吳起油田長6儲(chǔ)層人工裂縫展布規(guī)律研究

王　偉，黃春霞，劉　飛，趙永攀，王維波，姚振杰，余華貴.

(陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安　710075)

特低滲儲(chǔ)層巖性致密、脆性強(qiáng)，在構(gòu)造應(yīng)力場等作用下往往發(fā)育不同程度的天然裂縫[1-2]，并且后期儲(chǔ)層增產(chǎn)改造也將生成人工裂縫，兩種裂縫彼此之間相互交錯(cuò)，形成錯(cuò)綜復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)[3-4]。特低滲透油藏儲(chǔ)層中裂縫的滲透率遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于基質(zhì)的滲透率，流體會(huì)優(yōu)先沿裂縫流動(dòng)，裂縫在特低滲透油藏開發(fā)中具有雙重作用[5-6]。因此，低滲透油藏開發(fā)必須準(zhǔn)確判斷裂縫的分布特征及方位，才能確保井網(wǎng)系統(tǒng)與裂縫網(wǎng)絡(luò)相匹配，充分利用裂縫油氣導(dǎo)流能力的同時(shí)抑制驅(qū)油劑在裂縫中的竄流。目前對特低滲透油藏天然裂縫的研究較多，包括裂縫形成環(huán)境、機(jī)制、分布特征和規(guī)律等[7-10]；對人工裂縫的研究主要集中在人工壓裂參數(shù)的確定與優(yōu)化、方位監(jiān)測、與現(xiàn)今應(yīng)力場的關(guān)系[11-12]；但卻較少考慮天然裂縫方位和現(xiàn)今應(yīng)力場對人工裂縫方位形成的雙重耦合作用。通過對吳起油田天然裂縫方位和現(xiàn)今應(yīng)力場對人工裂縫起縫方位作用規(guī)律的研究，將為特低滲透油藏預(yù)測人工裂縫展布規(guī)律和部署開發(fā)井網(wǎng)提供參考。

1　吳起油田概況

吳起油田隸屬延長石油集團(tuán)，位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部，2015年累計(jì)生產(chǎn)原油250余萬噸，為延長石油集團(tuán)第一大油田。長6儲(chǔ)層是油田的主力開發(fā)層位，為典型的低壓、低孔、特低滲透儲(chǔ)層，壓力系數(shù)低于0.8，平均孔隙度僅為10.7%，平均滲透率僅為0.64 mD。周新桂、吳小斌等人[13-14]對吳起地區(qū)長6儲(chǔ)層進(jìn)行分析，認(rèn)為其天然裂縫以高角度縫為主，裂縫發(fā)育率為51%，優(yōu)勢方位走向以近NE向和NW向?yàn)橹鳎饕植荚贜E22°～55°和NW15°～35°，但大多為微裂縫或潛裂縫，地下呈閉合狀態(tài)。油田一般需經(jīng)水力壓裂改造形成人工裂縫，才具有工業(yè)產(chǎn)能。

吳起油田自2005年開始大規(guī)模開發(fā)，但因?qū)ψ⑺ぷ鞯暮鲆?，目前注水井?dāng)?shù)量少(注采井?dāng)?shù)比僅為1∶7)，注水量嚴(yán)重不足，還處于利用天然能量開發(fā)階段，水驅(qū)控制程度低、地層能量下降快、自然遞減快等問題凸顯。為了促進(jìn)油田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，吳起油田2015年啟動(dòng)了規(guī)范化注水工作，并在油溝油區(qū)開展特低滲油藏CO2驅(qū)油提高采收率先導(dǎo)性試驗(yàn)，因此急需優(yōu)化設(shè)計(jì)出適合該油田注水/注氣開發(fā)的井網(wǎng)系統(tǒng)。

2　人工裂縫方位分析

目前，多數(shù)研究認(rèn)為人工裂縫的方位受現(xiàn)地應(yīng)力場控制，由于巖石的抗張強(qiáng)度較低，油藏中人工裂縫沿最大主應(yīng)力方向伸展[10]。據(jù)區(qū)域應(yīng)力分析資料，該地區(qū)延長組長6儲(chǔ)層現(xiàn)地應(yīng)力場的最大水平主應(yīng)力方位介于NE68°～80°之間，且最大水平主應(yīng)力與垂直應(yīng)力較為接近[3,15]。為了確定吳起地區(qū)人工裂縫方位與現(xiàn)地應(yīng)力場的關(guān)系，通過微地震法對吳起油田長6油層21口井的水力壓裂過程人工裂縫特征進(jìn)行監(jiān)測，結(jié)果如表1和圖1所示?？梢钥闯?，吳起地區(qū)長6油層人工裂縫的縫長為116～257 m不等，為對稱垂直縫；裂縫高度為6.7～27.6 m不等；裂縫方位為NE43.9°～88°之間，主要位于NE50°～75°，占82%?？梢?，雖然監(jiān)測得到的長6儲(chǔ)層人工裂縫方位也為NE方位的裂縫，但人工裂縫走向(NE50°～75°)與最大水平主應(yīng)力方向(NE68°～80°)有所偏差，朝天然裂縫方位向西偏移了10°左右。

表1　吳起油田長6油層人工裂縫微地震監(jiān)測Table 1　The Artificial fracture micro seismic monitoringof Chang-6 reservoir in Wuqi oilfield

分析原因，人工壓裂過程中，如果儲(chǔ)層中無天然裂縫，人工裂縫應(yīng)沿現(xiàn)最大主地應(yīng)力方位起縫。但當(dāng)儲(chǔ)層中存在大量的天然隱裂縫時(shí)，人工裂縫延伸遇到天然裂縫后，壓裂液會(huì)優(yōu)先進(jìn)入天然裂縫，使天然的隱裂縫張開，支撐顆粒進(jìn)入，導(dǎo)致與現(xiàn)今最大主應(yīng)力方向近于平行或小角度相交的無效天然隱裂縫轉(zhuǎn)變?yōu)閺埿燥@裂縫，最終，人工壓裂形成的有效滲流裂縫系統(tǒng)就會(huì)向天然裂縫方位偏轉(zhuǎn)?？梢娙斯毫炎罱K形成的有效滲流裂縫是受現(xiàn)今應(yīng)力場和天然裂縫耦合影響，其方位是現(xiàn)今主應(yīng)力方向和天然裂縫方位雙重作用的結(jié)果。因此，出現(xiàn)了此地區(qū)人工裂縫方位(NE50°～75°)相對現(xiàn)今主應(yīng)力方位(NE68°～80°)向天然裂縫方向(NE 22°～55°)偏移10°的特征。

圖1　人工裂縫方位分布Fig.1　Azimuthal distribution of artificial fracture

3　人工裂縫方位與水竄方位關(guān)系

為了進(jìn)一步研究特低滲油藏人工裂縫系統(tǒng)對注水開發(fā)的影響，對吳起油田長6儲(chǔ)層注水井區(qū)存在的水淹井(含水率>70%)開展了井間化學(xué)示蹤劑監(jiān)測。14個(gè)注采井組示蹤劑監(jiān)測的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，所有見示蹤劑井存在明顯的方向性，主要分布在注水井NE45°-SE65°和SW45°-NW65°兩個(gè)區(qū)域內(nèi)；注水井控制的水淹井主要分布在NE50°-NE80°和SW50°-SW80°范圍內(nèi)。以14個(gè)注示蹤劑井組中的X井組為例，該井組2008年11月，39-7井和14-1井開始注水；僅僅2009年1月(3個(gè)月后)，14-3井含水率由30%突增至100%，暴性水淹；2009年3月(5個(gè)月后)，14-4井含水率也由65%增至95%。說明在此類裂縫廣泛發(fā)育的特低滲油藏注水開發(fā)極易竄流，且油井含水率上升速度極快。之后，同時(shí)對39-7井注入硝酸銨型示蹤劑、對14-1井注入硫氰酸銨型示蹤劑，得到X井組油水井對應(yīng)關(guān)系及監(jiān)測油井的示蹤劑產(chǎn)出情況，如圖2和表2所示。由圖表可以看出，注水井39-7井對應(yīng)的見示蹤劑井為39-1井和14-4井，注水井14-1井對應(yīng)的見示蹤劑井為14-3井和14-4井。結(jié)合油水井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，14-4井、14-3井和39-1井含水率分別為100%、99%和30%。其中14-4井受兩口注水井控制，但來自39-7井的失蹤劑突破時(shí)間遠(yuǎn)短于來自14-1井的示蹤劑，來自39-7井的水線推進(jìn)速度是來自14-1井水線推進(jìn)速度的2.27倍，表明39-7井與處于其SW方位的14-4井間可能存在優(yōu)勢滲流通道。可見，見示蹤劑井基本處于注水井的NE和SW方位，而其他方向的28-4、29-4和48-4井在測試期間(40d)內(nèi)均未檢測到示蹤劑。分析認(rèn)為特低滲油藏裂縫系統(tǒng)與基質(zhì)的滲透率級(jí)差較大，注入水難以波及進(jìn)入致密基質(zhì)，主要沿滲透率相對較高的裂縫突進(jìn)。因此出現(xiàn)注水優(yōu)勢滲流通道方位與人工裂縫延伸方位(NE方位)一致，且此方位的油井易水淹等狀況。

圖2　吳起油田X井組油水井對應(yīng)關(guān)系Fig.2　Corresponding relations between oil and water wells of well group X in Wuqi oilfield

注水井對應(yīng)油井井距/m突破時(shí)間/d峰值時(shí)間/d水線推進(jìn)速度/(m·d-1)39-739-1393242716.3814-4388202219.4014-114-3337252613.4814-429134368.56

4　注采井網(wǎng)優(yōu)化

注采井網(wǎng)優(yōu)化一般需考慮儲(chǔ)層構(gòu)造特征、沉積特征、砂體展布規(guī)律、非均質(zhì)程度、裂縫展布規(guī)律和開發(fā)方式等因素[16]，本文重點(diǎn)研究了人工裂縫特征及展布規(guī)律對特低滲油藏注采井網(wǎng)的影響。統(tǒng)計(jì)吳起油田各區(qū)塊井網(wǎng)現(xiàn)狀，其井網(wǎng)相對規(guī)整，井排、井距存在一定的差異，井距為200～500 m，排距為130～200 m；現(xiàn)有注水井和預(yù)投注水井多為壓裂油井轉(zhuǎn)注井。結(jié)合人工裂縫方位和特征及現(xiàn)有井網(wǎng)，認(rèn)為吳起油田長6儲(chǔ)層注水或注CO2開發(fā)初期可采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)。其菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)長對角線方向調(diào)整為NE50°～75°，平行于人工裂縫方向，井網(wǎng)長對角線半長拉長至350～850 m，形成了“大井距、小排距”的菱形井網(wǎng)。延緩裂縫方向上油井的見水，同時(shí)保證了垂直裂縫方向油水井間的注采壓差，確保垂直裂縫方向的油井見效。另外，因其油井轉(zhuǎn)注井較多，為防止注采井間裂縫連通，還應(yīng)嚴(yán)格控制注水/注氣壓力，適當(dāng)采用間歇或水氣交替注入方式，延緩裂縫方向油井見水，擴(kuò)大驅(qū)油劑在油藏中的波及體積。當(dāng)裂縫方向上油井水淹或氣竄后，可深部調(diào)剖封堵油藏中的裂縫，抑制竄流。在開發(fā)中后期，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)裂縫方向上的油井水淹治理無效后，可以進(jìn)行技術(shù)關(guān)?；蜣D(zhuǎn)注，在裂縫側(cè)向的油井間打加密井，形成“沿裂縫帶注水，側(cè)向驅(qū)油”的排狀強(qiáng)注強(qiáng)采開發(fā)井網(wǎng)。

2014年12月，吳起油田在油溝油區(qū)開始建設(shè)低滲透油藏CO2驅(qū)油與封存先導(dǎo)性試驗(yàn)，調(diào)整井網(wǎng)為長對角線(NE50°)近似于人工裂縫方向的菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)。截至2016年初，試驗(yàn)區(qū)先后投運(yùn)4口注氣井，累積注入CO2(液態(tài))8125.2 t；見效井16口，生產(chǎn)狀況呈現(xiàn)了產(chǎn)液、產(chǎn)油上升，含水率下降的“兩升一降”態(tài)勢；井區(qū)累積增油1172.5 t，注氣效果明顯。注氣一年來，在人工裂縫主方向(NE-SW)的油井未見氣竄；且注氣井垂直裂縫方向(NW-SE)的一口油井，由于雙向受效，單井已累計(jì)增油達(dá)350.6 t。可見菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)非常適合此類油藏CO2驅(qū)油，不僅抑制特低滲油藏裂縫方向的竄流，同時(shí)確保非裂縫方向油井的受效。

5　結(jié)論

(1)特低滲油藏人工裂縫起縫方位受現(xiàn)今主應(yīng)力方位和天然裂縫方位的雙重控制，是兩者的耦合結(jié)果。以吳起油田長6儲(chǔ)層為例，人工裂縫方位(NE50°～75°)處于主應(yīng)力方位(NE68°～80°)和天然裂縫方位(NE22°～55°)之間，相對主應(yīng)力方向朝天然裂縫方向偏移了10°左右。

(2)人工裂縫方位一般為特低滲油藏注水開發(fā)油水井間的優(yōu)勢通道方向，在注水井人工裂縫方位及其附近區(qū)域內(nèi)的油井更易較早見水或暴性水淹。

(3)特低滲油藏注水或注CO2建議采用長對角線方向平行于人工裂縫方位的菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)，中后期可調(diào)整為“沿裂縫帶注，側(cè)向驅(qū)油”的排狀注采井網(wǎng)。針對吳起油田長6儲(chǔ)層注水/注氣開發(fā)，建議調(diào)整為長對角線方向?yàn)镹E50°～75°的菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，并且針對轉(zhuǎn)注水/氣井應(yīng)嚴(yán)格控制注入壓力，防止注采井間裂縫網(wǎng)絡(luò)過早貫通。

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