安塞特低渗油田动态裂缝变化特征及其影响

郭发荣 （中国石油长庆油田分公司油田开发处，陕西 西安710018）

王洪伟 （中国石油大庆油田分公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆163721）

安明胜 （中国石油长庆油田分公司油田开发处，陕西 西安710018）

张欢 （中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西 西安710021）

胡晓丽 （中国石油测井有限公司长庆事业部，陕西 西安710021）

1 概况

安塞油田位于鄂尔多斯盆地中部，以内陆淡水湖泊三角洲沉积为主，主力油层长6油藏为典型的低渗、低压、低产油藏，空气渗透率1.29mD，压力系数0.7～0.8，油井自然产能极低，油井初产仅0.3～0.5t／d。故常规钻井、试油一般无自然产能，均须经压裂改造方可获得工业油流［1～3］。

采油井压裂时，一般加砂量20～40m3，单井产量可大幅提高，投产后初期单井产量基本能达到2～4t／d。油层经压裂改造后，会形成人工压裂缝，人工压裂缝一般为垂直缝，半缝长100m左右，延伸方向以 NE向为主，平均为68.9°［4，5］。

2 动态裂缝展布方向

地层应力性质决定动态裂缝展布方向。安塞油田王窑区块开展了4口井地应力测试，4口井主应力差值平均为5.4MPa，最大为8.3MPa，最小也有3.4MPa。说明应力各向异性很强，无论是注水开发过程中产生的动态缝，还是采油井压裂缝，方向都较为单一。

油田长期生产动态也验证了上述结论，注水产生的动态裂缝和采油井的压裂缝都是沿着最大主应力展布，即沿着北东-西南向展布。分析王窑南区开采图 （图1），可以看出油田经过长期的注水，注水井的注入水促使动态裂缝不断延伸，将主向采油井水淹，平面上形成有规律的一条条裂缝线，方向都是北东-西南向，形成“一排注水井注水＋一排采油井采油”的开发格局。

3 动态裂缝变化特征

3.1 注水井动态裂缝延伸速度

油藏开发初期注水井是不压裂投注的，一般采用挤活性水或爆燃投注，初期注水井近井地带没有裂缝，裂缝初始长度可认为是0m；而通过近年来的试井解释可以发现，注水井注入水产生的裂缝半缝长平均为106m，说明注水过程会导致裂缝的缓慢延伸。以王窑区X20－06注水井为例，该井在2009年10月、2011年3月、2012年4月开展了3次试井，2009年的试井曲线为复合型 （图2（a）），曲线特征为上翘型，说明油层还没有产生明显的裂缝型渗流，可认为裂缝长度为0m；2011年的试井曲线为裂缝型 （图2（b）），曲线特征为大平行型，说明油层产生了明显的裂缝型渗流，计算此时的裂缝长度为38m；2012年的试井曲线为裂缝型 （图2（c）），曲线特征为小平行型，说明油层仍为明显的裂缝型渗流，计算此时的裂缝长度为80m。该井的试井结果说明注水井产生的裂缝是动态变化的，这一现象反映了注水持续作用条件下，地层压力逐渐升高产生的裂缝从无到有、从小到大的特征。

图1 安塞油田王窑南区注水产生的动态裂缝图

图2 王窑区X20－06注水井在3个不同时期测试的试井曲线

为了更准确地了解注水井的动态裂缝变化特征，从王窑区全部注水井中筛选出18口重复开展过试井的注水井进行对比，2次试井平均间隔周期为24.4个月，2次试井平均半缝长差值为110.8m，由此可计算出注水井的动态裂缝平均延伸速度为55m／a。

3.2 采油井动态裂缝闭合速度

安塞油田为典型的超低渗、低压、低产油藏，储层岩石似磨刀石，油井常规无初产、经压裂改造后才有工业油流，人工压裂缝初始半缝长平均为110m；而通过近年来的试井解释可以发现，采油井的裂缝半缝长平均为41m，说明采油井的抽吸过程会导致裂缝的缓慢闭合。为了详细计算裂缝的闭合速度，可以建立一个区块的岩石力学模型，综合考虑渗流机理和地质特征等因素，模拟出原始地层条件下的初始压裂缝长度，再通过试井资料计算出长期生产后的压裂缝长度，从而实现对特低渗透油层压裂缝的动态描述［6～8］。

基于美国STIM－LAB公司开发的Gohfer压裂软件，利用压裂液及支撑剂综合数据，采用网格结构计算法建立全三维裂缝扩展模型，可预测地层的水力压裂缝剖面，计算单井人工压裂缝几何形态［9，10］。以王窑区X26－06采油井为例，该井1997年11月投产，将初始数值模拟结果与后期生产的试井结果进行对比，2011年10月试井结果显示半缝长为66.8m，2013年6月试井结果显示半缝长为28.9m。对比结果显示采油井的压裂缝是动态变化的。

从王窑区全部采油井中筛选出20口重复开展过试井的采油井进行对比，2次试井平均间隔周期为19.1个月，2次试井平均半缝长差值为15.8m，由此可计算出采油井的动态裂缝平均闭合速度为10m／a。

4 动态裂缝对油田开发政策的影响

4.1 缝网匹配

随着对注水井动态裂缝规律认识的深入，发现动态裂缝对井网部署的优劣有着决定性作用。对井网与注水井动态裂缝进行匹配优化，可以最大限度地发挥油藏潜力。

以安塞油田杏河区为例，1993年采取正方形反九点井网开发，主向采油井投产后含水快速上升，主向采油井水淹比例达到50%，水淹比例较很高。从井网和裂缝匹配关系分析，正方形反九点井网匹配性较差，易造成主向采油井快速水淹。根据这一特点，对井网进行了优化，采用了矩形井网开发，这种井网大幅减少了油井水淹比例，提高了压力梯度，增长了油井稳产期。以安塞油田塞130区为例，2002年采取矩形井网开发，已注水11a，全区水淹比例仅为5.5%，总体开发动态平稳，综合含水率一直保持在35%以下，开发效果较好。井网与动态裂缝的匹配优化历程，说明裂缝发育的特低渗透油藏更适合采用小排距的矩形井网。

4.2 利用重复压裂延长采油井动态裂缝

采油井动态裂缝不断缩短的规律决定着采油井的地下渗流通道是不断变短的，渗流状况是不断变差的，单井产量是不断递减的。按照采油井动态裂缝平均闭合10m／a的速度来计算，平均5a左右时间采油井的初始压裂缝会缩短一半。这会对油田开发造成不利影响，需要采取措施延长裂缝长度，改善开发效果。如X18－23井，2009年7月试井测得半缝长为15.3m，2011年3月重复压裂，2012年6月再次试井，测得半缝长增加到35.4m。这些资料说明多次压裂可有效地延长裂缝长度，提高单井产量。所以在各方面条件允许的情况下，裂缝侧向井可每隔5a左右时间重复压裂一次。历年来对120口采油井实施了多次重复压裂，平均压裂2～3次，成功率98.1%，平均单井日增油1.30t，当年累计增油合计5.45×104t。

5 结论

1）安塞油田地层最大水平主应力与最小水平主应力差异较大，决定着动态裂缝展布方向单一，主要沿着北东-西南向展布。

2）安塞油田注水井的动态裂缝平均延伸速度为55m／a，采油井的动态裂缝平均闭合速度为10m／a。

3）研究注水井动态裂缝变化特征对不同井网开发效果的影响，发现裂缝发育的特低渗透油藏更适合采用小排距的矩形井网。研究采油井动态裂缝变化规律，发现采取周期性的重复压裂措施可延长裂缝长度，提高单井产能，改善开发效果。

［1］ 朱义吾，李忠兴.鄂尔多斯盆地低渗透油气开发技术 ［M］.北京：石油工业出版社，2003.

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［3］ 安明胜，陈其河，刘超，等 .安塞油田长6特低渗油藏二次加密井网研究 ［J］.石油天然气学报 （江汉石油学院学报），2014，36（7）：133～136.

［4］ 郭伦文，李洪建，蔡树行，等 .注水对诱导裂缝的影响因素研究 ［J］.化学工程与装备，2010，39（6）：8～10.

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