低渗透油藏裂缝对注水开发效果的影响

朱秀兰，袁义东

(陇东学院能源工程学院，甘肃庆阳745000)

低渗透油藏裂缝对注水开发效果的影响

朱秀兰，袁义东

(陇东学院能源工程学院，甘肃庆阳745000)

通过岩心观察法、微地震法和化学示踪剂检测方法对低渗透长2油藏裂缝分布特征进行研究，分析裂缝对注水开发效果影响。结果表明，人工压裂裂缝与发育较好的天然裂缝方向一致，裂缝方位以北东与北西方向为主；注水开发时，沿裂缝方向注入压力升高，易形成水淹井，建议合理优化注采井网，如：转注部分低产井、钻加密井，提高油田水驱采收率。

低渗透油藏；裂缝；注水；注采井网

1 区域概况

某低渗透油田长2油藏的目标含油层系为三叠系延长组长2储层。该区块位于鄂尔多斯盆地东部斜坡带，区域单斜构造整体呈现出东高西低。油藏区块构造简单，构造特征与陕北斜坡的区域构造背景基本一致，总体上表现为在西倾单斜背景上局部发育有低幅度的构造鼻隆。长2油藏沿上倾方向和侧向岩性变致密或发生相变形成致密遮挡，含油砂岩呈条带状展布，储集层成岩作用较强，其物性在纵、横向都存在较强的非均质性。因此，长2油藏为非均质性较强且以岩性及物性控制的岩性油藏。

储层岩性属长石细砂岩，颗粒分选好，胶结物含量较低，以钙质胶结为主，胶结类型为孔隙式和接触式胶结为主；平均孔隙度为12.9%，属于中孔储层；平均渗透率为26.5×10-3μm2，属于低渗透储层。

2 开发存在的问题

长2油藏开发早期以混合驱动——底水能量和弹性能量驱油，随着注水量的增加，注水驱动成为主要能量之一。区块所有生产井和注水井以压裂方式投产，储层裂缝一方面可提高储层渗透率，起到油气运移通道作用，但同时也加重了渗透率非均质性，另一方面使注水沿裂缝窜流现象严重，造成油井提早见水，含水急剧上升，水窜甚至油井水淹，所以裂缝是一把双刃剑，即利用好裂缝有利于我们开发效果，反之，起到相反的作用，使注水效果变差。

常见典型裂缝性低渗透油田处于中高含水阶段时，含水率迅速上升，采油速度大幅下降，油田产量急剧降低。剩余油控制因素和分布状况不清，成为制约油田稳产、高产的瓶颈[1]。本文在研究裂缝分布特征的基础上，分析储层裂缝对低渗透长2油藏注水开发的影响，为裂缝性低渗透油田开发提供参考。

3 裂缝分布特征

3.1 天然裂缝

根据储层岩心观察发现长2油层段天然宏观裂缝普遍发育，方位变化较小，且特征明显。主要为北东向和北西向裂缝，次为近南北向裂缝，裂缝面与岩层面垂直，北东东向裂缝延伸长且平整，分布近于平行；北西向裂缝延伸短且分布不平整，方向不规则。砂体平面裂缝存在交叉、切割、合并等现象，整体分布不均匀。裂缝延伸长度变化范围1～500cm，裂缝宽度变化范围为0.1～200mm，延伸长度较大的裂缝，其宽度也较大[2]。

长2油层段储层微裂缝也相对发育，主要为近直线状、网状或不规则状微裂缝。微裂缝一般开度较小，最大可达100μm；微裂缝方向以北东与北西方向为主，东西方向次之，南北方向最少，其方向基本与宏观裂缝方向一致。

3.2 人工裂缝

3.2.1 人工裂缝检测

长2油藏长2油层段3口单井的储层人工裂缝分布特征根据裂缝监测数据整理后得到。

可以看出，该低渗透油田压裂方式下的人工裂缝以北东方向为主，3口监测井有2口井的主要裂缝方向为北东向，方位在75～78.2°，裂缝全长为55.6～76m，裂缝高度9～19.5m；3口监测井有1口井发育北西向裂缝，为次要裂缝，方位在319.2°，裂缝长度较长为57.7m，裂缝高度24m。

分析发现人工裂缝方向基本与天然裂缝方向一致，说明人工裂缝受天然裂缝影响，沿天然裂缝方向延伸增大。同时，考虑长2油藏底水比较发育，压裂过程中应控制人工裂缝高度，防止压穿底层，形成底水上窜而造成水淹[3,4]。

3.2.2 注水区裂缝检测

注水开发过程中，极易在注水井近井地带憋压，导致井底压力超过岩层破裂、延伸压力，出现岩层破裂或闭合、充填的天然裂缝被激发复活，产生新的有效裂缝通道[1]。随着注水井底压力的升高，裂缝不断向油井方向延展，直至与油井压裂缝连通。

长2油藏主要开发层系为长2油层组，利用长2油藏水淹情况分析注水方位。目前共有各类油水井57口，其中油井45口，注水井12口，注采井网不完善。目前共发现强水淹井4口，中强水淹井14口。通过分析水淹井与注水井相对位置关系可知，除了4口井有北东方向裂缝显示外，其它均为近南北、东西向，其中南北向又多于东西向(表1)。

3.2.3 化学示踪剂监测

根据长2油藏5个注采井组的井间化学示踪剂监测资料(表2)，分析示踪剂有突破的油井与对应的注水井的方位，人工裂缝以北东向为主，其次为南北向，然后是北西和东西，出现南北向裂缝较多是由于监测资料中注水区监测资料较多而引发的。

表1 水淹井状况表

表2 化学示踪剂监测

综上所述，储层裂缝比较发育，且油井大部分都需要压裂后进行投产，根据区域资料研究，人工裂缝与天然裂缝一致，主要是沿着最大主应力方向延伸，即油层平均最大主应力方向为NE72°(图1)。

图1 区块最大主应力方向及裂缝延伸方向

4 裂缝对注水开发效果影响

4.1 裂缝对单井产能的影响

长2油藏储层渗透率低、渗流阻力较大、产能低。油藏保持稳产取决于地层压力水平变化，当储层压力持续下降，将导致油藏见水后单井产量降低。

裂缝是决定低渗透砂岩油田油井生产能力的关键因素。长2油藏依靠储层天然裂缝发育程度较高，采取人工压裂措施，建立有效的裂缝渗流通道使油气同时穿越孔隙和裂缝发育带，改变储层流体的流动方向，增大渗透截面以及基质中的流动压差，提高压力梯度，增加渗流量，从而提高油井产能，确保油井高产稳产，否则油井低产，或者早期高产，但稳产时间极短[5,6]。总之，裂缝系统对低渗透油田能否高效开发起到关键作用。

4.2 裂缝对注采井网的影响

地层裂缝系统是一个庞大的系统，考虑注采井网时应避免在注采井之间形成裂缝而影响注入水的波及范围，影响注水开发效果。长2油藏储层发育多组裂缝及人工压裂产生的裂缝，对注水影响最大的往往是规模最大的主裂缝，因此，有效利用主裂缝是优化注采井网部署的关键。注采井网的优化部署原则：“沿裂缝方向合理的井排距布井”。

(1)井网系统

针对特低渗透油田，菱形反九点井网和矩形井网的采油速率及最终采收率都高于正方形反九点井网[7]；菱形井网可延长角井水淹时间，增加边井受效性；裂缝方向井距增大可提高压裂改造规模，增加有效人工裂缝长度。上述井网系统极大地提高了单井产量和初期采油速率。

(2)井排方向

考虑长2油层压裂改造的人工裂缝及渗透率各向异性，正方形反九点井网的最佳井排方向为平行于人工裂缝方向，其优点是垂直砂体走向的排间距最小，钻遇同一砂体的井数最多，注水井排方向平行于砂体主体带展布方向，延缓砂体主体带方向角井的见水、水淹时间，同时缩短垂直于砂体方向油井的见效时间。

(3)井距

根据现有资料计算理112压力恢复曲线，相应的井距为120～180m，平均井距为150m。由此可见，按泄油半径考虑，合理井距应在130～180m。目前，区块井网采用正方形反九点法，符合低渗透油藏井网形式，井距在100～270m之间，但当前井网不完善，建议进行加密，完善井网，从目前见效分析得出，井距在100m左右井见效时间快，水窜严重，大于200m以上井，见效时间慢，最快10个月时间，建议井距设置在150m左右最合理。

(4)井网密度

研究区块总油井数99口井，未受益的井52口油井，占总井数50%，其中，未受益的井目前大部分无液量，导致停产。分析发现，区块井网密度偏小，目前井网密度17口/km2，利用产能计算出合理井网密度21口/km2，因此需要完善井网，研究区内还可以打加密井，提高采油速度。

4.3 裂缝对注水的影响

在低渗透砂岩油藏注水开发中，控制注水压力低于裂缝破裂压力，可有效地降低储层吸水量，提高水驱效果，防止水淹水窜。从目前注水见效方向分析，区块水窜井主要方向为北东方向为主，见效井有北东方向、南北方向和东西向，方向比较均匀。整体而言，水窜和见效方向都与裂缝有很大关系，并且影响后期注水开发效果，因此在平时注水开发中和井网布置中，必须考虑裂缝对注水效果因素，做好后期水淹井处理等工作。

研究目标区域内的油水井经过压裂后开发，人工裂缝存在，在没有储层进行改造时，注入水容易沿着裂缝，很快到达油井，而且区块井距较小，容易水窜，导致水淹井较多，最后停产，影响区块总体产量。低效井出现在非注水区域，没有地层能量补充，靠天然能量开采，递减快，导致供液不足，抽油机无法开动的现象，因此需要进行完善井网，转注部分低产井，进行注水开发，提高单井液量，提高最终采收率。

5 结论

低渗透长2油藏为非均质性较强且以岩性及物性控制的岩性油藏，属于中孔、低渗透储层，溶解气驱动的底水油藏。

长2油藏通过压裂措施产生裂缝来改善储层渗透率，建立良好的流体渗流通道，注水开发效果变好；但由于注水沿裂缝窜流，导致油井产量降低，开发效果变差。

储层天然裂缝比较发育，裂缝方位以北东与北西方向为主；人工裂缝与天然裂缝一致，主要是沿着最大主应力方向NE72°延伸。注水区及化学示踪剂检测显示，沿主裂缝方位油井见水时间提前，易出现强水淹井。

发育程度较好的天然裂缝以及压裂形成的人工裂缝存在，提高油井产能，使得油井高产稳产；充分发挥裂缝作用，优化注采井网，改善注水开发效果。

[1]王友净，宋新民，田昌炳，等.动态裂缝是特低渗透油藏注水开发中出现的新的开发地质属性[J].石油勘探与开发，2015，42(2)：222-228.

[2]米乃哲，罗然昊，李旭芬，等.子北油田天然裂缝对长2油层组压裂工艺的影响及对策[J].辽宁化工，2013，46(2)：666-669.

[3]张建国，郝化武，魏江伟，等.涧峪岔油田长2储层控缝高压裂技术研究与应用[J].钻采工艺，2016，39(3)：37-39.

[4]赵惊蛰，李书恒，屈雪峰，等.特低渗透油藏开发压裂技术[J].石油勘探与开发，2002，29(5)：93-95.

[5]全永旺.低渗透储层裂缝及其对油田后期开发影响[J].内江科技，2006，27(1)：126-126.

[6]靳保军.天然裂缝研究及其在低渗油田开发中的应用[J].油气采收率技术，1995，9(3)：1-3.

[7]史成恩，李健，雷启鸿，等.特低渗透油田井网形式研究及实践[J].石油勘探与开发，2002，29(5)：59-61.

【责任编辑 赵建萍】

Effect of Fractures on Water Injection in Low Permeability Reservoir

ZHU Xiu-lan，YUAN Yi-dong

(CollegeofEnergyEngineering,LongdongUniversity,Qingyang745000,Gansu)

Characteristics of fracture distribution in low permeability chang 2 reservoir are studied by core observation method,microseismic method and chemical tracer detection method,the influence of fractures on water injection was analyzed. The results indicate that artificial fractures and more developed natural fractures are in the same direction,fracture azimuth is north-east and north-west direction. During the water flooding injection pressure increases along the fracture direction and oil wells turn into water flooded wells. Optimize injection-production pattern was suggested,such as,transferring part of the stripper wells,drilling infill wells,and water flooding recovery improved in the oilfield.

low permeability reservoir;fracture;water injection;injection-production pattern

1674-1730(2017)03-0082-03

2016-06-21

朱秀兰(1987—)，女，天津宝坻人，硕士，主要从事油气藏开发研究。

TE348

A