裂缝性低渗透砂岩油藏合理注水压力——以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区为例

赵向原，曾联波，靳宝光，焦 军，李培海，张阳禹，陈敏政

[1.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249； 2.中国石油 长城钻探工程有限公司 解释研究中心，北京 100101；3.中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018； 4.中国石油 东方地球物理公司 辽河物探分公司， 辽宁 盘锦 124010； 5.中海石油 研究总院，北京 100027； 6.中海石油 深圳分公司研究院，广东 广州 510240]

裂缝性低渗透砂岩油藏合理注水压力
——以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区为例

赵向原1，曾联波1，靳宝光2，焦 军3，李培海4，张阳禹5，陈敏政6

[1.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249； 2.中国石油 长城钻探工程有限公司 解释研究中心，北京 100101；3.中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018； 4.中国石油 东方地球物理公司 辽河物探分公司， 辽宁 盘锦 124010； 5.中海石油 研究总院，北京 100027； 6.中海石油 深圳分公司研究院，广东 广州 510240]

以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区长6油层为例，利用相似露头、岩心及测井资料，在评价天然裂缝发育特征的基础上，求取了不同组系裂缝开启压力及地层破裂压力，分析影响裂缝开启压力的各种因素，进而探讨如何合理确定低渗透油藏注水压力界限。安塞油田王窑区长6油层以发育高角度构造裂缝为主，其主要方位依次为NEE-SWW、近E-W、近S-N和NW-SE向，不同组系裂缝开启压力差异较大，主要受埋藏深度、裂缝产状、孔隙流体压力及现今地应力等因素影响。合理注水压力的确定要根据各井组天然裂缝发育情况。在不发育天然裂缝的井组，注水压力不应大于地层破裂压力，避免地层发生大规模破裂而形成裂缝型水窜通道；对于发育天然裂缝的井组，若裂缝开启压力小于地层破裂压力，合理注水压力界限不应大于裂缝开启压力，以防止裂缝大规模开启和延伸；若裂缝开启压力大于地层破裂压力，则要以地层破裂压力厘定合理注水压力，以防止地层发生新的大规模破裂。

裂缝开启压力；地层破裂压力；注水压力；天然裂缝；低渗透油藏；鄂尔多斯盆地

低渗透砂岩油藏储层物性差，油井投产后单井产量下降较快，水驱储量动用程度低，主要是由于地层吸水能力差，注水困难、注水量不足所导致[1]。提高注水压力、增加注水量可以提高低渗透油藏的水驱能力，扩大注水波及面积，改善注水开发效果。但由于低渗透油藏中普遍发育天然裂缝[2-8]，在裂缝系统对注水开发的影响下[9-11]，注水压力过大可使储层中裂缝开启、延伸甚至扩展，形成高渗透水流通道，导致裂缝带上油井快速高含水并发生水淹，而裂缝带两侧油井长期不见效，处于低压低产状态[12]，严重影响注水开发效果。因此，合理确定注水参数界限对裂缝性低渗透油藏的有效开发显得尤为必要。目前，学者们对此类油藏注水压力参数合理的确定系统研究较少，大多数观点均认为低渗透油藏注水压力不应大于裂缝的开启压力或地层破裂压力[10,13-16]。笔者认为，仅将地层破裂压力或某一方向裂缝开启压力作为注水压力界限可能会导致注水量不足或者过大，均会影响开发效果。为此，本文尝试以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区长6油层为例提出新的确定注水压力的思路，即根据井组天然裂缝发育特征求取裂缝开启压力并与地层破裂压力进行比较，进而合理厘定注水压力界限。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地是一个大型陆内叠合克拉通坳陷盆地[17-18]，盆地由伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环坳陷和西缘冲断带6个一级构造单元构成[19-20]。盆地演化至今，先后经历了吕梁、晋宁、加里东、海西、印支、燕山及喜马拉雅等多期构造运动旋回[20]。海西运动末期，即三叠纪开始，盆地进入内陆湖盆演化阶段，在三叠纪晚期沉积了一套典型的坳陷盆地河流-三角洲-湖泊相沉积体系[21]。该套上三叠统延长组自上至下分为10个油层组(长1—长10)，各油层组之间为整合接触[22]。

安塞油田王窑区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中东部(图1)，地层起伏平缓，地层倾角0.5°左右，为一西倾单斜构造，由于差异压实作用，在局部形成隆起幅度为10～20 m的鼻状构造[23]。长6油层组为该区主力油层，受到沉积和成岩作用影响，长6储层致密，非均质性严重，储层平均孔隙度为13.7%，平均渗透率为2.29×10-3μm2，原始地层压力为9.1 MPa，压力系数为0.7～0.9，属低渗低压低产油田[24-26]。

2 天然裂缝发育特征

安塞油田王窑区长6油层主要发育构造裂缝和成岩裂缝两种成因类型裂缝。构造裂缝又分为砂岩中的构造裂缝(图2a)和泥岩中的滑脱裂缝(图2b)两类；砂岩中的构造裂缝具有分布规则、延伸较长、发育范围广、产状稳定、缝面平直光滑、与层面近垂直的特点；泥岩中的滑脱缝缝面光滑，并具有顺裂缝倾向的划痕。研究表明，这些裂缝主要形成于燕山期和喜马拉雅期构造作用[8]。该区成岩裂缝主要包括两类：一类为发育在岩性微层面上的成岩裂缝，主要在泥质岩类中发育；另一类为发育在细粉砂岩中的近水平层理缝(图2c)，这类裂缝顺砂岩的微层理面分布，规模为厘米级，具有顺层理面弯曲、断续、尖灭的特点。层理缝的形成和沉积与成岩作用有关，尤其是与压实和压溶作用关系密切[27]。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元分布及研究区位置

据岩心和露头裂缝描述统计，王窑区长6油层构造裂缝主要发育方位为NEE-SWW、近E-W、近S-N和NW-SE向，发育程度依次减弱，以高角度裂缝为主，其中倾角大于60°的裂缝占90%以上，而倾角为10°～60°的中低角度裂缝主要为泥岩中的滑脱裂缝。该区绝大多数构造裂缝的纵向高度小于1.8 m(图3)，裂缝主要在单岩层内发育，极少见到穿层现象。统计发现，裂缝的高度与岩性有关，图3分别表示了不同岩性中的裂缝高度分布情况，可见砂岩中裂缝高度分布范围宽，而粉砂岩和泥岩裂缝高度分布则相对集中，说明细砂岩中裂缝规模相对较大，而粉砂岩中裂缝规模

图2 王窑区长6油层岩心及延河露头裂缝特征

图3 王窑区长6油层不同岩性地层中裂缝高度分布

相对较小。露头观察可见构造裂缝在平面上产状稳定，单条裂缝延伸范围一般小于20 m，多条同组单缝以雁列式排列成一条延伸较远的裂缝带，相邻两条裂缝之间并不相互连通，而是存在较小的间距(图2d)。此外，该区构造裂缝矿物充填情况较少，仅有不到10%的裂缝被方解石局部充填，其他90%以上的裂缝无矿物充填且含油性较好，反映出王窑区长6油层绝大多数构造裂缝为有效裂缝，裂缝对注水开发将产生重要影响。

3 合理注水压力界限的确定

构造裂缝对低渗透砂岩油藏注水开发的影响最大[28]。由于注水压力过大而使得储层中天然裂缝(尤其是以雁列式排列的构造裂缝)开启、延伸扩展以致相互连通，使注入水沿裂缝通道快速突进是导致油井方向性水淹的主要机理[1,13]。因此，确定合理注水压力界限依然要考虑裂缝开启压力及地层破裂压力等方面来进行确定。文中求取裂缝开启压力及地层破裂压力主要通过以下方法进行计算，即：

Hfσ1sinθsinβ+Hfσ3sinθcosβ

(1)

pf=3σh-σH+σt-pb

(2)

式中:pi为裂缝开启压力，MPa；μ为岩石泊松比,无量纲；H为裂缝埋藏深度，m；θ为裂缝倾角，(°)；ρs为岩石密度，kg/m3；g为重力加速度，N/kg；η为压力系数，无量纲；ρw为水的密度，kg/m3；fσ1和fσ3分别为现今应力场的最大和最小主应力梯度，MPa/m；β为现今应力场水平最大主应力方向与裂缝走向的夹角，(°)；pf为地层破裂压力，MPa；σh和σH分别为水平最小主应力和水平最大主应力，MPa；σt为岩石抗张强度，MPa；pb为孔隙流体压力，MPa。需要说明的是，公式(1)考虑到低压油藏孔隙流体压力对裂缝开启压力的影响，因此在Hρwg一项前引入地层压力系数η。

裂缝性低渗透砂岩油藏中虽普遍发育天然裂缝，但具有强烈的非均质性[29]，平面上某些部位裂缝发育程度较强，而在某些部位发育程度较弱或不发育。因此本文认为，合理注水压力的确定应该根据储层中的裂缝发育的具体情况按照以下两个方面进行考虑：①在不发育天然裂缝的井组，合理注水压力界限应以地层破裂压力进行厘定，注水过程中要避免因注水压力过大造成岩层发生大规模破裂，形成裂缝型窜流通道。这种情况在已有的文献中有所阐述[16,30]，在此不再赘述。②当某些井组发育多组系、多产状天然裂缝时，由于裂缝开启压力大小与裂缝产状、埋藏深度、孔隙流体压力、现今地应力等因素密切相关[13]，而对于每口井上述参数各有不同，不同情况下裂缝开启压力值各不相同。因此，对每口注水井均应合理的测量各类参数，根据裂缝实际发育情况求取裂缝开启压力和地层破裂压力，对两者进行比较后再确定各注水井的合理注水压力界限。下面着重对第②方面进行分析。

王窑区长6油层主要发育NEE-SWW、近E-W、近S-N和NW-SE向构造裂缝。为探讨某一深度裂缝开启压力和地层破裂压力大小关系，以A1井为例，假设目的层段内H0处同时发育以上不同方位和不同倾角的天然裂缝，计算不同产状(各走向下倾角分别为45°，67.5°，90°)裂缝的开启压力(表1)并分析其影响因素。其中，H0为A1井某一固定深度值，m。由于在一口井的同一深度上同时见到以上四组不同产状的裂缝几率很小，只有在不同的井才可能见到不同产状裂缝的存在，而各井分别测量各参数并计算裂缝开启压力实现起来存在难度。因此，为方便说明问题，选择一口井利用上述假设进行研究是合理的。

计算过程中取值μ=0.19,ρs=2 550 kg/m3,σt=6.42 MPa，通过对岩样做岩石物理力学测试取得；ρw=1 023 kg/m3，主要通过分析化验资料得到；王窑区现今最大水平主应力方位为NE67°[1,31]，平均最大主应力梯度fσ1=18.73 MPa/km，平均最小主应力梯度fσ3=15.97 MPa/km，数据来自压裂测试资料。

计算表明，裂缝开启压力与裂缝埋深、产状、孔隙流体压力及现今地应力等因素有关。王窑区长6油层地下的应力状态表现出垂向应力为中间主应力，水平方向上的两个主应力分别为最大主应力和最小主应力。在该地应力条件下，对高角度构造裂缝来说：①若裂缝产状不变，裂缝埋藏深度越大，开启压力越大；②若埋深及裂缝走向不变，随着裂缝倾角由小变大，裂

缝开启压力变小；③其他条件不变，孔隙流体压力增大，裂缝开启压力变小；④若裂缝埋深及倾角不变，裂缝走向与现今地应力水平最大主应力方向夹角越小，裂缝开启压力越小。

此外，该井H0深度处不同产状裂缝存在其开启压力大于地层破裂压力的情况。如除NEE-SWW向裂缝外，其他走向裂缝当倾角为45°和67.5°时，其开启压力均大于地层破裂压力(这是由于当θ变小而β变大时，裂缝受到上覆岩层压力和水平方向主应力作用较大，导致裂缝开启压力变大)，此时就不能再以裂缝开启压力厘定合理注水压力，而应以地层破裂压力作为参考。具体在什么情况下才会出现裂缝开启压力大于地层破裂压力的情形呢？为此，以A1井为例，绘制了H0深度处不同产状裂缝开启压力与地层破裂压力关系(图4)。绘制过程中以裂缝倾角为横坐标，以裂缝开启压力为纵坐标，根据裂缝开启压力计算公式(1)，在H0深度处，当μ，ρs，ρw，fσ1，fσ3为常数时，pi就成了θ和β的函数，简化为：

pi=f(θ，β)

(3)

由于研究区构造裂缝倾角均在30°以上，所以取30°≤θ≤90°,0°≤β≤90°。图4中的每条虚线代表β为某一固定值β0时pi随着θ的变化曲线；当β取值在0°～90°时，许多条曲线构成了图中的蓝色区域，该区域表示A1井在深度H0处不同走向、不同倾角裂缝开启压力值的分布；图中红色线表示A1井H0深度处地层破裂压力值即pf=pi=31.70 MPa。

从图4可以看出，对于任意θ0(30°≤θ0≤90°)，pi=f(θ0，β)在β∈[0°，50°]内为单调递增函数，而在β∈(50°，90°]内为单调递减函数，但f(θ0，0°)

表1 王窑区长6油层不同产状构造裂缝开启压力及破裂压力计算

图4 王窑区A1井H0深度处不同产状裂缝开启压力与地层破裂压力

走向的夹角在[0°，90°]内的任一固定值，(°)；βj为现今应力场水平最大主应力方向与裂缝走向的夹角在[0°，90°]内的变化值，(°)。

基于以上分析并通过图4可知，对于A1井H0深度不同产状的裂缝存在以下情况：

① 当0°≤β≤5°时，f(θ，β)

② 当80°≤θ≤90°时，f(θ，β)

③ 5°<β≤90°且30°≤θ≤80°时，裂缝开启压力与地层破裂压力的大小关系需要根据裂缝的具体发育情况计算后进行比较。若裂缝开启压力小于地层破裂压力，合理注水压力的确定就以裂缝开启压力作为参考；若裂缝开启压力大于地层破裂压力，则以地层破裂压力作为参考。

此外，裂缝开启压力与地层破裂压力之间的大小关系除了与裂缝产状有关外，还与现今最大主应力和最小主应力之间的应力差有关。当差应力大于某一值时，部分裂缝开启压力将会大于地层破裂压力；而小于该值时，不论裂缝产状如何变化，裂缝的开启压力均不会大于地层破裂压力。

王窑区长6油层绝大多数天然裂缝为高角度构造裂缝，且走向为NEE-SWW向和近E-W向的裂缝占80%以上，裂缝走向与现今最大水平主应力方向夹角较小，根据上述分析可判断裂缝的开启压力一般要小于地层破裂压力。因此，注水开发过程中要控制注水压力，使其不要超过裂缝开启压力(折算到地下)，以避免裂缝的大规模开启。

上述分析过程和所要说明的问题同样适用于其他同类油藏的注水井，即低渗透油藏合理注水压力的确定不应以油藏为整体一概而论，每口注水井应分别进行确定，且不应单纯以裂缝开启压力或地层破裂压力为依据，要根据井组的实际裂缝发育情况确定裂缝开启压力和地层破裂压力之后再进行确定。

4 应用实例

王窑区A2井组长6油层天然裂缝的倾角分布范围为66.8°～87.1°，裂缝走向分布范围为NE39.5°～SE96.2°，深度范围为1 033.0～1 118.7 m，计算该井组裂缝开启压力的分布范围为17.05～25.27 MPa，地层破裂压力的分布范围为27.24～28.96 MPa，裂缝开启压力小于地层破裂压力。此外，根据注水指数曲线也可以判定裂缝开启压力或地层破裂压力，一般情况下，注水量随着注水压力的增大呈线性增加，当注水压力达到一定值后，注水量急剧增加，注水曲线上出现拐点特征，拐点所对应的压力即为裂缝开启压力或地层破裂压力。若注水井井底附近发育天然裂缝，此时拐点所对应的压力应为裂缝开启压力[32]。A2井组发育多组天然裂缝，注水指示曲线

图5 王窑区A2井注水指示曲线

图6 王窑区A2井组裂缝型水窜通道分布示意图

拐点压力指示裂缝开启压力，读出拐点压力为8.5 MPa(图5)。根据拐点估算裂缝开启压力为19.29 MPa，该值小于地层破裂压力，与上述计算所得到的结果相符。由于该井组在注水开发过程中注水压力超过了拐点压力，使储层中走向与现今最大水平主应力近一致的高角度构造裂缝发生了大规模开启并延伸，形成裂缝型水窜通道(图6)，开发动态显示窜流通道上的油井发生了水淹。

5 结论

1) 对于裂缝性低渗透砂岩油藏来说，合理注水压力的确定要根据不同井组裂缝发育情况来进行确定。在不发育天然裂缝的井组，合理注水压力界限应以地层破裂压力进行厘定，要避免因注水压力过大造成岩层发生大规模破裂而形成裂缝型水窜通道；对于发育天然裂缝的井组，要根据裂缝发育特征求取裂缝开启压力并与地层破裂压力进行比较后再厘定合理注水压力界限。

2) 安塞油田王窑区长6油层大多数裂缝为高角度构造裂缝，且走向与现今最大水平主应力方向夹角较小的NEE-SWW向和近E-W向的裂缝占80%以上，通过计算可知裂缝开启压力要小于地层破裂压力。因此，在注水开发过程中要控制注水压力，使其不要超过裂缝开启压力(折算到地下)，避免裂缝大规模开启形成裂缝型水窜通道，影响注水开发效果。

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(编辑 张玉银)

Discussion on optimal injection pressure of fractured low-permeability sandstone reservoirs—A case study from Wangyao block in Ansai oilfield,Ordos Basin

Zhao Xiangyuan1，Zeng Lianbo1，Jin Baoguang2，Jiao Jun3，Li Peihai4，Zhang Yangyu5，Chen Minzheng6

[1.CollegeofGeoscience,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China;2.GeoscienceCenter,CNPCGreatwallDrillingCompany,Beijing100101,China;3.ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofChangqingOilfieldCompany,PetroChina,Xi’an,Shaanxi710018,China;4.BGPINC.CNPC,Panjin,Liaoning124010,China;5.ResearchCenter,CNOOC,Beijing100027,China;6.ResearchInstituteofShenzhenBranchCompany,CNOOC,Guangzhou，Guangdong510240,China]

Analog outcrop,core and well logging data are integrated in this paper to calculate opening pressure of fractures and formation fracture pressure in different reservoir intervals and analyzed various factors affecting opening pressure of fractures based on evaluation of natural fracture characteristics.A sensitivity analysis was performed to determine proper injection pressure for low-permeability reservoirs.High dip-angle fractures are predominant in Chang-6 reservoir in Wangyao block in Ansai oilfield,and their main orientations are NEE-SWW,E-W,S-N and NW-SE,respectively.The opening pressures vary significantly in different reservoir intervals due to the control of buried depth,fracture orientation，pore fluid pressure and current geo-stress.The reasonable injection pressure should be determined by the maturity of local natural fractures accordingly.In areas with few natural fractures,water injection pressure should not be larger than formation fracture pressure,so as to avoid large-scale fracturing that leads to water breakthough.In areas with dense fractures,if the fracture opening pressure is less than the formation fracture pressure,the rational injection pressure should be set less than the formation fracture pressure to avoid large-scale opening and connection of natural fractures; otherwise the injection pressure should be properly set according to the formation fracture pressure to avoid new large-scale fracturing.

fracture opening pressure,formation fracture pressure,water injection pressure,natural fracture,low-permeability reservoir,Ordos Basin

2014-12-16;

2015-06-08。

赵向原(1983—)，男，博士，低渗透油气田开发地质。E-mail:auxus@sina.com。

简介：曾联波(1967—)，男，博士、教授，储层裂缝形成、分布及预测。E-mail:lbzeng@sina.com。

国家科技重大专项(2011ZX05013-004)；国家自然科学基金项目(40872098)。

0253-9985(2015)05-0855-07

10.11743/ogg20150519

TE348

A