孫曉瑞，郭康良，任 婷，孫瑞娜

景 歡，李 婧，王 彬 （ 長江大學地球科學學院，湖北武漢430100）

AS油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的中東部，構(gòu)造活動十分微弱，地層產(chǎn)狀平緩。WY區(qū)塊所處的區(qū)域構(gòu)造單元屬于鄂爾多斯沉積盆地陜北斜坡東部，在局部形成起伏較小軸向近東西或北東-西南向的鼻狀隆起。由于該區(qū)塊天然微裂縫的存在，增加了注水開發(fā)的難度。為此，筆者對試井裂縫評價方法在AS油田WY區(qū)塊開發(fā)中的應用進行了探討。

1 裂縫特征

1．1 天然裂縫

AS油田區(qū)域構(gòu)造穩(wěn)定，水平主應力方向在整個區(qū)域上變化不大。在對其構(gòu)造應力場［1］研究中，認為現(xiàn)今最大主應力方向為北東東方向，其中WY區(qū)塊塊具體為NE67°，該區(qū)塊主要發(fā)育EW、SN、NE、NW方向的4組裂縫。就長6油層組而言，根據(jù)巖心古地磁測試證實在該區(qū)塊NE向的裂縫最為發(fā)育。

1．2 人工裂縫

人工壓裂縫的產(chǎn)狀和走向主要受到該地區(qū)目前地應力的控制，同時受到天然和人工裂縫的影響。WY區(qū)塊塊垂向應力σv約為27．6MPa，水平最大地應力σH和水平最小地應力σh分別為23．3MPa和20MPa，目前水平最大地應力方向為NE方向。當σv＞σH＞σh時，形成垂直裂縫，因而該地區(qū)人工壓裂縫主要為垂直裂縫，且裂縫方NE向居多。同時，由于受到天然裂縫和人工壓裂縫的影響，部分區(qū)塊裂縫方向也呈NW向。

2）化學示蹤劑監(jiān)測分析 2004年至2010年在WY區(qū)塊開展了18口注水井示蹤劑監(jiān)測，結(jié)果顯示：①注入水推進速度快，示蹤劑的見劑時間為7～39d。該區(qū)平均滲透率2．29×10-3μm2，油井監(jiān)測到示蹤劑最短時間為7d。②注入水推進方向性極強，以北東向推進為主。由此認為WY區(qū)塊裂縫發(fā)育，表現(xiàn)出裂縫性油藏的特征。

3）注采動態(tài)判斷分析 對近些年來的開發(fā)動態(tài)資料統(tǒng)計及示蹤劑與脈沖試井結(jié)果分析表明，該研究區(qū)油井見水和水淹方向性較強，表現(xiàn)為注水井在北東方向上的油井見水比例較高，含水上升較快。全區(qū)已有64口油井含水率達100% （其中東部17口，中西部26口，西南部16口，塞107區(qū)5口），且大部分井為北東向見水。上述特點反映研究區(qū)中西部含水率較高，水淹程度較大，且北東向井的連通性比其他方向的連通性要好［2］。

2 試井曲線裂縫模型及特征

2．1 無限導流裂縫

無限導流裂縫模型的典型壓力曲線通常分為4個階段［3］（見圖1）：

圖1 無限導流裂縫壓力及其導數(shù)雙對數(shù)曲線

1）續(xù)流段 該段雙對數(shù)壓力和壓力導數(shù)曲線合二為一，呈45°的直線。純井筒儲集效應的影響結(jié)束后，導數(shù)出現(xiàn)峰值后向下傾斜。峰值的高低取決于參數(shù)CDe2s值的大小，若CDe2s值越大，則峰值越高，下傾越陡，而且峰值出現(xiàn)時間越遲。

2）線性流段 線性流動是指在某一區(qū)域內(nèi)流體流動方向相同，流線呈平行線。線性流段是最能反映壓裂井特征的數(shù)據(jù)段，其裂縫半長計算公式如下：

式中，m″為直角坐標系中成過原點的一條直線的斜率；Xf為裂縫半長，m；μ為流體粘度，mPa·s；φ為地層孔隙度；Ct為綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；k為地層滲透率，μm2；h為地層厚度，m；q為井的地面產(chǎn)量，m3／d；B為原油的體積系數(shù)。

3）過渡段 該段壓力及其導數(shù)曲線近乎平行。

4）擬徑向流段 在擬徑向流段，隨著時間的延長，壓力波向更遠處傳播，裂縫的影響減弱，形成擬徑向流，壓力導數(shù)呈現(xiàn)水平段。該段裂縫半長計算公式如下：

式中，rw為井半徑，m；為rwe折算半徑，m；s為表皮系數(shù)。

在以往的教學中，教師把更多的目光放在了學生的學習成績上，對于學生某個知識點掌握的好壞和學習效率的高低并沒有過多的關注。對于數(shù)學中的一些概念或者是定理也主要是讓學生通過死記硬背的方式掌握。這樣一來就降低了學生學習的主動性，導致學習的效果并不理想。信息技術(shù)的加入，給學生帶來了全新的學習體驗，比如學習到關于幾何圖形的知識，教師就可以借助白板進行一些七巧板的游戲，讓學生在游戲中學到知識，還能夠有效提高學生的觀察力，并且能夠更加深刻地認識到幾何圖形的一些特點。

W29-021油井壓力雙對數(shù)曲線圖和壓力歷史擬合圖分別如圖2和圖3所示。由圖2和圖3可以看出，W29-021井的解釋模型為具有C（井筒儲集系數(shù)）和S（表皮系數(shù)）的無限導流垂直裂縫均質(zhì)油藏加無限大作用邊界。解釋結(jié)果如下：地層系數(shù)為8．36×10-3μm2·m，井筒儲集系數(shù)為3．49m3／MPa，滲透率為0．48×10-3μm2，表皮系數(shù)為0，地層壓力為7．69MPa，裂縫半長為31．7m。

圖2 W29-021油井壓力雙對數(shù)曲線圖

圖3 W29-021油井壓力歷史擬合圖

2．2 有限導流裂縫

典型有限導流裂縫的曲線形態(tài)可分成5段，即續(xù)流段、雙線性流段、線性流段、過渡段和擬徑向流段［4］（見圖4）。

1）續(xù)流段 續(xù)流段與無限導流裂縫續(xù)流段相似。

2）雙線性流段 在裂縫內(nèi)部存在朝向井的不穩(wěn)定的線性流動，在裂縫表面存在垂直于裂縫表面的地層線性流動，是存在有限導流裂縫時的特征段，其壓力曲線和導數(shù)均為1／4斜率的平行線，兩線縱坐標距離為0．602（對數(shù)周期）。

3）線性流段 線性流段與無限導流裂縫線性流段特征相似，其壓力和導數(shù)均為1／2斜率的平行線，兩線縱坐標距離為0．301（對數(shù)周期）。

4）過渡段 該段與無限導流裂縫過渡段相似。

5）擬徑向流段 該段與無限導流裂縫過渡段擬徑向流段相似，在雙對數(shù)曲線圖上為水平直線，在半對數(shù)圖上表現(xiàn)為一條直線。

W20-15油井壓力雙對數(shù)曲線圖和壓力歷史擬合圖分別如圖5和圖6所示。由圖5和圖6可以看出，W20-15井的解釋模型為具有C和S的有限導流垂直裂縫均質(zhì)油藏加無限大作用邊界。解釋結(jié)果如下：地層系數(shù)為4．64×10-3μm2·m，井筒儲集系數(shù)為1．43×10-5m3／MPa，滲透率為0．341×10-3μm2，表皮系數(shù)為0，地層壓力為16．1995MPa，裂縫半長為11．1m。

圖4 有限導流裂縫壓力及其導數(shù)雙對數(shù)曲線

圖5 W20-15油井壓力雙對數(shù)曲線圖

圖6 W20-15油井壓力歷史擬合圖

3 裂縫分級

利用測試前日產(chǎn)液量和滲透率等參數(shù)對裂縫進行分級。WY區(qū)塊油井、水井裂縫半長與產(chǎn)液關系圖分別如圖7和圖8所示。從圖7和圖8可以看出，其產(chǎn)液量和裂縫半長整體上雖然呈正相關［2］，但是相關系數(shù)不高 （分別為0．579、0．464）。

圖7 WY區(qū)塊油井裂縫半長與產(chǎn)液關系圖

圖8 WY區(qū)塊水井裂縫半長與產(chǎn)液關系圖

根據(jù)WY區(qū)塊油井、水井滲透率和裂縫半長關系圖 （分別見圖9和圖10），將WY區(qū)塊裂縫分為小縫 （裂縫半長小于60m）、中縫 （裂縫半長大于60m且小于150m）和大縫 （裂縫半長大于150m）。小縫所在區(qū)域的滲透率一般小于1，其對儲層的滲流能力提升不大，主要是基巖影響油井的生產(chǎn)；中縫所在區(qū)域主要受裂縫和基巖的共同影響；大縫一般出現(xiàn)在水井處，這是由于強注水在地層中形成了長裂縫，且井周圍滲透率較大，因而裂縫對注水井的滲流能力影響較大［5］。

圖9 WY區(qū)塊油井裂縫半長與滲透率關系圖

圖10 WY區(qū)塊水井裂縫半長與滲透率關系圖圖

一般來說，裂縫半長大于60m的井的產(chǎn)液比周圍油井產(chǎn)液要高，這是由于裂縫的存在對該類井的滲流能力有所提升，因而其生產(chǎn)能力主要受裂縫影響 （見表1）。

表1 裂縫半長 （＞60m）對產(chǎn)液和滲透率的影響

4 結(jié) 語

在分析WY區(qū)塊天然裂縫以及人工裂縫特征的基礎上，利用試井裂縫評價技術(shù)對該區(qū)塊人工裂縫進行研究，并建立了相應的裂縫分級標準。研究表明，利用上述方法能夠認清不同級別裂縫對注水開發(fā)效果的影響，對油田生產(chǎn)開發(fā)具有直接的指導意義。

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