工壓裂縫也大量存在。伴隨著注水開發(fā)的持續(xù)進(jìn)行，裂縫性見水的油井逐年增多，開發(fā)效果變差，嚴(yán)重影響長6油藏的穩(wěn)產(chǎn)[3]。因此，通過對裂縫性見水油井開發(fā)過程中存在一些問題，結(jié)合其注水開發(fā)實際情況，探討裂縫見水對開發(fā)的影響，總結(jié)見水類型及其特征，分析開發(fā)治理效果。

1油藏裂縫性見水對開發(fā)的影響

通過動態(tài)分析、示蹤劑測試、干擾試井等手段，已發(fā)現(xiàn)白豹長6油藏油水井間存在93條裂縫通道。已發(fā)現(xiàn)裂縫主要位于B209區(qū)油藏西北部、B216區(qū)油藏北部、B155區(qū)油藏東部，分別發(fā)現(xiàn)19條、44條、30條裂縫通道。油井一旦出現(xiàn)裂縫性見水，將會嚴(yán)重制約油藏注水開發(fā)效果[3]，主要表現(xiàn)為單井產(chǎn)能損失嚴(yán)重、井組受效差異大、降低儲層動用程度三個方面。

1.1裂縫性見水造成油井產(chǎn)能損失嚴(yán)重

當(dāng)油井出現(xiàn)裂縫見水后，綜合含水快速上升，水驅(qū)效果變差，易產(chǎn)生過早水淹，產(chǎn)能損失嚴(yán)重。以開發(fā)初期4口典型裂縫見水井為例(如圖1)，見水前1個月平均產(chǎn)能8.4 t，見水后初期(1個月平均)產(chǎn)能4.9 t，因見水產(chǎn)能損失3.5 t；4個月后產(chǎn)能3.6 t，對比見水前損失4.8 t，綜合含水由見水前6.2%上升至56%，產(chǎn)能損失幅度高達(dá)57%。

圖1　B216區(qū)早期4口典型井裂縫見水前后拉齊生產(chǎn)曲線

1.2裂縫性見水導(dǎo)致井組受效差異大

在注水開發(fā)中，平面上注入水總是沿優(yōu)勢滲流通道流動。裂縫就是優(yōu)勢通道之一。出現(xiàn)裂縫性見水后，見水井含水率快速上升，試井壓力恢復(fù)快，地層能量充足；而注水未見效井則會出現(xiàn)地層能量不足，產(chǎn)量逐漸下降，因此導(dǎo)致井組受效差異大，注入水利用率下降，平面矛盾嚴(yán)重，形成想注而不敢注的尷尬局面。以B216區(qū)Y22-12井組為例，井組內(nèi)Y23-12裂縫性見水后地層能量恢復(fù)較快，壓力保持水平135%，而同井組Y21-11、Y21-13兩口井則長期注水不見效，壓力僅保持水平65.7%。

1.3裂縫性見水降低了儲層動用程度

裂縫性見水是導(dǎo)致層內(nèi)矛盾突出的重要原因之一。注入水沿裂縫發(fā)育層段突進(jìn)，造成了注水層間不均衡，降低了儲層動用程度。如B209區(qū)B209-34、B206-33及B216區(qū)Y17-12，剩余油測試結(jié)果顯示一級水淹厚度在2m左右或更薄(如表1)，平均儲層動用程度僅為12%。

2白豹油田長6油藏裂縫見水類型

根據(jù)裂縫形成原因?qū)又械牧芽p分為兩大類：天然裂縫與人工壓裂裂縫(簡稱壓裂縫)。這兩種裂縫在地層中相互溝通，組成優(yōu)勢通道，對注水開發(fā)產(chǎn)生影響。結(jié)合開發(fā)動態(tài)將裂縫性見水特征歸納總結(jié)為三類：天然裂縫開啟見水型、天然裂縫-壓裂縫溝通見水型及壓裂縫溝通見水型。

2.1天然裂縫開啟見水型

在長6儲層中的天然裂縫，因初期地應(yīng)力差，一般呈閉合狀態(tài)。隨著注水開發(fā)的持續(xù)進(jìn)行，因低滲儲層滲流阻力大，壓力傳導(dǎo)緩慢，當(dāng)壓差達(dá)到或高于天然裂縫閉合壓力時，天然裂縫逐漸開啟甚至延伸，具體表現(xiàn)為吸水指數(shù)曲線出現(xiàn)拐點，吸水指數(shù)增大。

見效特征：(1)油井含水率緩慢上升，從低含水期(<20%)到中高含水期(60%～80%)需要兩年以上；(2)見效后油井主要表現(xiàn)為“一升一降”，即含水率上升和水化驗分析中含鹽下降，液量及動液面變化不大；(3)注采對應(yīng)關(guān)系明確(注水井調(diào)配后，油井一段時間后出現(xiàn)含水變化)。以B216區(qū)Y19-14井為例，2009年5月注水見效，隨后含水逐漸上升，到2012年7月含水上升至60%，歷時38個月；另外對應(yīng)水井Y20-14吸水指示曲線上存在明顯的拐點(如圖2)。

表1　脈沖中子飽和度測井水淹層解釋成果

圖2　Y20-14吸水指示曲線

2.2天然裂縫-壓裂縫溝通見水型

長6儲層在燕山期與喜馬拉雅期構(gòu)造運動作用下主要發(fā)育北東、北西向近垂直構(gòu)造縫(如圖3)，其最大主應(yīng)力方向為NE73-79°，壓裂改造中壓裂縫方向一般沿最大主應(yīng)力方向，但也會形成垂直于最大主應(yīng)力方向的裂縫，因此增大了天然裂縫與油井壓裂縫溝通的機會。注水開發(fā)中，當(dāng)天然裂縫與壓裂縫溝通后，表現(xiàn)出見效特征為：(1)注水井未經(jīng)壓裂，油井前期為低含水采油期，見效后短期內(nèi)含水率快速上升，進(jìn)入高含水采油期；(2)見效后油井主要表現(xiàn)為“三升一降”：含水率、液量、動液面上升，含鹽降；(3)注采對應(yīng)關(guān)系明確。如B209區(qū)B205-30井2005年投產(chǎn)，初期含水率為9.0%，2007年5月含水率開始快速上升，2008年1月含水率上升至64%，歷時8個月，對應(yīng)水井B205-29于2009年、2011年分別下調(diào)配注及化學(xué)堵水，該井有見效特征。

(左：鄂爾多斯盆地延長組野外露頭構(gòu)造縫特征；中：白豹油田延長組長6儲層巖心裂縫特征；右：白豹油田延長組長6儲層裂縫走向玫瑰圖)

圖3構(gòu)造裂縫特征

2.3壓裂縫溝通見水型

井組內(nèi)由于注水井初期經(jīng)壓裂改造后投注、油井轉(zhuǎn)注及油井初期改造規(guī)模大等原因，極易造成井組內(nèi)油水井間人工裂縫溝通(或壓穿)。一旦出現(xiàn)壓裂縫溝通見水，對應(yīng)油井迅速發(fā)生暴性水淹，產(chǎn)能損失嚴(yán)重。

見效特征：(1)對應(yīng)油井出現(xiàn)暴性水淹，液量上升、動液面上升、含鹽下降；(2)注采對應(yīng)關(guān)系明確，但通過水井調(diào)配難以控制對應(yīng)油井含水率。如B204-37初期多級加砂壓裂50+25 m3，初期含水4.1%，對應(yīng)水井B205-37壓裂投產(chǎn)后轉(zhuǎn)注，初期改造加砂量70 m3，因此轉(zhuǎn)注后B204-37暴性水淹，因裂縫見水損失產(chǎn)能5.5 t，目前該井因高含水間開。

3長6油藏裂縫見水治理對策

由前可知，裂縫性見水導(dǎo)致對應(yīng)油井含水率上升快、產(chǎn)能損失嚴(yán)重，直接導(dǎo)致遞減率增大。為了控水降遞減，對不同裂縫性見水類型嘗試開展分類治理。

3.1注水調(diào)整控制含水上升

針對白豹長6油藏主要因微裂縫開啟導(dǎo)致含水率上升的一類油井，采取對應(yīng)注水井下調(diào)注水量，2014年當(dāng)年共計下調(diào)64井次，合計下調(diào)配注305 m3，對應(yīng)38口油井見效，累計增油1 118 t，治理效果較好，因此對天然裂縫開啟導(dǎo)致見水，可通過注水調(diào)整有效控制該類油井含水率上升。

3.2堵水調(diào)剖封堵裂縫提高水驅(qū)波及體積

對存在微裂縫見水或微裂縫-壓裂縫溝通見水型油井，在注采調(diào)整控水作用較小的情況下，可采取深部堵水調(diào)剖，封堵裂縫、高滲帶或大孔道。

針對吸水剖面存在尖峰狀、出現(xiàn)裂縫性見水的情況的油井，采取化學(xué)堵水調(diào)剖措施。措施后6口水井油套壓上升1.5/1.2 Mpa；所對應(yīng)12口油井不同程度見效，日增油3.16 t，當(dāng)年累計增油376 t，累計降水951 m3。因此通過堵水調(diào)剖可有效封堵裂縫或高滲帶，達(dá)到恢復(fù)油井潛力、改善開發(fā)效果、減緩無效注水的目的。

3.3不穩(wěn)定注水試驗

針對壓裂縫溝通井組，注入水利用率極低，形成無效循環(huán)，基質(zhì)儲層地質(zhì)儲量得不到動用，通過

控制注水、堵水調(diào)剖治理效果差。2014年8月開始在B155區(qū)長6油藏嘗試開展不穩(wěn)定注水試驗，通過改變注水井工作制度在非均質(zhì)儲層中形成不穩(wěn)定壓力場，在高、低滲層間波動壓差作用下流體重新分布，產(chǎn)生層間滲流，促進(jìn)毛管滲吸作用，從而提高注水波及體積[4,5]，達(dá)到動用基質(zhì)儲量的目的。針對壓裂縫溝通見水型的12口油井開展不穩(wěn)定注水，相比正常注水時試驗中配注上提120 m3，按照每月前10 d高強度注水，注水強度3.5 m3/(d·m)，配注50 m3/d；后20 d注水強度0.35 m3/(d·m)，配注5 m3/d。實施前后試驗區(qū)液量基本穩(wěn)定，日產(chǎn)液78～80 m3/d，截至當(dāng)年年底綜合含水由60.9%下降至58.2%，含水上升得到有效控制，日增油1.78 t，當(dāng)年累計增油182 t，控水穩(wěn)油效果較好。

4結(jié)語

(1)白豹長6油藏天然裂縫數(shù)目較多，后經(jīng)壓裂改造產(chǎn)生壓裂縫后，裂縫分布情況更為復(fù)雜，從而引發(fā)裂縫性見水，進(jìn)而導(dǎo)致開發(fā)矛盾日益加劇，嚴(yán)重影響長6油藏高效開發(fā)。

(2)根據(jù)裂縫成因?qū)㈤_發(fā)中油藏中的裂縫分為兩大類：天然裂縫與人工壓裂縫，結(jié)合開發(fā)動態(tài)，把裂縫見水類型歸納總結(jié)為三類：天然裂縫開啟見水型、天然裂縫-壓裂縫溝通見水型、壓裂縫溝通見水型，三種裂縫見水類型見效特征差異較大。

(3)在白豹長6油藏開展裂縫性見水分類治理試驗，通過注水調(diào)整、堵水調(diào)剖及不穩(wěn)定注水等措施，均取得較好的效果。

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[收稿日期]2015-09-02

[作者簡介]馬波(1989-)，男，陜西西安人，，助理工程師，主要從事低滲透油藏開發(fā)地質(zhì)及提高采收率方面的研究。

[中圖分類號]TE133+.1

[文獻(xiàn)標(biāo)識碼]A

[文章編號]1004-1184(2016)01-0184-02