裂缝对注水开发的影响

应用生产动态资料分析裂缝的影响
0、松辽盆地南部低渗透砂岩发育四套高角度构造裂缝
1）近东西向裂缝，其实际渗透率360—416×10-3μm2；（裂缝开度和渗透率最高，动态反映最快）2）北西向裂缝，其实际渗透率172—208×10-3μm2；
3）北东向裂缝，其实际渗透率91—106×10-3μm2；
4）近南北向裂缝，其实际渗透率45—57×10-3μm2；（裂缝开度和渗透率最小，动态反映最慢）
1、利用油田注水动态资料分析裂缝分布及其渗透性的方法有：示踪剂、干扰试井、地下水运动规律分析、压力变化等。

1）示踪剂监测分析裂缝渗流特征---东西方向先后见到示踪剂而南北方向未见到示踪剂，表明近东西方向裂缝具有很好的连通性和渗透性，而且示踪剂的推进速度比在基质孔隙中的流动速度快了一个数量级以上，其渗透率远远高于基质和裂缝的原始渗透率。

反映注水使近东西方向的裂缝开启以后，示踪剂在开启的裂缝中快速流动的渗流特点。

2）油井见水和水淹具有明显的方向性-在注水井东西方向上的油井见水比例较高，含水上升较快。

3）油井含水规律性明显-----每口油井在见水初期都有4—6个月时间的低含水稳定期，然后含水率迅速上升，从含水率小于30%到含水率80%的时间一般为2—3个月。

4）油井压力也受水井方向的影响----东西向水井排的油井压力高，而油井排的油井压力低。

5）注水井压力上升比较快----注水初期由于基质渗透率相对较低、裂缝张开度小，注入水在基质和裂缝中渗流速度慢，从而使得注水压力上升较快。

6）注水井油层的吸水指数-----下降
2、裂缝对开发井网的影响；
我国低渗透油田开发井网部署大体经历了四个阶段：
1）正方形井网，反九点法注采方式；
2）正方形反九点法面积注水井网，注水井排方向与裂缝方向呈22.5°夹角；
3）正方形反九点法面积注水井网，注水井排方向与裂缝方向呈45°夹角；
4）菱形和矩形井网。

吉林油田低渗透裂缝砂岩油藏开发初期注采井网设计方式
低渗透油藏开发注采井网适应性分析对比
通过时值模拟比较，菱形和矩形井网是目前认为适合低渗透油田开发的较好方案。

根据仿真模型的微观蚀刻渗流实验，裂缝与井排放相对注水开发效果的影响十分明显。

1）当主采井与裂缝方向平行，裂缝加剧了注入水的突进速度，含水上升速度快，采收率低。

2）当主采井与裂缝方向垂直时，注入水首先把油驱向裂缝，裂缝起到集输原油作用，并使注入水向裂缝两侧扩展，增大了注入水的波及稀疏，提高了采收率。

（陈炎珍，1994）
根据国内外油田开发经验，裂缝形低渗透砂岩油藏适应的注采方式（合理注采方式）可以定义为：具有较高的采液（油）速度，较高的采收率和较高的经济效益。

依据这三点和裂缝性低渗透油田存在的裂缝特点，低渗透油田相应适应的注采方式应满足：1）利用面积井网的开发初期优势，尽可能延长污
水采油期，具有较高的采油速度；2）井网调整具有灵活性；3）开发中后期具有较高的恶水驱控制程度和获得较高的最终采收率。

利用数值模拟方法，选取扶余油田西区的实际数据，裂缝的表示方法是X方向是Y方向的5倍。

计算结果是：1)在井排方向平行于裂缝方向时，相同含水条件下，线状注水井网的采出程度高于面积注水井网，且取得较高的最终采收率；2）井网方向与裂缝走向成不同角度时，在相同含水情况下，与裂缝方向平行的井网方式采出程度好与其他方式，最终采收率可达到32.1%。

3）油田开发初期采用与裂缝方向成45度的反九点法面积注水满足开发初期采油速度的需要，同时后期可以调整为东西向线状注水井网。

沿裂缝方向注水的线状注水方式是裂缝性低渗透砂岩油藏最合理的注采方式。

3、裂缝对注水效果的影响------
由于低渗透储层基质渗透性差，渗流阻力大，使注水井井底压力不易扩散，注入压力不断升高。

同时由于低渗透储层及其泥岩夹层裂缝发育，地层的破裂压力下降，不断升高的注入压力极易超过地层的破裂压力，其后果：
1）造成储层中的天然裂缝张开，使注入水沿裂缝快速流动，引起层内水淹水窜；比如火烧山油田，裂缝使注入水平均推进速度为2.4×104m3/d，示踪剂监测南北向水窜速度高达166m/d，最慢为15m/d，水驱指数很低。

2）由于泥岩中高角度构造裂缝和低角度滑脱裂缝与成岩裂缝发育，容易将泥岩中的裂缝压开，使泥岩吸水严重，油层吸水指数下降，水驱效率变差，甚至出现层间水淹水窜；
3），泥岩吸水严重容易破坏泥岩层的压力平衡，泥岩吸水出现膨胀容易导致泥岩层滑动，引起套管变形甚至断裂。

在低渗透砂岩油田开发中控制好注水压力低于裂缝延伸压力，可以有效降低泥岩层的吸水量，提高水驱效率，防止水淹水窜。

4、裂缝对油井生产能力的影响
低渗透砂岩储层中存在基质孔隙和裂缝，基质孔隙控制油气的富集，裂缝控制油气的渗流，因此油气井生产能力取决于孔隙和裂缝之间的相互匹配关系。

只有当油气井同时钻遇孔隙和裂缝都发育地带时，才能获得高产稳产，否则只能造成低产，或虽有早期高产，但稳产期较短。

裂缝发育程度影响低渗透层的可动油饱和度。

5、裂缝渗透率的压力敏感性特征-----在油田开发过程中，裂缝中的流涕压力会逐渐下降，裂缝所受的静封闭压力随之增大，裂缝开度和渗透率变小，并具有一定的不可恢复性。

即使后期注水，地层压力回升，裂缝开度和渗透率也不可能复原，这就是裂缝渗透率的压力敏感性特征。

6、裂缝的开度和渗流能力是变化的----
在油田开发的不同阶段，各组裂缝的渗流作用会发生变化。

在油田未开发阶段，储层裂缝网络系统中各组裂缝的流涕压力基本上是一致的。

但是随桌油田开发，裂缝中流涕压力下降，裂缝的开度和渗流能力会发生变化。

由于不同方向裂缝的渗透率和流涕的渗流速度不同，因而各族裂缝中流体压力的下降速率也不一致。

近东西向裂缝因渗透率大，渗流速度快，流体压力和裂缝开度下降也快，其作用会越来越小；而其他方向裂缝中流体压力和裂缝开度下降速率缓慢，到一定开发阶段，其作用会相对使劲东西向裂缝增大。

在油田开发中、晚期，北东、北系和近南北方向的动态反映会越来越明显，此时的开发井网调整也应随之一致。

7、注水对策
1）沿主渗流裂缝方向线状注水，可以提高水驱控制程度1.1%，10年后含水率将下降1.5%，采出程度提高0.4%
当注采井同时部署在主渗流裂缝方向上，注入水沿裂缝向油井突进，造成油井过早见水或暴性水淹。

如果注水井排方向上的油井水淹较快，而非注水井排方向上的油井注水不见效，可以将东西方向油井转注，边城沿裂缝线状注水，这样就可以形成东西向水线，并在东西向压力差的作用下，迫使向南北向两侧驱油，对控制水淹水窜，提高注水效果有重要作用。

根据井组油藏数值模拟，将东西向水井排得高含水油井转注变成线状注水后，水驱控制程度1.1%，10年后含水率将下降1.5%，采出程度提高0.4%。

2）动态调配
由于基质和裂缝的非均质性，使不同部位吸水程度不一，因此，可根据基质孔隙和裂缝发育程度及其匹配关系，进行水的动态调配，降低强水驱替区的注水强度，而提高弱水驱替区的强度，以维持水动力平衡。

3）周期注水及层间间注
由于不同方向裂缝对注水的影响不同，导致东西向油井水淹和其他方向油井注水不见效，这与注入水沿主渗流裂缝方向产生的单向突进有关。

为了改变注入水的这种单向突进，可进行周期注水以及层间间注，是注水井启动压力下降，注水量增加，不仅可以扩大水驱波及体积，还可以有效控制含水上升速度，解决平面和层间矛盾，提高注水效果。

4）高含水井实行关井见开
关井见开可以改变地下流体的流向，同样可以使周围油井注水受效，达到提高注水效果的目的。

5）对非东西油水井连线方向的低效井可以适当放大压裂改造规模，再不引起水淹水窜的前提下，适当增加压裂缝的长度，可以增加采出程度。

但是对于油水井同排的油水井不宜压裂。

6）采用早期温和注水方式
根据油层天然能量低和天然裂缝发育的特点，为了维持地层能量，又不过早出现注入水沿裂缝水淹
水窜，可以采用温和注水方式。

若注水太晚，地层压力下降，一些裂缝会因地层压力下降过快而闭合无效，注水难度增大，注水效果变差。

同时由于裂缝的压力敏感性，当裂缝闭合以后即使后期的压力回升，裂缝的开度和渗透性也不可能恢复。

若注水强度太大，注入水充填在渗透性好的裂缝中，使次一级的裂缝和基质孔隙中的油被封堵而成为剩余油，同时，诸如水沿裂缝快速流动可产生暴性水淹水窜。

而早期温和注水，控制注水压力低于裂缝的开启压力，对维持地层压力，不破坏原始水动力厂和饱和度场都有积极意义。

8、加密调整效果分析
吉林新立油田某区块1985年以300m反九点法面积注水方式投入开发，1997年以134m井距东西向（偏南4度）线状注水方案。

加密调整前存在问题是：
1）注水压力逐年升高，吸水指数却在下降，地层压力下降；
2）油水井井况恶化，油水井套管变形井数、变点增多；
3）泥岩吸水严重及注入水上窜，应项目的层的有效注水；
加密调整效果评价：（不系统）
1）由砂体变化情况----个数增加，面积变化；
2）调整前后区块日产油、采油速度是升高的。

3）含水上升率、采收率变化分析；
吉林扶余油田加密调整过程及调整效果分析：
扶余油田基础井网：1970年150---200m正三角形井网溶解气驱投入开发；1973年以夹3排行列注水和反九点法面积注水方式投入开发；注水井排沿东西向，平行于裂缝；
第一次加密：1982--1984年；井距调整为100-200m及75—150m。

新井部署在原老油井中间部位偏北或偏南30—50m。

原夹3排中间油井排转注，九点法面积注水水井排油井转注，形成近似线状注水井网。

第二次调整：1993年至今；主要部署油井，一是新井部署在原老油井中间部位偏北或偏南30—50m，以第一次调整油井相对应，形成线状注水井网；二是在未加密的油水井排中间，正三角形重心位置（58m）布井，形成两排水井夹近似锯齿状一排油井的线状注水，原油井排转注。

第一次加密调整的主要原因是由于注入水上窜，造成严重的套管变形；二是注水井排油井水淹；三是注入水波及系数低，导致水驱动用程度低。

这次调整取得了很好的效果，具体表现在：1）新井网起到了动用中低含水层的作用；2）油田水驱储量动用程度由调整前的45.8%提高到调整后的70%；3）采收率由调前的20%提高到调整后的25.8%，提高5.8%；4）调整后产量递减速度减缓，使油田又连续5
年稳产；5）油水井套变速度得到很好的控制，由每月22.7口下降到1.9口。

第二次调整的目的是延长油田稳产期和提高水驱最终采收率，增加可采储量。

在剩余油分布规律及油藏开发分析的基础上，先开展试验区再扩大规模调整。

试验区取得的效果：1）水洗状况分析（用水淹层统计）；2）提高了水驱控制程度（+9.25%），增加可采储量（+17.4%），提高了采收率（+3.87%）；3）改善了全区开发效果（具体指标是产油量上升、综合含水平稳、采油速度提高）。

全油田调整效果评价：1）储量水驱控制程度（76.9%↑84。

3%）；2）采收率（27.8%↑↑31.3%）；3）综合含水得到有效控制（含水上升率控制在-1.8%----1.4%）；4）增加可采储量460万吨，剩余可采储量采油速度控制在7--9%，为油田稳产打下了基础。

9、井网密度与水驱采收率关系
目前常用的水驱采收率与井网密度的经验公式有三种：
1）谢尔卡乔夫公式：
2）前苏联石油研究院统计的经验公式：
流动系数小于0.1d.m/(mPa..s); E R = 0.42 e-0.02055*S
3）北京石油研究院统计的经验公式：
流度小于0.5d.m/(mPa..s);E R = 0.4015 e-0.010158*S
针对国内经过压裂改造后的低渗透油藏，在井网密度较大、矩形井网的井距较小，压裂规模也较小时，应用国内统计的经验公式预测水驱采收率与数值模拟的预测结果比较接近。