姬塬油田三疊系油藏裂縫見水規律及治理對策研究

林艷波，李亞玲，焦寶，鄭錫，范志

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710200）

姬塬油田三疊系油藏裂縫見水規律及治理對策研究

林艷波，李亞玲，焦寶，鄭錫，范志

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710200）

三疊系油藏作為姬塬地區主要油藏，涵蓋長1、長2、長4+5、長6、長8、長9等油藏28個地質區塊，含油面積603 km2，動用地質儲量26 000×104t，儲量所占比例為94.5%。由于儲層裂縫發育，導致油藏局部水驅效率降低、產能損失、平面注采矛盾逐年加劇，如何提高已開發裂縫性油藏的開發效果，降低老區自然遞減，實現老油田穩產將是油田發展的重中之重。

地質特征；裂縫成因；裂縫識別；裂縫發育規律；見水特征；治理技術；對策及方向

1　裂縫成因

鄂爾多斯盆地自印支旋回以來，在鄂爾多斯地塊西緣兩側分別發育著左旋剪切和右旋剪切兩種應力場。鄂爾多斯盆地是在兩種應力的聯合作用下形成的，它的形成東部主要受來自太平洋方向的近南北向左行剪切擠壓應力作用，西部則主要受來自西南方向的板塊向北推移造成的近南北向右行剪切擠壓應力的作用。

燕山運動時期，由于太平洋板塊與歐亞板塊間發生了較強烈的左旋剪切，它加于大華北盆地的力是一種剪切擠壓應力，剪切應力為南北向，而派生的擠壓應力為北西-南東向。在此應力體制下，必將在鄂爾多斯盆地內部產生區域性的北西-南東向裂縫，裂縫不受局部構造的控制。

根據鄂爾多斯盆地正交裂縫的分布特征以及實際的地質條件，并結合大量巖石力學試驗結果的綜合分析，其裂縫的形成主要與非均質性巖層的水平構造擠壓、埋藏和隆起剝蝕等造成的多期應力作用有關。

姬塬油田三疊系特低滲儲層裂縫主要在燕山期和喜山期形成，早期裂縫主要受燕山期構造應力場，北西西向水平擠壓作用形成，晚期裂縫主要受喜山期構造應力場，北北東向水平擠壓形成，而目前裂縫的保存狀態主要受現今地應力場的控制［1，2］。

2　裂縫識別

2.1巖心觀察方法

巖心觀察法主要用于認識和描述宏觀裂縫，是識別裂縫最直接的方法。可以直接觀察到裂縫的力學性質、組織關系、充填、含油氣性以及裂縫的產狀、深度、層位、孔隙度、開度、密度等。

長4+5油藏發育高角度共軛剪切裂縫，充填方解石；長6油藏局部發育構造微裂縫，裂縫方向為北東方向；長8油藏局部發育水平縫、斜交縫及高角度縫。

構造微裂縫是在剪切應力作用下產生，特點是縫面平直，高角度，是油氣運移的重要通道。總體砂巖段宏觀構造裂縫不太發育，但是局部有切深大的高角度無充填縫發育，對滲流產生較大影響。

2.2測井響應方法

將測井曲線及巖心觀察方法相結合，依靠測井響應方法識別裂縫［4-6］。

特征1：聲波時差一般對水平裂縫、低角度裂縫及異常發育的高角度裂縫有較明顯的響應，表現為聲波時差異常增大，甚至為周波跳躍。

特征2：有裂縫存在時由于泥漿侵入的影響其電阻率下降，裂縫越發育泥漿侵入越深，其電阻率下降越明顯。

2.3動態監測方法

2.3.1成像測井技術H117區塊局部見到天然裂縫，裂縫為高角度縫，裂間一般被方解石充填，裂縫延伸規模相對較小。成像測井來看，純砂巖中見到一組高角度裂縫，裂縫縱向延伸較短，一般止于上覆泥巖地層。

2.3.2示蹤劑測試H54水平井區監測井組的地質區域水驅速度與方向差異較大，4口油井方向性明顯，速度快，認為主要以裂縫滲流為主。分析認為工區裂縫發育，主要是北西-南東方向，與水平井段方向呈銳角相交。

2.3.3水驅前緣測試水驅前緣測試技術是利用注水產生的微地震，通過檢測分析微震信號來確定裂縫發育狀況、水驅波及范圍、優勢注水方向，為評價區塊水驅狀況和平面剩余油分析提供直接依據。因此開展該項技術的現場試驗與運用研究，對油田開發和產油增效具有重要意義［3，7-9］。

H117區塊東南部裂縫區，判斷見水方向為北東、近東西向，建議區域整體以控制注水為主。H57區塊LP19井長8層高含水是由Y80-42、Y79-45等2口腰部水井注水導致，建議調整Y80-42、Y79-45注水方案。

2.3.4壓裂監測D199-48井小型壓裂和主壓裂裂縫監測結果，表明近井地帶裂縫主要沿北東-西南方向延伸，裂縫方位角61.7°。

2.4注采反應關系

油田開發過程中，注采反應關系是判斷裂縫見水特征的最主要手段。主要用于解決來水方向和主要受效方向等問題。具體方法是注水井從停注后再注水，觀測油井的變化。以油層平面圖為背景，把各油水井所取得的該層的注水、產油、含水資料展布在該圖上，勾勒出等值圖，進而判斷水淹狀況和來水方向。

2.4.1停注觀察主要是將見水油井周圍的水井通過不同時期的停井，觀察油井產量、含水、動液面的變化而區分主要見水方向。

2.4.2注水量調整判別原理和停注觀察相似，但是注水量調整只是調整注水井的注水量大小，并沒有停注，該方法是可以在不損失地層能量補給的條件下，識別油井見水方向的一種方法。

停注觀察和配注調整方法適用性有限，因生產過程中影響因素過多，還需要其他測試方式來完成對見水方向的識別［10-12］。

3　裂縫發育規律及見水特征

3.1裂縫方向、方位研究

三疊系油藏共有裂縫型見水井372口（方向明確井223口，方向不明確井149口），北東-南西方向101口，北西-南東方向52口，多方向70口，平均見水周期8.8個月，水線推進速度為1.60 m/d。

長8油藏見水井數103口，見水比例4.3%，見水周期8.3個月，北東、北西方向見水比2.2：1；長6油藏見水井數40口，見水比例4.0%，見水周期8.7個月，北東、北西方向見水比1.6：1；長4+5油藏見水井數80口，見水比例9.5%，見水周期9.5個月，北東、北西方向見水比1.8：1（見表1）。

表1　三疊系油藏裂縫見水井特征統計表

3.2見水特征研究

總結見水特征，細分為四類見水模式，以裂縫開啟后含水上升為主，見水周期8～12個月。

（1）裂縫型：①投產即見水：井數占比4.3%，見水周期為0個月；②含水線性上升：井數占比12.1%，見水周期為1～3個月。

（2）孔隙-裂縫型：①裂縫開啟后含水線性上升：井數占比59.6%，見水周期為8～12個月；②裂縫開啟后暴性水淹：井數占比24.0%，見水周期為7～12個月。

4　裂縫見水井治理技術

4.1精細注水調整技術

細分見水類型，結合油藏數值模擬研究、油藏工程研究、礦場試驗研究、動態監測驗證等技術手段，優化細化注水調整方式。多種方式注水方式相結合，在油層中形成不穩定的脈沖壓力狀態，使之經歷升壓和降壓兩個過程，促進毛細管滲吸作用，擴大水驅波及效率，達到降低含水，提高油層采收率的目的。

4.1.1控制注水對初次見水效果明顯控制注水目前是抑制見水井含水上升最直接有效手段，尤其對初次見水井采取區域整體控制注水效果明顯。G117區塊中部裂縫見水區2015年含水上升較快，通過區域控制注水，目前油井含水穩定，有效控制了含水上升速度。

4.1.2間歇注水有效控制含水通過周期性向油層進行人工注水，在油層中造成不穩定的脈沖壓力狀態，使之經歷升壓和降壓兩個過程，從而促進毛細管滲吸作用，擴大注入水波及效率，達到降低含水，提高油層采收率的目的。

基本原理：注水井注水時，地層壓力升高，水從薄層Ⅱ進入薄層Ⅲ并驅替石油進入含水薄層Ⅳ。注水井停注時，地層壓力降低，水將從薄層Ⅳ進入薄層Ⅲ，把石油驅替到薄層Ⅱ。多次重復地對地層施加壓力脈沖作用，就會交替地發生由薄層到孔道的水驅油流動（見圖1）。

圖1　間歇注水原理示意圖

結合數模理論，對LP20井的腰部水井實施間歇注水政策，目前該井含水已得到有效控制，但復注后含水仍快速上升，下步采取“間歇注水+堵水調剖”結合的技術對策。

4.1.3反階梯注水取得一定效果通過數值模擬，L1區塊反階梯溫和注水有利于油井井底壓力的抬升和抑制水井裂縫過多的開啟，壓力波及范圍高達90%。 2015年4月對L1西北部裂縫見水區4個井組實施反階梯溫和注水，目前已見效，井組含水下降4.3%，單井產能由1.4 t上升到1.7 t。

重點在L1長8、G43長4+5等油藏裂縫見水區開展不穩定注水試驗25個井組，控制注水44井次。對應9個開發單元（71口油井）含水上升速度得到控制。

4.2油水井堵水技術

裂縫型見水，主要針對暴性水淹井，產液量、動液面明顯上升井，在L1區塊中部西側、H116區塊南部、G117區塊中部等重點治理區域采取水井調剖措施。

孔隙-裂縫型見水，主要針對具有優先或者優勢見水方向，通常角井先見水，在羅1區塊西北部及中部東側、耿60南部、黃3長8西北部等重點治理區域采取水井調剖、油井堵水、堵水壓裂相結合的治理方式。

實施效果：（1）堵水調剖有效改善剖面吸水狀況；（2）堵水壓裂增油效果較好，措施有效期長；（3）油井堵水增油效果有限，但控液效果明顯（見圖2、圖3）。

4.3側向引效技術

在注水水線明顯的區域，往往天然裂縫發育，水線方向井易水淹，側向基質砂巖巖性致密、物性差，注入水波及范圍小，見不到注水效果，在水線兩側形成剩余油富集區。在低效側向井上采用重復壓裂技術，以達到側向引效、溝通剩余油富集區的目的。

借助轉向壓裂技術在主裂縫內形成橋堵，產生升壓效應，形成高壓環境，擺脫地應力對裂縫方向的控制，實現裂縫轉向，形成新的支裂縫或溝通更多微裂縫，使壓裂裂縫能溝通原油富集區，或向注水水線靠近，從而達到油井在增產的同時緩解局部平面矛盾。

對裂縫側向油井實施壓裂引效，2015年共實施78口，裂縫主向見水井含水得到有效控制，區域平面矛盾得以緩解。

4.4聚合物微球驅技術

該技術具有較明顯特點，一是可注入性好，現場施工方便；二是微球調剖劑為納微米級，能吸水膨脹形成可移動黏彈性球體，對孔喉實現封堵，突破再封堵；三是具有良好的鹽、熱、剪切、抗壓穩定性能；四是含有表面活性劑，具有驅油的性能，具有良好的封堵和調驅效果。

圖2　2015年油井堵水拉齊曲線（13口）

圖3　2015年堵老縫壓新縫井拉齊曲線（9口）

4.4.1聚合物微球膨脹性能微球初始粒徑70 nm左右，為納米級微球，能夠通過狹小孔道，進入地層深部，注入性良好；微球經過高溫后發生了水化膨脹，微球聚并，尺寸增大，溶脹15 d后，溶液中微球粒徑達到2 μm左右，20 d粒徑進一步增大為5 μm～6 μm，能夠實現深部裂縫的調控。

4.4.2聚合物微球封堵運移性能巖心注入膨脹1 d，7 d的微球時，聚合物微球具有封堵、突破運移、再封堵的“能移動”特性，具有深部封堵的能力，能夠起到深部調剖的作用。

針對G43區塊東部超前注水試驗區目前開發矛盾突出，2015年10月底選擇6個井組進行聚合物微球試驗，目前試驗區開發形勢穩定，綜合含水略降，效果有待進一步跟蹤分析。

5　結論與認識

（1）構造裂縫以高角度裂縫為主，張性縫大多開度在1 mm～2 mm，剪性縫開度大多在0.1 mm～0.2 mm內，宏觀裂縫主要發育于粉、細砂巖中，泥巖中裂縫不發育。總體砂巖段宏觀構造裂縫不太發育，但是局部有切深大的高角度無充填縫發育，對滲流產生較大影響。

（2）巖心觀察、測井響應、動態監測、注采反應關系是現階段裂縫識別的主要技術，其中以注采反應關系作為最主要的識別手段。

（3）三疊系油藏共有裂縫型見水井223口，北東-南西方向101口，北西-南東方向52口，多方向70口，平均見水周期8.8個月，水線推進速度為1.60 m/d。水平井見水方向不明確井較多，方向明確井見水呈多向性，堵水有效期較短。

（4）細分見水類型，分為投產即見水、含水線性上升、裂縫開啟后暴性水淹、裂縫開啟后線性上升等四種見水模式，其中以“裂縫開啟后線性上升、裂縫開啟后暴性水淹”為主。

（5）目前見水井治理首先精細注水調整，無效的情況下采取油水井雙向堵水、聚合物微球驅、井網調整技術等技術手段，減緩油井含水上升速度，提高最終采收率。

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TE357.61

A

1673-5285（2016）09-0083-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.09.021

2016－07-29

林艷波，男（1979-），高級工程師，2003年畢業于東北石油大學，長期從事油田開發工作，現為長慶油田公司第五采油廠副總地質師兼地質研究所所長，郵箱：lybo_cq@petrochina.com.cn。