楊娟娟，張 品，齊宏鵬，李 煒.

(延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600)

1 區(qū)域地質(zhì)概況

寨子河油區(qū)位于陜西省西北部吳起縣南部洛源鄉(xiāng)三道川下游洛河西岸境內(nèi)，北部與勝利山油區(qū)毗鄰，東鄰?fù)鯗祥T油區(qū)。西南部與曹陽臺油區(qū)相接。自下而上發(fā)育元古界、古生界、中生界和新生界地層，沉積巖厚度在6000 m左右。其中中生界延長組沉積厚度為800～1000 m，三疊世末期，由于受印支運動的影響而地層抬升，延長組頂部遭受風(fēng)化剝蝕，在此背景上沉積了侏羅系富縣組、延安組地層，富縣組、延安組沉積屬于河流充填式沉積，對印支運動形成的溝谷縱橫起到了填平補齊的作用[1]。

延長組自上向下分為長1～長10共10個油層組。其中，長6油層為該區(qū)主力油層，主要分布在工區(qū)中北部，連片性好[2]。儲集巖為中—細粒及細粒長石石英砂巖。分選性中—中好，孔隙—接觸型膠結(jié)。砂巖方解石膠結(jié)物含量高，最高達28%，粒間孔發(fā)育，但綠泥石和方解石充填嚴(yán)重，個別存在次生孔和溶蝕孔，最大粒間孔徑為40 μm。原始地層壓力為12.7 MPa，屬異常低壓油藏。該區(qū)油藏的空間分布在宏觀上受地質(zhì)構(gòu)造條件的制約，屬巖性油藏，加之邊水不活躍，其原始驅(qū)動類型應(yīng)為弱水彈性溶解氣驅(qū)動[3-4]。

2 開發(fā)現(xiàn)狀

該區(qū)含油面積為47.8 km2，地質(zhì)儲量為1338.4×104t，目前該區(qū)共有生產(chǎn)井407口，注水井117口，油井日產(chǎn)液565.4 m3，日產(chǎn)油315.8 m3，綜合含水44.1%；該區(qū)受益油井日產(chǎn)液315.8 m3，日產(chǎn)油173.1 m3，綜合含水45.2%。目前仍處于籠統(tǒng)注水開發(fā)過程，采油效率整體偏低。

長6油層投產(chǎn)時優(yōu)選較好的層系先進行開發(fā)，導(dǎo)致出現(xiàn)注采層位不對應(yīng)現(xiàn)象較為普遍[5]。注采井?dāng)?shù)比為1∶3.2，具體細化落實到單砂體層次，射孔結(jié)合地質(zhì)分層分析發(fā)現(xiàn)注采關(guān)系嚴(yán)重不對應(yīng)，目前射孔控制規(guī)模遠遠大于砂體展布規(guī)模，無法具體控制砂體內(nèi)部油層。近年來含水上升較快，局部地區(qū)出現(xiàn)水淹情況，來水情況不明。注采井網(wǎng)復(fù)雜，統(tǒng)層歸位工作量大，精細注水難度較大，需要研究裂縫分布及水驅(qū)效果，提高油層動用率和改善注水措施[6-7]。

3 長6油層裂縫分布規(guī)律研究

寨子河油區(qū)主要發(fā)育北東—南西向、近南北向2組天然裂縫，在注水開發(fā)過程中，注入水水淹方向與天然裂縫發(fā)育方向并不完全一致[8]。在分析天然裂縫發(fā)育特征的基礎(chǔ)上，結(jié)合不同開發(fā)階段的油水井生產(chǎn)動態(tài)、吸水剖面和時間推移試井等資料，利用庫倫破裂準(zhǔn)則和格里菲斯裂縫擴展理論研究動態(tài)裂縫成因[9]。結(jié)果表明，隨著注入水壓力的升高，原本無效的天然裂縫選擇性開啟和方向性擴展、延伸、溝通而形成的動態(tài)裂縫造成水淹，研究區(qū)動態(tài)裂縫的開啟壓力為20～23 MPa，延伸方向為北東65°～75°，與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向一致(圖2)，注水井23-45-8井所對應(yīng)的延水線方向附近受益井23-45-5、23-45-7井出現(xiàn)不同程度的水淹。

鄂爾多斯盆地延長組儲層燕山期受北西西—南東東向水平構(gòu)造擠壓應(yīng)力作用，形成了北西向、東西向一組共軛剪切裂縫；喜山期受北北東—南南西向水平構(gòu)造擠壓，形成了南北、北東向一組共軛剪切裂縫。總體而言，延長組儲層發(fā)育兩期構(gòu)造應(yīng)力、兩組共軛裂縫，以剪切裂縫為主(圖3)。

對長6野外露頭裂縫產(chǎn)狀開展測量發(fā)現(xiàn)，主要發(fā)育高角度裂縫(>80°)；產(chǎn)狀穩(wěn)定，沿走向和傾向延伸較遠；平直光滑，部分可見因剪切滑動而留下的擦痕；大多未被礦物填充，是平直閉合縫發(fā)育共軛“X”形節(jié)理，系以燕山期裂縫為主(圖4)。

為定量討論構(gòu)造裂縫發(fā)育程度，采用構(gòu)造裂縫面密度反映構(gòu)造裂縫的發(fā)育程度。

(1)

式中D——構(gòu)造裂縫的面密度，cm-1；

Li——構(gòu)造裂縫累計長度，cm；

S——流動截面上基質(zhì)總面積，cm2。

經(jīng)長6野外露頭裂縫觀察及裂縫面密度計算，長6的裂縫面密度在0.127 cm-1～0.136 cm-1之間。

通過典型井的電成像測井曲線可以看出，研究區(qū)存在天然裂縫，但是裂縫規(guī)模小，且裂縫密度不大。剖析典型井成像測井曲線可知，在延安組和延長組均有裂縫發(fā)育，裂縫傾角主要在75°～85°之間(圖5)，裂縫走向集中在北東東—南西西向。

表1 長6油層注采對應(yīng)關(guān)系統(tǒng)計表Table 1 The statistics Table of injector producer in relationship of Chang-6 oil layer

圖2 23-45-7井動態(tài)裂縫綜合分析圖Fig.2 The dynamic fracture comprehensive analysis of well 23-45-7

圖3 延長組野外露頭樣品應(yīng)力測試結(jié)果Fig.3 The test results of sample stress in Yanchang group field crop

圖4 長6野外露頭裂縫產(chǎn)狀測量Fig.4 The strike dip survey of fracture in Chang-6 oil layer field crop

4 長6油層水淹模式分析

根據(jù)研究區(qū)油井產(chǎn)液剖面、注水井吸水剖面、生產(chǎn)動態(tài)等資料，分析解剖油層縱向和平面水淹狀況，研究水驅(qū)效率，總結(jié)油層水淹模式。

縱向上從吸水剖面解釋可看出，23-43-3井共測出2個射孔層，其中2個層吸水，同位素在射孔層有較為明顯的吸附異常顯示；從同位素曲線形態(tài)分析認(rèn)為，該層層內(nèi)吸水能力比較均勻，呈現(xiàn)典型的孔隙性吸水反映，吸水厚度與射孔層基本相等(圖6)。

圖6 23-43-3井吸水剖面解釋綜合圖Fig.6 The injection profile composite chart of well 23-43-3

5 裂縫對水驅(qū)效果的影響

前期壓裂井儲層厚度統(tǒng)計結(jié)果表明，長6層壓裂56井次，平均砂層厚度為20.47 m，油層厚度為11.5 m。儲層巖性評價結(jié)果表明，長6儲層滲透率為0.035～5.104 mD，平均為0.54 mD；滲透率值小于0.3 mD，占總樣數(shù)的61.8%。

油井泄油半徑按140 m計算，取儲層滲透率K分別為0.3、0.5、1、2、3時，在長6層平均砂層厚度下采用Dowell三維壓裂軟件進行壓裂優(yōu)化模擬。從圖8可以看出，在泄油半徑140 m范圍內(nèi)，對滲透率小于1 mD的儲層，裂縫半長增加，凈現(xiàn)值呈線性增加，無明顯減緩的趨勢；對滲透率在2～3 mD的儲層，最佳縫長在100～120 m。這說明對滲透率小于1 mD的儲層，在不考慮注水的前提下，在泄油半徑內(nèi)增加裂縫半長會增加預(yù)期收益。

圖7 長6層不同滲透率下裂縫半長與凈現(xiàn)值關(guān)系圖Fig.7 The relationship between half-length of fracture and NPV under different permeability in Chang-6 oil layer

長6層壓裂改造，最優(yōu)化裂縫半長應(yīng)達到100～110 m之間才能取得較好的油井產(chǎn)量和經(jīng)濟效益。在單井控制的泄油面積內(nèi)，通過技術(shù)手段提高壓裂裂縫長度，可有效提高油井產(chǎn)量和經(jīng)濟效益。

6 結(jié)論

(1)通過動態(tài)裂縫綜合分析、野外露頭測試及電成像測井曲線分析認(rèn)為，寨子河油區(qū)長6油層裂縫走向集中在北東東—南西西向。

(2)通過對該區(qū)長6油層縱、橫向水淹模式的分析，認(rèn)為平面水淹優(yōu)勢方向為SW45°-SW75°。

(3)對于低滲透的長6油層，壓裂半長控制在100～110 m之間可以取得較好的油井產(chǎn)量和經(jīng)濟效益。

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