低滲透砂巖油藏注水誘導(dǎo)裂縫發(fā)育的主控因素
——以鄂爾多斯盆地安塞油田W區(qū)長(zhǎng)6油藏為例

趙向原，呂文雅，王 策，朱圣舉，樊建明

[1.中國(guó)石化 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083；2.中國(guó)石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249；3.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田分公司，陜西 西安 710018]

儲(chǔ)層基質(zhì)空氣滲透率小于50×10-3μm3的儲(chǔ)層為低滲透儲(chǔ)層，這類儲(chǔ)層中普遍不同程度地發(fā)育天然裂縫。在長(zhǎng)期的注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，由于基質(zhì)的低滲透性和天然裂縫及各種人工裂縫(如壓裂、鉆井、射孔等人為因素產(chǎn)生的裂縫)的高導(dǎo)流性，在各類因素的影響下，不當(dāng)?shù)淖⑺畷?huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層中存在的各類裂縫過(guò)早或過(guò)快開(kāi)啟并發(fā)生延伸擴(kuò)展，進(jìn)而在油藏中普遍產(chǎn)生注水誘導(dǎo)裂縫[1-5]。注水誘導(dǎo)裂縫指低滲透油藏在長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，當(dāng)注水壓力超過(guò)各類裂縫開(kāi)啟壓力或地層破裂壓力而形成的以水井為中心的高滲透性開(kāi)啟大裂縫或快速水流通道[2]。注水誘導(dǎo)裂縫一旦形成，會(huì)進(jìn)一步加劇低滲透油藏的注采矛盾，影響注水開(kāi)發(fā)效果。注水誘導(dǎo)裂縫的發(fā)育特征和形成機(jī)理反應(yīng)了其在形成過(guò)程中受多種因素控制，闡明注水誘導(dǎo)裂縫發(fā)育的主控因素，對(duì)進(jìn)一步開(kāi)展注水誘導(dǎo)裂縫分布預(yù)測(cè)、指導(dǎo)低滲透油藏注水開(kāi)發(fā)具有重要意義。為此，本文以鄂爾多斯盆地安塞油田W區(qū)長(zhǎng)6低滲透油藏為例，綜合地質(zhì)、測(cè)井、分析測(cè)試及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，對(duì)影響注水誘導(dǎo)裂縫形成和發(fā)育的各類主控因素開(kāi)展研究。

1 研究區(qū)概況

安塞油田W區(qū)位于鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元伊陜斜坡中部以東(圖1)，該區(qū)總體上構(gòu)造較為平緩，為一西傾的單斜構(gòu)造，地層傾角不足1°，由于差異壓實(shí)作用，僅在局部發(fā)育隆起幅度在10～20 m的鼻狀構(gòu)造[6-7]。該區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)6油藏為主力油層，主要為淺水三角洲沉積，為一套灰綠、灰白色砂巖、泥質(zhì)粉砂巖與灰黑色泥頁(yè)巖互層，儲(chǔ)層巖石類型以長(zhǎng)石砂巖為主，分選好-中等，礦物成熟度低，結(jié)構(gòu)成熟度高[8-9]。儲(chǔ)集空間類型為殘余粒間孔、溶蝕粒內(nèi)孔、溶蝕粒間孔及裂縫[10]。分析測(cè)試資料顯示長(zhǎng)6油藏儲(chǔ)層致密，平均有效孔隙度為11%～15%，空氣滲透率為1×10-3μm3～3×10-3μm3，原始地層壓力為9.1 MPa，壓力系數(shù)介于0.7～0.9，為典型的低孔、特低滲、低壓油藏[11-14]。

安塞油田W區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層構(gòu)造裂縫發(fā)育，主要為傾角大于60°的高角度剪切裂縫(圖2a，b)，裂縫的發(fā)育和分布具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，其中走向?yàn)镹EE-SWW向和近E-W向的裂縫較為發(fā)育，其它走向裂縫發(fā)育程度相對(duì)較弱[15-16]?？傮w上看，該區(qū)天然裂縫的有效性較好，僅有不足10%的天然裂縫被方解石局部充填，說(shuō)明這些裂縫可起到有效儲(chǔ)集空間和滲流通道的作用[15]。與在泥巖中相比，天然裂縫在砂巖中更為發(fā)育，且規(guī)模較大、延伸較遠(yuǎn)，其發(fā)育受地層層面控制明顯，主要發(fā)育在單巖層內(nèi)(圖2c)。大多數(shù)天然裂縫在縱向上切穿所在砂體，平面上呈雁列式展布，露頭統(tǒng)計(jì)單條天然裂縫平面延伸長(zhǎng)度一般不超過(guò)25 m，多條單縫呈雁列式排列構(gòu)成了一條延伸較遠(yuǎn)的裂縫帶，其中相鄰的兩條天然裂縫之間并不相互連通，而是以一定間距錯(cuò)開(kāi)排列(圖2d)，儲(chǔ)層中天然裂縫的分布形式將對(duì)注水開(kāi)發(fā)產(chǎn)生重要影響。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元分布及研究區(qū)位置[6]Fig.1 The diagram showing the distribution of tectonic units in Ordos Basin,and the location of the study area[6]

安塞油田W區(qū)長(zhǎng)6油藏自1990年全面投入注水開(kāi)發(fā)，初始井網(wǎng)采取正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)，井網(wǎng)密度11.5口/km2，井排方向?yàn)榻麰-W向，后采用加密方式進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整，即在原注水井排之間加密一排采油井，初始井網(wǎng)角井實(shí)施轉(zhuǎn)注，調(diào)整后井網(wǎng)密度增加至20口/km2[17-18]。目前該區(qū)已經(jīng)入開(kāi)發(fā)中后期，在實(shí)施多年注水開(kāi)發(fā)以后，部分井組或相鄰井組的注采井之間已經(jīng)出現(xiàn)了明顯的NE-NEE方向性高含水或水淹，判定在油藏中已經(jīng)產(chǎn)生了注水誘導(dǎo)裂縫，筆者曾系統(tǒng)總結(jié)了該區(qū)注水誘導(dǎo)裂縫的識(shí)別特征，研究了注水誘導(dǎo)裂縫的幾類形成機(jī)理，并識(shí)別出了部分注水誘導(dǎo)裂縫的分布[2,19]。

圖2 鄂爾多斯盆地露頭及巖心觀察長(zhǎng)6儲(chǔ)層構(gòu)造裂縫特征Fig.2 Characteristics of structural fractures from core and outcrop observation in Chang 6 reservoir,Ordos basina.E1井，埋深1 017.47 m，細(xì)砂巖，高角度構(gòu)造裂縫；b.E2井，埋深1 030.98 m，細(xì)砂巖，高角度構(gòu)造裂縫；c.延河露頭觀察構(gòu)造裂縫的發(fā)育受層控明顯；d.延河露頭觀察構(gòu)造裂縫以雁列式排列

2 注水誘導(dǎo)裂縫發(fā)育的地質(zhì)控制因素

注水誘導(dǎo)裂縫是油藏工程因素作用在承載有各類要素的地質(zhì)體上所形成的一類開(kāi)發(fā)地質(zhì)屬性，在油藏工程因素作用之前，地質(zhì)體上承載的各類要素既包括天然地質(zhì)因素，也包括針對(duì)油藏前期已開(kāi)展的工程因素，因此注水誘導(dǎo)裂縫的形成和發(fā)育受地質(zhì)因素和工程因素綜合控制。研究表明，控制注水誘導(dǎo)裂縫的地質(zhì)因素主要包括天然裂縫、現(xiàn)今地應(yīng)力、儲(chǔ)層構(gòu)型及儲(chǔ)層巖石力學(xué)性質(zhì)等幾個(gè)方面。

2.1 天然裂縫

天然裂縫的存在為注水誘導(dǎo)裂縫的形成和空間展布提供了基本的物質(zhì)條件，表現(xiàn)在以下兩個(gè)方面。

1) 縱向上，發(fā)育天然裂縫的巖層厚度及巖層內(nèi)天然裂縫的發(fā)育程度決定了注水驅(qū)油過(guò)程中產(chǎn)生的水淹層厚度和水淹級(jí)別。當(dāng)注入水從注水井向周?chē)鷿B流時(shí)，起初井筒附近基質(zhì)孔隙和開(kāi)啟的天然裂縫吸水，注水段各部位吸水一般較為均勻；隨著注水的持續(xù)，由于低滲透儲(chǔ)層基質(zhì)吸水能力較差，持續(xù)注水會(huì)造成井底憋壓[20]。根據(jù)注水誘導(dǎo)裂縫形成機(jī)理[2]，當(dāng)井底壓力超過(guò)天然裂縫開(kāi)啟壓力時(shí)，持續(xù)注水將導(dǎo)致天然裂縫開(kāi)啟并使水沿著裂縫突進(jìn)，甚至?xí)M(jìn)一步引發(fā)天然裂縫發(fā)生延伸擴(kuò)展，造成雁列式排列分布的天然裂縫不斷相互溝通，最終形成規(guī)模不斷擴(kuò)大的水竄通道，即注水誘導(dǎo)裂縫。一旦裂縫性水竄通道溝通油水井，大部分注入水將沿著注水誘導(dǎo)裂縫流向油井，形成低效甚至無(wú)效注水循環(huán)，造成基質(zhì)驅(qū)油效率大大降低甚至無(wú)效。由于天然裂縫的發(fā)育受巖層控制明顯，因此縱向上發(fā)育天然裂縫的巖層厚度也就決定了水淹層厚度。此外，儲(chǔ)層縱向上不同巖層內(nèi)天然裂縫發(fā)育具有較強(qiáng)非均質(zhì)性，有些部位天然裂縫規(guī)模較大且發(fā)育程度高，裂縫導(dǎo)流能力強(qiáng)，注水后波及范圍廣，注水突進(jìn)速度快，水淹級(jí)別較快達(dá)到強(qiáng)水淹；而有些部位天然裂縫規(guī)模較小且發(fā)育程度較差，裂縫導(dǎo)流能力差，注水后影響范圍較小，注水滲流速度緩慢，含水率相對(duì)較低，水淹級(jí)別一般為中度水淹或弱水淹。

識(shí)別安塞油田W區(qū)A5井為注水誘導(dǎo)裂縫上的水淹油井，對(duì)目的層巖心開(kāi)展了大量滴水試驗(yàn)和沉降實(shí)驗(yàn)以鑒別巖心含水或含油程度，進(jìn)而分析縱向上水淹層規(guī)模及水淹級(jí)別，同時(shí)通過(guò)巖心裂縫觀察及利用常規(guī)測(cè)井資料采用綜合概率指數(shù)法和分形維數(shù)法[21]對(duì)A5井目的層天然裂縫進(jìn)行識(shí)別和解釋，對(duì)比分析水淹特征與儲(chǔ)層天然裂縫發(fā)育特征之間的關(guān)系。結(jié)果表明，A5井油層厚度約為30 m，其中水洗厚度為11.2 m，水淹厚度占總厚度的37%，縱向上水淹層包含了若干個(gè)發(fā)育天然裂縫的單砂層，兩者具有較好的一致性，但不同單砂層之間的水淹級(jí)別存在一定差別；對(duì)水淹層位置和天然裂縫段發(fā)育位置進(jìn)行對(duì)比分析可知，天然裂縫發(fā)育程度高(綜合概率指數(shù)值和分形維數(shù)值較大)的巖層其水淹程度越嚴(yán)重，說(shuō)明了天然裂縫對(duì)水淹層段的縱向規(guī)模及水淹程度具有控制作用(圖3)。

圖3 安塞油田W區(qū)A5井單井綜合評(píng)價(jià)成果Fig.3 Composite evaluation results of Well A5 in W block,Ansai oilfield

2) 平面上，天然裂縫的發(fā)育特征、發(fā)育程度及發(fā)育區(qū)范圍綜合控制了注水誘導(dǎo)裂縫的平面展布特征及其平面延伸規(guī)模。儲(chǔ)層中發(fā)育的多組天然裂縫具有很強(qiáng)的平面非均質(zhì)性[22]，在現(xiàn)今地應(yīng)力場(chǎng)的作用下，各組天然裂縫存在一定的開(kāi)啟序列[15]，其中走向與現(xiàn)今地應(yīng)力場(chǎng)水平最大主應(yīng)力夾角最小的那組天然裂縫開(kāi)啟壓力最小，注水最易使其開(kāi)啟并發(fā)生延伸擴(kuò)展，致使注水誘導(dǎo)裂縫總是沿著平面上開(kāi)啟壓力最小的一組天然裂縫產(chǎn)生并不斷發(fā)展。此外，受沉積、巖性等因素控制，天然裂縫在平面上的分布具有一定的區(qū)帶性[16]，當(dāng)注采開(kāi)發(fā)井網(wǎng)部署在天然裂縫發(fā)育區(qū)時(shí)(尤其是發(fā)育開(kāi)啟壓力較小的那組天然裂縫)，則更容易形成注水誘導(dǎo)裂縫，且天然裂縫發(fā)育區(qū)范圍越大，形成的注水誘導(dǎo)裂縫的平面規(guī)模也會(huì)相應(yīng)越大；在天然裂縫不發(fā)育區(qū)，若要形成注水誘導(dǎo)裂縫則需要克服地層破裂壓力，而地層破裂壓力一般高于裂縫開(kāi)啟壓力，相對(duì)不利于注水誘導(dǎo)裂縫的產(chǎn)生。

2.2 現(xiàn)今地應(yīng)力

現(xiàn)今地應(yīng)力場(chǎng)對(duì)注水誘導(dǎo)裂縫的形成和分布具有十分重要的控制作用，主要有以下2個(gè)方面。

圖4 安塞油田W區(qū)長(zhǎng)小層巖石破裂指數(shù)與注水誘導(dǎo)裂縫分布Fig.4 The map showing the distribution of waterflooding-induced fractures and rock failure index in Chang W block,Ansai oilfield

1) 注水誘導(dǎo)裂縫的展布方位受現(xiàn)今應(yīng)力場(chǎng)分布控制，與現(xiàn)今應(yīng)力場(chǎng)水平最大主應(yīng)力方向基本一致。W區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層現(xiàn)今水平最大主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|67°左右，識(shí)別出注水誘導(dǎo)裂縫展布方位也主要集中在北東東向，兩者近一致(圖5)。關(guān)于地層中水力裂縫為何垂直于現(xiàn)今應(yīng)力場(chǎng)最小主應(yīng)力方向擴(kuò)展的問(wèn)題，Hubbert和Willis[24]研究指出，開(kāi)啟I型裂縫所做的功與垂直破裂面的應(yīng)力和裂縫開(kāi)口距離的乘積成正比關(guān)系(即功等于力乘以距離)，而在垂直于現(xiàn)今水平最小主應(yīng)力方向上做功最少，最有利于開(kāi)啟I型裂縫的延伸和擴(kuò)展。

2) 現(xiàn)今地應(yīng)力對(duì)注水誘導(dǎo)裂縫延伸過(guò)程中的難易程度有一定影響。沉積及成巖非均質(zhì)性致使儲(chǔ)層平面上和縱向上巖石力學(xué)性質(zhì)存在較大非均質(zhì)性，應(yīng)力場(chǎng)數(shù)值模擬表明，這種材料的非均質(zhì)性又進(jìn)一步造成了不同部位地應(yīng)力大小(部分地區(qū)包括方向)存在較大差別[25]。因此，即使油藏中不同部位的儲(chǔ)層及天然裂縫發(fā)育特征基本相同，那么各部位不同的地應(yīng)力特征也會(huì)造成天然裂縫開(kāi)啟壓力或地層破裂壓力值存在較大差異。注水誘導(dǎo)裂縫延伸過(guò)程中會(huì)沿著阻力最小(做功最少)的路徑不斷推進(jìn)，在注水參數(shù)不變的情況下，當(dāng)延伸過(guò)程中遇到裂縫開(kāi)啟壓力或地層破裂壓力值相對(duì)較大的情況時(shí)，注水誘導(dǎo)裂縫的延伸會(huì)相對(duì)較為困難，遇到的阻力越小，延伸就會(huì)相對(duì)越容易。此外，現(xiàn)今地應(yīng)力場(chǎng)水平差應(yīng)力對(duì)注水誘導(dǎo)裂縫的延伸也具有較大的影響。若其他因素不變，水平差應(yīng)力越小，注水誘導(dǎo)裂縫在延伸過(guò)程中則更易終止于某一地質(zhì)界面上或發(fā)生轉(zhuǎn)向；水平差應(yīng)力越大，注水誘導(dǎo)裂縫則越能夠保持穩(wěn)定的方向向前延伸，并相對(duì)容易的穿過(guò)地層中存在的某些界面。

2.3 儲(chǔ)層構(gòu)型

儲(chǔ)層構(gòu)型對(duì)注水誘導(dǎo)裂縫發(fā)育的控制作用可概括為2個(gè)方面：

1) 不同級(jí)次構(gòu)型單元影響注水誘導(dǎo)裂縫的縱向規(guī)模。W區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層天然裂縫主要發(fā)育在8級(jí)構(gòu)型單元(單一分流河道或河口壩及席狀砂)及9級(jí)構(gòu)型單元(分流河道內(nèi)加積體或河口壩內(nèi)增生體)內(nèi)，其縱向延伸受8級(jí)和9級(jí)構(gòu)型界面控制，這類規(guī)模的天然裂縫在注水過(guò)程中易發(fā)生動(dòng)態(tài)變化，形成的注水誘導(dǎo)裂縫縱向規(guī)模同樣受8，9級(jí)構(gòu)型界面控制。若某些8級(jí)和9級(jí)構(gòu)型單元所對(duì)應(yīng)的地質(zhì)體內(nèi)不發(fā)育天然裂縫，從巖石力學(xué)角度來(lái)看，這些巖體本身又可構(gòu)成相對(duì)統(tǒng)一而又獨(dú)立的巖石力學(xué)單元，當(dāng)注水壓力達(dá)到巖層的破裂壓力時(shí)，這些獨(dú)立的力學(xué)單元就會(huì)發(fā)生破裂進(jìn)而形成注水誘導(dǎo)裂縫，其縱向規(guī)模仍受控于8，9級(jí)構(gòu)型單元縱向規(guī)模。

圖5 安塞油田W區(qū)塊長(zhǎng)6儲(chǔ)層現(xiàn)今水平最大主應(yīng)力與注水誘導(dǎo)裂縫方位玫瑰花圖Fig.5 Rose diagrams showing the orientation of maximum horizontal principal stress and waterflooding-induced fractures in Chang 6 reservoir,W block,Ansai oilfielda.現(xiàn)今地應(yīng)力水平最大主應(yīng)力方向；b.注水誘導(dǎo)裂縫展布方向

2) 不同級(jí)次的構(gòu)型界面對(duì)注水誘導(dǎo)裂縫的持續(xù)延伸可能造成一定影響。構(gòu)型界面是具有等級(jí)序列的巖層接觸面，是不同級(jí)次沉積單元體之間的空間接觸物理界面。注水誘導(dǎo)裂縫在平面延伸過(guò)程中，當(dāng)遇到巖石物理、力學(xué)性質(zhì)等差異較大的突變地質(zhì)界面(或構(gòu)型界面)時(shí)，受界面兩側(cè)巖石滲透性、彈性及界面幾何、物理特性等影響，裂縫尖端在界面處的應(yīng)力場(chǎng)會(huì)發(fā)生變化。此時(shí)，由于地質(zhì)界面分布的非均質(zhì)性，在地應(yīng)力、巖石力學(xué)性質(zhì)等因素影響下，注水誘導(dǎo)裂縫在構(gòu)型界面處的行為可能出現(xiàn)以下3種情況：一是在界面處發(fā)生停滯，即界面起到阻礙注水誘導(dǎo)裂縫繼續(xù)延伸的作用；二是裂縫沿界面擴(kuò)展，發(fā)生拐彎或者轉(zhuǎn)向，構(gòu)型界面作為注水誘導(dǎo)裂縫繼續(xù)延伸的通道；三是穿透界面繼續(xù)擴(kuò)展。顯然，上述情況是基于注水誘導(dǎo)裂縫與人工壓裂縫在成因機(jī)理方面存在相似性的考慮而所得出的，但由于兩者在時(shí)間尺度、形成過(guò)程中的具體措施等方面存在不同，在成因機(jī)理方面又存在一定差異性，那么注水誘導(dǎo)裂縫在延伸過(guò)程中遇到構(gòu)型界面后的行為是否存在上述3種情況，還需要進(jìn)行論證。

對(duì)W區(qū)長(zhǎng)6油藏A0井組注水誘導(dǎo)裂縫進(jìn)行了識(shí)別，分析注水誘導(dǎo)裂縫帶上及與其垂直的連井剖面上儲(chǔ)層構(gòu)型特征，同時(shí)結(jié)合巖心實(shí)驗(yàn)及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料分析兩個(gè)方向儲(chǔ)層剖面上的水淹特征。其中，在注水誘導(dǎo)裂縫帶上，各井之間的砂體連通性好，分布穩(wěn)定，縱向上不同巖層水淹級(jí)別差異較大，平面上各井水淹層對(duì)應(yīng)較好；與注水誘導(dǎo)裂縫垂直的剖面上，大部分水下分流河道砂體呈透鏡狀分布，砂體平面規(guī)模在1～2個(gè)井距，呈孤立狀或拼合狀展布，砂體之間存在明顯的構(gòu)型界面(圖6)，導(dǎo)致井間砂體連通性較差，巖心實(shí)驗(yàn)分析顯示縱向上不同層水淹級(jí)別同樣具有較大差異性，平面上各井水淹層也不具有對(duì)應(yīng)關(guān)系，與水井距離較遠(yuǎn)的某些油井甚至沒(méi)有發(fā)生水淹。上述分析充分說(shuō)明了儲(chǔ)層構(gòu)型對(duì)注水誘導(dǎo)裂縫的形成和分布具有控制作用。

2.4 儲(chǔ)層巖石力學(xué)性質(zhì)

注水誘導(dǎo)裂縫的形成和發(fā)育除受上述地質(zhì)因素控制外，還受到儲(chǔ)層巖石力學(xué)性質(zhì)的影響。注水誘導(dǎo)裂縫為注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中引起的儲(chǔ)層局部應(yīng)力場(chǎng)增大使儲(chǔ)層中先前存在的各類裂縫張開(kāi)并發(fā)生擴(kuò)展或使巖層發(fā)生破裂而形成的張性裂縫，儲(chǔ)層巖石力學(xué)性質(zhì)對(duì)其的影響可能存在以下2種情況。

1) 當(dāng)注水井周?chē)牡貙又胁话l(fā)育天然裂縫的情況。當(dāng)注水井周?chē)貙又胁话l(fā)育天然裂縫時(shí)，注水壓力需要克服地層破裂壓力，才能形成注水誘導(dǎo)裂縫[2]，在此過(guò)程中，當(dāng)?shù)貞?yīng)力及地層壓力等條件保持不變的情況下，地層破裂壓力的大小主要取決于巖層的抗張強(qiáng)度，其中抗張強(qiáng)度越大，其破裂壓力越大，抗張強(qiáng)度越小，其破裂壓力相應(yīng)越小。注水井縱向上不同巖層由于沉積、成巖等因素的差異性會(huì)造成抗張強(qiáng)度也存在差異，使得巖層破裂壓力也存在一定差異。注水井注水壓力的不斷增大會(huì)造成破裂壓力最小的巖層優(yōu)先發(fā)生破裂，而破裂壓力較大的巖層甚至不會(huì)發(fā)生破裂，進(jìn)而導(dǎo)致了注水誘導(dǎo)裂縫在縱向上的分布存在一定差異。

2) 當(dāng)注水井周?chē)牡貙又邪l(fā)育天然裂縫的情況。此時(shí)，儲(chǔ)層巖石力學(xué)性質(zhì)對(duì)注水誘導(dǎo)裂縫形成的影響又可分為2種情況：①假設(shè)一套注水開(kāi)發(fā)層系縱向上同時(shí)包含多個(gè)具有不同巖石力學(xué)性質(zhì)的單砂層，且不同單砂層中發(fā)育特征相同的天然裂縫，當(dāng)?shù)貞?yīng)力及孔隙壓力等條件均相同時(shí)，天然裂縫開(kāi)壓力大小及延伸壓力大小會(huì)受巖石泊松比及彈性模量等巖石力學(xué)參數(shù)決定[2]。其中，泊松比越大的巖層中裂縫開(kāi)啟壓力則越大，而楊氏模量越大的砂層中裂縫的延伸壓力越大。縱向上不同巖層由于巖石力學(xué)性質(zhì)的非均質(zhì)性，必然會(huì)導(dǎo)致各層內(nèi)天然裂縫的開(kāi)啟壓力和延伸壓力存在較大差異，也就決定了注水誘導(dǎo)裂縫在縱向上不同巖層之間并非同時(shí)延伸發(fā)展，會(huì)優(yōu)選選擇做功最少的巖層優(yōu)先發(fā)育，進(jìn)而使不同巖層內(nèi)天然裂縫對(duì)發(fā)育注水誘導(dǎo)裂縫的貢獻(xiàn)存在差別。②對(duì)于某一單砂層內(nèi)的天然裂縫而言，注水引起的天然裂縫延伸擴(kuò)展同樣受巖石力學(xué)性質(zhì)的影響。平面上不同方向巖石力學(xué)性質(zhì)具有明顯的非均質(zhì)性，若不考慮現(xiàn)今地應(yīng)力場(chǎng)的作用，天然裂縫尖端張性擴(kuò)展應(yīng)沿著抗張強(qiáng)度最小的路徑或方位不斷發(fā)生。但在實(shí)際地下儲(chǔ)層中，受現(xiàn)今地應(yīng)力場(chǎng)影響，天然裂縫的延伸擴(kuò)展路徑則由抗張強(qiáng)度與地應(yīng)力共同決定，但相比地應(yīng)力的控制作用而言，巖石力學(xué)非均質(zhì)性的影響顯得相對(duì)較弱，最終使注水誘導(dǎo)裂縫大多在近似平行于現(xiàn)今應(yīng)力場(chǎng)最大水平主應(yīng)力方向上擴(kuò)展，但這并不表明巖石力學(xué)性質(zhì)平面非均質(zhì)性對(duì)注水誘導(dǎo)裂縫的擴(kuò)展完全不起作用。

圖6 安塞油田A0井組長(zhǎng)6儲(chǔ)層與注水誘導(dǎo)裂縫垂直方向連井剖面構(gòu)型分析(據(jù)長(zhǎng)慶油田，有修改)Fig.6 Reservoir architectural analysis of well-tie cross section perpendicular to waterflooding-induced fractures in Chang 6 reservoir,A0 well group,Ansai oilfield (sourced from Changqing oilfield with modification)

3 注水誘導(dǎo)裂縫的工程控制因素

3.1 人工裂縫

油藏投入開(kāi)發(fā)后，各類工程因素如壓裂、鉆井、射孔等產(chǎn)生的裂縫都可稱之為人工裂縫，在此主要以人工壓裂縫為例，討論人工裂縫對(duì)注水誘導(dǎo)裂縫形成和發(fā)育的影響。油井壓裂改造后會(huì)在井周產(chǎn)生主裂縫和次級(jí)裂縫，其中主裂縫一般因鋪砂濃度較高可提供較為穩(wěn)定的導(dǎo)流能力，次級(jí)裂縫主要起改善儲(chǔ)層基質(zhì)滲流能力的作用。隨著開(kāi)發(fā)的推進(jìn)，受現(xiàn)今地應(yīng)力影響，人工裂縫在閉合壓力作用下會(huì)逐漸發(fā)生閉合，導(dǎo)流能力將逐漸下降，甚至在相當(dāng)長(zhǎng)一段時(shí)間內(nèi)，主裂縫中的支撐劑會(huì)被壓實(shí)、顆粒重新排列、破碎，產(chǎn)生微粒運(yùn)移及嵌入等情況，進(jìn)一步影響人工裂縫的導(dǎo)流能力，但即使是人工裂縫最終完成了閉合，其剩余導(dǎo)流能力與儲(chǔ)層基質(zhì)相比也存在數(shù)量級(jí)的提高，并最終維持在一定的水平[26-27]。在這種情況下，人工裂縫的存在會(huì)對(duì)注水誘導(dǎo)裂縫的形成和發(fā)育產(chǎn)生影響，這種影響可分為兩種情況，一是壓裂油井長(zhǎng)時(shí)間生產(chǎn)后轉(zhuǎn)注為水井的情況，二是壓裂油井持續(xù)生產(chǎn)的情況。

1)壓裂油井長(zhǎng)時(shí)間生產(chǎn)后轉(zhuǎn)注為水井的情況。油井壓裂持續(xù)開(kāi)采至一定時(shí)間以后，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征會(huì)發(fā)生較大變化，如某些油井產(chǎn)能?chē)?yán)重降低或發(fā)生水淹，為保證生產(chǎn)效率，需要對(duì)其實(shí)施轉(zhuǎn)注等調(diào)整措施。油井轉(zhuǎn)注為注水井以后，兩側(cè)的人工裂縫便為注水誘導(dǎo)裂縫的形成提供了物質(zhì)條件，其展布特征直接影響注水誘導(dǎo)裂縫的展布特征。人工裂縫規(guī)模一般大于單條天然裂縫規(guī)模，且導(dǎo)流能力較高，注入水首先將沿著規(guī)模較大的人工裂縫突進(jìn)，此時(shí)人工裂縫便成為了裂縫性水竄通道。對(duì)于一定程度閉合的人工裂縫來(lái)說(shuō)，雖然存在一定的導(dǎo)流能力，但可能并不足以完全“吸收”注入水，這種情況下可能同天然裂縫相類似，井低憋壓會(huì)造成人工裂縫開(kāi)啟甚至延伸擴(kuò)展。

W區(qū)S1井1996年7月份進(jìn)行壓裂試油，壓裂層段深度為1 246.0～1 255.0 m，監(jiān)測(cè)顯示產(chǎn)生一條NEE-SWW向人工裂縫，隨后該井一直作為生產(chǎn)井投產(chǎn)運(yùn)行；至2010年10月該井轉(zhuǎn)注，日注水量保持在13 m3/d，注水過(guò)程中注水壓力不斷上升，從起初的4.5 MPa經(jīng)過(guò)3個(gè)多月就上升到6.5 MPa，說(shuō)明儲(chǔ)層吸水能力在逐漸下降，轉(zhuǎn)注半年后吸水剖面顯示在人工裂縫處已經(jīng)表現(xiàn)出指狀吸水特征(圖7)，計(jì)算該井人工裂縫的開(kāi)啟壓力為18.55 MPa，折算到井口處為6.05 MPa，注水3個(gè)月后實(shí)際注水壓力(折算到地下)已經(jīng)超過(guò)了人工裂縫的開(kāi)啟壓力，說(shuō)明人工裂縫已逐漸發(fā)展成為了注水誘導(dǎo)裂縫。

2) 壓裂油井持續(xù)生產(chǎn)的情況。如前所述，雖然油井兩側(cè)人工裂縫的導(dǎo)流能力會(huì)隨著開(kāi)發(fā)的持續(xù)逐漸減小，但與儲(chǔ)層基質(zhì)的滲流能力相比仍是最主要的滲流通道，油井兩側(cè)的人工裂縫也可能為注水誘導(dǎo)裂縫的形成提供了可能性。一旦人工裂縫溝通了油水井之間的高滲通道，注入水將很容易通過(guò)人工裂縫流向生產(chǎn)井，進(jìn)而在油水井之間形成注水誘導(dǎo)裂縫。

3.2 注采參數(shù)

影響注水誘導(dǎo)裂縫形成和發(fā)育的油藏工程因素主要為注采相關(guān)參數(shù)，包括注水時(shí)長(zhǎng)、注水量、注采比(或注采量)等。注采參數(shù)的變化會(huì)造成井底壓力變化的直接響應(yīng)，進(jìn)而直接影響注水誘導(dǎo)裂縫的形成和延伸特征。

W區(qū)長(zhǎng)6油藏已識(shí)別出10余條注水誘導(dǎo)裂縫，研究發(fā)現(xiàn)注水誘導(dǎo)裂縫全部過(guò)初始井網(wǎng)的注水井(圖8)，這些注水井均在20世紀(jì)90年代末開(kāi)始注水，至2013年止平均日注水量23.5 m3，其中在2003年至2004年間部分井的平均日注水量最高達(dá)50 m3以上(如C1井、G0井、P1井、R1井)；轉(zhuǎn)注井一般為初始反九點(diǎn)井網(wǎng)中的角井，轉(zhuǎn)注時(shí)間多在2010至2011年，轉(zhuǎn)注井日注水量平均為10～15 m3。無(wú)論是日注水量還是累計(jì)注水時(shí)長(zhǎng)，初始井網(wǎng)注水井都要大于轉(zhuǎn)注井，因此在初始井網(wǎng)注水井兩側(cè)普遍產(chǎn)生了規(guī)模較大的注水誘導(dǎo)裂縫，這說(shuō)明持續(xù)注水時(shí)長(zhǎng)是影響注水誘導(dǎo)裂縫形成和發(fā)育的主要工程因素。

圖7 安塞油田W區(qū)轉(zhuǎn)注井S1井吸水剖面圖Fig.7 The water adsorption profile of injection Well S1 converted from producer in W block,Ansai oilfield

圖8 安塞油田W區(qū)注水誘導(dǎo)裂縫與初始井網(wǎng)之間關(guān)系Fig.8 Relationships between waterflooding-induced fractures and initial well pattern in W block,Ansai oilfield

此外，采用文獻(xiàn)[2]中的數(shù)值模型分兩種情況模擬了注采參數(shù)與注水誘導(dǎo)裂縫形成的關(guān)系：一是保持采出量不變、改變注采比，二是保持注采比不變，改變注入量和采出量，分別分析對(duì)注水誘導(dǎo)裂縫形成和擴(kuò)展的影響。根據(jù)模擬結(jié)果，得到以下認(rèn)識(shí)：①保持某一注采參數(shù)不變，隨著注水時(shí)間的增加，注水誘導(dǎo)裂縫規(guī)模越來(lái)越大。如圖9兩圖中任一顏色曲線為某一注采參數(shù)下注水誘導(dǎo)裂縫長(zhǎng)度與注水時(shí)間之間的關(guān)系，可以看出，注水時(shí)間越長(zhǎng)，注水誘導(dǎo)裂縫的規(guī)模越大；②采出量不變，改變注采比，在一定時(shí)間范圍內(nèi)，注采比越大，注水誘導(dǎo)裂縫延伸速度越快。如圖9a所示，注采比分別為1.25和2時(shí)，當(dāng)注水誘導(dǎo)裂縫長(zhǎng)度均為700 m時(shí)，兩者所需要的注水時(shí)間分別為1 500余天和300天左右，說(shuō)明低注采比下注水誘導(dǎo)裂縫延伸速度相對(duì)較慢；③保持注采比不變，注入量和采出量發(fā)生變化，在一定的時(shí)間范圍內(nèi)，注采量越大，注水誘導(dǎo)裂縫延伸速度越快。如圖9b所示，保持注采比1.25不變，使注入量/采出量依次分別為5/4，6.25/5，7.5/6，可以看出，若使不同注采量下的注水誘導(dǎo)裂縫長(zhǎng)度均達(dá)到700 m時(shí)，注采量越大則所需要的注水時(shí)間越短。

圖9 注水誘導(dǎo)裂縫延伸長(zhǎng)度與注采參數(shù)的關(guān)系Fig.9 Relationships between the distance of fracture propagation and injection-production parametersa.裂縫延伸長(zhǎng)度與注采比；b.裂縫延伸長(zhǎng)度與注采量

4 結(jié)論

1) 注水誘導(dǎo)裂縫是油藏工程因素作用于地質(zhì)體上所形成的一類開(kāi)發(fā)地質(zhì)屬性，總結(jié)注水誘導(dǎo)裂縫形成和發(fā)育的主控因素包括地質(zhì)因素和工程因素2個(gè)方面，其中地質(zhì)因素主要包括天然裂縫、現(xiàn)今地應(yīng)力、儲(chǔ)層構(gòu)型及儲(chǔ)層巖石力學(xué)性質(zhì)等；工程因素包括人工裂縫、注采參數(shù)等。

2) 整體上看，油藏工程因素是影響注水誘導(dǎo)裂縫形成的直接因素，控制著注水誘導(dǎo)裂縫能否形成、發(fā)育快慢等特征；地質(zhì)因素是控制注水誘導(dǎo)裂縫分布的關(guān)鍵因素，影響著注水誘導(dǎo)裂縫的延伸和展布特征。在低滲透油藏注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，地質(zhì)因素與油藏工程因素相互作用，綜合控制了注水誘導(dǎo)裂縫的形成、發(fā)育和展布，進(jìn)而影響了油藏開(kāi)發(fā)特征和開(kāi)發(fā)效果。