Y8区C5油藏裂缝分布特征研究及应用

赵 辉 ，王 珍 ，雒文杰

(1.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006；2.西南石油大学，四川成都 610500)

1 目前开发主要矛盾

Y8区块位于陕西省吴起县境内，面积约720 km2。区内地表为典型的黄土塬地貌，沟谷纵横，梁峁交错，地形较为复杂。

该区受东北部物源的影响，沉积了一套三角洲平原和三角洲前缘相砂体。正是这套三角洲砂体形成为延长组上部油气的储集层，而三角洲平原细粒物质和三角洲间湾泥岩成为其下伏延长组砂岩油气聚集的盖层，形成大型的三角洲岩性油藏。构造平缓，每千米坡降6 m～7 m，油藏主要受岩性、物性控制。

区内已发现 C2、C5、C6 和 D9、D10 等多套含油层，其主力油层为 C5，次为 C6、C2及 D9、D10。其中 Y8区C5油藏动用含油面积28.0 km2，动用地质储量206.6×104t。该区油层平均有效厚度11.5 m，平均孔隙度12.20%，渗透率2.21 mD，属低渗透油层。

Y8区经过多年的开采，油藏情况较为复杂，开发中存在的矛盾越来越突出，目前主要矛盾存在两个方面：

1.1 裂缝发育，水淹井多，储量失控

裂缝发育，水淹井多(43口)，损失产能111.6 t，储量失控，见水井比例达79%，高含水井114口(50%)；能量保持水平略有下降，由103%下降到110%；水驱动用储量程度整体较高，目前77%，但波及体积低。从C5油藏见水井的分布情况看，主要分布在裂缝发育的油藏西部、矩形井网区北部。

1.2 注水快速推进，油井含水跳跃式上升

研究区储层裂缝发育，注入水沿裂缝快速推进，油井含水呈跳跃式上升。全区见水油井188口，主要表现为裂缝见水，113口，含水突升，产能下降幅度大，注入水沿裂缝单向突进，含水上升速度快。其次为孔隙见水，75口，表现为见水后含水缓慢上升，幅度小，含水上升后稳定在一定的程度，产能下降幅度小。

2 裂缝分布特征研究

为了完善井网部署、制定合理的开发方案，本次研究在精细储层研究的基础上，综合利用地质资料、岩心资料、试井资料及生产动态等资料，动静结合，开展该区C5油藏的裂缝分布特征研究[1-4]。

2.1 静态资料识别裂缝

(1)利用岩心及铸体薄片资料，可以直观的识别裂缝研究区岩心资料常见裂缝显示特征。统计表明，在收集到岩心资料中观察到有裂缝的显示，岩心渗透率统计表明，Y8井区的裂缝分布呈现区域特征。

(2)利用测井资料识别裂缝。R/S分析(变尺度分析)方法是1965年由H.H.Hurst提出的一种时间序列分形方法，也是目前储集层非均质分形描述中常提到的分形维数的方法。R/S反应的实际上就是储集层的垂向非均质性，它可以用来评价储集层的垂向非均质性。R/S越高表明储集层垂向非均质越强。如果储集层裂缝相对发育，会加剧其垂向上的非均质性，在对储集层的孔隙、孔洞和裂缝比较敏感的声波时差的R/S分析曲线上就会有所响应。

(3)利用储层非均质性研究识别裂缝。储集层渗透率级差系数大的地方，渗透率变化大，可能为裂缝所引起渗透率变大。依据渗透率级差系数平面特征可以间接预测天然裂缝分布特征。储集层渗透率突进系数大的地方，渗透率变化大，也可能为裂缝所引起渗透率变大。依据渗透率突进系数平面特征也可以间接预测天然裂缝分布特征(见图1)。

2.2 试井资料识别裂缝

当储集层中存在裂缝时，由于裂缝的高倒流性，储集层中通常表现出双重介质的特征，在试井中会通过流体的流动特征反应出来。

低渗裂缝型油藏，储层非均质性严重，运用常规试井测试方法获得的曲线，不能用来全面有效的判断储层裂缝发育情况；而通过有目的的调换一口井的生产参数来观察其周围多井的生产动态变化情况的干扰试井方法，可判断油水井的注采对应关系，进而确定井间连通性，最终来预测储层裂缝的分布。

通过对研究区收集到的压力恢复曲线的分析。根据测压资料和试井资料能较好地解释裂缝参数，该次解释共30余井次，统计分析表明，凡是裂缝半长在100 m左右的，可能是人工压裂缝，但当裂缝半长，大于200 m的，就可能是天然裂缝，且储集层渗透率显著增大(见表1)。

图1 A91井岩心观察及铸体薄片

表1 试井资料裂缝解释结果表

2.3 动态资料识别裂缝

2.3.1 示踪剂法 Y8井区共测试示踪剂测试7井组，监测油井50井次，见剂响应36井次，其中强烈响应7井次。有6口油井存在明显的裂缝反应。通过数据统计可以看出，注水分配量比实际产水率偏大，认为在油井方向地层存在微裂缝，因为裂缝的导流能力较好，示踪剂浓度未得到充分稀释，使示踪剂产率高而导致分水率偏大。例如，X70-64注水井组，示踪剂显示X69-65井发育微裂缝，生产特征显示该井含水一直处于较高水平，分析认为，井间裂缝发育。

2.3.2 动态分析法 由于裂缝的存在，表现在单井上为含水突升，产能下降幅度大，注入水沿裂缝单向突进，含水上升速度快。例如X67-67井，2015年投产，投产后含水率一直稳定在10%左右，2017年6月，随着邻井注入量的增加，含水突然由原先的10%上升到70%，后迅速上升到95%以上，分析认为，该现象由于井间存在裂缝造成的。该类井共有113口。

图2 储层裂缝分布平面图

2.4 Y8区C5油藏裂缝平面分布特征

应用静态资料、试井资料，结合动态生产资料，对研究区主力油层裂缝发育分布范围进行了研究，几种资料的研究成果可以步行补充，又可以互相验证，总体上，其成果可以在动态分析研究中参考应用(见图2)。

3 裂缝影响及治理对策

3.1 造成油井低产低效

一种情况是天然裂缝发育，在开发前期实施超前注水，地层能量保持程度过高导致微裂缝开启，致使部分油井投产后即高含水。主要在油藏东部，有9口井。

另一种是开发中，注入水延裂缝突进，造成水淹。有13口井受注入水的影响，占低产低效井总井数的20.0%，油井初期产液能力较高，平均初期产液6.3 m3/d，目前产液水平为2.1 m3/d，平均含水率86.3%，含水上升类型为裂缝型，主要见注入水。如X66-67井，与其相对应的X66-66井、X65-68井裂缝发育，注入水易沿裂缝通道快速推进，油井见水后，产液量上升，含水率快速上升，产油量下降，目前产油量0.29 t/d，综合含水90.3%。

3.2 影响水驱效果

结合示踪剂监测结果，从X69-70井注示踪剂井组各监测井的注入水分配量及实际产水量对比可以看出，南西向的X70-69井受裂缝影响，示踪剂产率高导致分水率变大，造成注入水分量与实际产水量相差较大。而从X78-62井水驱前缘平面图可以看出，北东-南西向的裂缝发育，使得注入水有效区呈北东-南西向呈椭圆形展布，其中长度600 m～700 m，宽度200 m～300 m。

裂缝除了造成平面上水线推进速度差异，纵向上受裂缝沟通影响，容易造成注入水水窜。如X70-64井组注水层位C522，而C621监测到示踪剂，从小层内夹层厚度及裂缝分布图可以看出，小层夹层不发育，而裂缝较发育，分析认为主要认为受裂缝纵向沟通影响，造成注入水水窜。

3.3 治理对策

通过对全区裂缝分布定性定量的研究，找到了治理方向，并提出下步措施。

(1)2018年，计划选择裂缝发育井组低产低效的5口注水井，实施深部调驱，降低含水。

(2)针对油水井间裂缝沟通、水驱优势方向的油井，实施油水井双向堵水。计划水井堵水2井次，油井堵水1井次(见表2)。

表2 2018年计划实施表

4 结论和建议

(1)Y8区C5油藏裂缝发育，水淹井多，储量失控，是造成目前开发效果不佳的主要原因之一。

(2)裂缝相对发育，对水驱影响较大，是造成注水井组不同油井水驱效果差别大的原因。

(3)2016年底和2017年，该油藏实施了7个井组的示踪剂测试、解释研究，分析表明注水井各个方向的采油井均见到注水效果，且水流高渗通道渗透率可达350 mD。且南部加密区，反映沿北北西方向可能发育裂缝，是优势见水方向，与前期认为裂缝主方向沿北东东存在矛盾，建议进一步增加测试或示踪剂研究，以加强油藏连通性研究。

参考文献：

［1］李安琪，李忠兴.超低渗透油藏开发理论与技术［M］.北京：石油工业出版社，2015.

［2］程启贵.低渗透油藏开发典型实例［M］.北京：石油工业出版社，2014.

［3］刘文岭.高含水油田精细油藏描述特色实用技术［M］.北京：石油工业出版社，2014.

［4］赵军龙.三角洲油藏描述与地质建模研究［M］.西安：陕西科学技术出版社，2009.