郭粉轉，劉 濱，荊冠軍，劉雙雙，王 濤

(1.陜西延長石油(集團)有限責任公司，陜西 西安 710065；2.中國石油煤層氣有限責任公司臨汾分公司,山西 臨汾 042200)

0 引 言

延長東部油田長6儲層埋深淺(150～800 m)，滲透性差(滲透率為0.01×10-3～7.79×10-3μm2)，屬于低─超低滲透儲層，天然裂縫和人工裂縫發(fā)育[1-2]，油井壓裂投產(chǎn)模式造成人工裂縫發(fā)育[3-4]。大量研究表明，該區(qū)域天然裂縫形態(tài)主要表現(xiàn)為水平、近水平層理縫[4]。油層縱向上分布多個薄油層及流動單元，各小層間存在鈣質隔層，壓裂易形成水平分量較多的水平縫或近水平縫[5-7]。淺層水平縫發(fā)育低—超低滲透油田注水開發(fā)中，油井見效程度差、水淹嚴重，地層能量難以有效補充，整體注水效果不理想，甚至表現(xiàn)出多種不同于高角度裂縫和垂直裂縫發(fā)育油藏注水開發(fā)特征[8]。針對油藏注水開發(fā)特征，研究其儲層裂縫分布特征、水淹規(guī)律和注采特征，分析裂縫展布特征對注水開發(fā)的影響并提出相應的技術對策。

1 裂縫分布特征

巖心物性測定結果表明，部分井的砂層段滲透率明顯異常偏高。滲透率偏高層段的巖心實驗結果表現(xiàn)為微裂縫發(fā)育[9-10]。因裂縫發(fā)育造成滲透率偏高的點在孔隙度-滲透率交會圖的上部相對集中分布(圖1)，說明儲層局部的滲透率突變與地層天然微裂縫發(fā)育有關[11-12]。

圖1長6儲層孔隙度-滲透率交會圖

圖2為延長東部某油田長622油層滲透率等值圖。由圖2可知，儲層滲透率的高值點及儲層物性較好的區(qū)域屬于儲層裂縫高發(fā)育區(qū)域，在該區(qū)域天然裂縫為連續(xù)、成片集中分布?，F(xiàn)場實踐同時表明，天然微裂縫發(fā)育集中和連續(xù)區(qū)域油井壓裂破裂壓力也相對較低，注水開發(fā)過程中該區(qū)域油井更易水淹。

圖2 延長東部某油區(qū)長622油層滲透率等值圖

2 水平縫發(fā)育油藏注水開發(fā)特征分析

2.1 油井壓裂生產(chǎn)特征

2.1.1 裸眼井小承壓段壓裂技術應用

位于延長東部的七里村油田成立于1905年，具有百年開采歷史[3，13]，其中裸眼井約占全廠總井數(shù)的1/4。自1995年以來，為了提高裸眼井油層動用程度，采用小承壓段壓裂技術(油井壓裂時承壓段長1.5 m，承壓段之間間隔0.5 m[1])，增產(chǎn)效果明顯。

2.1.2 套管井一層多縫壓裂技術

所謂“一層多縫”是指在一個小層內(nèi)部，由于淺層、低壓，水平應力大于垂直應力，應力夾層的存在，導致油井分段壓裂改造過程中產(chǎn)生多條水平縫，進而擴大泄油范圍，提高小層動用程度[3-4]。一層多縫壓裂技術在普通油氣藏中應用較少，但在延長東部油田淺層水平縫發(fā)育油藏，一層多縫相對一層一縫開發(fā)，整體的應用效果明顯(表1)，得到了大力推廣。

表1 延長東部油田油井一層多縫壓裂效果對比

延長東部油田裸眼井小承壓段壓裂技術和常規(guī)井一層多縫壓裂技術的成功應用說明：可以通過增加小層內(nèi)壓裂水平縫裂縫條數(shù)，提高油井縱向動用程度，這是一般油氣田，特別是垂直縫或高角度裂縫發(fā)育油田難以直接有效應用的壓裂技術。

2.2 注水開發(fā)特征

2.2.1 水淹特征分析

水平縫發(fā)育區(qū)域注水開發(fā)中，油井易出現(xiàn)暴性水淹或高含水現(xiàn)象。距離注水井最近的油井投產(chǎn)即暴性水淹，不在注采井網(wǎng)范圍內(nèi)的裸眼老井注水一段時間后也出現(xiàn)水淹。注水井停注后，水淹油井含水明顯降低，產(chǎn)量可逐漸恢復，待油井產(chǎn)量恢復后進行二次注水，會造成油井再次水淹。通過吸水測試、示蹤劑測試和動態(tài)分析等方法確定了該類油井水淹方向[14-16]，發(fā)現(xiàn)該類水平縫發(fā)育低─超低滲透油藏注水造成周圍油井多方向連片水淹，且沒有明確的優(yōu)勢水淹方向。

統(tǒng)計現(xiàn)場實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明，低滲透油田油井見水時間與見效時間成正線性相關(圖3)，而水淹油井的見效時間和見水時間明顯短于全區(qū)情況[17-19]。說明裂縫性水淹在縮短了油井見效時間的同時，加快了油井見水水淹。水平縫發(fā)育油藏油井水淹速度極快，存在一注就淹的現(xiàn)象。

圖3 郭旗西區(qū)油井見水與見效時間關系

2.2.2 井網(wǎng)類型對注水開發(fā)特征的影響

水平縫發(fā)育低滲透油藏相鄰區(qū)塊，采用反九點注采井網(wǎng)和反七點注采井網(wǎng)，注水開發(fā)后都出現(xiàn)了多方向性的水淹現(xiàn)象，且水淹優(yōu)勢方向不明顯。說明在水平縫發(fā)育的低—超低滲透油藏中，平面井網(wǎng)類型對于控制油井含水上升規(guī)律影響不大。

2.2.3 水淹治理效果分析

水平縫發(fā)育低—超低滲透油藏油井水淹后，常規(guī)治理方法不見效或見效期特別短，效果不理想[20]，停注后油井產(chǎn)量可基本恢復。如郭旗西區(qū)G1、G2油井水淹后，對應注水井實施了調驅，調驅后G1井含水下降后很快再次水淹，G2井仍然水淹。井組水淹治理無效后，注水井停注，周圍油井產(chǎn)量逐漸恢復。部分低產(chǎn)老油井水淹停止注水后，因井底油水發(fā)生滲吸置換作用，產(chǎn)油量甚至超過注水之前。

2.2.4 注采對應情況對注水開發(fā)特征的影響

郭旗西區(qū)油田D60井組的油、水井注采物性最優(yōu)，完全實現(xiàn)小層砂體內(nèi)部注采對應，注水開發(fā)后油井D60-4井很快水淹。統(tǒng)計研究區(qū)所有水淹井組注采對應特征發(fā)現(xiàn)，這些油、水井均為注采小層砂體內(nèi)部對應物性最優(yōu)的層段。水淹油井見水時間與見效時間都極短，且兩者之比近似1，存在一注就淹和見效即淹的現(xiàn)象。說明水平縫發(fā)育的低滲透油層內(nèi)，注采對應小層砂體內(nèi)部物性最好的層段加快了油井水淹，甚至無有效的注水見效過程。

在注采對應前提下，分析沒有出現(xiàn)水淹現(xiàn)象的井組情況(以D60井組鄰近D29井組為例)。D29井組注水井D29-4井和D29-9井均注小層下部大段砂體，生產(chǎn)井D29-2井、D29-6井生產(chǎn)對應小層砂體的中上部。2011年12月注水開發(fā)，截至2017年6月，D29-2井產(chǎn)油量、含水基本保持穩(wěn)定。2016年11月以前D29-6井產(chǎn)量上升，之后含水大量上升，2口油井均注水見效，且見效期較長。說明該類儲層中，在保證注采同一小層(或流動單元)前提下，可以采取適當錯開對應層段的方式來避免和延緩油井見水和水淹，具體操作方式需要考慮注采位置與沉積韻律和裂縫系統(tǒng)的優(yōu)化配置。

綜合以上現(xiàn)場實踐結果，說明水平縫發(fā)育的低滲透油藏，注采小層對應物性最好砂層段更易造成油井水淹；考慮小層(或流動單元)內(nèi)注采位置與沉積韻律和裂縫系統(tǒng)的優(yōu)化配置，可避免或延緩水平縫發(fā)育低滲透油藏水淹。

3 開發(fā)對策

針對水平縫發(fā)育低─超低滲透油藏注水開發(fā)中油井水淹問題，結合儲層水平縫發(fā)育特征和注水開發(fā)特征，提出“注前規(guī)避，淹后治理”的一套防治結合的技術思路?！白⑶耙?guī)避”指對于水平縫發(fā)育油藏注水開發(fā)之前加強裂縫檢測和儲層沉積特征認識，井網(wǎng)部署時除了考慮平面上井網(wǎng)與裂縫系統(tǒng)優(yōu)化配置，還要考慮小層(或流動單元)內(nèi)注采位置與沉積韻律和裂縫系統(tǒng)的優(yōu)化配置來避免或延緩油井水淹；“淹后治理”指對于已經(jīng)水淹或高含水的油井，調剖堵水、周期注采等常規(guī)治理方法無效或者效果較差時，通過在注水井對應小層內(nèi)部改段注水或油井對應小層內(nèi)部改段采油(理論依據(jù)見油井壓裂生產(chǎn)特征)的方式，來降低油井含水，提高水驅控制和動用程度。

4 結 論

(1) 低─超低滲透油田物性較好的區(qū)域天然裂縫發(fā)育易連續(xù)和成片集中分布，天然裂縫發(fā)育集中和連續(xù)區(qū)域油井壓裂破裂壓力也相對較低，更易形成水淹區(qū)域。

(2) 水平縫發(fā)育低—超低滲透油藏可以通過小間距壓裂增加壓裂水平縫條數(shù)，提高油井縱向動用程度。

(3) 水平縫發(fā)育低—超低滲透油藏注水開發(fā)更易造成周圍注采對應油井多方向連片水淹，且水淹速度極快。這種現(xiàn)象單靠井網(wǎng)的平面優(yōu)化和常規(guī)治理措施難以有效避免或治理。

(4) 水平縫發(fā)育低─超低滲透油藏注采小層(或流動單元)對應物性最好的層段更易造成油井水淹?？紤]小層(或流動單元)內(nèi)注采位置與沉積韻律和裂縫系統(tǒng)的優(yōu)化配置可避免或延緩水平縫發(fā)育低滲透油藏水淹。

(5) 針對水平縫發(fā)育低—超低滲透油藏注水開發(fā)中油井水淹問題，提出“注前規(guī)避，淹后治理”的一套防治結合的技術對策。

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