安塞油田王窑整体加密区渗流特征分析

兀凤娜 王浪波 王晓飞 张欢 张维（长庆油田分公司第一采油厂，陕西 延安 716000）

安塞油田王窑整体加密区渗流特征分析

兀凤娜 王浪波 王晓飞 张欢 张维（长庆油田分公司第一采油厂，陕西 延安 716000）

王窑整体加密区位于王窑老区西南部，属于典型的特低渗透油藏，随着油田开发的深入，渗流规律越来复杂。本文主要通过区块裂缝分布特征再认识，结合注采动态分析，研究了储层渗流特征，并分析了剩余油分布规律，为油田稳产及提高采收率工作提出下步调整方向。

王窑区；裂缝；渗流规律；剩余油

王窑整体加密区随着油田开发认识的不断深入，尤其是整体加密后，部分加密井投产即高含水（含水≥80.0%），与前期渗流特征不符，有必要深入分析再认识。本文通过裂缝分布规律再认识，见水规律研究，以期理清楚区块前期开发过程中存在的模糊认识，正确认识王窑整体加密区的开发特征，为后期开发调整提供重要依据。

1 裂缝分布规律再认识

1.1 天然裂缝分布特征

前人研究成果表明：王窑区天然裂缝普遍发育，岩心古地磁定位结果表明天然裂缝具有多向性,天然裂缝在平面上分布不均，主要分布在东部，而整体加密区所处的王窑老区西南部天然裂缝较少分布。天然裂缝监测资料较少，仅有2口岩心古地磁、1口成像测井资料（见表1），

表1 王窑整体加密区天然裂缝测试结果统计表

利用压裂施工曲线分析判断裂缝是比较的准确的，没有裂缝的储层压裂时具有明显的破压，而存在裂缝的储层一般无明显破压［2］。统计分析发现王窑区岩心发育天然裂缝的23口井，具有大多数井（65.2%）无明显破压或者破压低（低于王窑区平均破压25MPa）的特征，然后将王窑整体加密区统计油水井具有压裂无明显破压或者破压低于25MPa井占56.7%，可以定性认为研究区天然裂缝普遍发育，比例约56.7%。

1.2 人工裂缝分布特征

王窑整体加密区历年共开展人工裂缝测试10口井，结果表明：人工裂缝方位在NE49.1°-75.1°，平均缝长167m，主要分布在160-180m之间。

通过岩石力学研究，从裂缝产生的机理入手，建立了人工裂缝模型，实现了对人工裂缝的三维整体定量描述。研究表明：（1）整体加密区裂缝方位NE51°～70°，与最大主应力方向基本一致，两翼长度差异较大，平均缝高为8.9m，缝长符合率75%；（2）纵向上裂缝延伸长度不一，缝高及缝长差异较大。

2 区块渗流特征

2.1 区块渗流主要受裂缝影响

裂缝开启以前，研究储层渗流特征为基质渗流，研究区开发初期效果较好，含水上升缓慢，单井产能稳定；裂缝开启后，裂缝发挥主要作用，研究区开发中期，注入水沿裂缝窜流，由于一次井网与裂缝呈22.5°夹角，出现跨井组水淹，油井见水速度越来越快，开发效果变差，调整难度较大。

2.2 沉积微相对渗流具有重要控制作用

从王窑整体加密区示踪剂测试结果可以看出：水驱优势方向为南西方向，北东方向水驱缓慢。同时在研究区已判断的8条裂缝中，选取具有研究条件的4条裂缝线（即裂缝线北东方向上的油井再没别的对应注水井），通过生产动态资料统计发现：北东向与南西向井开采状况相差较大，同一水线上，南西方向的油井总是水淹的快，而北东方向推进的慢。

例如W1—W2裂缝线，南西方向油井W12投产487天后暴性水淹，含水由25.0%上升63.6%，水线推进速度1.4m/d；而北东方向油井W11井投产820天后水淹，含水由7.5%上升35.3%，水线推进速度0.76m/d，明显比W12井水线推进速度慢。再例如W3—W 4裂缝线，南西方向油井W32距离注水井W3 886m，投产1703天后水淹，裂缝线贯通，2011年在投产W34、W33井位于裂缝线附近，生产动态均表现为高含水；而北东方向加密井W31距离注水井W3井仅238m，目前含水38.7%,并未完全水淹，表明裂缝线北东与南西向水线推进速度存在差异。

分析认为王窑区沉积属于砂体沉积,沉积方向为由北东到南西方向，同一裂缝线上，对于西南方向的采油井，注入水在油层中时顺着沉积方向，向下流推进驱油，注入水容易沿着原来沉积时候形成的较大孔道前进，阻力较小，推进的较快；而对于北西方向的采油井，注入水则是逆着沉积方向，向上游推进驱油，阻力较大，前进的较慢，注入水被迫进入较小的孔道，驱油效果较好。

3 下步调整方向

3.1 剩余油分布规律

裂缝规律、渗流规律决定了剩余油分布规律。平面上，裂缝渗流区水驱波及范围较小，剩余油呈条带状分布在裂缝侧向。裂缝渗流区注入水沿裂缝方向突进较严重，水驱侧向波及范围窄，波及宽度平均在80m左右，剩余油呈条带状分布在裂缝侧向。

剖面上主力层物性好，初始含油饱合度较高，潜力仍较大。王窑整体加密62口井显示：主力油层开发15年左右后仍以中低水淹为主，厚度比例93.3%，剩余油饱和度43.6%（原始54.6%）。

低渗层段动用程度低，具有一定的潜力。对研究区46口加密井104段水淹段进行统计：强水淹17段，测井原始渗透率2.27mD，油饱平均下降17.1%；中水淹65段，测井原始渗透率1.24mD，油饱平均下降12.3%；弱水淹22段，测井原始渗透率0.65mD，油饱平均下降6.7%。说明物性好层段易水淹，低渗段水淹程度低，剩余油较为富集。

3.2 下步调整方向

目前王窑整体加密区原一次井网角井转注，水驱规律更趋于复杂、对于每口井都可能与注水井形成水线、水淹，理论计算加密井距离裂缝线距离仅为68m，实际井网不规则，加密井距离裂缝线距离25m-160m，加密井压力保持水平普遍较高，部分加密井见水几率非常大，后期调整难度较大。

针对区块裂缝普遍发育，渗流过程中裂缝发挥重要作用，下步改善水驱效果、动用剩余油的方法，重点从改变液流方向、措施挖潜两方面开展。（1）改变液流方向：在小水量注水政策的基础上，开展采取多种注采调整试验，改善水驱效果。①在注水井周期注水的方式中，根据注采相对位置进行“停-注”周期设置，确保加密井对应的注水井进行交替注水，预控含水上升，形成“周期+交替注水”技术；②对于位于水驱主向油水井，可以在周期注水中，注水和采油交替进行，减少注入水无效循环，改善开发效果。（2）措施挖潜。剖面上做好单砂体条件下注采对应，实现层内动用最大化。

4 结语

(1)王窑整体加密区天然裂缝普遍发育，具有多向性。裂缝开启以前，储层渗流特征为基质岩石渗流；裂缝开启后，裂缝在渗流中发挥主要作用。

(2)注入水顺着沉积方向推进快，逆沉积方向水推进慢，主要原因是河道砂体沉积非均质性在方向上的差异造成的，是区块油水运动的客观规律。

(3)研究区剩余油主要分布在裂缝两侧，呈连续或不连续条带分布，剖面上主力层物性好，初始含油饱合度较高，潜力仍较大，低渗层段动用程度低，具有一定的潜力。下步调整方向主要有改变液流方向，完善单砂体注采对应等。

[1]张莉，杨亚娟等，哈南阿尔善油藏微裂缝特征及其对开发的影响[J].石油与天然气地质，2001（6），第22卷第2期.

［2］李道品、低渗透油藏高效开发决策论，石油工业出版社，2003.

［3］师永民，王窑整体加密区精细油藏描述，长庆油田公司2011年科研项目报告，2011.

［4］刘瑞，杨广军等，井间示踪剂技术在油田开发中的应用[J]，石油工业技术监督，2004年3月.