王友凈,宋新民,李佳鴻,惠 鋼,劉 萍,王小軍

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院 油田開發(fā)研究所，北京 100083；2.中國石油長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710021；3.中國石油長慶油田分公司 采油一廠，陜西 延安 716000)

隨著油田開發(fā)、工程技術(shù)的不斷進(jìn)步,低滲透油田開發(fā)的滲透率下限不斷突破,原油產(chǎn)量不斷攀升,已成為油田產(chǎn)能建設(shè)的主體。鄂爾多斯盆地AS，JA等特低滲透油田經(jīng)過近三十年的開發(fā),已進(jìn)入中高含水階段,儲層非均質(zhì)性與主控因素不清成為制約油田穩(wěn)產(chǎn)和提高采收率的瓶頸問題。本研究旨在通過動態(tài)裂縫和復(fù)合砂體內(nèi)部構(gòu)型精細(xì)解剖兩個層次[1-4],表征特低滲透油藏中高含水階段的非均質(zhì)性,以指導(dǎo)油田開發(fā)生產(chǎn)。

1 地質(zhì)與開發(fā)概況

AS，JA油田構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡上,總體為西傾的大單斜,地層平緩,傾角僅0.5°左右。生產(chǎn)層位是中生界上三疊系延長組長6段(見圖1),為一套內(nèi)陸拗陷型淺水湖盆三角洲沉積體系,物源方向?yàn)闁|北向。主力開發(fā)層段是一套近30～50 m厚的細(xì)粒沉積物,主要為水下分流河道、河道側(cè)翼、薄層溢岸砂等沉積砂體類型,平均孔隙度為13.7%,平均空氣滲透率為2.29×10-3μm2,屬于低孔、特低滲透儲層。AS，JA油田開發(fā)初期，多采用300～330 m不規(guī)則正方形反九點(diǎn)或菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，一套開發(fā)層系，并優(yōu)先射開物性相對好的層段合采生產(chǎn)。目前,油田已進(jìn)入中高含水階段,含水率快速上升,采油速度大幅下降,油田穩(wěn)產(chǎn)面臨挑戰(zhàn)。

圖1 研究區(qū)主力開發(fā)層段綜合柱狀圖Fig.1 Comprehensive column of mail development layer in research area

2 動態(tài)裂縫—中高含水階段最強(qiáng)的非均質(zhì)特征

2.1 開發(fā)響應(yīng)

AS，JA等特低滲透油田進(jìn)入中高含水階段后,油田開發(fā)主要矛盾表現(xiàn)為油井見水具有明顯的方向性。從AS老區(qū)資料統(tǒng)計來看,因高含水關(guān)井或轉(zhuǎn)為注水井的油井有89%位于與原始井網(wǎng)注水井連通的方向,也為現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力場最大水平主應(yīng)力的方向,其含水呈臺階式上升,與基質(zhì)驅(qū)的油井含水上升規(guī)律明顯不同(見圖2)：相應(yīng)注水井試井分析表現(xiàn)出裂縫滲流特征;吸水剖面表現(xiàn)為由多段吸水演化為個別段尖峰狀吸水;示蹤劑監(jiān)測具有明顯的方向性。時間推移試井分析表明,注水過程中，裂縫半長在增加,裂縫半長在200 m以上。試井解釋分析的有效滲透率比巖心分析的滲透率高出一到兩個數(shù)量級。從AS老區(qū)試井解釋統(tǒng)計分析來看,滲透率平均為10.54×10-3μm2,與基質(zhì)的滲透率級差為5～8(見圖3,4)。

圖2 油井開采曲線Fig.2 Oil production curve

圖3 孔隙度與滲透率關(guān)系Fig.3 Relation between porosity and permeability

圖4 裂縫半長與滲透率關(guān)系Fig.4 Relation between half of fracture length and permeability

隨著開發(fā)程度的深入,特低滲透油藏出現(xiàn)新的開發(fā)地質(zhì)屬性——動態(tài)裂縫[1]，其已成為特低滲透油藏中高含水階段最強(qiáng)的非均質(zhì)特性。動態(tài)裂縫的形成,加劇了特低滲透油藏中高含水階段儲層的非均質(zhì)性:裂縫系統(tǒng)與基質(zhì)滲透率的差異,改變了水驅(qū)油滲流的特征,從而影響水驅(qū)波及體積。從AS油田加密調(diào)整試驗(yàn)區(qū)塊含水分析來看,區(qū)塊總體含水體積分?jǐn)?shù)為53.9%,基質(zhì)孔隙驅(qū)含水體積分?jǐn)?shù)只有34%,而裂縫造成的含水體積分?jǐn)?shù)已達(dá)到80%以上。

2.2 成因機(jī)理

動態(tài)裂縫是注水過程中產(chǎn)生的新生、有效的裂縫，并不斷增長,受現(xiàn)今地應(yīng)力場控制,與開發(fā)技術(shù)政策相關(guān)。特低滲透油藏注水開發(fā)中，注水井附近憋壓,井底壓力超過巖層破裂壓力時裂縫開啟[5-8],并隨著注水量的增長和井底壓力的升高,不斷向油井方向延展,形成動態(tài)裂縫,直至與油井壓裂縫連通。AS，JA油田油井大多為水力壓裂投產(chǎn),水井為增強(qiáng)注水能力大多采用爆燃、爆炸壓裂或者是復(fù)合射孔投注。爆燃、爆炸壓裂可在近井地帶形成徑向、多條短小裂縫,不受地應(yīng)力控制[9]。復(fù)合射孔技術(shù)可實(shí)現(xiàn)射孔和高能氣體壓裂同時完成,使射孔孔道以裂縫的形式向前延伸擴(kuò)展,形成多方位裂縫[10-11]。這些小規(guī)模裂縫在裂縫推進(jìn)壓力下沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向延伸,形成動態(tài)裂縫滲流通道,影響油田的開發(fā)效果。

低滲透油藏普遍有天然裂縫發(fā)育,注水開發(fā)過程中受現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力場的制約,平行于現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向的天然裂縫易于張開、復(fù)活或強(qiáng)化。安塞—志靖地區(qū)現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力場最大水平主應(yīng)力方向是北東70°左右。延長組地層受燕山期和喜山期兩期古構(gòu)造應(yīng)力場影響,發(fā)育兩組天然裂縫。燕山期最大水平主應(yīng)力方向是北西向,產(chǎn)生北西向、東西向一組共軛的剪切裂縫;喜山期最大水平主應(yīng)力方向是北東向,產(chǎn)生南北、北東向一組共軛的剪切裂縫[12-14];燕山期北西向裂縫、喜山期南北向裂縫受到現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力場的遏制。研究區(qū)地質(zhì)露頭中觀測到的兩個方向的裂縫是受燕山期和喜山期兩期構(gòu)造運(yùn)動的綜合影響,不是同一時期形成的[15-17],實(shí)測地質(zhì)露頭裂縫方向分別是北東92 °和北東22°(見圖5)。從巖心可觀測到高角度裂縫(見圖6),角度在80°左右,縫長40～70 cm,縫面上可見方解石膠結(jié)小團(tuán)塊；成像測井資料分析表明,裂縫傾角主要在71°～85°,裂縫走向集中在北東東—南西西向。水驅(qū)開發(fā)過程中，注水井井底壓力超過裂縫開啟壓力,天然裂縫由無效縫激活為有效縫并延伸,最終與人工壓裂縫溝通形成裂縫滲流通道。

圖5 地質(zhì)露頭觀測到的裂縫Fig.5 Fracture observed form geology outcrop

壓力測試、巖石力學(xué)試驗(yàn)和偶極聲波測井資料分析表明,AS油田加密調(diào)整試驗(yàn)區(qū)部分水井井底壓力已經(jīng)達(dá)到裂縫破裂、延伸的壓力,區(qū)塊內(nèi)形成多條動態(tài)裂縫滲流通道(見圖7)。

圖6 巖心觀測到的裂縫Fig.6 Fracture observed form core

2.3 綜合識別

動態(tài)裂縫可從靜、動態(tài)兩方面進(jìn)行綜合識別。一方面,通過古構(gòu)造應(yīng)力場演化結(jié)合地質(zhì)露頭、巖心觀察研究天然裂縫的發(fā)育特征;進(jìn)行現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力場模擬,研究最大、最小水平主應(yīng)力方向和大小,結(jié)合微地震監(jiān)測資料表征人工壓裂縫特征;以巖石力學(xué)試驗(yàn)為基礎(chǔ),區(qū)分不同巖性的巖石力學(xué)性質(zhì),建立地層巖石力學(xué)剖面,研究裂縫破裂、延伸的壓力與注水壓力、注水量的關(guān)系。另一方面,結(jié)合動態(tài)裂縫在開發(fā)動態(tài)上的響應(yīng)特征(油井含水臺階式上升、注水指示曲線出現(xiàn)拐點(diǎn)、水井試井出現(xiàn)裂縫滲流特征、吸水剖面呈尖峰狀吸水、示蹤劑監(jiān)測表現(xiàn)出明顯的方向性等),識別出動態(tài)裂縫的發(fā)育層段。在對動態(tài)裂縫進(jìn)行識別的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步研究動態(tài)裂縫的形成機(jī)理、開啟條件與注水開發(fā)技術(shù)政策的關(guān)系,分析其對開發(fā)效果和采收率的影響。

3 復(fù)合砂體內(nèi)部構(gòu)型的精細(xì)解剖

復(fù)合砂體內(nèi)部構(gòu)型相的解剖是儲層非均質(zhì)性表征的一個重要方面,也是解決平面均衡注水和精細(xì)分層注水，提高動用程度的地質(zhì)基礎(chǔ)。AS、JA油田主力開發(fā)層段為一套淺水湖盆三角洲沉積復(fù)合砂體,其內(nèi)部由不同成因的砂體疊置、拼接形成。復(fù)合砂體內(nèi)部不同成因類型的砂體疊置，拼接及成巖作用的影響造成的物性變化,與動態(tài)裂縫綜合作用而導(dǎo)致水驅(qū)過程中剖面上水淹的程度不同。

3.1 河道砂體規(guī)模的定量表征

鄂爾多斯盆地延長組的地質(zhì)露頭資源豐富，出露良好。圖8為延安地區(qū)譚家河村延長組長6段地質(zhì)露頭砂體的展布剖面。從剖面上可以識別出，研究區(qū)發(fā)育的砂體類型有水下分流河道砂、溢岸砂體及少量河口壩砂體[18-20]。通過觀察測量,水下分流河道砂體寬度普遍小于200～300 m,厚度小于8 m,寬厚比小于30∶1。個別展布范圍較大的砂體是河道的擺動方向與剖面出露方位斜交造成的。

圖7 研究區(qū)含水分布Fig.7 Water cut distribution of research area

圖8 延安地區(qū)譚家河村延長組長6段地質(zhì)露頭剖面Fig.8 Geology outcrop section of Yanchang Formation, Chang6 segment located in Tanjiahe Village of Yan′an area

以鄂爾多斯盆地東緣地質(zhì)露頭剖面研究為基礎(chǔ),結(jié)合加密調(diào)整區(qū)一百多米井距下密井網(wǎng)資料，對復(fù)合砂體內(nèi)部構(gòu)型進(jìn)行精細(xì)解剖。圖9精細(xì)刻畫出了復(fù)合砂體內(nèi)部不同成因砂體的疊置、拼接，可將初期開發(fā)近30 m的一個開發(fā)單元細(xì)分為6個砂層。隔層巖性主要是泥巖、泥質(zhì)粉砂巖;夾層巖性是泥質(zhì)粉砂巖、鈣質(zhì)砂巖,主河道砂體規(guī)模普遍小于200 m。砂體規(guī)模定量化研究可為特低滲透油藏中高含水階段，加密調(diào)整井網(wǎng)、井距等開發(fā)技術(shù)政策的合理制訂提供地質(zhì)依據(jù)。

3.2 復(fù)合砂體內(nèi)部構(gòu)型相

在砂體規(guī)模定量刻畫和密井網(wǎng)資料精細(xì)解剖的基礎(chǔ)上,總結(jié)出長6段三角洲前緣復(fù)合砂體10種內(nèi)部構(gòu)型相類型(見圖10)。受物源供給及可容空間變化的影響,內(nèi)部構(gòu)型相有垂疊、側(cè)疊、堆疊和拼接等類型。主力層以堆疊和側(cè)疊接觸為主,非主力層主要以河道砂體與溢岸砂體拼接、孤立狀河道砂體為主。復(fù)合砂體內(nèi)部不同構(gòu)型相類型造成砂體連通性差異,這為平面均衡注水、縱向上精細(xì)分層注水提供了地質(zhì)依據(jù)。比如多期河道側(cè)向拼接成連片砂體內(nèi)要控制注水,河道砂體與溢岸砂體拼接模式則要加強(qiáng)注水。

圖9 密井網(wǎng)下復(fù)合砂體內(nèi)部構(gòu)型相剖面Fig.9 Internal configuration facies profile of compound sand body under dense well patterns

圖10 三角洲前緣復(fù)合砂體內(nèi)部構(gòu)型相類型Fig.10 Types of internal configuration facies of compoundsand body in delta front

4 特低滲透油藏中高含水階段非均質(zhì)性對油田開發(fā)的意義

4.1 動態(tài)裂縫對油田開發(fā)的意義

特低滲透油藏中，高含水階段最強(qiáng)的非均質(zhì)特征表現(xiàn)為動態(tài)裂縫的形成加劇了裂縫系統(tǒng)與基質(zhì)的滲透率差異。隨著開發(fā)程度的不斷深入,位于現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向的油井出現(xiàn)暴性水淹,直至高含水關(guān)井。動態(tài)裂縫的快速形成,降低了平面波及范圍和剖面動用程度。延緩動態(tài)裂縫的延伸速度有利于提高波及面積,較慢的裂縫延伸速度甚至能形成比無動態(tài)裂縫儲層水驅(qū)更大的波及面積。而動態(tài)裂縫的延伸速度對水驅(qū)采收率的影響與開發(fā)技術(shù)相關(guān)。制定合理的注水技術(shù),由強(qiáng)采、強(qiáng)注向溫和注水轉(zhuǎn)變,有效控制和利用動態(tài)裂縫,擴(kuò)大波及體積,可提高油藏水驅(qū)采收率。特低滲透油田裂縫方向與井網(wǎng)匹配關(guān)系是加密調(diào)整井網(wǎng)優(yōu)化的關(guān)鍵。試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)型式由井排方向與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向成22.5°夾角的不規(guī)則正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)加密,調(diào)整為沿動態(tài)裂縫線狀注水(見圖11),預(yù)計采收率可提高5%以上。

圖11 井網(wǎng)示意圖Fig.11 Well pattern sketch map

4.2 復(fù)合砂體內(nèi)部構(gòu)型對油田開發(fā)的意義

在裂縫方向與井網(wǎng)關(guān)系匹配的基礎(chǔ)上,細(xì)分砂體成因單元,建立復(fù)合砂體內(nèi)部構(gòu)型相,通過井網(wǎng)加密和精細(xì)分層注水可提高不同類型儲層的控制程度和縱向動用程度。AS油田老區(qū)早期的一個開發(fā)單元進(jìn)行砂體構(gòu)型相研究后，被劃分為11個砂體成因單元,為中高含水階段注采系統(tǒng)調(diào)整、精細(xì)分層注水以及射孔原則提供有效指導(dǎo)。垂直物源方向的砂體結(jié)構(gòu)剖面上，河道砂體寬度普遍小于現(xiàn)今平均井距200 m(見圖12)；順物源方向的砂體結(jié)構(gòu)剖面上，砂體展布范圍較大(見圖13)。隔、夾層類型主要是泥質(zhì)隔層和鈣質(zhì)夾層,泥質(zhì)隔層展布范圍較大,鈣質(zhì)夾層基本在井間尖滅(見圖14)。試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)加密后，井距由300 m變?yōu)?00 m,對主河道砂體的控制程度平均提高了10.6%,多向受效的比例提高了13.7%。非主力層射開程度和動用程度低,水淹程度較弱。通過井網(wǎng)加密,細(xì)分開發(fā)層段,進(jìn)行層系、井網(wǎng)優(yōu)化，可提高水驅(qū)采收率。

圖12 研究區(qū)垂直物源方向砂體結(jié)構(gòu)剖面Fig.12 Sand body structure section of research area perpendicular to sediment resource

圖13 研究區(qū)順物源方向砂體結(jié)構(gòu)剖面Fig.13 Sand body structure section of research area along to sediment resource

圖14 隔夾層分布剖面Fig.14 Distribution profile of isolation layer and interlayer

5 結(jié) 論

1)動態(tài)裂縫是特低滲透油藏注水開發(fā)中出現(xiàn)的新的開發(fā)地質(zhì)屬性,已成為中高含水階段最強(qiáng)的非均質(zhì)特征。它是注水過程中產(chǎn)生的新生、有效的裂縫，并不斷增長,受現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力場控制,與開發(fā)技術(shù)相關(guān)。動態(tài)裂縫可從靜、動態(tài)兩方面進(jìn)行綜合識別。

2)復(fù)合砂體內(nèi)部構(gòu)型相研究是儲層非均質(zhì)性表征的一個重要方面。基于地質(zhì)露頭和密井網(wǎng)資料的精細(xì)解剖,建立了淺水湖盆三角洲前緣復(fù)合砂體垂疊、側(cè)疊、堆疊和拼接等10種構(gòu)型相類型,為平面均衡注水和精細(xì)分層注水等提供地質(zhì)依據(jù)。

3)特低滲透油田裂縫方向與井網(wǎng)匹配關(guān)系是加密調(diào)整井網(wǎng)優(yōu)化的關(guān)鍵。制定合理的注水技術(shù),有效控制和利用動態(tài)裂縫,可擴(kuò)大注水波及體積。在縫網(wǎng)關(guān)系匹配的基礎(chǔ)上,細(xì)分砂體成因單元,建立復(fù)合砂體內(nèi)部構(gòu)型相,通過井網(wǎng)加密和精細(xì)分層注水、注采系統(tǒng)調(diào)整提高不同類型儲層的控制程度和動用程度,可提高水驅(qū)采收率。

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