朱秀蘭，袁義東

(隴東學院能源工程學院，甘肅慶陽745000)

低滲透油藏裂縫對注水開發(fā)效果的影響

朱秀蘭，袁義東

(隴東學院能源工程學院，甘肅慶陽745000)

通過巖心觀察法、微地震法和化學示蹤劑檢測方法對低滲透長2油藏裂縫分布特征進行研究，分析裂縫對注水開發(fā)效果影響。結果表明，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為主；注水開發(fā)時，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：轉注部分低產井、鉆加密井，提高油田水驅采收率。

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

儲層巖性屬長石細砂巖，顆粒分選好，膠結物含量較低，以鈣質膠結為主，膠結類型為孔隙式和接觸式膠結為主；平均孔隙度為12.9%，屬于中孔儲層；平均滲透率為26.5×10-3μm2，屬于低滲透儲層。

2 開發(fā)存在的問題

長2油藏開發(fā)早期以混合驅動——底水能量和彈性能量驅油，隨著注水量的增加，注水驅動成為主要能量之一。區(qū)塊所有生產井和注水井以壓裂方式投產，儲層裂縫一方面可提高儲層滲透率，起到油氣運移通道作用，但同時也加重了滲透率非均質性，另一方面使注水沿裂縫竄流現(xiàn)象嚴重，造成油井提早見水，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。

常見典型裂縫性低滲透油田處于中高含水階段時，含水率迅速上升，采油速度大幅下降，油田產量急劇降低。剩余油控制因素和分布狀況不清，成為制約油田穩(wěn)產、高產的瓶頸[1]。本文在研究裂縫分布特征的基礎上，分析儲層裂縫對低滲透長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)儲層巖心觀察發(fā)現(xiàn)長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。裂縫延伸長度變化范圍1～500cm，裂縫寬度變化范圍為0.1～200mm，延伸長度較大的裂縫，其寬度也較大[2]。

長2油層段儲層微裂縫也相對發(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100μm；微裂縫方向以北東與北西方向為主，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

長2油藏長2油層段3口單井的儲層人工裂縫分布特征根據(jù)裂縫監(jiān)測數(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為主，3口監(jiān)測井有2口井的主要裂縫方向為北東向，方位在75～78.2°，裂縫全長為55.6～76m，裂縫高度9～19.5m；3口監(jiān)測井有1口井發(fā)育北西向裂縫，為次要裂縫，方位在319.2°，裂縫長度較長為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，考慮長2油藏底水比較發(fā)育，壓裂過程中應控制人工裂縫高度，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

注水開發(fā)過程中，極易在注水井近井地帶憋壓，導致井底壓力超過巖層破裂、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)復活，產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2油藏主要開發(fā)層系為長2油層組，利用長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)強水淹井4口，中強水淹井14口。通過分析水淹井與注水井相對位置關系可知，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 化學示蹤劑監(jiān)測

根據(jù)長2油藏5個注采井組的井間化學示蹤劑監(jiān)測資料(表2)，分析示蹤劑有突破的油井與對應的注水井的方位，人工裂縫以北東向為主，其次為南北向，然后是北西和東西，出現(xiàn)南北向裂縫較多是由于監(jiān)測資料中注水區(qū)監(jiān)測資料較多而引發(fā)的。

表1 水淹井狀況表

表2 化學示蹤劑監(jiān)測

綜上所述，儲層裂縫比較發(fā)育，且油井大部分都需要壓裂后進行投產，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力方向延伸，即油層平均最大主應力方向為NE72°(圖1)。

圖1 區(qū)塊最大主應力方向及裂縫延伸方向

4 裂縫對注水開發(fā)效果影響

4.1 裂縫對單井產能的影響

長2油藏儲層滲透率低、滲流阻力較大、產能低。油藏保持穩(wěn)產取決于地層壓力水平變化，當儲層壓力持續(xù)下降，將導致油藏見水后單井產量降低。

裂縫是決定低滲透砂巖油田油井生產能力的關鍵因素。長2油藏依靠儲層天然裂縫發(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穿越孔隙和裂縫發(fā)育帶，改變儲層流體的流動方向，增大滲透截面以及基質中的流動壓差，提高壓力梯度，增加滲流量，從而提高油井產能，確保油井高產穩(wěn)產，否則油井低產，或者早期高產，但穩(wěn)產時間極短[5,6]。總之，裂縫系統(tǒng)對低滲透油田能否高效開發(fā)起到關鍵作用。

4.2 裂縫對注采井網(wǎng)的影響

地層裂縫系統(tǒng)是一個龐大的系統(tǒng)，考慮注采井網(wǎng)時應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2油藏儲層發(fā)育多組裂縫及人工壓裂產生的裂縫，對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)

針對特低滲透油田，菱形反九點井網(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井網(wǎng)[7]；菱形井網(wǎng)可延長角井水淹時間，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度。上述井網(wǎng)系統(tǒng)極大地提高了單井產量和初期采油速率。

(2)井排方向

考慮長2油層壓裂改造的人工裂縫及滲透率各向異性，正方形反九點井網(wǎng)的最佳井排方向為平行于人工裂縫方向，其優(yōu)點是垂直砂體走向的排間距最小，鉆遇同一砂體的井數(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水、水淹時間，同時縮短垂直于砂體方向油井的見效時間。

(3)井距

根據(jù)現(xiàn)有資料計算理112壓力恢復曲線，相應的井距為120～180m，平均井距為150m。由此可見，按泄油半徑考慮，合理井距應在130～180m。目前，區(qū)塊井網(wǎng)采用正方形反九點法，符合低滲透油藏井網(wǎng)形式，井距在100～270m之間，但當前井網(wǎng)不完善，建議進行加密，完善井網(wǎng)，從目前見效分析得出，井距在100m左右井見效時間快，水竄嚴重，大于200m以上井，見效時間慢，最快10個月時間，建議井距設置在150m左右最合理。

(4)井網(wǎng)密度

研究區(qū)塊總油井數(shù)99口井，未受益的井52口油井，占總井數(shù)50%，其中，未受益的井目前大部分無液量，導致停產。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，利用產能計算出合理井網(wǎng)密度21口/km2，因此需要完善井網(wǎng)，研究區(qū)內還可以打加密井，提高采油速度。

4.3 裂縫對注水的影響

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，可有效地降低儲層吸水量，提高水驅效果，防止水淹水竄。從目前注水見效方向分析，區(qū)塊水竄井主要方向為北東方向為主，見效井有北東方向、南北方向和東西向，方向比較均勻。整體而言，水竄和見效方向都與裂縫有很大關系，并且影響后期注水開發(fā)效果，因此在平時注水開發(fā)中和井網(wǎng)布置中，必須考慮裂縫對注水效果因素，做好后期水淹井處理等工作。

研究目標區(qū)域內的油水井經(jīng)過壓裂后開發(fā)，人工裂縫存在，在沒有儲層進行改造時，注入水容易沿著裂縫，很快到達油井，而且區(qū)塊井距較小，容易水竄，導致水淹井較多，最后停產，影響區(qū)塊總體產量。低效井出現(xiàn)在非注水區(qū)域，沒有地層能量補充，靠天然能量開采，遞減快，導致供液不足，抽油機無法開動的現(xiàn)象，因此需要進行完善井網(wǎng)，轉注部分低產井，進行注水開發(fā)，提高單井液量，提高最終采收率。

5 結論

低滲透長2油藏為非均質性較強且以巖性及物性控制的巖性油藏，屬于中孔、低滲透儲層，溶解氣驅動的底水油藏。

長2油藏通過壓裂措施產生裂縫來改善儲層滲透率，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，導致油井產量降低，開發(fā)效果變差。

儲層天然裂縫比較發(fā)育，裂縫方位以北東與北西方向為主；人工裂縫與天然裂縫一致，主要是沿著最大主應力方向NE72°延伸。注水區(qū)及化學示蹤劑檢測顯示，沿主裂縫方位油井見水時間提前，易出現(xiàn)強水淹井。

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，提高油井產能，使得油井高產穩(wěn)產；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長2油層組壓裂工藝的影響及對策[J].遼寧化工，2013，46(2)：666-669.

[3]張建國，郝化武，魏江偉，等.澗峪岔油田長2儲層控縫高壓裂技術研究與應用[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[J].石油勘探與開發(fā)，2002，29(5)：93-95.

[5]全永旺.低滲透儲層裂縫及其對油田后期開發(fā)影響[J].內江科技，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)中的應用[J].油氣采收率技術，1995，9(3)：1-3.

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【責任編輯 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，天津寶坻人，碩士，主要從事油氣藏開發(fā)研究。

TE348

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