李文龍 ，白軍輝 ，馮晗 ，叢巖 ，郭子正 ，王大成

（1.東北石油大學地球科學學院，黑龍江 大慶 163318；2.中國石油大慶油田有限責任公司第三采油廠，黑龍江 大慶 163113；3.中國石油大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江 大慶 163451）

SBFD區(qū)塊有50余年的開發(fā)歷史，經歷水驅、聚合物驅和三元驅后，綜合含水率已達94%，穩(wěn)產難度不斷加大［1-2］，原來“躲斷層”開發(fā)思想指導下剩余的部分儲量成為重要的接替潛力。針對這部分剩余油，前人研究主要集中在潛力區(qū)識別上［3-6］，在斷層區(qū)整體開發(fā)方式方面的研究成果較少。本文通過分析SBFD區(qū)塊近10 a的精細開發(fā)歷程，從斷層邊部如何優(yōu)選潛力區(qū)、如何緊貼斷面實現井軌跡最佳控制、如何在受限空間內設計井軌跡、如何減緩高效井產量遞減速度、如何實現斷層區(qū)開發(fā)與套損防控雙贏等5個方面，總結出一套高含水砂巖油田的斷層邊部挖潛技術。該技術對其他同類區(qū)塊后期開發(fā)具有一定借鑒意義。

1 斷層邊部潛力區(qū)優(yōu)選與政策界限

1.1 剩余油潛力區(qū)優(yōu)選

砂巖油藏密井網開發(fā)區(qū)剩余油主要受控于注采井網控制程度［7-8］，而斷層邊部特殊性則表現在橫向背斜圈閉、生長斷層控砂區(qū)，以及特殊的注采關系造成該部位剩余油富集。

橫向背斜圈閉。斷層斷距在走向上不斷發(fā)生變化。對于單一的孤立斷層而言，斷層中部位移最大，向兩側依次遞減［9］；斷層下盤地層發(fā)生掀斜，中部沿走向彎曲形成背斜；而斷層上盤地層變形則相反，沿著走向斷層中部彎曲形成向斜，在斷層分段生長點連接處斷距偏小，形成背斜。因此，側列疊覆正斷層邊部正向微構造主要發(fā)育在斷層下盤大斷距部位和斷層上盤小斷距部位。研究區(qū)共識別出斷層背斜圈閉24個，圈閉幅度一般為2～10 m，是剩余油匯聚的有利指向區(qū)。

生長斷層控砂區(qū)。大斷層的形成經歷不斷破壞—連接—再破壞的逐漸生長發(fā)育過程［10-11］。通過繪制分段位移-距離曲線、構造發(fā)育史剖面，認為87#斷層北段為生長斷層，這與以往認為本區(qū)斷層均為儲層沉積期后形成的認識不同［12］。同時，斷層分段生長連接部位造成砂體的局部富集，側列斷層之間的小斷距部位形成轉換斜坡，促使砂體沿轉換斜坡順勢而下，向下降盤低勢區(qū)堆積。因此，生長斷層和轉換斜坡的存在，使得斷層上盤砂體增厚。研究區(qū)該部位地層增厚約2%，砂地比增加約13%，是挖潛的有利區(qū)。本次共識別出3條分段生長斷層、5個古轉換帶。

斷層邊部特殊的注采關系。受到封閉斷層切割影響，密井網開發(fā)區(qū)采用面積井網，出現了井網控制不住的剩余油類型［13-15］。從實際斷層與井網配置分析可知，斷層邊部存在著無注無采型、分流線型、有注無采型、斷層遮擋型等4種剩余油潛力區(qū)（見圖1）。對于縱向上發(fā)育多層系油藏、有利部位為注采井網不完善的區(qū)域，通過單井進行分段開發(fā)，可實現經濟效益最大化。

圖1 斷層邊部剩余油潛力區(qū)類型

1.2 高效井部署政策界限的制定

斷層邊部高效井部署要求單井初期日產油量必須達到周圍油井的3倍以上，含水率在85%以下。因此，在有利區(qū)決策上應參考理論數值模型和已部署高效井經驗，進一步明確高效井部署政策界限。

通過建立斷層區(qū)數值模擬理論模型，研究不同斷層傾角、含水率條件下的定向井設計參數，主要考慮高效井與斷層面、油井、水井的距離等3個方面，對潛力區(qū)進行進一步摸底。以二類油層聚驅125 m×125 m的五點法井網為例，設計優(yōu)選含水率達到90%時的高效井與斷層距離方案，選定30 m為最小距離，以20 m為階梯，設置6個方案。隨著高效井與斷層距離的增大，含水率逐漸增大，因此，高效井與斷層距離應該控制在50 m以內。以同樣方式，分別計算不同斷層傾角、初含水條件下，高效井與斷層、油井、水井的距離參數。潛力區(qū)范圍達到該指標才能部署高效井。

統(tǒng)計已投產斷層邊部高效井生產狀況，分析高效井初期產油量、含水率指標主控因素后認為：高效井應與原注水井、采油井井距合理，接近原井網井距；高效井距離斷層距離應在50 m以內；必須確保注采井相互連通，減緩產量遞減速度。綜合考慮剩余油潛力和高效井部署政策界限，確定可布井區(qū)，排查出研究區(qū)斷層邊部剩余油潛力區(qū)12個。

2 井軌跡精準貼近斷面

斷層邊部“墻角區(qū)”剩余油主要依靠平行于斷面的大斜度定向井進行挖潛［16］，井距斷面距離必須控制在50 m以內；同時，大斜度井與斷面及老油、水井距離為“此消彼長”關系，距斷面越近，補充井就越能很好地融入原井網，增加控制儲量，因而可設計更多井位。

2.1 斷層空間結構精準表征

要使大斜度井的軌跡更貼近斷面，首先要明確斷層位置，避免出現鉆遇斷層情況，導致部署失敗。研究區(qū)斷層受砂泥巖塑性差異、多期構造運動、平面剪切應變作用等3個因素共同控制，造成大斷層結構復雜，由多條小斷層側列疊覆形成，該認識已經取心井資料證實。以87#斷層為例，對照地震斷層精細解釋成果，以側列疊覆斷層主體、末端、多級斷層帶的結構模式為指導，對一井多斷點進行合理組合，形成4個分段斷層。分段斷層產狀變化合理，大斷層斷點組合率提高到98%，三維展布位置更加清晰，斷層附近井位部署更可靠。該類側列疊覆斷層各分段局部搭接處容易形成構造透鏡體，其規(guī)模小，與外界連通差，鉆井過程中應避開此類區(qū)域。

2.2 深化斷層內部構型認識

經野外露頭及室內研究證實，斷層具有斷層核、破碎帶二元結構特征［17-22］（見圖2a）。在弄清斷層展布的基礎上，應進一步明確研究區(qū)斷層內部結構，避免鉆遇泄油不暢區(qū)域。具體步驟為：1）在研究區(qū)斷層附近部署多口井壁取心井，對斷面位置定點取樣，開展孔、滲參數室內分析；2）對斷點附近巖心進行冷凍制片，利用熒光顯微鏡、紫外熒光濾鏡，區(qū)分油水邊界，定量研究油水比、剩余油類型和分布狀態(tài)；3）配合掃描電鏡分析，直接觀察斷層巖心樣品組成、結構及構造、孔隙特征。

研究表明：斷層核表現為S形斷層泥構造帶，巖石致密；兩側破碎帶巖石礦物較粗，以泥質粉砂巖為主，包含破裂角礫巖等，顆?；祀s，較致密，局部顆粒呈雁行式排列，反映走滑剪切作用；最外側圍巖骨架顆粒較為松弛，明顯受拉張構造作用影響，孔隙度較大，與斷層內部區(qū)別明顯（見圖2b）。研究區(qū)儲層滲透率一般在100.0×10-3μm2以上，孔隙度在20%以上；而實鉆破碎帶巖心實測滲透率在5.0×10-3μm2左右，孔隙度約8%；斷層核更低，滲透率僅0.1×10-3μm2，孔隙度在2%以內。斷層破碎帶物性較圍巖降低2～ 3個數量級。斷層破碎帶含油性差，熒光分析顯示，同層位、同類型強水洗儲層剩余油占比可達12.96%，而斷層破碎帶內剩余油占比僅為8.89%（見圖2c）。

圖2 斷層內部結構特征

由此可見，斷層邊部存在一個物性低、含油性差的破碎帶，如果大斜度井的軌跡進入此區(qū)域，將無法有效泄油，致使部署失敗。

根據對斷層內部結構的認識及大量測井曲線形態(tài)分析，建立了斷層破碎帶測井識別方法。斷層破碎帶具有聲波時差AC偏小、密度DEN增大、微電極呈鋸齒化的測井響應特征（見圖3），對應其致密、巖性快速變化的地質特征。采用該方法，開展了105口鉆遇斷層井的破碎帶寬度識別。結果表明：斷層破碎帶寬度與斷距具有正相關關系，斷層破碎帶寬度多小于20 m，破碎帶上盤規(guī)模大于下盤。

圖3 斷層破碎帶測井特征

以側列疊覆斷層識別及斷層內部結構認識成果為指導，明確了斷層邊部的可布井區(qū)域。軌跡設計原則上避開斷層側列疊覆區(qū)及破碎帶，具體井軌跡參照附近斷距進行個性化設計：當斷距小于10 m，軌跡距斷面20 m；當斷距為10～ 20 m，軌跡距斷面30 m；當斷距大于20 m，軌跡距斷面40 m。

3 三維井軌跡設計

因為開發(fā)區(qū)井網密度大，斷層區(qū)長期未開發(fā)，已建成地面設施多，所以要部署一口補充井，安全鉆井施工場地半徑應達到地面50 m以上，地下30 m以上，防止與老井空間碰撞。另外，大斜度井對軌跡要求較高，需在特定靶點位置以特定角度鉆進，因此井軌跡空間設計存在受限條件，難度較大。

3.1 高效井軌跡類型

針對不同井區(qū)剩余油分布狀況及鉆井實施難度，綜合考慮經濟性，靈活設計不同類型高效井軌跡。

1）對于老井密集、地面井站較多的區(qū)域，利用同一鉆井平臺，實現多靶點軌跡設計，有效解決井軌跡防碰問題。

2）利用大斷距，實現優(yōu)勢層位雙向挖潛。81-1#斷層上下兩盤薩Ⅱ-薩Ⅲ層位均存在剩余油潛力，結合該處斷層59 m斷距，部署1口穿斷面大斜度定向井，使其于斷層下盤薩Ⅲ底部鉆遇斷點，油層基本保持完整，上盤穿過斷層后鉆遇薩Ⅱ中下部-薩Ⅲ，其斷失部分薩Ⅱ上部可通過周圍老井補孔完善，實現高效挖潛。

3）對于地面條件復雜、軌跡設計難度大的區(qū)域，部署穿斷面斜直井挖潛。綜合考慮井距斷面的距離問題，設計上部地層為斜井，進入油層部位變?yōu)橹本?，距離目的層平均40 m，實現該處剩余油有效挖潛。

4）對于單一潛力層位，采取直井挖潛。73#斷層區(qū)僅下盤薩Ⅱ-薩Ⅲ層位存在剩余油潛力，若采用大斜度井挖潛，投資較高，因此采用穿斷面直井挖潛。設計薩Ⅰ頂部鉆遇斷點，使目的層完整，目的層內井距斷面平均40 m以內，經濟有效挖掘潛力區(qū)。

3.2 高效井軌跡走向

對于多套層系存在剩余油的情況，應使大斜度定向井軌跡方位角與斷層走向由垂直向斜交轉變，均勻不同層系注采井距。各層系最佳井軌跡設計原則為：以井震結合砂體預測成果為指導，井位優(yōu)先部署于厚度大且與注水井連通好的部位，優(yōu)化高效井對砂體的控制。各層系共實施大斜度定向調整井5口，實鉆有效厚度提高了25%，有效控制了斷層區(qū)富油砂體。

4 減緩高效井產量遞減速度

由于斷層區(qū)高效井緊鄰遮擋斷層，導致其一側無注采關系。同時，為防止斷層邊部井套損，斷層另一側原井網設計普遍以油井為主，注水井較少，來水方向單一，注采關系不完善。當砂體發(fā)育差，與同層系注水井連通厚度小時，供液不足現象將加劇。對于直井注-斜井采關系井網，還存在斜井部分層位超出注采井距情況，造成注入水難以波及。以研究區(qū)內2014年部署的4口大位移定向井為例，投產初期日產油量達到區(qū)塊平均單井日產油量的9倍左右，而投產20個月后，平均單井階段產液量僅有12 t，地下能量不足，制約了斷層區(qū)的開發(fā)［23］。

4.1 注采井網設計

針對狹長斷塊，根據不同斷塊內的井網情況，采取新鉆井和補孔相結合，形成之字形、線狀等注采井網，從零星布井轉為整體部署，提高斷塊的控制程度。

之字形井網。研究區(qū)78-1#、76-2#兩斷層間距為190 m，地塹構造，潛力層常規(guī)注采井距為250 m。為此，將該斷塊作為整體考慮，補鉆2口貼斷面大斜度定向井，配合對周圍2口注水井實施跨層系補孔，同時對1口原油井實施補孔，形成井位分布均勻、油水井匹配兼顧的之字形注采井網，最大限度控制斷層區(qū)剩余油。

線狀井網。81-1#、81-1+N1兩斷層間距為140 m，斷階斷塊，上部潛力層位常規(guī)注采井距為125 m，下部潛力層位為250 m。首先在斷塊中部部署2口平行斷面大斜度定向油井，距兩側斷層均為70 m，確保兩側斷層附近剩余油得到控制；然后開采下部油層，后期上返再開采上部油層。同時，在2口井中間位置再部署2口大斜度定向油井，距原來的2口井約為130 m；首先開采上部油層，后期轉成注水井，然后為上返2口井注聚，兼顧2套井網，組成線狀立體井網。

4.2 射孔方式

斷層區(qū)斜井目的層井斜角一般在20°以上，且一般采用1口井進行多層系開采，因此，射孔方式不當，將導致高效井部署失敗。

分步射孔、分段開發(fā)。77#斷層區(qū)發(fā)育上、下兩套潛力油層，考慮經濟性，在該位置只設計了1口大斜度定向井，為避免上、下兩套層系同時開發(fā)出現嚴重的層間干擾問題，在射孔時進行分步射孔。首先射開下部油層，待生產達到含水率上限后，再上返至上部油層。該方法有效保證了大斜度井的部署效果。

定射角射孔。斜井定方位射孔是在與射孔層段井身有一定斜度的條件下，在下井前按要求提前調好射孔彈射孔方向夾角，使得射流真正平行于地層射入油、氣層，穿透效果顯著，可有效避免大斜度井射流方向與儲層斜交導致的薄層穿層現象。研究區(qū)共實施分段開發(fā)井12口，其中，井斜角大于20°的10口大斜度井實施定射角射孔。

4.3 油水井協(xié)同調整

斷層區(qū)大斜度定向井連通注水井少，產量遞減快，通過油水井協(xié)同調整，可緩解這一問題。

對于單一斷層，通過注水井調整和增注措施等提高注水量。大斜度定向井A井投產后產量遞減快，周圍水井有2口，采取對注水井酸化后偏調，提高與高效井連通層配注量，使大斜度井日增油9.8 t，延緩產量遞減。

對于整體斷層，考慮其注水方向更加單一，對原斷層區(qū)注水井適當采取跨層系補孔，以保證注水方向達到2個以上。大斜度井B井目的層位于兩斷層中間，周圍缺少同層系注水井，生產2 a后供液不足關井，含水率只有3%。考慮其特殊性，對周圍唯一一口注水井實施對應層跨層系補孔，補孔后B井日增油12.6 t。研究區(qū)共實施酸化、細分調整15口井，跨層系補孔、轉注4口井。

5 規(guī)避斷層區(qū)套損風險

斷層區(qū)剩余油開發(fā)既要確保斷層區(qū)注水，又要同時注意斷層承壓界限問題，不能突破斷層能承受的破裂極限，以免發(fā)生斷層區(qū)大面積套損［24-25］。按套損井分布位置，斷層區(qū)可分為發(fā)生在斷層一側的套損和斷層兩側的套損2種。

5.1 斷層一側套損

對于斷層一側出現的套損問題，分析成因為：位于研究區(qū)油層段上部100 m以內，分布一套厚度10 m左右、出現大量葉肢介等生物化石的泥頁巖層，該層位水侵后，水將沿水平層理面快速漫延，導致局部水平滑移，產生油井套損［26］。斷層邊部注入水可能通過3種渠道進入該標準層：一是外部注入水漫延。周圍井區(qū)非正常注入水進入標準層后，會沿標準層漫延，并于封閉斷層處集中［27］；二是斷層附近井管外竄槽。受斷層兩盤壓力不均衡影響，鉆遇斷層的井在斷點位置附近固井時候凝期水泥漿存在流動，造成固井質量普遍偏差，容易出現注入水竄層，沿套管外水泥環(huán)進入標準層，引發(fā)憋壓套損；三是斷層一側復活。為防止套損，原規(guī)定斷層區(qū)注水井斷點上下2～ 5 m避射，但考慮斷層傾角，實際注水層距斷層垂直距離僅3 m左右，仍處于斷層破碎帶，如在該位置注水，壓力超過上限，將使其內裂縫等開啟，注入水沿斷層滑動面平行斷層傳導進入標準層［28］，引發(fā)套損。外部漫延和管外串槽引發(fā)的套損，均為外因，在生產、固井中控制得當即可以避免。本文重點研究斷層復活套損，評價斷面能承受的壓力。

正常壓力條件下，斷面正應力所產生的摩擦力遠大于斷面剪應力，斷層靜止不動。油田注水開發(fā)過程中，注水壓力將通過地下流體傳導到斷層處，將改變斷層所處應力狀態(tài)。當斷面摩擦力小于斷面剪應力時，斷層將失去穩(wěn)定性而“活化”，發(fā)生套損?；趲靵鰷蕜t，在斷層存在注水產生的流體壓力條件下，臨界滑動條件公式為

式中：μ為斷面滑動摩擦因數；σn為斷面正應力，MPa；p為斷層臨界流體壓力，MPa；τ0為斷面滑動臨界剪應力，MPa。

模擬計算步驟為：1）通過流固耦合原理建立地質模型，利用區(qū)塊中實測的地應力資料，對斷層區(qū)構造應力場進行模擬；2）利用模擬結果，計算斷面正應力、剪應力及臨界剪應力；3）利用滑動公式計算斷層周圍任一點的滑動臨界流體壓力；4）根據注水井與鄰近斷層的構造點高程差，計算注水井可實施的最大注水壓力。

以87#斷層為例。根據模擬結果，得到斷面能承受的最大流體壓力分別為24.5，26.1 MPa。經過實際統(tǒng)計，斷層附近463井、80井的歷史最大井底流體壓力分別為24.1，24.2 MPa，均小于斷面承壓界限，2口井均未發(fā)生套損，與實際相符。

結合高效井部署有利時機，以斷面承壓界限評價為指導，進行了斷層區(qū)的套損防治工作。例如SP37井設計時，分析該區(qū)域上部存在較大潛力，下部油層潛力較小，但依據下部油層原井網關系和臨界壓力計算結果認為，2口同層系注水井距離過近，緊鄰斷層，中間無泄壓井點，已接近承壓界限，存在套損風險。因此，在部署高效井時，應射開高壓層段，避免套損發(fā)生。投產后，初期井自噴液量為248 t/d，投產4個月仍處于自噴狀態(tài)。該方法有效避免了斷層一側套損問題的發(fā)生。

5.2 斷層兩側套損

斷層復活產生套損主要是因為斷層兩側壓差不均衡。如果開發(fā)區(qū)斷層一盤注采比大于另一盤，即斷層一側注的多、地層壓力大，另一側采的多、地層壓力??；斷層封閉作用會導致斷層承擔多余的部分壓力，當該壓力超過斷層承壓界限時，同樣會引發(fā)套損。該類問題主要評價斷層能承受的壓差。

基于Byerlee滑動準則，斷層活化臨界條件為

式中：f為斷面活化應力，MPa；Δp為斷層兩側壓差，MPa；τn為斷面剪應力，MPa。

模擬計算步驟為：1）對三軸主應力場進行力的分解與轉化，并利用工區(qū)采用地應力測井于斷層周圍實測的多口井主應力，計算斷面所承受的正應力與剪應力；2）通過統(tǒng)計回歸，建立μ與斷層泥比率SGR的關系式；3）計算斷層泥質含量與斷距，得到斷層三維空間SGR值；4）利用臨界滑動公式計算斷面承壓界限。

以72-3#斷層為例。根據模擬結果，得到斷層兩側的承壓分別為2.00，2.50 MPa，而該斷層兩側地層靜壓測試結果表明，斷層附近424井發(fā)生套損，26井未發(fā)生套損，與實際情況相符。

81#斷層附近的套損區(qū)內只有采出井，無注水井，將導致斷塊內外壓差逐步升高，存在二次套損風險，但若考慮斷層兩側平衡，減少注水又將影響區(qū)塊產油；因此，依照斷層承壓界限結果部署注水井，緩慢回升壓力，穩(wěn)定斷層兩側壓差，驅動剩余油，提高區(qū)塊生產能力，有效避免了斷層區(qū)的套損問題。

6 結論

1）高含水油田斷層邊部挖潛技術特點在其整體性，不但要精準定位斷層附近潛力區(qū)，制訂動用政策界限，同時還要兼顧地質、工程、地面等多個方面，為定向井設計—投產—穩(wěn)產全過程提供科學依據。

2）受斷層遮擋作用影響，斷層邊部潛力區(qū)普遍存在，對該潛力區(qū)的開發(fā)應該遵循先整體、后局部的原則，以精準描述結果帶動開發(fā)，逐步深入。