安塞油田坪桥区微裂缝开发探析

2014-09-18史桐

地下水 2014年1期

史桐

(西北大学地质学系，陕西西安710069)

1 坪桥微裂缝概况

坪桥区块位于安塞油田最北端的大陆沟鼻褶皱带上，沉积微相主要以三角洲前缘相水下分流河道沉积为主，主力油层为三叠系长6油层。坪桥区属于低渗、低压的岩性油藏，其储层天然微裂缝发育，油井受裂缝影响，存在主向油井易水淹、侧向油井见效缓慢、油层压力保持水平低的特点。

坪桥区已判断微裂缝共有23条，分布于坪桥区块的各处，影响油井数324口，占全区长6已开发油井数的87.5%，平均每条微裂缝影响油井18口。其开发效果为西优东低，目前微裂缝影响油井平均单井日产液2.30 m3，日产油1.35 t，含水29.8%。

1.1 坪桥微裂缝储藏特征

1.1.1 注水沿裂缝窜流特征

注入水沿裂缝窜流，油井暴性水淹，含水上升块，即从注水开始到部分油井进入高含水阶段，只需要较短的时间，具有显著的水窜，油井暴性水淹的特征。很多微裂缝油藏，随着注水量的增加，含水急剧上升，而采油量大幅度递减，即便后期采取降低注水量，控水的方针，也无法降低含水，说明注入水沿裂缝窜流进形成注水通道后，导致注入水无效循环，含水居高不下。

1.1.2 注水及水淹方向

在裂缝性油藏中，注水开发后由于注入水容易沿裂缝方向窜流，因而位于裂缝方向上的油井见效快，含水上升快，压力恢复高;而位于裂缝两侧的油井见效慢，压力恢复也慢。因此裂缝在注水开发过程中会导致严重的平面矛盾，使油井注水见效及水淹特征具有明显的方向性。这与整个油藏区块的沉积相和区块岩性的非均质性有关，以坪桥开发为例，整体微裂缝走向均为北东南西向，在微裂缝的主向油井开发时间超过2年以后均表现为高含水，有的甚至水淹地关。

1.1.3 压力敏感性特征

在油田的开采过程中，裂缝中流体压力会逐渐下降，裂缝所受的静封闭压力随之增大，裂缝开度和渗透率变小，并具有一定的不可恢复性。即使后期注水，地层压力回升，裂缝开度和渗透率也不可能复原，这就是裂缝渗透率的压力敏感性特征。因此，在低渗透砂岩油田注水开发中，注水时间和注水强度的选择十分重要。若注水太早，不能形成压差，基质孔隙中的原油不能补给;若注水太晚，一些裂缝会闭合而成为无效缝;若注水强度太大，会使裂缝扩展，容易引起瀑性水淹水窜。

1.2 坪桥微裂缝物性特征

1.2.1 储层岩性物性

坪桥区长6油层属三角洲平原分流河道沉积，地层厚90～105 m。储层岩性为长石细砂岩，石英含量 19.6%，长石46.9%，岩屑11.1%。细砂占67.2% ，中砂和粉砂分别占9.3%和22.5%，粒径 0.1 ～0.25 mm，粒度集中于0.15 ～ 0.21 mm，平均粒径0.203 1 mm。颗粒分选中等，呈半定向—定向排列，圆度差，薄膜孔隙胶结，胶结物含量为 12.8%。［1］其中，稳定矿物石英含量偏少，不稳定矿物长石含量高，且易高岭土化，势必造成成岩改造后岩性非均质性强，渗透率不均，物性差。

1.2.2 储层孔喉结构物性

坪桥区长61砂层组为浊沸石溶孔较发育的颗粒溶孔—剩余原生粒间孔—浊沸石溶孔组合，面孔率5.36% ，浊沸石溶孔2.92%，浊沸石溶孔占面孔率的54.5%，次为剩余原生粒间孔和颗粒溶孔，合计占面孔率的45.5%，储层性质次于浊沸石溶孔发育带。

坪桥区长6储层经受强烈的成岩作用，颗粒之间以短线接触为主，个别呈长线接触，孔隙度降低，并改变了原来的孔隙结构，导致孔隙类型复杂化。据铸体薄片及压汞资料分析知，孔隙直径为 13.04 ～219.00 μm，集中分布于14.6 ～27.2 μm，中值孔隙直径 22.48 μm。孔隙分选差 (分选系数20.63)，孔喉分选差(分选系数 2.208)，最大喉道半径 0.730 μm，平均喉道半径0.288 μm，其中:中粗喉5%，中细喉40%，微细喉55%。坪桥区长6油层主力油层为长61，其平均孔径小，仅 23.1 μm，最大孔径217.6 μm，分选性极差，分选系数 20.75，孔隙以孔径小于29.2 μm的小孔为主。长61储层喉道也小，平均喉道半径0.16 μm，分选系数2.28，最大喉道半径3.75 μm，中值喉道半径0.128 μm。［1］

2 坪桥区微裂缝开发措施

2.1 注水措施

2.1.1 沿微裂缝加强注水

由于坪桥区物性差，微裂缝发育，油井单井产能低，见效缓慢，从投产初期就出现主向井水淹的特点，所以坪桥一直采取了沿微裂缝加强注水的方针，2000年起，每条微裂缝日注水量超过100 m3，促使每条微裂缝侧向见效。总体来说，受到沿裂缝加强注水的影响，侧向井总体表现为油量上升，含水平稳，压力提高。

2.1.2 周期注水

1)渗吸模型。在压力扰动作用下，基质与裂缝间产生油水交渗效应，从而采出基质中的原油(见图1)。

图1 不稳定注水机理图

注水升压阶段，注水使裂缝系统压力高于基质岩块的压力，从而直接在裂缝与基质岩块之间产生一有效的驱替压力梯度，在驱替压差作用下促进注入水，甚至一部分油从裂缝系统渗入基质岩块;在降压开采阶段，裂缝系统的压力低于基质岩块的压力，在驱替压缩体积膨胀作用下，基质岩块的原油和水流向裂缝系统。［2］在周期注水的过程中，在注水压力和毛管压力的双重作用下，可使更多的注入水进入基质岩块较深部位的含油孔隙，其实质就是强化了基质岩块渗吸排油速度与深度，起到增产效果。

2)高渗流模型。如果在裂缝主向井形成压力梯度，造成裂缝水流方向改变，周期注水对于坪桥微裂缝开发还能形成另外一种增产机理(见图2)。

图2 周期注水新理论模型图

可以将裂缝看成一条高渗流带，在注水不发生变化时，流向固定，其只对部分侧向裂缝起到开启作用;当流向发生改变时，侧能开启对应方向的裂缝。注水方向周期改变，可以带动裂缝方向的的周期开启，注入水趋替裂缝中的剩余油，从而提高采出效率。

这种理论模型与坪桥区的沉积相有关，坪桥区属于三角洲前缘相，包括水下分流河道、水下分流间湾和河口沙坝微相，其内交错层理发育，特别在水下分流河道周边易发现沙纹交错层理，必然会发育与渗流同向或逆向的裂缝，这种注水模式可以打开不同方向上的裂缝。

2.2 后期改造

针对裂缝性油藏独有的特点，常规开发方式在后期必然存在瓶颈，由于各组裂缝的渗透率不同，各组裂缝中流体压力和开度闭合速率也不一致，相应地各组裂缝所起作用会发生变化。早期渗透率最大的裂缝，在油田开发到一定阶段时，其渗透性甚至会变得比其它方向裂缝更差。因此，在低渗透油田开发的中晚期必然要进行相应井网调整。

2.2.1 重复压裂

针对坪桥油井油层初期改造程度低的特点，沿微裂缝加强注水，把侧向井作为复压“目标”，近两年收效较好。

但重复压裂和初次改造程度和压力保持水平有着很深的关系，07年复压失败井塞203与坪43～10均为坪桥区南部沿微裂缝坪41～25——坪41～29主侧向井，该微裂缝周边井压力保持水平较差，本次压裂无效(见图3)。而后期坪桥区复压选井难度越来越高，加密和侧钻技术应逐年增加。

图3 压裂失效井

2.2.2 改善布井布局

1)加密调整。由于沿微裂缝注水测向油井长期不见效，侧向井压力上升缓慢。为检验微裂缝侧向水驱状况，从99年开始，开始在微裂缝侧向部署加密井，目前动态基本保持平稳。侧向加密井由于排距小，易见注入水效果，经前期的注水培养，投产以后产量相对较高，且投产初期液量、含水、动液面，递减幅度小。这些加密井的动态基本说明了坪桥区裂缝侧向见效水平仍很低。

2)小排距注水。为缩短油井见效周期，01年起对部分侧向油井进行转注，形成7个小排距注水井网。目前小排距区块由于井距过小，见效速度快，注水量不易控制，同时也无法解决主向井水淹的问题，并且稳产时间短，短期含水难以控制，导致水淹，小排距注水量和油井动液面对应关系明显，目前开发效果较差。

3)井网改造。在特低渗透油藏开发初期采用正方形反九点井网使可压裂缝长度受到限制，导致单井产能低，边井见效差而角井又容易水淹。菱形反九点井网虽然改善了平面上各油井的均匀受效程度，开采效果好于正方形反九点井网，但仍未根本解决对压裂规模的限制以及单井产能低、注水能力差的问题。而矩形井网沿裂缝方向线状注水更适合特低渗透油藏的特性，既可以对油井和注水井进行大型压裂，提高单井产能和注水波及体积，又能防止油井暴性水淹。