裂缝性砂岩油藏裂缝发育模式及注采调整研究<br/>——以码头庄油田庄2断块为例

裂缝性砂岩油藏裂缝发育模式及注采调整研究
——以码头庄油田庄2断块为例

2016-12-19孙东升刘金华蔡新明毕天卓

石油地质与工程 2016年6期

关键词：断块岩心油藏

孙东升，刘金华，蔡新明，闵路，毕天卓

(中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏扬州 225012)

裂缝性砂岩油藏裂缝发育模式及注采调整研究
——以码头庄油田庄2断块为例

孙东升，刘金华，蔡新明，闵路，毕天卓

(中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏扬州 225012)

码头庄油田庄2断块为裂缝性砂岩油藏，通过对近年密闭取心井岩心以及研究区老井岩心的观察，裂缝分为原生裂缝和压裂缝两种，原生裂缝又可分为高角度缝和水平缝，高角度缝规模较大、穿层性明显，高角度裂缝为构造应力释放形成的构造裂缝；水平缝规模小，但往往集中出现，呈层性分布；研究区发育了一套以高角度裂缝为骨架、由原生裂缝和压裂缝穿插形成的复杂裂缝体系。通过取心实验分析，认为在裂缝上、下1～2 m范围内水洗明显，无裂缝发育段剩余油饱和度较高，研究区仍有较大的潜力。根据研究成果在研究区优化实施了周期注水、关停井两种试验措施，均取得了较好的开发效果。

高邮凹陷；码头庄油田;裂缝性油藏；裂缝模式；注采调整

裂缝性油藏具有初期产能高，递减速度快，水淹情况复杂，采出程度低等特征。由于该类油藏具有孔-缝双介质储层，因而其高效开发成为油气藏研究中的世界性难题之一[1-3]。本次研究的目标区块为码头庄油田庄2断块，该油藏为裂缝性砂岩油藏，庄2断块1995年投入生产，为加快采油速度，油藏内大多数采油井进行过压裂，因而原生裂缝与压裂缝并存，导致注水开发后形成爆性水淹[4]。为了认识庄2断块的水淹及剩余油分布情况，于2014年对庄2检1井实施了密闭取心，通过对该井岩心以及研究区老井岩心的分析，对裂缝发育模式及注采调整进行研究，为砂岩裂缝性油藏提高采收率提供依据。

1 区域地质概况

高邮凹陷位于苏北盆地南部东台坳陷中部，南为通扬隆起，北接柘垛低凸起与建湖隆起相连，东起白驹凹陷，东南靠吴堡低凸起与溱潼凹陷相连，西接菱塘桥低凸起与金湖凹陷相隔，东西长约100 km，南北宽25～30 km，呈北东向长条形分布，新生界地层沉积厚达7 000 m，是苏北盆地沉降最深的一个凹陷。高邮凹陷构造单元可划分为南断阶、深洼带和北斜坡三个部分(图1)[5-6]。

码头庄油田庄2断块油藏位于江苏省高邮市郭集乡，构造上位于苏北盆地高邮凹陷北斜坡带码头庄背斜构造的南翼，面积约为2.6 km2，是一个北东东向展布的受断鼻构造控制的裂缝性砂岩油藏(图1)[6]。研究区地层平缓南倾，倾角4～6°，东西两翼基本对称。本次研究地层主要为古近系阜宁组一段、二段，阜一段以暗棕色砂、泥岩不等厚互层为特征，岩性变化大，发育三角洲相沉积，主要发育三角洲前缘亚相；阜二段为一套暗色泥岩为主的地层，是一套有利的生油层段，下部为夹生物碎屑碳酸盐岩和鲕粒碳酸盐岩的灰黑色泥岩，主要发育滨浅湖亚相沉积[3、4]。

图1 江苏油田高邮凹陷庄2断块区域位置

2 储层裂缝特征

经过对码头庄油田庄2断块庄2检1井以及庄2井等多口取心井的岩心观察，发现在此区内，砂岩、碳酸盐岩、泥岩、灰质泥岩中均有裂缝分布。本次研究主要针对砂岩储层中的开启裂缝，在砂岩中主要发育了原生裂缝和压裂缝两种，原生缝又可分为高角度缝和水平缝。

2.1 原生裂缝特征

庄2断块岩心观察发现原生裂缝主要有高角度缝和水平缝两类，具体特征如下。

(1)高角度缝。在庄2检1、庄2、庄2-18等井均有发育(图2、图3)，高角度缝在块状砂岩、层理发育的砂岩以及泥砂互层的层段中均有发育，开启度大小不一，从0.1 mm到2 mm不等，个别可出现4～5 mm的大裂缝。此类裂缝一般规模较大，因而其长度难于测量，岩心中一般仅可观察到裂缝的局部。部分裂缝规模较大，接近于小断层规模，例如在庄2检1井1 689.50 m发育一条规模较大的高角度裂缝(图3)，接近于小断层的规模，存在明显的破碎带，破碎带两侧发育多条近平行的小裂缝，但是在小层对比过程中该裂缝没有形成地层的明显缺失，仅在小层内部错断少量储层，因而仍然将其划归裂缝处理。

图2 庄2检1井原生裂缝，1 657.90 m

图3 庄2检1井小断层，1 689.50 m

高角度裂缝在所有取心井中均有发育，特别是在北部或者中北部区域的庄2、庄2-1、庄2-22、庄2检1井等井中发育明显(图2)，其它井中也有发育，但是规模明显下降，其中距离北部主断层最近的庄2-22井砂岩裂缝最为发育。从各取心井裂缝在平面上的分布情况分析，高角度裂缝的发育程度与距离北部主断层的远近有关，其走向也与断裂近平行，因而认为该类裂缝主要是由于构造作用形成的，是地层中构造应力的释放或者挤压形成的，其形成原因与小断层相似，甚至部分裂缝与小断层共生[7]。由于研究区发育的高角度缝规模较大，因而认为高角度缝具有穿透多个砂体能力，可以造成不同小层间的水窜现象。

(2)水平缝。在庄2检1、庄2、庄2-1等井中均有发育(图4、图5)，裂缝长度不一，但大多较短，长度约为10 cm，并且水平缝大量集中出现，呈层性分布，多发育在层理界面处。此类裂缝的开启性较好，开启度一般为0.1～0.5 mm，在岩心裂缝中局部有残余油气分布，但水平缝在部分取心井中没有发现。该类裂缝形成原因主要为应力承受能力相对薄弱的砂体，在区域应力环境下，形成了应力释放层，或者成为小断层、高角度裂缝等应力的末端释放层，从而形成了连片性较大、裂缝相对发育的层段。平行缝与高角度缝均是储层非均质性的重要影响因素。

图4 庄2检1井原生水平裂缝，1 714.80 m

图5 庄2检1井原生水平裂缝，1 716.60 m

2.2 压裂缝特征

压裂缝属于人工裂缝，是为了提高单井的油气产量对储层进行改造形成的裂缝。该类改造虽然提高了单井的初期产量，但对整个油藏来讲，不仅增加了储层的非均质性，也使后期的剩余油挖潜难度增大。从庄2检1等取心井岩心分析，压裂缝基本为垂直缝，在岩心上呈现的长度较短(图6、图7)，不具有穿层性，长度一般为5～12 cm，裂缝开度也较小，为0.2～1.0 mm。岩心中观察到的压裂缝主要发育于块状砂岩中，此类砂岩一般没有明显的层理，粒度从粉砂到中砂岩均有，并且多发育在具有钙质胶结的物性相对较差的砂体内，该规律是由于压裂缝在泥岩或者疏松砂岩内应力释放快、延伸距离短形成的，因而在距离压裂井一定距离的新钻井中取心，压裂缝多发育在致密砂岩中。由于压裂缝自身特点，在压裂井附近裂缝长度和开度均较大，延伸一段距离后逐渐变小。庄2检1井附近虽然有多口压裂井，但距离最近的压裂井也有200 m以上，因而在庄2检1井中发育的压裂缝不具有穿层性是合理的。虽然庄2检1井的压裂缝不具有穿层性，但是在压裂井附近的压裂缝仍具有一定穿层性，对油藏的注水开发具一定的破坏作用。

图6 庄2检1井压裂缝，1 672.40m

图7 庄2检1井压裂缝，1 694.90m

3 裂缝发育模式

庄2断块发育了一套由原生裂缝和压裂缝交织形成的复杂裂缝体系，通过对多口取心井的岩心观察，认为庄2断块裂缝体系由高角度裂缝组成骨架，由呈层性发育的水平裂缝穿插其内部(图8)，并经发育在压裂井周围的压裂缝后期改造。该体系在开发初期形成了单井的相对高产，但是注水开发后导致油藏快速水淹，水驱效果差。由于研究区裂缝形成了网络，网络性裂缝对渗流的影响使注水不能形成有效的驱替前缘，裂缝侧向的油井注水难以波及，造成了孔隙驱油效果差，形成剩余油区，导致最终采收率低。

图8 庄2断块裂缝发育体系模式

从庄2检1井取心实验分析可以发现，岩心中裂缝位置的上、下1～2 m范围内剩余油饱和度较低，无裂缝发育段剩余油饱和度较高，说明经过近多年的水驱，裂缝周围1～2 m厚的储层水洗严重，其余储层剩余油仍然较富集，因而在研究区中北部裂缝发育程度较强的区域，剩余油也相对丰富，在合理的注采调整下，研究区仍有较大的开发潜力。

4 裂缝性油藏注采调整研究

近年，针对庄2断块裂缝发育特征，实施了周期注水、关停井两种试验措施，均有一定效果，整体上油藏自然递减率从15.2%下降到9.1%，综合含水从84.6%下降至82.4%，调整效果明显。

4.1 周期注水调整

周期注水能够在地层中造成不稳定压力场，使地层中的油水不断重新分布和交换，从而提高了注水利用率，增大注入水波及系数[8-9]。2015年3月份在研究区北部裂缝发育区优选多个井组实施了周期注水试验，井组平均日产油增加3.6 t，含水降低3.2%。

4.2 高含水油井关井

庄2断块内裂缝使注入水沿裂缝窜进，造成注采井间注入水无效循环的情况。针对这一矛盾，在注水井实施周期注水后，进一步对各井组高含水井实施关井，使注入水循环形成断路，从而改变注入水的地下渗流方向，扩大注水波及体积[10]。例如庄2-24井与注水井庄2-36井形成水驱优势通道，对高含水井庄2-24井关停后，其它两口井见到注水效果，日产油分别增加1.2 t和1.5 t。