注水開發油藏斷層封閉性研究

杜艷蕾（大港油田公司勘探開發研究院，天津 300280）

ZY油田經過多年的注水開發，目前已經進入開發后期的高含水、高采出程度開發階段，不同開發單元水驅控制程度都保持較高的水平，但由于該油田斷裂系統復雜，有必要對油田內斷層封堵性進行定量評價，進而能夠更好地確定注采對應關系以及注入量，實現更好的開發效果。

1 原始地層壓力下定量評價斷層封堵性

從斷層封閉機理上講，大致有兩種類型：一種是由于斷層上下盤砂泥并置引起的封閉即巖性封閉型；另外一種是斷裂由于泥巖涂抹造成斷層巖具有很高的孔滲壓力而封閉，即斷面封閉型。根據斷層上下盤砂泥并置情況可以定性地判斷斷層的封閉性；根據斷層泥巖涂抹情況可以定量地判斷斷層的封閉性。

對于ZB油田來說，原始地層壓力下，即使斷層兩盤砂體對接，但本區孔一段Ⅱ油組砂泥比主要分布區間在0.22-0.59，斷層封閉的概率大、不封閉的情況出現概率小。因此影響斷層封閉性的主要因素是斷面上泥質涂抹作用。

根據Lindsay等（1993）的研究，泥巖涂抹系數指在斷層活動過程中，在擠壓應力或重力的作用下，塑性泥巖被粉碎成粘土，在斷層面形成一個糜棱巖化的泥巖隔層，即形成泥巖涂抹層。泥巖涂抹層具有較強的封閉性。

泥巖涂抹程度與斷層斷距和斷開泥巖的厚度有關。一般用“泥巖涂抹系數”描述泥巖涂抹程度（Bouvier等，1989；Jev等，1993）：

fm——泥巖涂抹系數；

L——斷層斷距；

H——被斷層斷開地層厚度，m；

hi——被斷層斷開第i層泥巖巖層厚度，i=1，2，…，n；

n——被斷層斷錯的泥巖的層數。

Rm——被斷層斷開泥巖巖層厚度與地層厚度的比值。

一般地，國內外把泥巖涂抹系數fm=2.0作為泥巖涂抹層在空間上是否連續的判別標準：fm≥2.0，不封閉；1.0＜fm＜2.0，一般封閉；0.5＜fm≤1.0，較好封閉；0.5≤fm，很好封閉。

計算研究區斷層泥質涂抹系數，大部分為1.0至2.0之間，為一般性封閉。這些斷層在原始地層條件下是封閉的，但在區塊注水開發以后，隨著注水量的不斷增加以及注水壓力的提高，這些斷層是否存在活化的可能，尤其在開發中后期，對于剩余油的分布以及注采井網的調整具有主要意義。

2 注水開發油藏斷層封閉性評價

由于儲層黏土敏感性和注入水質的影響，一般來說注入井壓力會越來越高，造成注采壓力不平衡，甚至于造成注水井附近斷層活化。實際資料表明，該油藏原始地層壓力約17MPa，注水井的井口壓力約為15MPa，在加上靜水柱壓力（油藏中生1800m），油層部位注水壓力可達33MPa，遠高于原始地層壓力。

以F13斷層所處斷塊為例，該斷層斷距30米，該斷層兩側儲層是對接關系，注水開發前，兩口井改儲層一個是油層一個是水層，說明原始地層壓力下該斷層是封閉的。A井1979年投產初期，自噴日產油20.7m3/d，不含水，1980年B井開始注水，累計注水9x104m3，一年之后，A井累計采油1.3x104t，含水85%。從對應生產關系曲線觀察，兩口井具有很好的聯動性，因此可以判斷，注水后該斷層活化，由封閉轉變為不封閉。

注水開發實際資料表明，隨著注入量的增加，注水后地層壓力分布發生很大變化，尤其是斷層附近注水的情況會引起斷層活化。對于斷層兩側砂層對接，同時泥質涂抹系數在1.0-2.0之間的斷層，要嚴格量化注水壓力和注水量；同時加強現場對外溢量和壓降的監測，如果大于75%，井組壓降大于2MPa說明斷層不可靠，活化概率很大；對已發生斷層活化跡象的區塊，要及時調整注采井網和注水井段，達到有效注水，改善開發效果。

3 結語

3.1針對復雜斷塊油田的特點，一定要動靜態資料結合，才能較好判定斷層封閉性。

3.2具有封閉性一般或較差斷層的斷塊注水，一定要注意合理的注水量和注水壓力，對于斷層兩盤砂巖對接的，注水井盡量遠離斷層。

3.3對于可以判定斷層活化的斷塊，要即使調整注采井網，控制注水壓力和注水量，避免無效注水以及套變套損現象的發生。

[1]任森林，劉琳等.斷層封閉性研究方法[J].巖性油氣藏，2011,23（5）：101-105.

[2]張新順，王建平等.斷層封閉性研究方法評述[J].巖性油氣藏，2013,25（2）：123-128.