生产动态资料在白豹油田白209区储层裂缝识别中的应用

王西强，喇全亮，王 博，刘渠洋

(1.中国石油长庆油田分公司 第七采油厂，陕西 西安 710200；2.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西

生产动态资料在白豹油田白209区储层裂缝识别中的应用

王西强1，喇全亮2，王 博1，刘渠洋1

(1.中国石油长庆油田分公司 第七采油厂，陕西 西安 710200；2.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西

西安 710065)

以白豹油田白209区块长6油层组为研究对象，充分利用基础地质、测井、生产动态以及各类测试资料，以鄂尔多斯盆地地质构造背景和岩石力学理论为指导，利用示踪剂监测、吸水指示曲线、吸水剖面分析以及生产动态识别等不同处理与解释手段,对研究区目的层的油藏裂缝发育程度、裂缝走向和裂缝类型进行分析识别，识别出裂缝33条，高渗带28条。这些裂缝及高渗带多集中在油藏中部及上部区域。方向较为多样，多数为北东南西向，为以后开展裂缝分布规律、加密调整研究及油藏后期开发调整提供依据。

白209区块；应力场；裂缝识别

自2002年华庆地区白豹油田长6油藏发现以来，已陆续投入开发白209、白216以及白155等油藏，该区长6油藏为前三角洲～湖底滑塌浊积扇沉积，沉积微相以浊积水道为主[1-2]。砂体走向均呈西北—东南向，河道频繁迁移，导致该区平面非均质性、纵向非均质性均较强。储层以粉细砂岩为主，矿物成分为长石、石英；孔隙以粒间孔为主，长石溶孔次之，主要发育微细喉道[3]。该区开采层位为长631、长632，油层埋深2 100 m，平均有效厚度20.5 m，孔隙度10.8%，岩心渗透率0.34×10-3μm2，原始地层压力16.7 Mpa，油气比115.7 m3/t，属超低渗岩性油藏。为快速建立有效的驱替系统，提高单井产量，开发初期均采用注水开发或超前注水开发的方式，开发初期单井产量较高，但随着油田开发工作的进展，稳产形势严峻，生产中表现出如下问题：低产低效井多，单井产量低，产量与油层发育不匹配，开发效果差等，进而严重影响区块开发效果[4-6]。为此，搞清该油藏裂缝发育分布规律，提出针对性的开发调整措施，降低区块含水上升速度，延长区块中低含水开发期，是目前油田开发迫切需要解决的问题。

本文在区域构造背景分析的基础上，通过基础地质、测井、生产动态以及各类测试资料，综合分析华庆地区白豹油田白209区块长 6 储层裂缝发育程度、裂缝走向和裂缝类型，以掌握地区裂缝发育规律，改善注水开发效果。

1 白豹油田长6油藏裂缝形成机理

裂缝规律性分布应与区域构造应力场作用有关。裂缝的形成和演化受古构造应力场控制，裂缝的走向受古构造应力场最大主应力方向的制约，裂缝分布密度与古应力场不同级值的应力集中区密切相关。在鄂尔多斯盆地的古构造应力场的作用下，盆地延长组地层大量发育裂缝，主要为燕山期形成的E-W向、S-N向裂缝和喜山期形成的NE向裂缝。E-W向和S-N向裂缝以剪性闭合缝为主，而NE向裂缝则以张性缝为主。主应力方向控制了延长组裂缝的走向以北东一南西向为主。现今鄂尔多斯盆地最大主应力方向主要为北东向，最小主应力方向主要为北西向。

一般来说，低渗透砂岩储层发育多组裂缝，但在现今应力场作用下，一方面NE向裂缝因与最大水平主应力方位平行而具有较高的开启程度[7]，此方向裂缝往往表现为主渗流裂缝，其地下开度大，连通性好，渗透率高，开启压力小；另一方面，压裂改造形成的人工裂缝按照最大水平主应力方位即NE向展布，并沟通原有的天然裂缝系统，使得在注水过程中会表现出沿NE向裂缝较为活跃的特征。由于不同组系裂缝的渗流和压力敏感性特征，在油田注水开发过程中，不同方向裂缝的渗流作用发生改变，因而在开发中晚期需要进行相应的井网调整。

2 研究区油井见水现状

见水井按含水级别划分的标准为：Fw<20%，为低含水；20%≤Fw<40%，为中低含水；40%≤Fw<60%，为中含水；60%≤Fw<80%，为中高含水；Fw≥80%，为高含水。通过统计表明，自2005年注水开发以来，高含水井日益增多，截止目前(2015年8月31日)，高含水井有25口，占总开井数15.7%。而由于高含水而停产或转注的井已达20口，产能损失严重(见图1)。

由于储层裂缝及大孔道发育，地层水和注入水易沿裂缝发生水淹水窜现象，采油井见水后含水上升快，甚至部分生产井遭到水淹。

3 研究区裂缝识别方法研究

目前研究区开发井网基本完成，已积累了大量的采油、注水、动态监测、地化资料以及试井等资料，充分利用这些资料，可以研究有效裂缝的分布以及裂缝分布的非均质性。在本次研究工作中，主要采用示踪剂监测、干扰试井、吸水指示曲线以及生产资料等，分析白209井区长6油藏裂缝发育程度、裂缝走向和裂缝类型。

图1 白209区块含水率统计柱状图

3.1 示踪剂研究

井间示踪剂监测技术是一种用于油田开发动态监测的重要手段，该项技术不但能确定油水井对应关系、注入水的体积分配及推进速度，还能确定水淹层的厚度和渗透率，识别大孔道、判断断层封闭性，对制定开发方案及实施调整措施具有重要的价值。

白209区选取了白205-29、白205-31、白207-27、白207-29、白207-31、白207-33、白207-35、白209-31、白209-33、白211-33井10个井组进行示踪剂分析研究。

白209-31井组示踪剂监测自2012年4月3日起至7月15日结束，历时3个多月。对周边13口井的示踪剂产出情况进行了跟踪监测，分析样品数量1 615个，其中有3口油井见示踪剂，其它油井无硫氰酸铵显示(见图2)。

表1 对应油井动态监测情况表

图2 白209-31井组示踪剂运移方向与速度

利用示踪剂软件分别对有示踪剂峰值出现的白210-29、白208-33、白208-32井实测曲线进行拟合处理，计算得到了高渗层的渗透率、厚度、孔喉半径等，反映白209-31井至白210-29、白208-33、白208-32方向上存在一定厚度的高渗透带，方向近于东西向，高渗透带的平均渗透率在140～269×10-3μm2之间,平均厚度在10.7～31.8 cm之间。数值分析结果见表2。

表2 白209-31井组示踪剂拟合结果

3.2 注水指示曲线法

吸水指数是衡量注水井吸水能力的重要指标之一，对白209区42口井进行吸水指数测试，分析其曲线形态特征和曲线斜率变化，进而可以了解油层吸水能力及以变化，判断井下配水工具的工作状况和油层的物性，裂缝发育信息。

通过收集整理本研究区油井的注水指示曲线并分析曲线形态，我们将研究区油井注水指示曲线归类为3种类型，分别是Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型，如图3所示。

Ⅰ型曲线为上翘式：在这种油层注入的水不易扩散，油层压力升高，注入水受到阻力越来越大，使注入量增值减少，造成指示曲线上翘，这可能代表没有裂缝，或者裂缝还没有开启，还有就是发育的微裂缝被堵塞。更确切的结论还要结合其它资料一起分析。

Ⅱ型曲线为递增式：它反映了油层吸水量与注入压力成正比的关系，反映了地层的吸水规律。这种曲线一般被认为是正常的曲线，即随着注水压力的增加，油层的吸水量规律性增长，该曲线反应没有大的裂缝的影响，地层物性较好。

Ⅲ型曲线为折线式：它表示有新油层在注水压力较高时开始吸水，或是当注入压力增加到一定程度后，超过了裂缝重新开启的压力，使原来闭合的裂缝张开，使油层吸水量增大，吸水指数明显增加，具有这类特征的曲线是我们重要的研究对象，反应裂缝发育的重要信息。

通过统计分析可知：白209区白207-27、白207-31、白209-31、白217-31、白213-31、白207-27、白207-31、白209-31 、白217-31、白213-31共10口井有存在裂缝的可能性。

3.3 吸水剖面分析

在注水开发油田中，测定注水井吸水剖面是油田动态分析中必需的资料之一，而资料的准确性将直接影响到油田的开发水平。吸水剖面资料反映的是注水并在某一压力下各单层的相对吸水能力和各层内吸水量的连续变化情况，它为油田动态分析和油田注水开发调整提供了科学合理的依据，吸水剖面资料对油田的开发调整具有极其重要的指导作用。

白209区块裂缝普遍发育，注水井在吸水剖面上呈尖峰状吸水、指状吸水。在平面上单层突进现象明显，导致油井含水上升速度加快，过早水淹，降低了注水开采效果，影响了油井的最终产油量，降低了油藏的开采效率。

图3 研究区油井注水指示曲线类型

曲线类型曲线特征数量井号Ⅰ型上翘式6白205-37、白207-29、白211-25、白215-39、白217-35、白217-45Ⅱ型递增式16白202-30、白204-38、白205-27、白205-31、白209、白209-27、白209-33、白209-39、白212-37、白213-33、白213-35、白214-31白214-39、白215-31、白215-37、白217-43Ⅲ型折线式5白207-27、白207-31、白209-31、白217-31、白213-31其他跳跃式、递减式等15白124、白205-25、白206-39、白207-25、白207-37、白207-39、白209-25、白209-37、白211-27、白211-30、白211-39、白213-27白213-29、白215-27、白215-29

截止到目前为止，白209井区共测试了44口水井，测试88井次，其中有44次复测；在研究区块中，为了分析的准确性，选取了同一口水井在不同时期做的吸水剖面，即选取了复测的井，观察井在生产过程中吸水剖面变化情况，对比分析峰型变化，从而更准确的判断裂缝分布。白209-33水井射孔层位为长632。

白209-33井2010年吸水剖面测试呈多段尖峰状吸水特征，第一个射孔段基本不吸水，各压裂段段吸水强度差异大。2012年吸水剖面测试呈两段式吸水特征，吸水部位主要集中在下部，上部无吸水，中部呈单峰状吸水，吸水仍不均匀。2013年吸水剖面测试各段均有吸水，但是吸水强度仍然差异较大，中部尖峰状吸水仍然严重。判断中部尖峰状吸水部分为原有裂缝开启或由于长期注水地层压力增大导致新裂缝产生。

综合3年中测的吸水剖面，推断白209-33井在射孔层长632发育裂缝。在存在裂缝的水井周围油井中若含水率在投产不久后就迅速升高，则水井与油井之间很大几率就是裂缝沟通。

通过动态分析发现，白209-33水井与白208-32油井连通性好，白208-32在经历了较长一段时间的低产水期(含水<10%)，在白209-33投注一年以后，含水迅速上升至水淹，推断两井之间存在裂缝。

按其吸水能力的差异分析剖面，一般认为箱状吸水剖面吸水比较均匀，发育裂缝的可能性很小；钟状吸水剖面下部可能发育大孔道，裂缝可能发育在钟状下部；漏斗状吸水剖面与钟状相反，裂缝可能发育在钟状上部；钟状-漏斗状组合吸水集中在剖面的中部，所以裂缝可能发育在中部；而漏斗状-钟状组合与双峰状很类似；假如有裂缝发育则可能发育在剖面两端；单峰状，双峰状和多峰状则是最可能发育裂缝的，最符合裂缝吸水特征。

对白209区41口井/80井次/108个吸水层段统计，对其峰型进行分类，箱状、钟状、钟状-漏斗状及漏斗状占64.8%，比例相对较高，说明大部分井吸水层段吸水比较均匀(见图4)。

图4 吸水剖面峰型统计图

但是一次测试单峰状比例占31.3%，说明原始储层高渗层或微裂缝较为发育，经过后期堵水调剖比例降为10.3% ，吸水剖面吸水趋于均匀(见图5)。

对白209区44口井/88井次的吸水剖面进行分析，预测可能存在的裂缝或高渗带的井共23口，后期将结合储层联通情况及动态分析判断裂缝方向。

3.4 生产动态识别

生产动态识别主要用于解决来水方向问题，只能用于见水井而且在含水变化趋势掌握的条件下。具体方法是注水井(或其中某个层段)停注或调整注水量判断，若油井含水趋于稳定或下降，而后明显上升，说明该注水井为该油井的主要来水方向，反之依然。

研究区高含水井见水类型主要有三种形式，裂缝型见水、孔隙型见水及孔隙-裂缝型见水： 裂缝型见水：见水时间一般在半年之内，见水后含水上升快。孔隙型见水：见水时间在半年以后，见水后含水逐步上升，上升速度较慢。孔隙-裂缝型见水：表现为注水初期，对应水井注入压力不高，以孔隙渗流为主，低含水生产时间在两年以上，随着注水时间延长，注水井地层压力升高，沟通油井裂缝或隐性裂缝开启，造成油井迅速水淹。

动态曲线显示为裂缝型见水及孔隙-裂缝型见水的井是重点研究对象。

图5 历次吸水剖面峰型统计图

图6 白209区生产动态裂缝预测图

白206-30井生产层位为长631、长632,其周围有5口水井，其中白207-29 、白207-30 与白206-30连通性较好，且注采关系较为明显。

白206-30井于2005年11月投产，在白207-29投注8个月后开始见效，液量逐渐上升，至2007年4月白207-29井停注两个月后，液量逐渐下降；白207-29测试吸水剖面吸水较为均匀，判断两井间渗流方式属孔隙型渗流，见效较缓。

白207-30井于2008年7月转注后，白206-30快速见效，含水上升，并随着白207-30井注水压力的增大而快速上升，判断两井间存在天然微裂缝，当白207处于生产阶段时，由于井底压力较小，裂缝作用不明显，随着转注水压力的增大，白206-30井含水快速上升。从白207-30井吸水剖面看，长631呈尖峰状吸水，下部层位不吸水，判断长631段存在裂缝。

对白209区全区63口中高/高含水井、水淹转注井及已关井进行动态注采关系分析，结合吸水剖面分析，预测可能存在的裂缝或高渗带共30条，全区分布，多数集中在中部及东部水淹区，方向较为多样，以北东-南西向占多数(见图6)。

3.5 裂缝综合识别成果

单一的裂缝识别方法存在局限性，结合前面的研究成果，通过结合研究吸水剖面(了解吸水层位以及吸水情况)、生产动态(注水变化，油井液量，含水变化情况)、裂缝识别成果来综合判断高含水井组(注入水)的见水方向。

利用裂缝测试技术，结合砂体情况及动态分析结果，对白209区块进行裂缝综合识别，识别出裂缝33条，高渗带28条。识别裂缝及高渗带多集中在油藏中部及上部区域。方向较为多样，多数为北东南西向(见图7)。

图7 白209区裂缝综合判定成果图

4 结语

(1)鄂尔多斯盆地华庆地区最大主应力方向主要为北东向，最小主应力方向主要为北西向，主应力方向控制了延长组裂缝的走向以北东一南西向为主。

(2)结合砂体情况及生产动态资料分析结果，对白209区块进行裂缝综合识别，识别出裂缝33条，高渗带28条。识别裂缝及高渗带多集中在油藏中部及上部区域，方向较为多样，多数为北东南西向。

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2016-10-17

王西强(1981-)，男，陕西宝鸡人，工程师，主要从事油田开发地质研究工作。

P618.130.2+1

B

1004-1184(2017)01-0163-04