水平缝发育低─超低渗透油藏注水开发特征

郭粉转，刘 滨，荆冠军，刘双双，王 涛

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西 西安 710065；2.中国石油煤层气有限责任公司临汾分公司,山西 临汾 042200)

0 引 言

延长东部油田长6储层埋深浅(150～800 m)，渗透性差(渗透率为0.01×10-3～7.79×10-3μm2)，属于低─超低渗透储层，天然裂缝和人工裂缝发育[1-2]，油井压裂投产模式造成人工裂缝发育[3-4]。大量研究表明，该区域天然裂缝形态主要表现为水平、近水平层理缝[4]。油层纵向上分布多个薄油层及流动单元，各小层间存在钙质隔层，压裂易形成水平分量较多的水平缝或近水平缝[5-7]。浅层水平缝发育低—超低渗透油田注水开发中，油井见效程度差、水淹严重，地层能量难以有效补充，整体注水效果不理想，甚至表现出多种不同于高角度裂缝和垂直裂缝发育油藏注水开发特征[8]。针对油藏注水开发特征，研究其储层裂缝分布特征、水淹规律和注采特征，分析裂缝展布特征对注水开发的影响并提出相应的技术对策。

1 裂缝分布特征

岩心物性测定结果表明，部分井的砂层段渗透率明显异常偏高。渗透率偏高层段的岩心实验结果表现为微裂缝发育[9-10]。因裂缝发育造成渗透率偏高的点在孔隙度-渗透率交会图的上部相对集中分布(图1)，说明储层局部的渗透率突变与地层天然微裂缝发育有关[11-12]。

图1长6储层孔隙度-渗透率交会图

图2为延长东部某油田长622油层渗透率等值图。由图2可知，储层渗透率的高值点及储层物性较好的区域属于储层裂缝高发育区域，在该区域天然裂缝为连续、成片集中分布。现场实践同时表明，天然微裂缝发育集中和连续区域油井压裂破裂压力也相对较低，注水开发过程中该区域油井更易水淹。

图2 延长东部某油区长622油层渗透率等值图

2 水平缝发育油藏注水开发特征分析

2.1 油井压裂生产特征

2.1.1 裸眼井小承压段压裂技术应用

位于延长东部的七里村油田成立于1905年，具有百年开采历史[3，13]，其中裸眼井约占全厂总井数的1/4。自1995年以来，为了提高裸眼井油层动用程度，采用小承压段压裂技术(油井压裂时承压段长1.5 m，承压段之间间隔0.5 m[1])，增产效果明显。

2.1.2 套管井一层多缝压裂技术

所谓“一层多缝”是指在一个小层内部，由于浅层、低压，水平应力大于垂直应力，应力夹层的存在，导致油井分段压裂改造过程中产生多条水平缝，进而扩大泄油范围，提高小层动用程度[3-4]。一层多缝压裂技术在普通油气藏中应用较少，但在延长东部油田浅层水平缝发育油藏，一层多缝相对一层一缝开发，整体的应用效果明显(表1)，得到了大力推广。

表1 延长东部油田油井一层多缝压裂效果对比

延长东部油田裸眼井小承压段压裂技术和常规井一层多缝压裂技术的成功应用说明：可以通过增加小层内压裂水平缝裂缝条数，提高油井纵向动用程度，这是一般油气田，特别是垂直缝或高角度裂缝发育油田难以直接有效应用的压裂技术。

2.2 注水开发特征

2.2.1 水淹特征分析

水平缝发育区域注水开发中，油井易出现暴性水淹或高含水现象。距离注水井最近的油井投产即暴性水淹，不在注采井网范围内的裸眼老井注水一段时间后也出现水淹。注水井停注后，水淹油井含水明显降低，产量可逐渐恢复，待油井产量恢复后进行二次注水，会造成油井再次水淹。通过吸水测试、示踪剂测试和动态分析等方法确定了该类油井水淹方向[14-16]，发现该类水平缝发育低─超低渗透油藏注水造成周围油井多方向连片水淹，且没有明确的优势水淹方向。

统计现场实际生产数据表明，低渗透油田油井见水时间与见效时间成正线性相关(图3)，而水淹油井的见效时间和见水时间明显短于全区情况[17-19]。说明裂缝性水淹在缩短了油井见效时间的同时，加快了油井见水水淹。水平缝发育油藏油井水淹速度极快，存在一注就淹的现象。

图3 郭旗西区油井见水与见效时间关系

2.2.2 井网类型对注水开发特征的影响

水平缝发育低渗透油藏相邻区块，采用反九点注采井网和反七点注采井网，注水开发后都出现了多方向性的水淹现象，且水淹优势方向不明显。说明在水平缝发育的低—超低渗透油藏中，平面井网类型对于控制油井含水上升规律影响不大。

2.2.3 水淹治理效果分析

水平缝发育低—超低渗透油藏油井水淹后，常规治理方法不见效或见效期特别短，效果不理想[20]，停注后油井产量可基本恢复。如郭旗西区G1、G2油井水淹后，对应注水井实施了调驱，调驱后G1井含水下降后很快再次水淹，G2井仍然水淹。井组水淹治理无效后，注水井停注，周围油井产量逐渐恢复。部分低产老油井水淹停止注水后，因井底油水发生渗吸置换作用，产油量甚至超过注水之前。

2.2.4 注采对应情况对注水开发特征的影响

郭旗西区油田D60井组的油、水井注采物性最优，完全实现小层砂体内部注采对应，注水开发后油井D60-4井很快水淹。统计研究区所有水淹井组注采对应特征发现，这些油、水井均为注采小层砂体内部对应物性最优的层段。水淹油井见水时间与见效时间都极短，且两者之比近似1，存在一注就淹和见效即淹的现象。说明水平缝发育的低渗透油层内，注采对应小层砂体内部物性最好的层段加快了油井水淹，甚至无有效的注水见效过程。

在注采对应前提下，分析没有出现水淹现象的井组情况(以D60井组邻近D29井组为例)。D29井组注水井D29-4井和D29-9井均注小层下部大段砂体，生产井D29-2井、D29-6井生产对应小层砂体的中上部。2011年12月注水开发，截至2017年6月，D29-2井产油量、含水基本保持稳定。2016年11月以前D29-6井产量上升，之后含水大量上升，2口油井均注水见效，且见效期较长。说明该类储层中，在保证注采同一小层(或流动单元)前提下，可以采取适当错开对应层段的方式来避免和延缓油井见水和水淹，具体操作方式需要考虑注采位置与沉积韵律和裂缝系统的优化配置。

综合以上现场实践结果，说明水平缝发育的低渗透油藏，注采小层对应物性最好砂层段更易造成油井水淹；考虑小层(或流动单元)内注采位置与沉积韵律和裂缝系统的优化配置，可避免或延缓水平缝发育低渗透油藏水淹。

3 开发对策

针对水平缝发育低─超低渗透油藏注水开发中油井水淹问题，结合储层水平缝发育特征和注水开发特征，提出“注前规避，淹后治理”的一套防治结合的技术思路。“注前规避”指对于水平缝发育油藏注水开发之前加强裂缝检测和储层沉积特征认识，井网部署时除了考虑平面上井网与裂缝系统优化配置，还要考虑小层(或流动单元)内注采位置与沉积韵律和裂缝系统的优化配置来避免或延缓油井水淹；“淹后治理”指对于已经水淹或高含水的油井，调剖堵水、周期注采等常规治理方法无效或者效果较差时，通过在注水井对应小层内部改段注水或油井对应小层内部改段采油(理论依据见油井压裂生产特征)的方式，来降低油井含水，提高水驱控制和动用程度。

4 结 论

(1) 低─超低渗透油田物性较好的区域天然裂缝发育易连续和成片集中分布，天然裂缝发育集中和连续区域油井压裂破裂压力也相对较低，更易形成水淹区域。

(2) 水平缝发育低—超低渗透油藏可以通过小间距压裂增加压裂水平缝条数，提高油井纵向动用程度。

(3) 水平缝发育低—超低渗透油藏注水开发更易造成周围注采对应油井多方向连片水淹，且水淹速度极快。这种现象单靠井网的平面优化和常规治理措施难以有效避免或治理。

(4) 水平缝发育低─超低渗透油藏注采小层(或流动单元)对应物性最好的层段更易造成油井水淹。考虑小层(或流动单元)内注采位置与沉积韵律和裂缝系统的优化配置可避免或延缓水平缝发育低渗透油藏水淹。

(5) 针对水平缝发育低—超低渗透油藏注水开发中油井水淹问题，提出“注前规避，淹后治理”的一套防治结合的技术对策。

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