王西強，喇全亮，王 博，劉渠洋

(1.中國石油長慶油田分公司 第七采油廠，陜西 西安 710200；2.西安石油大學 地球科學與工程學院，陜西

生產(chǎn)動態(tài)資料在白豹油田白209區(qū)儲層裂縫識別中的應用

王西強1，喇全亮2，王 博1，劉渠洋1

(1.中國石油長慶油田分公司 第七采油廠，陜西 西安 710200；2.西安石油大學 地球科學與工程學院，陜西

西安 710065)

以白豹油田白209區(qū)塊長6油層組為研究對象，充分利用基礎地質(zhì)、測井、生產(chǎn)動態(tài)以及各類測試資料，以鄂爾多斯盆地地質(zhì)構造背景和巖石力學理論為指導，利用示蹤劑監(jiān)測、吸水指示曲線、吸水剖面分析以及生產(chǎn)動態(tài)識別等不同處理與解釋手段,對研究區(qū)目的層的油藏裂縫發(fā)育程度、裂縫走向和裂縫類型進行分析識別，識別出裂縫33條，高滲帶28條。這些裂縫及高滲帶多集中在油藏中部及上部區(qū)域。方向較為多樣，多數(shù)為北東南西向，為以后開展裂縫分布規(guī)律、加密調(diào)整研究及油藏后期開發(fā)調(diào)整提供依據(jù)。

白209區(qū)塊；應力場；裂縫識別

自2002年華慶地區(qū)白豹油田長6油藏發(fā)現(xiàn)以來，已陸續(xù)投入開發(fā)白209、白216以及白155等油藏，該區(qū)長6油藏為前三角洲～湖底滑塌濁積扇沉積，沉積微相以濁積水道為主[1-2]。砂體走向均呈西北—東南向，河道頻繁遷移，導致該區(qū)平面非均質(zhì)性、縱向非均質(zhì)性均較強。儲層以粉細砂巖為主，礦物成分為長石、石英；孔隙以粒間孔為主，長石溶孔次之，主要發(fā)育微細喉道[3]。該區(qū)開采層位為長631、長632，油層埋深2 100 m，平均有效厚度20.5 m，孔隙度10.8%，巖心滲透率0.34×10-3μm2，原始地層壓力16.7 Mpa，油氣比115.7 m3/t，屬超低滲巖性油藏。為快速建立有效的驅替系統(tǒng)，提高單井產(chǎn)量，開發(fā)初期均采用注水開發(fā)或超前注水開發(fā)的方式，開發(fā)初期單井產(chǎn)量較高，但隨著油田開發(fā)工作的進展，穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴峻，生產(chǎn)中表現(xiàn)出如下問題：低產(chǎn)低效井多，單井產(chǎn)量低，產(chǎn)量與油層發(fā)育不匹配，開發(fā)效果差等，進而嚴重影響區(qū)塊開發(fā)效果[4-6]。為此，搞清該油藏裂縫發(fā)育分布規(guī)律，提出針對性的開發(fā)調(diào)整措施，降低區(qū)塊含水上升速度，延長區(qū)塊中低含水開發(fā)期，是目前油田開發(fā)迫切需要解決的問題。

本文在區(qū)域構造背景分析的基礎上，通過基礎地質(zhì)、測井、生產(chǎn)動態(tài)以及各類測試資料，綜合分析華慶地區(qū)白豹油田白209區(qū)塊長 6 儲層裂縫發(fā)育程度、裂縫走向和裂縫類型，以掌握地區(qū)裂縫發(fā)育規(guī)律，改善注水開發(fā)效果。

1 白豹油田長6油藏裂縫形成機理

裂縫規(guī)律性分布應與區(qū)域構造應力場作用有關。裂縫的形成和演化受古構造應力場控制，裂縫的走向受古構造應力場最大主應力方向的制約，裂縫分布密度與古應力場不同級值的應力集中區(qū)密切相關。在鄂爾多斯盆地的古構造應力場的作用下，盆地延長組地層大量發(fā)育裂縫，主要為燕山期形成的E-W向、S-N向裂縫和喜山期形成的NE向裂縫。E-W向和S-N向裂縫以剪性閉合縫為主，而NE向裂縫則以張性縫為主。主應力方向控制了延長組裂縫的走向以北東一南西向為主?，F(xiàn)今鄂爾多斯盆地最大主應力方向主要為北東向，最小主應力方向主要為北西向。

一般來說，低滲透砂巖儲層發(fā)育多組裂縫，但在現(xiàn)今應力場作用下，一方面NE向裂縫因與最大水平主應力方位平行而具有較高的開啟程度[7]，此方向裂縫往往表現(xiàn)為主滲流裂縫，其地下開度大，連通性好，滲透率高，開啟壓力??；另一方面，壓裂改造形成的人工裂縫按照最大水平主應力方位即NE向展布，并溝通原有的天然裂縫系統(tǒng)，使得在注水過程中會表現(xiàn)出沿NE向裂縫較為活躍的特征。由于不同組系裂縫的滲流和壓力敏感性特征，在油田注水開發(fā)過程中，不同方向裂縫的滲流作用發(fā)生改變，因而在開發(fā)中晚期需要進行相應的井網(wǎng)調(diào)整。

2 研究區(qū)油井見水現(xiàn)狀

見水井按含水級別劃分的標準為：Fw<20%，為低含水；20%≤Fw<40%，為中低含水；40%≤Fw<60%，為中含水；60%≤Fw<80%，為中高含水；Fw≥80%，為高含水。通過統(tǒng)計表明，自2005年注水開發(fā)以來，高含水井日益增多，截止目前(2015年8月31日)，高含水井有25口，占總開井數(shù)15.7%。而由于高含水而停產(chǎn)或轉注的井已達20口，產(chǎn)能損失嚴重(見圖1)。

由于儲層裂縫及大孔道發(fā)育，地層水和注入水易沿裂縫發(fā)生水淹水竄現(xiàn)象，采油井見水后含水上升快，甚至部分生產(chǎn)井遭到水淹。

3 研究區(qū)裂縫識別方法研究

目前研究區(qū)開發(fā)井網(wǎng)基本完成，已積累了大量的采油、注水、動態(tài)監(jiān)測、地化資料以及試井等資料，充分利用這些資料，可以研究有效裂縫的分布以及裂縫分布的非均質(zhì)性。在本次研究工作中，主要采用示蹤劑監(jiān)測、干擾試井、吸水指示曲線以及生產(chǎn)資料等，分析白209井區(qū)長6油藏裂縫發(fā)育程度、裂縫走向和裂縫類型。

圖1 白209區(qū)塊含水率統(tǒng)計柱狀圖

3.1 示蹤劑研究

井間示蹤劑監(jiān)測技術是一種用于油田開發(fā)動態(tài)監(jiān)測的重要手段，該項技術不但能確定油水井對應關系、注入水的體積分配及推進速度，還能確定水淹層的厚度和滲透率，識別大孔道、判斷斷層封閉性，對制定開發(fā)方案及實施調(diào)整措施具有重要的價值。

白209區(qū)選取了白205-29、白205-31、白207-27、白207-29、白207-31、白207-33、白207-35、白209-31、白209-33、白211-33井10個井組進行示蹤劑分析研究。

白209-31井組示蹤劑監(jiān)測自2012年4月3日起至7月15日結束，歷時3個多月。對周邊13口井的示蹤劑產(chǎn)出情況進行了跟蹤監(jiān)測，分析樣品數(shù)量1 615個，其中有3口油井見示蹤劑，其它油井無硫氰酸銨顯示(見圖2)。

表1 對應油井動態(tài)監(jiān)測情況表

圖2 白209-31井組示蹤劑運移方向與速度

利用示蹤劑軟件分別對有示蹤劑峰值出現(xiàn)的白210-29、白208-33、白208-32井實測曲線進行擬合處理，計算得到了高滲層的滲透率、厚度、孔喉半徑等，反映白209-31井至白210-29、白208-33、白208-32方向上存在一定厚度的高滲透帶，方向近于東西向，高滲透帶的平均滲透率在140～269×10-3μm2之間,平均厚度在10.7～31.8 cm之間。數(shù)值分析結果見表2。

表2 白209-31井組示蹤劑擬合結果

3.2 注水指示曲線法

吸水指數(shù)是衡量注水井吸水能力的重要指標之一，對白209區(qū)42口井進行吸水指數(shù)測試，分析其曲線形態(tài)特征和曲線斜率變化，進而可以了解油層吸水能力及以變化，判斷井下配水工具的工作狀況和油層的物性，裂縫發(fā)育信息。

通過收集整理本研究區(qū)油井的注水指示曲線并分析曲線形態(tài)，我們將研究區(qū)油井注水指示曲線歸類為3種類型，分別是Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型，如圖3所示。

Ⅰ型曲線為上翹式：在這種油層注入的水不易擴散，油層壓力升高，注入水受到阻力越來越大，使注入量增值減少，造成指示曲線上翹，這可能代表沒有裂縫，或者裂縫還沒有開啟，還有就是發(fā)育的微裂縫被堵塞。更確切的結論還要結合其它資料一起分析。

Ⅱ型曲線為遞增式：它反映了油層吸水量與注入壓力成正比的關系，反映了地層的吸水規(guī)律。這種曲線一般被認為是正常的曲線，即隨著注水壓力的增加，油層的吸水量規(guī)律性增長，該曲線反應沒有大的裂縫的影響，地層物性較好。

Ⅲ型曲線為折線式：它表示有新油層在注水壓力較高時開始吸水，或是當注入壓力增加到一定程度后，超過了裂縫重新開啟的壓力，使原來閉合的裂縫張開，使油層吸水量增大，吸水指數(shù)明顯增加，具有這類特征的曲線是我們重要的研究對象，反應裂縫發(fā)育的重要信息。

通過統(tǒng)計分析可知：白209區(qū)白207-27、白207-31、白209-31、白217-31、白213-31、白207-27、白207-31、白209-31 、白217-31、白213-31共10口井有存在裂縫的可能性。

3.3 吸水剖面分析

在注水開發(fā)油田中，測定注水井吸水剖面是油田動態(tài)分析中必需的資料之一，而資料的準確性將直接影響到油田的開發(fā)水平。吸水剖面資料反映的是注水并在某一壓力下各單層的相對吸水能力和各層內(nèi)吸水量的連續(xù)變化情況，它為油田動態(tài)分析和油田注水開發(fā)調(diào)整提供了科學合理的依據(jù)，吸水剖面資料對油田的開發(fā)調(diào)整具有極其重要的指導作用。

白209區(qū)塊裂縫普遍發(fā)育，注水井在吸水剖面上呈尖峰狀吸水、指狀吸水。在平面上單層突進現(xiàn)象明顯，導致油井含水上升速度加快，過早水淹，降低了注水開采效果，影響了油井的最終產(chǎn)油量，降低了油藏的開采效率。

圖3 研究區(qū)油井注水指示曲線類型

曲線類型曲線特征數(shù)量井號Ⅰ型上翹式6白205-37、白207-29、白211-25、白215-39、白217-35、白217-45Ⅱ型遞增式16白202-30、白204-38、白205-27、白205-31、白209、白209-27、白209-33、白209-39、白212-37、白213-33、白213-35、白214-31白214-39、白215-31、白215-37、白217-43Ⅲ型折線式5白207-27、白207-31、白209-31、白217-31、白213-31其他跳躍式、遞減式等15白124、白205-25、白206-39、白207-25、白207-37、白207-39、白209-25、白209-37、白211-27、白211-30、白211-39、白213-27白213-29、白215-27、白215-29

截止到目前為止，白209井區(qū)共測試了44口水井，測試88井次，其中有44次復測；在研究區(qū)塊中，為了分析的準確性，選取了同一口水井在不同時期做的吸水剖面，即選取了復測的井，觀察井在生產(chǎn)過程中吸水剖面變化情況，對比分析峰型變化，從而更準確的判斷裂縫分布。白209-33水井射孔層位為長632。

白209-33井2010年吸水剖面測試呈多段尖峰狀吸水特征，第一個射孔段基本不吸水，各壓裂段段吸水強度差異大。2012年吸水剖面測試呈兩段式吸水特征，吸水部位主要集中在下部，上部無吸水，中部呈單峰狀吸水，吸水仍不均勻。2013年吸水剖面測試各段均有吸水，但是吸水強度仍然差異較大，中部尖峰狀吸水仍然嚴重。判斷中部尖峰狀吸水部分為原有裂縫開啟或由于長期注水地層壓力增大導致新裂縫產(chǎn)生。

綜合3年中測的吸水剖面，推斷白209-33井在射孔層長632發(fā)育裂縫。在存在裂縫的水井周圍油井中若含水率在投產(chǎn)不久后就迅速升高，則水井與油井之間很大幾率就是裂縫溝通。

通過動態(tài)分析發(fā)現(xiàn)，白209-33水井與白208-32油井連通性好，白208-32在經(jīng)歷了較長一段時間的低產(chǎn)水期(含水<10%)，在白209-33投注一年以后，含水迅速上升至水淹，推斷兩井之間存在裂縫。

按其吸水能力的差異分析剖面，一般認為箱狀吸水剖面吸水比較均勻，發(fā)育裂縫的可能性很??；鐘狀吸水剖面下部可能發(fā)育大孔道，裂縫可能發(fā)育在鐘狀下部；漏斗狀吸水剖面與鐘狀相反，裂縫可能發(fā)育在鐘狀上部；鐘狀-漏斗狀組合吸水集中在剖面的中部，所以裂縫可能發(fā)育在中部；而漏斗狀-鐘狀組合與雙峰狀很類似；假如有裂縫發(fā)育則可能發(fā)育在剖面兩端；單峰狀，雙峰狀和多峰狀則是最可能發(fā)育裂縫的，最符合裂縫吸水特征。

對白209區(qū)41口井/80井次/108個吸水層段統(tǒng)計，對其峰型進行分類，箱狀、鐘狀、鐘狀-漏斗狀及漏斗狀占64.8%，比例相對較高，說明大部分井吸水層段吸水比較均勻(見圖4)。

圖4 吸水剖面峰型統(tǒng)計圖

但是一次測試單峰狀比例占31.3%，說明原始儲層高滲層或微裂縫較為發(fā)育，經(jīng)過后期堵水調(diào)剖比例降為10.3% ，吸水剖面吸水趨于均勻(見圖5)。

對白209區(qū)44口井/88井次的吸水剖面進行分析，預測可能存在的裂縫或高滲帶的井共23口，后期將結合儲層聯(lián)通情況及動態(tài)分析判斷裂縫方向。

3.4 生產(chǎn)動態(tài)識別

生產(chǎn)動態(tài)識別主要用于解決來水方向問題，只能用于見水井而且在含水變化趨勢掌握的條件下。具體方法是注水井(或其中某個層段)停注或調(diào)整注水量判斷，若油井含水趨于穩(wěn)定或下降，而后明顯上升，說明該注水井為該油井的主要來水方向，反之依然。

研究區(qū)高含水井見水類型主要有三種形式，裂縫型見水、孔隙型見水及孔隙-裂縫型見水： 裂縫型見水：見水時間一般在半年之內(nèi)，見水后含水上升快?？紫缎鸵娝阂娝畷r間在半年以后，見水后含水逐步上升，上升速度較慢。孔隙-裂縫型見水：表現(xiàn)為注水初期，對應水井注入壓力不高，以孔隙滲流為主，低含水生產(chǎn)時間在兩年以上，隨著注水時間延長，注水井地層壓力升高，溝通油井裂縫或隱性裂縫開啟，造成油井迅速水淹。

動態(tài)曲線顯示為裂縫型見水及孔隙-裂縫型見水的井是重點研究對象。

圖5 歷次吸水剖面峰型統(tǒng)計圖

圖6 白209區(qū)生產(chǎn)動態(tài)裂縫預測圖

白206-30井生產(chǎn)層位為長631、長632,其周圍有5口水井，其中白207-29 、白207-30 與白206-30連通性較好，且注采關系較為明顯。

白206-30井于2005年11月投產(chǎn)，在白207-29投注8個月后開始見效，液量逐漸上升，至2007年4月白207-29井停注兩個月后，液量逐漸下降；白207-29測試吸水剖面吸水較為均勻，判斷兩井間滲流方式屬孔隙型滲流，見效較緩。

白207-30井于2008年7月轉注后，白206-30快速見效，含水上升，并隨著白207-30井注水壓力的增大而快速上升，判斷兩井間存在天然微裂縫，當白207處于生產(chǎn)階段時，由于井底壓力較小，裂縫作用不明顯，隨著轉注水壓力的增大，白206-30井含水快速上升。從白207-30井吸水剖面看，長631呈尖峰狀吸水，下部層位不吸水，判斷長631段存在裂縫。

對白209區(qū)全區(qū)63口中高/高含水井、水淹轉注井及已關井進行動態(tài)注采關系分析，結合吸水剖面分析，預測可能存在的裂縫或高滲帶共30條，全區(qū)分布，多數(shù)集中在中部及東部水淹區(qū)，方向較為多樣，以北東-南西向占多數(shù)(見圖6)。

3.5 裂縫綜合識別成果

單一的裂縫識別方法存在局限性，結合前面的研究成果，通過結合研究吸水剖面(了解吸水層位以及吸水情況)、生產(chǎn)動態(tài)(注水變化，油井液量，含水變化情況)、裂縫識別成果來綜合判斷高含水井組(注入水)的見水方向。

利用裂縫測試技術，結合砂體情況及動態(tài)分析結果，對白209區(qū)塊進行裂縫綜合識別，識別出裂縫33條，高滲帶28條。識別裂縫及高滲帶多集中在油藏中部及上部區(qū)域。方向較為多樣，多數(shù)為北東南西向(見圖7)。

圖7 白209區(qū)裂縫綜合判定成果圖

4 結語

(1)鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)最大主應力方向主要為北東向，最小主應力方向主要為北西向，主應力方向控制了延長組裂縫的走向以北東一南西向為主。

(2)結合砂體情況及生產(chǎn)動態(tài)資料分析結果，對白209區(qū)塊進行裂縫綜合識別，識別出裂縫33條，高滲帶28條。識別裂縫及高滲帶多集中在油藏中部及上部區(qū)域，方向較為多樣，多數(shù)為北東南西向。

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2016-10-17

王西強(1981-)，男，陜西寶雞人，工程師，主要從事油田開發(fā)地質(zhì)研究工作。

P618.130.2+1

B

1004-1184(2017)01-0163-04