姬塬油田三叠系油藏裂缝见水规律及治理对策研究

姬塬油田三叠系油藏裂缝见水规律及治理对策研究
林艳波;李亚玲;焦宝;郑锡;范志
【摘要】三叠系油藏作为姬塬地区主要油藏,涵盖长1、长2、长4+5、长6、长8、长9等油藏28个地质区块,含油面积603 km2,动用地质储量26 000×104t,储量所占比例为94.5％.由于储层裂缝发育,导致油藏局部水驱效率降低、产能损失、平面注采矛盾逐年加剧,如何提高已开发裂缝性油藏的开发效果,降低老区自然递减,实现老油田稳产将是油田发展的重中之重.
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2016(035)009
【总页数】4页(P83-86)
【关键词】地质特征;裂缝成因;裂缝识别;裂缝发育规律;见水特征;治理技术;对策及方向
【作者】林艳波;李亚玲;焦宝;郑锡;范志
【作者单位】中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西西安710200
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.61
鄂尔多斯盆地自印支旋回以来，在鄂尔多斯地块西缘两侧分别发育着左旋剪切和右旋剪切两种应力场。

鄂尔多斯盆地是在两种应力的联合作用下形成的，它的形成东部主要受来自太平洋方向的近南北向左行剪切挤压应力作用，西部则主要受来自西南方向的板块向北推移造成的近南北向右行剪切挤压应力的作用。

燕山运动时期，由于太平洋板块与欧亚板块间发生了较强烈的左旋剪切，它加于大华北盆地的力是一种剪切挤压应力，剪切应力为南北向，而派生的挤压应力为北西-南东向。

在此应力体制下，必将在鄂尔多斯盆地内部产生区域性的北西-南东向裂缝，裂缝不受局部构造的控制。

根据鄂尔多斯盆地正交裂缝的分布特征以及实际的地质条件，并结合大量岩石力学试验结果的综合分析，其裂缝的形成主要与非均质性岩层的水平构造挤压、埋藏和隆起剥蚀等造成的多期应力作用有关。

姬塬油田三叠系特低渗储层裂缝主要在燕山期和喜山期形成，早期裂缝主要受燕山期构造应力场，北西西向水平挤压作用形成，晚期裂缝主要受喜山期构造应力场，北北东向水平挤压形成，而目前裂缝的保存状态主要受现今地应力场的控制［1，2］。

2.1 岩心观察方法
岩心观察法主要用于认识和描述宏观裂缝，是识别裂缝最直接的方法。

可以直接观察到裂缝的力学性质、组织关系、充填、含油气性以及裂缝的产状、深度、层位、孔隙度、开度、密度等。

长4+5油藏发育高角度共轭剪切裂缝，充填方解石；长6油藏局部发育构造微裂缝，裂缝方向为北东方向；长8油藏局部发育水平缝、斜交缝及高角度缝。

构造微裂缝是在剪切应力作用下产生，特点是缝面平直，高角度，是油气运移的重要通道。

总体砂岩段宏观构造裂缝不太发育，但是局部有切深大的高角度无充填缝发育，对渗流产生较大影响。

2.2 测井响应方法
将测井曲线及岩心观察方法相结合，依靠测井响应方法识别裂缝［4-6］。

特征1：声波时差一般对水平裂缝、低角度裂缝及异常发育的高角度裂缝有较明显的响应，表现为声波时差异常增大，甚至为周波跳跃。

特征2：有裂缝存在时由于泥浆侵入的影响其电阻率下降，裂缝越发育泥浆侵入越深，其电阻率下降越明显。

2.3 动态监测方法
2.3.1 成像测井技术H117区块局部见到天然裂缝，裂缝为高角度缝，裂间一般
被方解石充填，裂缝延伸规模相对较小。

成像测井来看，纯砂岩中见到一组高角度裂缝，裂缝纵向延伸较短，一般止于上覆泥岩地层。

2.3.2 示踪剂测试H54水平井区监测井组的地质区域水驱速度与方向差异较大，4口油井方向性明显，速度快，认为主要以裂缝渗流为主。

分析认为工区裂缝发育，主要是北西-南东方向，与水平井段方向呈锐角相交。

2.3.3 水驱前缘测试水驱前缘测试技术是利用注水产生的微地震，通过检测分析
微震信号来确定裂缝发育状况、水驱波及范围、优势注水方向，为评价区块水驱状况和平面剩余油分析提供直接依据。

因此开展该项技术的现场试验与运用研究，对油田开发和产油增效具有重要意义［3，7-9］。

H117区块东南部裂缝区，判断见水方向为北东、近东西向，建议区域整体以控制注水为主。

H57区块LP19井长8层高含水是由Y80-42、Y79-45等2口腰部水
井注水导致，建议调整Y80-42、Y79-45注水方案。

2.3.4 压裂监测D199-48井小型压裂和主压裂裂缝监测结果，表明近井地带裂缝主要沿北东-西南方向延伸，裂缝方位角61.7°。

2.4 注采反应关系
油田开发过程中，注采反应关系是判断裂缝见水特征的最主要手段。

主要用于解决
来水方向和主要受效方向等问题。

具体方法是注水井从停注后再注水，观测油井的变化。

以油层平面图为背景，把各油水井所取得的该层的注水、产油、含水资料展布在该图上，勾勒出等值图，进而判断水淹状况和来水方向。

2.4.1 停注观察主要是将见水油井周围的水井通过不同时期的停井，观察油井产量、含水、动液面的变化而区分主要见水方向。

2.4.2 注水量调整判别原理和停注观察相似，但是注水量调整只是调整注水井的注水量大小，并没有停注，该方法是可以在不损失地层能量补给的条件下，识别油井见水方向的一种方法。

停注观察和配注调整方法适用性有限，因生产过程中影响因素过多，还需要其他测试方式来完成对见水方向的识别［10-12］。

3.1 裂缝方向、方位研究
三叠系油藏共有裂缝型见水井372口（方向明确井223口，方向不明确井149口），北东-南西方向101口，北西-南东方向52口，多方向70口，平均见水周期8.8个月，水线推进速度为1.60 m/d。

长8油藏见水井数103口，见水比例4.3%，见水周期8.3个月，北东、北西方向见水比2.2：1；长6油藏见水井数40口，见水比例4.0%，见水周期8.7个月，北东、北西方向见水比1.6：1；长4+5油藏见水井数80口，见水比例9.5%，见水周期9.5个月，北东、北西方向见水比1.8：1（见表1）。

3.2 见水特征研究
总结见水特征，细分为四类见水模式，以裂缝开启后含水上升为主，见水周期8～12个月。

（1）裂缝型：①投产即见水：井数占比4.3%，见水周期为0个月；②含水线性上升：井数占比12.1%，见水周期为1～3个月。

（2）孔隙-裂缝型：①裂缝开启后含水线性上升：井数占比59.6%，见水周期为
8～12个月；②裂缝开启后暴性水淹：井数占比24.0%，见水周期为7～12个月。

4.1 精细注水调整技术
细分见水类型，结合油藏数值模拟研究、油藏工程研究、矿场试验研究、动态监测验证等技术手段，优化细化注水调整方式。

多种方式注水方式相结合，在油层中形成不稳定的脉冲压力状态，使之经历升压和降压两个过程，促进毛细管渗吸作用，扩大水驱波及效率，达到降低含水，提高油层采收率的目的。

4.1.1 控制注水对初次见水效果明显控制注水目前是抑制见水井含水上升最直接
有效手段，尤其对初次见水井采取区域整体控制注水效果明显。

G117区块中部裂缝见水区2015年含水上升较快，通过区域控制注水，目前油井含水稳定，有效控制了含水上升速度。

4.1.2 间歇注水有效控制含水通过周期性向油层进行人工注水，在油层中造成不
稳定的脉冲压力状态，使之经历升压和降压两个过程，从而促进毛细管渗吸作用，扩大注入水波及效率，达到降低含水，提高油层采收率的目的。

基本原理：注水井注水时，地层压力升高，水从薄层Ⅱ进入薄层Ⅲ并驱替石油进入含水薄层Ⅳ。

注水井停注时，地层压力降低，水将从薄层Ⅳ进入薄层Ⅲ，把石油驱替到薄层Ⅱ。

多次重复地对地层施加压力脉冲作用，就会交替地发生由薄层到孔道的水驱油流动（见图1）。

结合数模理论，对LP20井的腰部水井实施间歇注水政策，目前该井含水已得到有效控制，但复注后含水仍快速上升，下步采取“间歇注水+堵水调剖”结合的技术对策。

4.1.3 反阶梯注水取得一定效果通过数值模拟，L1区块反阶梯温和注水有利于油井井底压力的抬升和抑制水井裂缝过多的开启，压力波及范围高达90%。

2015
年4月对L1西北部裂缝见水区4个井组实施反阶梯温和注水，目前已见效，井组含水下降4.3%，单井产能由1.4 t上升到1.7 t。

重点在L1长8、G43长4+5等油藏裂缝见水区开展不稳定注水试验25个井组，控制注水44井次。

对应9个开发单元（71口油井）含水上升速度得到控制。

4.2 油水井堵水技术
裂缝型见水，主要针对暴性水淹井，产液量、动液面明显上升井，在L1区块中部西侧、H116区块南部、G117区块中部等重点治理区域采取水井调剖措施。

孔隙-裂缝型见水，主要针对具有优先或者优势见水方向，通常角井先见水，在罗
1区块西北部及中部东侧、耿60南部、黄3长8西北部等重点治理区域采取水井调剖、油井堵水、堵水压裂相结合的治理方式。

实施效果：（1）堵水调剖有效改善剖面吸水状况；（2）堵水压裂增油效果较好，措施有效期长；（3）油井堵水增油效果有限，但控液效果明显（见图2、图3）。

4.3 侧向引效技术
在注水水线明显的区域，往往天然裂缝发育，水线方向井易水淹，侧向基质砂岩岩性致密、物性差，注入水波及范围小，见不到注水效果，在水线两侧形成剩余油富集区。

在低效侧向井上采用重复压裂技术，以达到侧向引效、沟通剩余油富集区的目的。

借助转向压裂技术在主裂缝内形成桥堵，产生升压效应，形成高压环境，摆脱地应力对裂缝方向的控制，实现裂缝转向，形成新的支裂缝或沟通更多微裂缝，使压裂裂缝能沟通原油富集区，或向注水水线靠近，从而达到油井在增产的同时缓解局部平面矛盾。

对裂缝侧向油井实施压裂引效，2015年共实施78口，裂缝主向见水井含水得到
有效控制，区域平面矛盾得以缓解。

4.4 聚合物微球驱技术
该技术具有较明显特点，一是可注入性好，现场施工方便；二是微球调剖剂为纳微米级，能吸水膨胀形成可移动黏弹性球体，对孔喉实现封堵，突破再封堵；三是具
有良好的盐、热、剪切、抗压稳定性能；四是含有表面活性剂，具有驱油的性能，具有良好的封堵和调驱效果。

4.4.1 聚合物微球膨胀性能微球初始粒径70 nm左右，为纳米级微球，能够通过狭小孔道，进入地层深部，注入性良好；微球经过高温后发生了水化膨胀，微球聚并，尺寸增大，溶胀15 d后，溶液中微球粒径达到2 μm左右，20 d粒径进一步增大为5 μm～6 μm，能够实现深部裂缝的调控。

4.4.2 聚合物微球封堵运移性能岩心注入膨胀1 d，7 d的微球时，聚合物微球具有封堵、突破运移、再封堵的“能移动”特性，具有深部封堵的能力，能够起到深部调剖的作用。

针对G43区块东部超前注水试验区目前开发矛盾突出，2015年10月底选择6个井组进行聚合物微球试验，目前试验区开发形势稳定，综合含水略降，效果有待进一步跟踪分析。

（1）构造裂缝以高角度裂缝为主，张性缝大多开度在1 mm～2 mm，剪性缝开度大多在0.1 mm～0.2 mm内，宏观裂缝主要发育于粉、细砂岩中，泥岩中裂缝不发育。

总体砂岩段宏观构造裂缝不太发育，但是局部有切深大的高角度无充填缝发育，对渗流产生较大影响。

（2）岩心观察、测井响应、动态监测、注采反应关系是现阶段裂缝识别的主要技术，其中以注采反应关系作为最主要的识别手段。

（3）三叠系油藏共有裂缝型见水井223口，北东-南西方向101口，北西-南东方向52口，多方向70口，平均见水周期8.8个月，水线推进速度为1.60 m/d。

水平井见水方向不明确井较多，方向明确井见水呈多向性，堵水有效期较短。

（4）细分见水类型，分为投产即见水、含水线性上升、裂缝开启后暴性水淹、裂缝开启后线性上升等四种见水模式，其中以“裂缝开启后线性上升、裂缝开启后暴性水淹”为主。

（5）目前见水井治理首先精细注水调整，无效的情况下采取油水井双向堵水、聚合物微球驱、井网调整技术等技术手段，减缓油井含水上升速度，提高最终采收率。

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