寨子河油区长6油层裂缝分布规律与水驱效果分析

杨娟娟，张 品，齐宏鹏，李 炜.

(延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西延安 717600)

1 区域地质概况

寨子河油区位于陕西省西北部吴起县南部洛源乡三道川下游洛河西岸境内，北部与胜利山油区毗邻，东邻王沟门油区。西南部与曹阳台油区相接。自下而上发育元古界、古生界、中生界和新生界地层，沉积岩厚度在6000 m左右。其中中生界延长组沉积厚度为800～1000 m，三叠世末期，由于受印支运动的影响而地层抬升，延长组顶部遭受风化剥蚀，在此背景上沉积了侏罗系富县组、延安组地层，富县组、延安组沉积属于河流充填式沉积，对印支运动形成的沟谷纵横起到了填平补齐的作用[1]。

延长组自上向下分为长1～长10共10个油层组。其中，长6油层为该区主力油层，主要分布在工区中北部，连片性好[2]。储集岩为中—细粒及细粒长石石英砂岩。分选性中—中好，孔隙—接触型胶结。砂岩方解石胶结物含量高，最高达28%，粒间孔发育，但绿泥石和方解石充填严重，个别存在次生孔和溶蚀孔，最大粒间孔径为40 μm。原始地层压力为12.7 MPa，属异常低压油藏。该区油藏的空间分布在宏观上受地质构造条件的制约，属岩性油藏，加之边水不活跃，其原始驱动类型应为弱水弹性溶解气驱动[3-4]。

2 开发现状

该区含油面积为47.8 km2，地质储量为1338.4×104t，目前该区共有生产井407口，注水井117口，油井日产液565.4 m3，日产油315.8 m3，综合含水44.1%；该区受益油井日产液315.8 m3，日产油173.1 m3，综合含水45.2%。目前仍处于笼统注水开发过程，采油效率整体偏低。

长6油层投产时优选较好的层系先进行开发，导致出现注采层位不对应现象较为普遍[5]。注采井数比为1∶3.2，具体细化落实到单砂体层次，射孔结合地质分层分析发现注采关系严重不对应，目前射孔控制规模远远大于砂体展布规模，无法具体控制砂体内部油层。近年来含水上升较快，局部地区出现水淹情况，来水情况不明。注采井网复杂，统层归位工作量大，精细注水难度较大，需要研究裂缝分布及水驱效果，提高油层动用率和改善注水措施[6-7]。

3 长6油层裂缝分布规律研究

寨子河油区主要发育北东—南西向、近南北向2组天然裂缝，在注水开发过程中，注入水水淹方向与天然裂缝发育方向并不完全一致[8]。在分析天然裂缝发育特征的基础上，结合不同开发阶段的油水井生产动态、吸水剖面和时间推移试井等资料，利用库伦破裂准则和格里菲斯裂缝扩展理论研究动态裂缝成因[9]。结果表明，随着注入水压力的升高，原本无效的天然裂缝选择性开启和方向性扩展、延伸、沟通而形成的动态裂缝造成水淹，研究区动态裂缝的开启压力为20～23 MPa，延伸方向为北东65°～75°，与现今最大水平主应力方向一致(图2)，注水井23-45-8井所对应的延水线方向附近受益井23-45-5、23-45-7井出现不同程度的水淹。

鄂尔多斯盆地延长组储层燕山期受北西西—南东东向水平构造挤压应力作用，形成了北西向、东西向一组共轭剪切裂缝；喜山期受北北东—南南西向水平构造挤压，形成了南北、北东向一组共轭剪切裂缝。总体而言，延长组储层发育两期构造应力、两组共轭裂缝，以剪切裂缝为主(图3)。

对长6野外露头裂缝产状开展测量发现，主要发育高角度裂缝(>80°)；产状稳定，沿走向和倾向延伸较远；平直光滑，部分可见因剪切滑动而留下的擦痕；大多未被矿物填充，是平直闭合缝发育共轭“X”形节理，系以燕山期裂缝为主(图4)。

为定量讨论构造裂缝发育程度，采用构造裂缝面密度反映构造裂缝的发育程度。

(1)

式中D——构造裂缝的面密度，cm-1；

Li——构造裂缝累计长度，cm；

S——流动截面上基质总面积，cm2。

经长6野外露头裂缝观察及裂缝面密度计算，长6的裂缝面密度在0.127 cm-1～0.136 cm-1之间。

通过典型井的电成像测井曲线可以看出，研究区存在天然裂缝，但是裂缝规模小，且裂缝密度不大。剖析典型井成像测井曲线可知，在延安组和延长组均有裂缝发育，裂缝倾角主要在75°～85°之间(图5)，裂缝走向集中在北东东—南西西向。

表1 长6油层注采对应关系统计表Table 1 The statistics Table of injector producer in relationship of Chang-6 oil layer

图2 23-45-7井动态裂缝综合分析图Fig.2 The dynamic fracture comprehensive analysis of well 23-45-7

图3 延长组野外露头样品应力测试结果Fig.3 The test results of sample stress in Yanchang group field crop

图4 长6野外露头裂缝产状测量Fig.4 The strike dip survey of fracture in Chang-6 oil layer field crop

4 长6油层水淹模式分析

根据研究区油井产液剖面、注水井吸水剖面、生产动态等资料，分析解剖油层纵向和平面水淹状况，研究水驱效率，总结油层水淹模式。

纵向上从吸水剖面解释可看出，23-43-3井共测出2个射孔层，其中2个层吸水，同位素在射孔层有较为明显的吸附异常显示；从同位素曲线形态分析认为，该层层内吸水能力比较均匀，呈现典型的孔隙性吸水反映，吸水厚度与射孔层基本相等(图6)。

图6 23-43-3井吸水剖面解释综合图Fig.6 The injection profile composite chart of well 23-43-3

5 裂缝对水驱效果的影响

前期压裂井储层厚度统计结果表明，长6层压裂56井次，平均砂层厚度为20.47 m，油层厚度为11.5 m。储层岩性评价结果表明，长6储层渗透率为0.035～5.104 mD，平均为0.54 mD；渗透率值小于0.3 mD，占总样数的61.8%。

油井泄油半径按140 m计算，取储层渗透率K分别为0.3、0.5、1、2、3时，在长6层平均砂层厚度下采用Dowell三维压裂软件进行压裂优化模拟。从图8可以看出，在泄油半径140 m范围内，对渗透率小于1 mD的储层，裂缝半长增加，净现值呈线性增加，无明显减缓的趋势；对渗透率在2～3 mD的储层，最佳缝长在100～120 m。这说明对渗透率小于1 mD的储层，在不考虑注水的前提下，在泄油半径内增加裂缝半长会增加预期收益。

图7 长6层不同渗透率下裂缝半长与净现值关系图Fig.7 The relationship between half-length of fracture and NPV under different permeability in Chang-6 oil layer

长6层压裂改造，最优化裂缝半长应达到100～110 m之间才能取得较好的油井产量和经济效益。在单井控制的泄油面积内，通过技术手段提高压裂裂缝长度，可有效提高油井产量和经济效益。

6 结论

(1)通过动态裂缝综合分析、野外露头测试及电成像测井曲线分析认为，寨子河油区长6油层裂缝走向集中在北东东—南西西向。

(2)通过对该区长6油层纵、横向水淹模式的分析，认为平面水淹优势方向为SW45°-SW75°。

(3)对于低渗透的长6油层，压裂半长控制在100～110 m之间可以取得较好的油井产量和经济效益。

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