大庆低渗透油藏注水动态裂缝开启机理及有效调整对策

王文环，彭缓缓，李光泉 ，吕文峰 ，魏晨吉，秦 勇

(1.中国石油 勘探开发研究院,北京 100083； 2.中国石化 石油工程技术服务有限公司,北京100020)

大庆低渗透油藏注水动态裂缝开启机理及有效调整对策

王文环1，彭缓缓1，李光泉2，吕文峰1，魏晨吉1，秦 勇1

(1.中国石油 勘探开发研究院,北京 100083； 2.中国石化 石油工程技术服务有限公司,北京100020)

大庆长垣外围低渗透油藏水驱开发受注水动态裂缝影响，水驱开发效果差。为改善水驱效果，需首先明确注水动态裂缝开启规律，进而才能提出开发调整对策。综合利用地质力学、油藏工程及数值模拟等方法，建立了注水动态裂缝开启压力计算方法，揭示了其开启机理和延伸规律，并针对裂缝开启不同情况，形成了相应的调整对策。研究表明：当注水压力超过储层现今最小水平主应力时，裂缝首先沿现今最大水平主应力方向开启；随着注水压力继续增加，裂缝沿与现今最大主应力方向夹角较小的注采井连线方向开启。根据裂缝开启压力计算方法，结合大庆外围A油藏条件，其裂缝开启的临界注水压力为9 MPa。油藏注水压力为12～14 MPa，当注水井排与现今最大水平主应力方向一致时，油藏沿现今最大水平主应力方向开启单方向裂缝，剩余油主要沿裂缝呈条带状分布；当注水井排与现今最大水平主应力方向呈一定夹角时，油藏开启多方向裂缝，剩余油被多方向裂缝切割呈零散分布。基于不同井网与裂缝匹配油藏剩余油分布模式，提出了“限压注水控制多方向注水动态裂缝开启、沿现今最大水平主应力方向裂缝线性注水、侧向基质驱替”的开发新理念，给出了注水压力界限与井网加密调整模式，现场应用效果显著。

注水动态裂缝；井网加密调整；低渗透油藏；大庆油田

大庆长垣外围A低渗透油田位于松辽盆地，含油层系是扶、杨低渗透储层，储层发育多组剪切缝，但绝大部分表现为闭合无效缝[1-4]，平均渗透率为10×10-3μm2。该油田于20世纪80年代中后期投入开发，目前已逐步进入中、高含水期，含水上升快、产量递减大，水驱采收率为25%左右。为进一步改善低渗透油藏水驱开发效果，前人在合理井网优化调整方面开展了大量研究工作[5-21]，主要是从井网与油井人工压裂裂缝适配性研究的角度出发，提出大井距、小排距的菱形反九点、五点矩形等井网方式。

笔者对大庆长垣外围A低渗透油田35个不同类型油藏现场生产资料分析发现，在低渗透油藏注水开发过程中，除了天然裂缝、油井人工压裂裂缝外，还存在注水动态裂缝。只沿现今最大水平主应力方向开启了裂缝，发生了单方向油井暴性水淹；注水井排与现今最大水平主应力方向不一致的油藏，沿多个注采井连线方向开启了裂缝，导致多方向油井暴性水淹。注水动态裂缝导致油藏注入水无效循环，难以形成基质有效驱替，大大降低了油藏的存水率和水驱波及程度，水驱开发效果差。

为此，笔者开展了注水动态裂缝开启机理及延伸规律研究，建立了注水动态裂缝开启压力计算方法，给出了避免多方向注水动态裂缝开启的合理注水压力界限。并进一步开展了单方向及多方向注水动态裂缝开启情况下，剩余油分布规律研究，形成了不同井网与裂缝匹配油藏注水压力控制界限及井网侧向加密调整模式。

1 不同井网与裂缝匹配油藏注水动态裂缝开启机理及压力界限

针对低渗透油藏易于产生注水动态裂缝问题，首先从裂缝开启理论入手，对油藏现今地应力场、井网与注水动态裂缝匹配形式、以及注采压力系统等进行了综合研究，明确了裂缝开启的主控因素和延伸规律，给出了不同井网与裂缝匹配油藏有效控制多方向注水动态裂缝开启的注水压力界限。

1.1 注水动态裂缝开启机理

前人研究认为[22-29]，裂缝的开启是受现今水平地应力和天然裂缝双重因素控制的，注水开发中裂缝开启顺序取决于天然裂缝走向与现今最大水平主应力方向的夹角，夹角越小，天然裂缝开启压力就越小，注入水将首先沿现今最大水平主应力方向的天然裂缝推进。随着注水压力的增大，其它方向的天然裂缝将依次开启，导致油藏单方向或多方向水淹。笔者认为，注水动态裂缝的开启与天然裂缝无关，主要取决于注水压力及各注采井连线方向现今水平地应力的大小。当注水压力大于某注采井连线方向现今水平地应力时，该注采井连线上就会开启裂缝，油井就会裂缝性水淹。

图1 现今水平地应力变化曲线

从不同方向现今水平地应力变化轨迹曲线(图1)可以看出，当注采井连线与现今最大水平主应力方向夹角为θ时，该方向现今水平地应力可表示为：

pki=pkmin+(pkmax-pkmin)sinθ

(1)

式中：pki为不同注采井连线方向现今水平地应力，MPa；pkmin为现今最小水平主应力，MPa；pkmax为现今最大水平主应力，MPa；θ为注采井连线与现今最大水平主应力方向的夹角，(°)。

由此可见，沿现今最大水平主应力方向的注采井连线方向首先开启注水动态裂缝。随着注水压力增大，当注水压力超过其它注采井连线方向现今水平地应力时，该方向也开启裂缝。因此，现今最大、最小水平主应力差值越小，注采井连线与现今最大水平主应力方向夹角越小，就越容易开启多方向注水动态裂缝。

1.2 注水动态裂缝开启压力界限

大庆长垣外围A低渗透油田包括35个低渗透油藏，主要存在4种井网与裂缝匹配形式：注水井排与现今最大水平主应力方向成26.5°的正方形反九点井网、注水井排与现今最大水平主应力方向成0°的正方形反九点井网、菱形反九点井网、注水井排与现今最大水平主应力方向成0°的反七点井网(图2)。A油田现今最大水平主应力为32.3 MPa，最小水平主应力为19.4 MPa。这表明现今最大水平主应力方向注水动态裂缝开启的临界压力为19.4 MPa。该油田油层中部平均深度为1 040 m，因此现今最大水平主应力方向注水动态裂缝开启的注水压力为9 MPa。同理，计算出不同注采井连线方向注水动态裂缝开启压力界限。注水井排与现今最大水平主应力方向成26.5°的正方形

图2 不同类型井网注水动态裂缝开启压力

反九点井网，多方向注水动态裂缝开启的注水压力界限为13.1 MPa；0°正方形和菱形反九点井网，多方向注水动态裂缝开启注水压力界限为18.1 MPa； 0°反七点井网，多方向注水动态裂缝开启注水压力界限为20.2 MPa。由此可见，注采井连线与现今最大水平主应力方向夹角越小，多方向注水动态裂缝开启的注水压力界限值越低，越容易产生多方向注水动态裂缝。

2 不同井网与裂缝匹配油藏剩余油分布规律及井网加密调整模式

2.1 不同井网与裂缝匹配油藏水淹规律

目前大庆长垣外围一类低渗透油藏注水压力为12～14 MPa，二类、三类低渗透油藏注水压力为15～16 MPa。因此，当井网注水井排与现今最大水平主应力方向一致时，注水压力只是高于现今最大水平主应力方向裂缝开启压力；当注采井连线与现今最大水平主应力方向成26.5°角时，注水压力已高于多方向裂缝开启压力。生产实际表明，26.5°正方形反九点井网形式油藏出现了双方向注水动态裂缝开启及油井暴性水淹；0°正方形、菱形反九点及反七点等井网形式油藏，只开启了现今最大水平主应力单方向注水动态裂缝及油井暴性水淹。

因此，低渗透油藏注水井排与现今最大水平主应力方向是否匹配是决定低渗透油藏能否有效开发的关键。合理调整井网、控制注水压力避免多方向注水动态裂缝开启是改善油藏开发效果的重要技术手段。

2.2 不同井网与裂缝匹配油藏剩余油分布规律

在不同井网与裂缝匹配油藏水淹规律认识的基础上，采用方向性压敏效应表征注水动态裂缝开启延伸特征，非线性渗流理论表征裂缝侧向基质驱替特征，对不同井网与裂缝匹配油藏剩余油分布规律进行了数值模拟研究，模拟结果见图3。由图3可以看出，注水动态裂缝的开启方向控制着油藏的剩余油分布规律。当油藏注水井排与现今最大水平主应力方向一致时，由于仅开启了现今最大水平主应力方向的裂缝，导致注入水沿现今最大水平主应力方向线性推进；转注该裂缝方向水淹油井后，形成侧向基质驱替，因此剩余油主要沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝两侧呈条带状分布。当油藏注水井排与现今最大水平主应力方向不一致时，由于开启了多方向裂缝，剩余油被多方向注水动态裂缝切割，束缚在裂缝交错的区域内，呈零散分布。

图3 不同井网与裂缝匹配油藏剩余油分布

图4 不同类型井网加密调整模式

2.3 不同井网与裂缝匹配油藏井网加密调整模式

基于大庆长垣外围A低渗透油田不同井网与裂缝匹配油藏存在的两种水淹及剩余油分布规律，形成两种井网加密调整模式。一是对于剩余油主要沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝两侧分布的油藏，转注该方向水淹油井、沿裂缝侧向加密油井，形成“沿现今最大水平主应力方向裂缝线性注水、且侧向加密油井”的线性井网模式(图4a—c)。二是对于剩余油被多方向注水动态裂缝切割呈零散分布的油藏，转注现今最大水平主应力方向水淹油井、关闭其他方向水淹油井(因为转注其他方向水淹油井，会导致开启更多条现今最大水平主应力方向注水动态裂缝，必须关闭其他方向水淹油井，而不是转注)，且沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝侧向加密油井，最终同样形成“沿现今最大水平主应力方向裂缝线性注水、侧向加密油井”的线性井网模式(图4d)；同时控制注水压力，避免多方向裂缝开启。由此，形成了低渗透油藏“沿现今最大水平主应力方向裂缝线性注水、侧向基质驱替”的线性侧向加密井网调整模式。

3 现场应用效果

大庆长垣外围A低渗透油田C5油藏1990年投入开发，原井网为注水井排与现今最大水平主应力方向成0°、井排距为300 m×300 m正方形反九点井网。调整前，油藏现今最大水平主应力方向油井水淹，含水迅速上升，含水上升率高达7.2%，水驱开发矛盾日益突出。根据以上研究成果，对该油藏进行了综合加密调整试验，转注现今最大水平主应力方向水淹油井、侧向加密油井，将原面积井网加密调整为300 m×150 m的线性注水井网(图4a)；同时将注水压力控制在13 MPa以下，避免了多方向注水动态裂缝开启。

C5油藏加密调整后，平均单井日产油量1.5t，含水保持稳定，水驱采收率由25%升至32%，加密调整效果显著(图5a)。

大庆长垣外围A低渗透油田C55油藏1992年投入开发，原井网为注水井排与现今最大水平主应力方向成26.5°、井排距为300 m×300 m正方形反九点井网。调整前，油藏出现多方向油井暴性水淹，含水上升率高达14%，水驱开发矛盾日益突出。对该油藏进行了综合加密调整试验，转注现今最大水平主应力方向水淹油井、侧向加密油井，将原井网调整加密为220 m×130 m的线性注水井网(图4d)；同时将注水压力控制在15 MPa左右。

图5 不同类型油藏加密调整前后含水与采出程度关系

加密调整后，含水持续上升，平均单井日产油量持续递减，水驱采收率仅提高1%左右(图5b)，加密调整效果很差。分析认为有两方面原因导致调整的失败，一是没有关闭非现今最大水平主应力方向水淹油井，导致注入水继续无效循环；二是注水压力没有控制在多向裂缝开启压力界限13 MPa以内，导致油藏又开启新的注水动态裂缝。

4 结论

1) 低渗透油藏长期注水开发后，因注水压力高，导致单方向或多方向注水动态裂缝开启，造成油井暴性水淹，降低水驱波及体积。因此，注水动态裂缝是控制水驱开发效果及剩余油分布规律的关键因素。

2) 低渗透油藏注水开发易于产生注水动态裂缝，而且对于多数低渗透油藏是不可避免的。注水动态裂缝的开启与注水压力和注采井连线方向现今水平地应力大小密切相关，根据文中建立的不同注采井连线方向现今水平地应力计算公式，确定了不同井网与裂缝匹配油藏各注采井连线方向注水动态裂缝开启压力控制界限。

3) 针对不同井网与裂缝匹配类型油藏，形成了低渗透油藏“沿现今最大水平主应力方向裂缝线性注水、侧向加密油井”的线性侧向加密井网调整模式。

4) 综合以上研究，最终确立了“限压注水控制多方向注水动态裂缝开启、沿现今最大水平主应力方向裂缝线性注水、侧向基质驱替”的开发新理念，为低渗透油藏有效水驱开发提供了新思路，现场应用效果显著。

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(编辑 张亚雄)

Opening mechanism of dynamic fractures caused by water injection and effective adjustments in low permeability reservoirs,Daqing oilfield in Songliao Basin

Wang Wenhuan1，Peng Huanhuan1， Li Guangquan2， Lyu Wenfeng1，Wei Chenji1，Qin Yong1

(1.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development，PetroChina,Beijing100083，China；2.OilfieldServiceCorporation，SINOPEC,Beijing100020,China)

The performance of water flooding in low permeability reservoirs of Daqing oilfield is not satisfied due to the dynamic induced fractures.Understanding of the opening mechanisms of the dynamic induced fractures and optimization of development adjustment schemes are critical to improving water flooding recovery.Geomechanics, reservoir engineering and numerical simulation methods were utilized to establish a new method to calculate the fracture opening pressure and reveal propagation mechanism.Corresponding adjustment measures are proposed for different fracture opening scenarios.Results indicate that when injection pressure exceeds the current minimum horizontal principle stress, dynamic fractures will open first in the direction of the maximum horizontal principle stress.Then, they may open in the direction of line connecting injector and producer that has the smallest included angle with current maximum principle stress along with the rising injection pressure.Based on calculation methods of fracture opening pressure and in combination with the conditions of A reservoir in the periphery of Daqing oilfield, a critical injection pressure of 9 MPa is determined for fracture opening.Actually the injection pressure of A oilfield is up to 12～14 MPa.When the line of injection wells is in parallel with the current maximum horizontal principle stress, fractures only open in the direction of the maximum horizontal principle stress, and remaining oil are distributed along the fractures on both sides.Otherwise, fractures open in multiple directions, and the remaining oil distribute irregularly.Based on the remaining oil distribution under different well patterns, a new concept is proposed that ‘controlling the opening of multi-directional dynamic fractures through limiting injection pressure and line flooding along the dynamic fracture in parallel with the maximum horizontal principle stress and lateral matrix displacement’.Water injection pressure limits and well pattern adjustment strategies are proposed under the gui-dance of this concept, and their field application is very successfully.

water flooding dynamic fracture，well pattern infilling adjustment，low permeability reservoir，Daqing oilfield

2015-04-10;

2015-06-20。

王文环(1965—)，女，高级工程师、博士，低渗透油气田开发。E-mail：wangwenhuan@petrochina.com.cn。

国家科技重大专项(2011ZX05013-006)；中国石油天然气股份有限公司油气田开发重大科技项目(2011B-1205)。

0253-9985(2015)05-0842-06

10.11743/ogg20150517

TE348

A