特低滲透油藏動態裂縫非均質性和復合砂體內部構型對開發的意義

王友凈,宋新民,李佳鴻,惠 鋼,劉 萍,王小軍

(1.中國石油勘探開發研究院 油田開發研究所，北京 100083；2.中國石油長慶油田分公司 勘探開發研究院，陜西 西安 710021；3.中國石油長慶油田分公司 采油一廠，陜西 延安 716000)

隨著油田開發、工程技術的不斷進步,低滲透油田開發的滲透率下限不斷突破,原油產量不斷攀升,已成為油田產能建設的主體。鄂爾多斯盆地AS，JA等特低滲透油田經過近三十年的開發,已進入中高含水階段,儲層非均質性與主控因素不清成為制約油田穩產和提高采收率的瓶頸問題。本研究旨在通過動態裂縫和復合砂體內部構型精細解剖兩個層次[1-4],表征特低滲透油藏中高含水階段的非均質性,以指導油田開發生產。

1 地質與開發概況

AS，JA油田構造位置位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡上,總體為西傾的大單斜,地層平緩,傾角僅0.5°左右。生產層位是中生界上三疊系延長組長6段(見圖1),為一套內陸拗陷型淺水湖盆三角洲沉積體系,物源方向為東北向。主力開發層段是一套近30～50 m厚的細粒沉積物,主要為水下分流河道、河道側翼、薄層溢岸砂等沉積砂體類型,平均孔隙度為13.7%,平均空氣滲透率為2.29×10-3μm2,屬于低孔、特低滲透儲層。AS，JA油田開發初期，多采用300～330 m不規則正方形反九點或菱形反九點井網，一套開發層系，并優先射開物性相對好的層段合采生產。目前,油田已進入中高含水階段,含水率快速上升,采油速度大幅下降,油田穩產面臨挑戰。

圖1 研究區主力開發層段綜合柱狀圖Fig.1 Comprehensive column of mail development layer in research area

2 動態裂縫—中高含水階段最強的非均質特征

2.1 開發響應

AS，JA等特低滲透油田進入中高含水階段后,油田開發主要矛盾表現為油井見水具有明顯的方向性。從AS老區資料統計來看,因高含水關井或轉為注水井的油井有89%位于與原始井網注水井連通的方向,也為現今構造應力場最大水平主應力的方向,其含水呈臺階式上升,與基質驅的油井含水上升規律明顯不同(見圖2)：相應注水井試井分析表現出裂縫滲流特征;吸水剖面表現為由多段吸水演化為個別段尖峰狀吸水;示蹤劑監測具有明顯的方向性。時間推移試井分析表明,注水過程中，裂縫半長在增加,裂縫半長在200 m以上。試井解釋分析的有效滲透率比巖心分析的滲透率高出一到兩個數量級。從AS老區試井解釋統計分析來看,滲透率平均為10.54×10-3μm2,與基質的滲透率級差為5～8(見圖3,4)。

圖2 油井開采曲線Fig.2 Oil production curve

圖3 孔隙度與滲透率關系Fig.3 Relation between porosity and permeability

圖4 裂縫半長與滲透率關系Fig.4 Relation between half of fracture length and permeability

隨著開發程度的深入,特低滲透油藏出現新的開發地質屬性——動態裂縫[1]，其已成為特低滲透油藏中高含水階段最強的非均質特性。動態裂縫的形成,加劇了特低滲透油藏中高含水階段儲層的非均質性:裂縫系統與基質滲透率的差異,改變了水驅油滲流的特征,從而影響水驅波及體積。從AS油田加密調整試驗區塊含水分析來看,區塊總體含水體積分數為53.9%,基質孔隙驅含水體積分數只有34%,而裂縫造成的含水體積分數已達到80%以上。

2.2 成因機理

動態裂縫是注水過程中產生的新生、有效的裂縫，并不斷增長,受現今地應力場控制,與開發技術政策相關。特低滲透油藏注水開發中，注水井附近憋壓,井底壓力超過巖層破裂壓力時裂縫開啟[5-8],并隨著注水量的增長和井底壓力的升高,不斷向油井方向延展,形成動態裂縫,直至與油井壓裂縫連通。AS，JA油田油井大多為水力壓裂投產,水井為增強注水能力大多采用爆燃、爆炸壓裂或者是復合射孔投注。爆燃、爆炸壓裂可在近井地帶形成徑向、多條短小裂縫,不受地應力控制[9]。復合射孔技術可實現射孔和高能氣體壓裂同時完成,使射孔孔道以裂縫的形式向前延伸擴展,形成多方位裂縫[10-11]。這些小規模裂縫在裂縫推進壓力下沿現今最大水平主應力方向延伸,形成動態裂縫滲流通道,影響油田的開發效果。

低滲透油藏普遍有天然裂縫發育,注水開發過程中受現今構造應力場的制約,平行于現今最大水平主應力方向的天然裂縫易于張開、復活或強化。安塞—志靖地區現今構造應力場最大水平主應力方向是北東70°左右。延長組地層受燕山期和喜山期兩期古構造應力場影響,發育兩組天然裂縫。燕山期最大水平主應力方向是北西向,產生北西向、東西向一組共軛的剪切裂縫;喜山期最大水平主應力方向是北東向,產生南北、北東向一組共軛的剪切裂縫[12-14];燕山期北西向裂縫、喜山期南北向裂縫受到現今構造應力場的遏制。研究區地質露頭中觀測到的兩個方向的裂縫是受燕山期和喜山期兩期構造運動的綜合影響,不是同一時期形成的[15-17],實測地質露頭裂縫方向分別是北東92 °和北東22°(見圖5)。從巖心可觀測到高角度裂縫(見圖6),角度在80°左右,縫長40～70 cm,縫面上可見方解石膠結小團塊；成像測井資料分析表明,裂縫傾角主要在71°～85°,裂縫走向集中在北東東—南西西向。水驅開發過程中，注水井井底壓力超過裂縫開啟壓力,天然裂縫由無效縫激活為有效縫并延伸,最終與人工壓裂縫溝通形成裂縫滲流通道。

圖5 地質露頭觀測到的裂縫Fig.5 Fracture observed form geology outcrop

壓力測試、巖石力學試驗和偶極聲波測井資料分析表明,AS油田加密調整試驗區部分水井井底壓力已經達到裂縫破裂、延伸的壓力,區塊內形成多條動態裂縫滲流通道(見圖7)。

圖6 巖心觀測到的裂縫Fig.6 Fracture observed form core

2.3 綜合識別

動態裂縫可從靜、動態兩方面進行綜合識別。一方面,通過古構造應力場演化結合地質露頭、巖心觀察研究天然裂縫的發育特征;進行現今構造應力場模擬,研究最大、最小水平主應力方向和大小,結合微地震監測資料表征人工壓裂縫特征;以巖石力學試驗為基礎,區分不同巖性的巖石力學性質,建立地層巖石力學剖面,研究裂縫破裂、延伸的壓力與注水壓力、注水量的關系。另一方面,結合動態裂縫在開發動態上的響應特征(油井含水臺階式上升、注水指示曲線出現拐點、水井試井出現裂縫滲流特征、吸水剖面呈尖峰狀吸水、示蹤劑監測表現出明顯的方向性等),識別出動態裂縫的發育層段。在對動態裂縫進行識別的基礎上，進一步研究動態裂縫的形成機理、開啟條件與注水開發技術政策的關系,分析其對開發效果和采收率的影響。

3 復合砂體內部構型的精細解剖

復合砂體內部構型相的解剖是儲層非均質性表征的一個重要方面,也是解決平面均衡注水和精細分層注水，提高動用程度的地質基礎。AS、JA油田主力開發層段為一套淺水湖盆三角洲沉積復合砂體,其內部由不同成因的砂體疊置、拼接形成。復合砂體內部不同成因類型的砂體疊置，拼接及成巖作用的影響造成的物性變化,與動態裂縫綜合作用而導致水驅過程中剖面上水淹的程度不同。

3.1 河道砂體規模的定量表征

鄂爾多斯盆地延長組的地質露頭資源豐富，出露良好。圖8為延安地區譚家河村延長組長6段地質露頭砂體的展布剖面。從剖面上可以識別出，研究區發育的砂體類型有水下分流河道砂、溢岸砂體及少量河口壩砂體[18-20]。通過觀察測量,水下分流河道砂體寬度普遍小于200～300 m,厚度小于8 m,寬厚比小于30∶1。個別展布范圍較大的砂體是河道的擺動方向與剖面出露方位斜交造成的。

圖7 研究區含水分布Fig.7 Water cut distribution of research area

圖8 延安地區譚家河村延長組長6段地質露頭剖面Fig.8 Geology outcrop section of Yanchang Formation, Chang6 segment located in Tanjiahe Village of Yan′an area

以鄂爾多斯盆地東緣地質露頭剖面研究為基礎,結合加密調整區一百多米井距下密井網資料，對復合砂體內部構型進行精細解剖。圖9精細刻畫出了復合砂體內部不同成因砂體的疊置、拼接，可將初期開發近30 m的一個開發單元細分為6個砂層。隔層巖性主要是泥巖、泥質粉砂巖;夾層巖性是泥質粉砂巖、鈣質砂巖,主河道砂體規模普遍小于200 m。砂體規模定量化研究可為特低滲透油藏中高含水階段，加密調整井網、井距等開發技術政策的合理制訂提供地質依據。

3.2 復合砂體內部構型相

在砂體規模定量刻畫和密井網資料精細解剖的基礎上,總結出長6段三角洲前緣復合砂體10種內部構型相類型(見圖10)。受物源供給及可容空間變化的影響,內部構型相有垂疊、側疊、堆疊和拼接等類型。主力層以堆疊和側疊接觸為主,非主力層主要以河道砂體與溢岸砂體拼接、孤立狀河道砂體為主。復合砂體內部不同構型相類型造成砂體連通性差異,這為平面均衡注水、縱向上精細分層注水提供了地質依據。比如多期河道側向拼接成連片砂體內要控制注水,河道砂體與溢岸砂體拼接模式則要加強注水。

圖9 密井網下復合砂體內部構型相剖面Fig.9 Internal configuration facies profile of compound sand body under dense well patterns

圖10 三角洲前緣復合砂體內部構型相類型Fig.10 Types of internal configuration facies of compoundsand body in delta front

4 特低滲透油藏中高含水階段非均質性對油田開發的意義

4.1 動態裂縫對油田開發的意義

特低滲透油藏中，高含水階段最強的非均質特征表現為動態裂縫的形成加劇了裂縫系統與基質的滲透率差異。隨著開發程度的不斷深入,位于現今最大水平主應力方向的油井出現暴性水淹,直至高含水關井。動態裂縫的快速形成,降低了平面波及范圍和剖面動用程度。延緩動態裂縫的延伸速度有利于提高波及面積,較慢的裂縫延伸速度甚至能形成比無動態裂縫儲層水驅更大的波及面積。而動態裂縫的延伸速度對水驅采收率的影響與開發技術相關。制定合理的注水技術,由強采、強注向溫和注水轉變,有效控制和利用動態裂縫,擴大波及體積,可提高油藏水驅采收率。特低滲透油田裂縫方向與井網匹配關系是加密調整井網優化的關鍵。試驗區井網型式由井排方向與現今最大水平主應力方向成22.5°夾角的不規則正方形反九點井網加密,調整為沿動態裂縫線狀注水(見圖11),預計采收率可提高5%以上。

圖11 井網示意圖Fig.11 Well pattern sketch map

4.2 復合砂體內部構型對油田開發的意義

在裂縫方向與井網關系匹配的基礎上,細分砂體成因單元,建立復合砂體內部構型相,通過井網加密和精細分層注水可提高不同類型儲層的控制程度和縱向動用程度。AS油田老區早期的一個開發單元進行砂體構型相研究后，被劃分為11個砂體成因單元,為中高含水階段注采系統調整、精細分層注水以及射孔原則提供有效指導。垂直物源方向的砂體結構剖面上，河道砂體寬度普遍小于現今平均井距200 m(見圖12)；順物源方向的砂體結構剖面上，砂體展布范圍較大(見圖13)。隔、夾層類型主要是泥質隔層和鈣質夾層,泥質隔層展布范圍較大,鈣質夾層基本在井間尖滅(見圖14)。試驗區井網加密后，井距由300 m變為200 m,對主河道砂體的控制程度平均提高了10.6%,多向受效的比例提高了13.7%。非主力層射開程度和動用程度低,水淹程度較弱。通過井網加密,細分開發層段,進行層系、井網優化，可提高水驅采收率。

圖12 研究區垂直物源方向砂體結構剖面Fig.12 Sand body structure section of research area perpendicular to sediment resource

圖13 研究區順物源方向砂體結構剖面Fig.13 Sand body structure section of research area along to sediment resource

圖14 隔夾層分布剖面Fig.14 Distribution profile of isolation layer and interlayer

5 結 論

1)動態裂縫是特低滲透油藏注水開發中出現的新的開發地質屬性,已成為中高含水階段最強的非均質特征。它是注水過程中產生的新生、有效的裂縫，并不斷增長,受現今構造應力場控制,與開發技術相關。動態裂縫可從靜、動態兩方面進行綜合識別。

2)復合砂體內部構型相研究是儲層非均質性表征的一個重要方面。基于地質露頭和密井網資料的精細解剖,建立了淺水湖盆三角洲前緣復合砂體垂疊、側疊、堆疊和拼接等10種構型相類型,為平面均衡注水和精細分層注水等提供地質依據。

3)特低滲透油田裂縫方向與井網匹配關系是加密調整井網優化的關鍵。制定合理的注水技術,有效控制和利用動態裂縫,可擴大注水波及體積。在縫網關系匹配的基礎上,細分砂體成因單元,建立復合砂體內部構型相,通過井網加密和精細分層注水、注采系統調整提高不同類型儲層的控制程度和動用程度,可提高水驅采收率。

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