裂缝对油田开发的影响

粘土矿物类型：蒙脱石、绿泥石和伊利石；
粘土矿物含量12.53 - 21.6%，平均20.97%;
粘土矿物和毛细管束缚流体饱和度61.9-91.3% 可动流体饱和度为6.1-38.1%, 平均17.5%
可动流体孔隙度为0.3-2.8%, 平均1.3%
岩心分析平均孔隙度为7.24%
第五章 裂缝对油田开发的影响
第五章 裂缝对油田开发的影响
一、裂缝性油藏主要地质特征 二、裂缝对井网部署的影响 三、裂缝对注水的影响 四、裂缝对压裂改造的影响
五、应用效果
裂缝性储层主要地质特征
• 以构造岩性油藏为主，储层具低孔低渗特征 • 储层或夹层裂缝发育 • 具有基质孔隙和裂缝两套非均质性系统 • 可动流体饱和度低
• 具有储层敏感性和压力敏感性
40.00
30.00
20.00
%
10.00 0.00
0.00
0.40
0.80
1.20
裂缝孔隙度（%）
储层裂缝孔隙度与可动流体饱和度关系图
70.00
Y=26.28X+21.28 R2=0.89
60.00
可 动 流 体 饱 和 度
50.00
(%)
40.00
30.00
平均可动流体饱 和度为39.4%
0.00 0.40 0.80 1.20 1.60
●
●
●
⊙
⊙
矩形井网
●
●
●
●
菱形井网（五点法）
通过数值模拟结果比较，在井网密度相近时，矩
形井网比反九点和变形反九点井网的单井产量、 采油速度和采出程度高，见水慢,开发效果好。
靖安油田南区ZJ60实验井区三种井网开发指标对比表 开发指标 见水时间（天） 无水期采出程 度（%） 反九点开发 井网 360 1.65 变形反九点 开发井网 360 1.59 矩形开发 井网 1440 6.58
（6）由于上述原因，使产液量和产油量大幅度 下降，为了提高产液量，常加大注采比，进一步 又造成注水压力上升，水淹水窜的恶性循环。 除了水质原因外，更是对地质认识和采取的 相应工艺措施。
我国裂缝性油田开发井网
1、正方形反九点注采井网
（ 1 ）早期注水井排平行裂缝，如扶余油田，其效 果是见水时间推迟，但注水井排上的油井水淹仍很 严重；
反九点法井网，注水井 排与裂缝方向成22.5º ,
不同井网的在开发初期和第15年末开发指标
井 数 生 产 井 数
口 方案1 17
方案
注 水 井 数
口 5
初期 平均 单井 日产 油
第十五年末开发指标
初期 采油 速度
累积 产油
累积 产水
含水
采出 程度
备
注
m3/d 3.0
% 2.29
104t 11.20
不同井网型式示意图
● ● ● ⊙ ● ⊙
●
⊙
●
●
⊙
●
●
●
●
⊙
●
⊙
反九点法井网，注水井 排与裂缝方向平行
五点法井网
●
●
●
●
⊙
⊙
线性井网，沿东西主裂缝布 井，井距为150-180m，水井 井排距离约600m
●
●
●
●
菱形井网，菱形长对角线为裂 缝方向,井距450-500m，排距 150-180m
反九点法井网，注水井排与裂 缝方向成45º
50 采收率（%）
40 30
20 10 0 90 60 30 0 V=3.75 V=7.5 V=15
裂缝与驱替方向夹角（度）
不同裂缝走向和注水速度时的采收率曲线 （据微观蚀刻物理模拟实验）
从渗流物理模拟实验结果表明，裂缝性低渗透油
藏水驱油效率与裂缝方位、驱替速度密切相关，随 着裂缝方向与注采井连线方向夹角的增加，水驱油 效率提高；随着注入驱替速度的增加，水驱油效率 变差。
20.00
裂缝线密度（条/米）
储层裂缝密度与可动流体饱和度关系图
1.60
可 动 流 体 孔 隙 度 （ % ）
Y=1.06 X + 0.12 R2 = 0.864
1.20
0.80
0.40
0.00 0.00 0.40 0.80 1.20
裂缝孔隙度（%）
储层裂缝孔隙度与可动流体孔隙度关系图
碳酸盐岩储层：
104m3 14.98
% 85.20
% 16.24
反九点法井网，注水 井排与裂缝方向平行
五点法井网 线性井网，沿东西主裂缝 布井，井距为 150-180m ， 水井井排距离约600m，
方案2 方案3
11 17
11 5
4.6 3.0
2.32 2.33
9.79 11.78
16.61 14.32
85.80 85.50
●ຫໍສະໝຸດ Baidu
●
●
22.5°错开
45°错开
我国裂缝性油田开发井网
2、不规则三角形面积注水井网
3 、矩形井网（五点法），不等井排距沿 裂缝线状注水，注水井井距一般应大于油 井井距，也应大于注水井与油井之间的井 距。沿裂缝拉水线，可扩大波及面积和防 止瀑性水淹。
4、菱形井网（五点法） ，长轴方向平行 裂缝方向
●
剩余油分布受储层孔隙结构、裂缝方向、渗流方
向及驱替速度的控制。在裂缝性低渗透油藏中，裂
缝发育带（尤其是大裂缝系统）附近的低渗透基块
弱驱替区以及与主渗流方向大角度相交的弱驱替带 是剩余油分布的有利区域。
进
液流前沿
裂缝
出
低渗透储层渗流规律与剩余油分布物理模拟图 （据玉门油田，1999）
进
出
低渗透储层渗流规律与剩余油分布物理模拟图 （据玉门油田，1999）
性，并与裂缝、基质的渗透率比值有关；
• 井位应主要取决于储渗单元；
• 最优配置方案可通过油藏数值模拟比较来确定。
合理井距布置的关键问题： （ 1 ）必须搞清楚裂缝方向（天然裂缝和人工裂缝） 及其渗透性各向异性评价；
（2）确定基质和裂缝渗透率的比值；
（3）必须考虑压裂方案；
（4）水平井开发问题，或与直井塔配；
14.19 17.07
方案4
17
5
3.0
2.34
11.73
14.37
85.05
菱形反九点，菱形长对角 17.00 线 为 裂缝 方 向 , 井距 450500m，排距150-180m 16.87 16.85 反九点法井网，注水 井排与裂缝方向成45º 反九点法井网，注水 井排与裂缝方向成 22.5º ,
一、裂缝性油藏主要地质特征 二、裂缝对井网部署的影响 三、裂缝对注水的影响 四、裂缝对压裂改造的影响
五、应用效果
裂缝性油田井网部署难题是：基质低渗透性与裂 缝高导流性之间的矛盾，造成： （1）含水上升快，水淹水窜严重，注水效果差， 油层受益效果差； （2）压力下降快； （3）注水压力上升快，吸水指数下降； （4）压裂效果越来越差； （5）容易形成残余油，采收率低；
靖安油田南区ZJ60实验井区两种井网开发指标对比表
开 发 时 间 (年) 1 5 10 15 19 单井产油量 (t/d) 原反 矩形 九点 井网 井网 5.6 3.8 2.1 1.3 1.0 10.0 7.0 5.0 3.0 2.0 含水(%) 原反 九点 井网 10.0 34.5 66.0 80.4 85.8 矩形 井网 2.0 6.0 35.0 62.0 70.0 采油速度(%) 原反 九点 井网 0.37 1.21 0.62 0.36 0.26 矩形 井网 1.58 1.65 1.25 0.72 0.45 采出程度高(%) 原反 九点 井网 0.37 5.87 10.0 12.3 13.4 矩形 井网 1.0 8.0 14.0 19.0 21.0
油封堵而成为剩余油；（ 2 ）容易使注入水沿裂缝
快速流动产生暴性水窜水淹，严重影响低渗透油田 的开发效果。
注水方式
采用间歇性或周期脉冲式注水，以改变渗流方向。 在未被开发波及的区块，可钻新的油井，并建立补 充注水井，提高采收率。 行列注水是国外许多学者推行的一种方法。通过 对比五点法注水、九点法注水和三排生产井行列注 水的开发指标后认为，面积注水系统的主要优点是 可以保证在开发初期有更高的采油速度。但是，由 于其作用强度过高，对油层水淹动态及采油水平稳 定性不利，使非均质条件下面积注水系统的缺点特 别突出。而行列注水则显示出其优越性，有更好的 开发效果。 超前注水（长庆特低渗透开发）
为含裂缝岩石的抗张强度,MPa。
早期温和注水，维持地层压力
若注水太晚：（1）一些裂缝会因地层压力下降过
快而闭合无效；（ 2 ）使地层压力下降过多而无法 回升；（ 3 ）由于注水难度增大，迫使注水压力提 高，引起超过地层的破裂压力和裂缝延伸压力。 若实施早期强行注水，注入水会充填在渗透性较 高或流体压力下降较快的裂缝中，（ 1 ）造成裂缝 之间不存在压差，使次一级的裂缝和基质孔隙中的
五、应用效果
裂缝动态参数
不同阶段裂缝动态参数的评价与预测
—裂缝性油藏中后期井网调整的重要依据
16 裂 缝 开 度 下 降 值 （ 微 米 ） 14 12 10
8
6 4 2 0 0 3 6 9 12 15 18 21 24 地层压力下降值（MPa）
裂缝开度随地层压力下降关系图
由于不同组系裂缝的渗透率不一致，不同组系 裂缝的开度随地层压力下降大小也不同，因此， 在油田的不同开发阶段，不同组系裂缝的渗流 性不相同 — 裂缝性油藏开发的中晚期必然要进 行井网调整 裂缝压力敏感性：随着油田开发和流体压力下 降，裂缝开度和渗透率变小，并具有一定的不 可恢复性。即使后期地层压力回升，裂缝开度 和渗透率也不可能复原 — 早期温和注水维持
方案5 方案6
17 17
5 5
3.0 3.0
2.33 2.34
11.64 11.62
14.40 14.5
85.30 84.05
• 上述井网的地质依据:一组裂缝起作用，压裂缝方
向与天然裂缝一致。
• 适合多组裂缝地质条件的最优开发方案?
• 开发井网型式应主要取决于裂缝组系与方位；
• 井排和井距应主要取决于裂缝及其缝渗透性各向异
• 具有启动压力与非达西流渗流特征
裂缝与可动油饱和度之间的关系
对可动油贡献的主要是孔径较大的次生溶蚀孔 隙（洞）和裂缝系统
造成可动油较低的原因主要是粘土矿物和毛细管 的吸附作用。
岩心核磁共振T2驰豫时间谱
50.00
可 动 流 体 饱 和 度 （ ）
Y=3.84 X + 1.46 R2 = 0.86
其它开采方式
对处于开发后期的低渗油藏，可以从水驱动转
为消耗方式下开采(如苹果油田)。
对不适宜注水开发的低渗油藏，可选择注气开
发方式。通过对瓦何、波卡玛索夫、北瓦尔甘等
油田统计，注气比注水的驱油效果提高了 13—26% 。 在注气进行混相驱时，其驱油效率比注水相比提
高32—43%。在Fahud Natih油藏中，采用顶部注气
方式，实施气—油重力驱替，其效果比水驱得到更 高的采收率。
由于不同组系裂缝的渗透率不一致，不同组系 裂缝的开度随地层压力下降大小也不同，因此， 在油田的不同开发阶段，不同组系裂缝的渗流 性不相同 — 裂缝性油藏开发的中晚期必然要进 行井网调整 裂缝压力敏感性：随着油田开发和流体压力下 降，裂缝开度和渗透率变小，并具有一定的不 可恢复性。即使后期地层压力回升，裂缝开度 和渗透率也不可能复原 — 早期温和注水维持
应控制注水压力低于地层破裂压力，可有效地
控制沿裂缝过早地出现瀑性水淹水窜和泥岩层高
吸水现象，提高油层吸水指数和水驱效果。
地层的破裂压力是现今应力和含裂缝储层岩石
抗张强度的函数： ：
Pf = 3σ 3 - σ 1 - Pe + St
式中，Pf为地层破裂压力,MPa; σ、σ分别为现应力
场的最大和最小主应力,MPa; P为孔隙压力,MPa, S
（ 2 ）早期注水井排方向与裂缝方向呈 22.5°错开， 如新立和朝阳沟油田，见水时间进一步推迟，开发 效果有所改善，但油井见水仍很快，且难以调整； （ 3 ）早期注水井排方向与裂缝方向呈 45°错开， 待角井水淹后转为注水井，形成与裂缝方向平行的 五点法或线状注采方式，如新民油田。
●
●
●
●
⊙
●
平行裂缝方向
（ 5 ）还应综合考虑和适应具体地质因素，包括断 层、砂体分布等。 从裂缝性油藏开发地质角度讲，用不规则井网 和井距来开发是一种趋势，由裂缝和基质次生孔隙 造成的储层严重非均质性的地质特征相一致。
第五章 裂缝对油田开发的影响
一、裂缝性油藏主要地质特征 二、裂缝对井网部署的影响 三、裂缝对注水的影响 四、裂缝对压裂改造的影响
压力场及不破坏饱和度场十分重要
由于裂缝发育的地层破裂压力下降45-57%，若注水强 度大，注入压力容易超过地层破裂压力，后果： （1）造成储层天然裂缝张开，注水沿裂缝快速流动， 引起层内水窜和水淹，并容易形成剩余油； （2）容易将泥岩裂缝压开，使夹层吸水严重，油层吸 水指数下降，水驱效果变差，或出现层间水窜和水淹； （3）由于泥岩层近水平成岩裂缝和滑脱裂缝发育，泥 岩吸水膨胀时，容易导致泥岩层滑动，引起套管变形甚 至断裂。 （4）容易造成管外水窜。