特低滲透砂巖油藏動態(tài)裂縫成因及對注水開發(fā)的影響
——以安塞油田王窯區(qū)長6油組為例

謝景彬，龍國清，田昌炳，侯建鋒，李軍詩，王友凈

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

特低滲透砂巖油藏動態(tài)裂縫成因及對注水開發(fā)的影響
——以安塞油田王窯區(qū)長6油組為例

謝景彬，龍國清，田昌炳，侯建鋒，李軍詩，王友凈

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

安塞油田王窯區(qū)長6油組主要發(fā)育北東—南西向、近南北向2組天然裂縫，在注水開發(fā)過程中，注入水水淹方向與天然裂縫發(fā)育方向并不完全一致。在分析天然裂縫發(fā)育特征的基礎(chǔ)上，結(jié)合不同開發(fā)階段的油水井生產(chǎn)動態(tài)、吸水剖面和時間推移試井等資料，利用庫倫破裂準(zhǔn)則和格里菲斯裂縫擴(kuò)展理論研究動態(tài)裂縫成因。結(jié)果表明，隨著注入水壓力的升高，原本無效的天然裂縫選擇性開啟和方向性擴(kuò)展、延伸、溝通而形成的動態(tài)裂縫造成水淹，研究區(qū)動態(tài)裂縫的開啟壓力為20～23MPa，延伸方向?yàn)楸睎|65°～75°，與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向一致。動態(tài)裂縫加劇了儲層非均質(zhì)性，造成現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向的快速水淹、水竄，降低了平面上和縱向上的動用程度，從而影響了油藏開發(fā)效果。

特低滲透 動態(tài)裂縫 成因機(jī)理 注水開發(fā) 長6油組 安塞油田

特低滲透砂巖油藏儲層物性差，只有經(jīng)過酸化和壓裂等措施后才能獲得工業(yè)油流［1-2］，其天然裂縫較發(fā)育，控制了滲流系統(tǒng)，從而影響開發(fā)效果［1-4］。對于天然裂縫的識別、成因機(jī)理、參數(shù)表征和分布預(yù)測等，前人通過地質(zhì)方法、地球物理方法、動態(tài)方法、室內(nèi)和礦場實(shí)驗(yàn)方法以及數(shù)值模擬方法等都做過相應(yīng)的研究［2-7］，主要側(cè)重于油田開發(fā)前的天然裂縫靜態(tài)參數(shù)表征和分布規(guī)律研究，而在天然裂縫對水驅(qū)開發(fā)的影響方面研究較少，僅局限在裂縫應(yīng)力敏感性研究和從縫網(wǎng)匹配的角度考慮井網(wǎng)部署。

特低滲透砂巖油藏天然裂縫的發(fā)育程度、規(guī)模、產(chǎn)狀、力學(xué)性質(zhì)、充填狀況、滲流能力和成因機(jī)制等各不相同，影響因素較多，難以獲得準(zhǔn)確的參數(shù)；多數(shù)天然裂縫在地下是閉合、被充填的，孔隙度小，利用常規(guī)辦法難以識別，在開發(fā)初期往往被忽略［2-5］；隨著開發(fā)的不斷深入，天然裂縫的開啟、閉合、擴(kuò)展延伸及滲流能力將發(fā)生變化［2-5，8］。筆者在研究安塞油田王窯區(qū)長6油田天然裂縫發(fā)育特征的基礎(chǔ)上，分析其開發(fā)生產(chǎn)特征，從油田開發(fā)的角度總結(jié)出動態(tài)裂縫概念，并探討了動態(tài)裂縫的成因，分析了動態(tài)裂縫對特低滲透砂巖油藏開發(fā)的影響，以期為該類油藏的注水開發(fā)提供有利依據(jù)。

1　區(qū)域概況

安塞油田王窯區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡的東南部，為一平緩的西傾單斜構(gòu)造，其主要的產(chǎn)油層為上三疊統(tǒng)延長組長6油組，儲層主體為三角洲前緣水下分流河道砂體［9-12］，以細(xì)砂巖為主，受成巖作用影響，物性較差，平均孔隙度為13%，平均滲透率為1×10-3～2×10-3μm2，原始地層壓力為8.31～10MPa，地層壓力系數(shù)為0.7～0.8，屬于低孔、特低滲透、低壓油藏。安塞油田王窯區(qū)于1991年采用225～300m井距不規(guī)則反九點(diǎn)面積井網(wǎng)進(jìn)行早期注水開發(fā)，初期注水壓力為5～6MPa；1993年年產(chǎn)油量達(dá)到高峰后，逐漸下降；截至2012年底，其平均單井產(chǎn)能為1.42 t/d，綜合含水率為61%，采出程度為17%，平均累積注采比為1.72。

2　天然裂縫發(fā)育特征

晚中生代以來多期構(gòu)造運(yùn)動造成了鄂爾多斯盆地中生界發(fā)育區(qū)域性構(gòu)造裂縫［7-9，11-13］。根據(jù)地表露頭資料統(tǒng)計(jì)，鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組特低滲透砂巖儲層存在東西向、北西—南東向、南北向和北東—南西向4組高角度天然裂縫，不同地區(qū)天然裂縫的優(yōu)勢走向和發(fā)育程度不同，在盆地西南部主要表現(xiàn)為北西—南東向和北東—南西向，而盆地東北部主要表現(xiàn)為近東西向和南北向［7-8，11-14］。

距離研究區(qū)較近的延河剖面，主要發(fā)育北東東—近東西、北北西—近南北向?yàn)橹鞯?組共軛剪裂縫，以垂直縫、高角度縫為主，縱向貫穿砂體，終止于巖性界面；天然裂縫密度與巖層厚度關(guān)系明顯，巖層越厚，裂縫間距越大，裂縫密度越小，巖層越薄，裂縫間距越小，裂縫密度越大（圖1）。地磁定向巖心、薄片統(tǒng)計(jì)資料表明，研究區(qū)主要發(fā)育北東—南西向、近南北向2組天然裂縫。研究區(qū)天然裂縫平面分布不均，單井鉆遇天然裂縫最多的為東部王19-30井，80m的巖心鉆遇6條天然裂縫，西部多數(shù)井未見天然裂縫，平均每100m巖心天然裂縫不足2條，這可能與天然裂縫多為高角度縫有關(guān)［12］，也與長6油組發(fā)育厚層狀多期疊置水下分流河道砂體有關(guān)，研究區(qū)河道砂體單層厚度為2～5m，復(fù)合砂體最厚為10m以上，天然裂縫發(fā)育較差［15-17］。

圖1　延河剖面延長組天然裂縫發(fā)育特征Fig.1　Natural fracturesofYanchang Formation in Yanheoutcrop

巖心薄片鏡下鑒定結(jié)果表明，研究區(qū)發(fā)育天然微裂縫，其長度為10～50mm，縫寬為1～50μm，近61.75%的裂縫被鈣質(zhì)、泥質(zhì)充填，部分被碳質(zhì)、瀝青質(zhì)充填，充填較為嚴(yán)重，屬無效裂縫。

3　動態(tài)裂縫概念及成因

3.1動態(tài)裂縫概念

研究區(qū)不同開發(fā)階段的油水井生產(chǎn)曲線、吸水剖面和時間推移試井等資料表明，天然裂縫特征在開發(fā)過程中是動態(tài)變化的。如圖2所示，油井暴性水淹顯示了天然裂縫開啟和延伸溝通的特征。油井王21-08井生產(chǎn)5 a后在2個月內(nèi)含水率由40%上升到84%，同時對應(yīng)的注水井王20-06井注水量從30m3/d上升到50m3/d，而注入壓力沒有變化，表明天然裂縫延伸致使油水井竄通，造成油井的暴性水淹，油井產(chǎn)液量增加，而產(chǎn)油量降低。

圖2　安塞油田王窯區(qū)油水井生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.2　Production performance curvesofoilandwater wells inWangyao area，Ansaioilfield

從圖3可以看出，注水井王17-012井吸水指示曲線斜率反應(yīng)吸水指數(shù)的大小，在注水壓力為8 MPa的附近存在拐點(diǎn)，拐點(diǎn)前吸水指數(shù)約為4m3/ （d·MPa），拐點(diǎn)后吸水指數(shù)上升為15m3/（d·MPa），表現(xiàn)出天然裂縫開啟吸水能力增大的特征，天然裂縫開啟壓力為20MPa左右。

圖3　王17-012井吸水指示曲線Fig.3　Suction indicator curve ofWellWang17-012

吸水剖面也能反映裂縫開啟的特征，如王22-2井早期的吸水剖面相對均勻，后出現(xiàn)尖峰狀。時間推移試井分析表明，天然裂縫開啟后裂縫規(guī)模在不斷擴(kuò)大，如王22-23井2001年試井分析裂縫半長為79.8m，折算有效滲透率為2.58×10-3μm2；2007年試井分析裂縫半長為124m，有效滲透率為11.4×10-3μm2，同時地層靜壓由16.29MPa上升為19.3MPa。

由此可見，隨著油田注水開發(fā)過程中注水壓力增加，地層壓力抬升造成地下天然微裂縫開啟、擴(kuò)展延伸，裂縫滲流能力增大，裂縫特征與開發(fā)初期靜態(tài)特征相比發(fā)生變化［11，13］，這種伴隨開發(fā)動態(tài)變化而逐漸變化的裂縫可稱之為動態(tài)裂縫。

3.2動態(tài)裂縫成因

3.2.1裂縫開啟壓力

特低滲透砂巖油藏天然裂縫在地下多是閉合充填的［8，12，14-15］，屬無效裂縫。當(dāng)注水壓力升高時，裂縫開啟壓力將會引起無效裂縫的開啟，同時儲層滲流能力增大，沿裂縫方向發(fā)生水淹和水竄。

研究區(qū)油層埋深為1 200m，原始地層壓力為9.5MPa，現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力約為23MPa，現(xiàn)今最小水平主應(yīng)力約為20 MPa（現(xiàn)今水平應(yīng)力差為3 MPa，切應(yīng)力較小可忽略不計(jì)）。儲層天然裂縫降低了抗張強(qiáng)度（可近似看為0）［8，10］，根據(jù)庫倫破裂準(zhǔn)則，隨孔隙壓力增加，有效正應(yīng)力逐漸減小，應(yīng)力圓向左移動，與包絡(luò)線相切時閉合縫重新張開。

不同走向裂縫的開啟壓力與裂縫產(chǎn)狀及其與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力的夾角有關(guān)。假設(shè)天然裂縫為垂直裂縫，縫面在現(xiàn)今應(yīng)力場中所受應(yīng)力為

式中：σx和σy分別為平行、垂直裂縫面所受應(yīng)力，MPa；σmax和σmin分別為現(xiàn)今最大、最小水平主應(yīng)力，MPa；β為裂縫走向與最大主應(yīng)力的夾角，（°）；τxy為裂縫尖端切應(yīng)力，MPa。

天然裂縫開啟主要是由垂直作用于裂縫面的張應(yīng)力引起的，當(dāng)孔隙壓力大于其最大張應(yīng)力時裂縫開啟，可估算出不同走向垂直裂縫的開啟壓力（假設(shè)均為垂直裂縫）。研究區(qū)不同走向的天然裂縫開啟壓力的估算值為20～23MPa（表1），當(dāng)裂縫走向平行于現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力時所需開啟壓力最小，垂直于現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力時所需開啟壓力最大。

3.2.2裂縫延伸方向

隨著注水壓力的不斷增大，不同走向的天然裂縫在現(xiàn)今應(yīng)力狀態(tài)下沿現(xiàn)今水平最大主應(yīng)力方向延伸擴(kuò)展，從而導(dǎo)致儲層的水淹、水竄。格里菲斯裂縫擴(kuò)展理論［15-19］認(rèn)為，裂縫最初擴(kuò)展的方向不是完全沿著裂縫走向，而是與裂縫長軸呈一定的夾角，夾角大小與裂縫端點(diǎn)切應(yīng)力大小有關(guān)，擴(kuò)展產(chǎn)生后，其延伸方向逐漸轉(zhuǎn)為與最大主應(yīng)力方向一致。研究區(qū)取心井天然裂縫的優(yōu)勢走向不明顯，存在多方向天然裂縫，而注水開發(fā)中暴性水淹、水竄方向具有高度一致性，為北偏東向65°～75°，與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向一致，與天然裂縫走向并不完全相同，這與格里菲斯裂縫擴(kuò)展理論一致。

表1　安塞油田王窯區(qū)不同走向天然裂縫開啟壓力的估算值Table1　Opening pressureestimation ofnatural fractureswith differentdirections inWangyaoarea，Ansaioilfield

4　動態(tài)裂縫對特低滲透油藏注水開發(fā)的影響

裂縫對特低滲透油藏開發(fā)的影響有利有弊，有利方面是裂縫改善了儲層的滲流能力，是油藏流體的主要滲流通道，對油氣井產(chǎn)能有直接的影響；不利方面在于裂縫增強(qiáng)了油層非均質(zhì)性，水淹、水竄嚴(yán)重，油井暴性水淹降低了注入水的波及系數(shù)，開發(fā)效果變差。與天然裂縫發(fā)育的儲層相比，動態(tài)裂縫對油田開發(fā)的影響表現(xiàn)為：①在開發(fā)早期幾乎沒有裂縫顯示。在鉆井、取心、測井和試油試采中難以識別，裂縫參數(shù)難以確定，影響早期開發(fā)的井網(wǎng)部署及注水開發(fā)技術(shù)政策的制定。例如王20-06井在注水5 a后才顯示出裂縫水淹特征（圖2）。②裂縫增強(qiáng)了油層非均質(zhì)性。例如王20-06井1998年吸水剖面優(yōu)勢吸水段在下部，2004年吸水剖面優(yōu)勢吸水段在上部，優(yōu)勢吸水段的變化與裂縫的開啟、擴(kuò)展延伸有關(guān)，裂縫的動態(tài)變化造成了優(yōu)勢吸水層段遷移現(xiàn)象，增強(qiáng)了油層非均質(zhì)性。③動態(tài)裂縫的存在使油層動用狀況更加復(fù)雜。王檢16-151、王檢16-152、王檢16-153為水井王16-15周圍的3口檢查井，水線方向附近王檢16-151井的含水率為90%，距離水線70 m的王檢16-152井含水率為67%，距離水線120 m的王檢16-153井含水率為40%（圖4），這與裂縫水竄特征一致，而3口井的平均含油飽和度分別為52%，50.5%和49%，表明在水線方向上注入水沿裂縫快速突破引起水淹，而油層水洗程度相對較低、動用程度較差。④特低滲透油藏大多為天然微裂縫儲層，天然微裂縫的參數(shù)表征存在很大的不確定性，動態(tài)裂縫沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向的擴(kuò)展、延伸模式一定程度上簡化了由于天然微裂縫參數(shù)表征的不確定性帶來的開發(fā)風(fēng)險。

圖4　安塞油田王窯區(qū)檢查井組水淹方向及開采現(xiàn)狀Fig.4　Water flooding direction and wellproduction status of the observationwellgroup inWangyao area，Ansaioilfield

5　結(jié)論

特低滲透儲層天然裂縫參數(shù)表征存在很大的不確定性，露頭裂縫優(yōu)勢方向與取心井磁定向、裂縫方向以及水淹方向并不完全一致，是裂縫研究的難點(diǎn)所在。特低滲透砂巖油藏大多屬于微裂縫儲層，天然裂縫在地下多為閉合無效縫，在開發(fā)早期不易識別，無效縫隨注水壓力的增加和地層壓力的抬升逐漸開啟、擴(kuò)展延伸，裂縫特征逐漸顯現(xiàn)形成動態(tài)裂縫。安塞油田王窯區(qū)長6油組不同走向的裂縫開啟壓力為20～23MPa，動態(tài)裂縫的最終擴(kuò)展延伸方向?yàn)楸睎|65°～75°，與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向一致。動態(tài)裂縫一方面增強(qiáng)了油層非均質(zhì)性，使水驅(qū)動用狀況更加復(fù)雜，另一方面簡化了微裂縫參數(shù)表征的不確定性，因此正確認(rèn)識油層的裂縫類型、合理部署井網(wǎng)、制定合理開發(fā)技術(shù)政策，開發(fā)中控制利用好動態(tài)裂縫是特低滲透砂巖油藏水驅(qū)開發(fā)的關(guān)鍵。

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編輯王星

Geneticmechanism of dynam ic fractureand its influenceon water flooding development in extra-low permeability sandstone reservoir：a caseof Chang6member in Wangyao area，Ansaioilfield

Xie Jingbin，Long Guoqing，Tian Changbing，Hou Jianfeng，Li Junshi，Wang Youjing
（PetroChina Research InstituteofPetroleum Exploration&Development，Beijing City，100083，China）

There are two sets of conjugate shear fractures in the NE-SW and N-Sorientations in Chang6 reservoir，Ansai oilfield.But thewatered direction was inconsistentwith the nature fractures.On the basis of analyzing the nature fractures characteristics，the produce curves，the injection index curves，the intake profiles and the time-lapsewell test in different developmentstagesofWangyao areawere used to study the response characteristicsofdynamic fractures.Because of the increasing water injection pressure，the closed nature fractures opened selectively，expanded and connected oil and water wells，which caused thewater flooding ofoilzones.According to the Coulomb-Mohr shear failure theory and Griffith failure criteria，the opening pressures of dynamic fractures are 20-23MPa and the ultimate extension directions are NE 60°-75° which is consistentwith the currentmaximum horizontalmajor stress direction.The dynamic fractures aggravate the reservoir heterogeneity and cause the quick water flooding along the currentmaximum horizontalmajor stress direction，which reduces the producing degree horizontally and vertically and influences the reservoir developmenteffects.

extra-low permeability；dynamic fractures；geneticmechanism；water flooding development；Chang6member；Ansaioilfield

TE348

A

1009-9603（2015）03-0106-05

2015-03-18。

謝景彬（1988—），男，山東聊城人，工程師，碩士，從事油氣田開發(fā)地質(zhì)研究。聯(lián)系電話：15652751526，E-mail：xiejingbin@p etrochina.com.cn。

國家科技重大專項(xiàng)“低滲、特低滲油氣田經(jīng)濟(jì)開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”（20011ZX5013）。