特低渗透油藏动态裂缝非均质性和复合砂体内部构型对开发的意义

王友净,宋新民,李佳鸿,惠 钢,刘 萍,王小军

(1.中国石油勘探开发研究院 油田开发研究所，北京 100083；2.中国石油长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710021；3.中国石油长庆油田分公司 采油一厂，陕西 延安 716000)

随着油田开发、工程技术的不断进步,低渗透油田开发的渗透率下限不断突破,原油产量不断攀升,已成为油田产能建设的主体。鄂尔多斯盆地AS，JA等特低渗透油田经过近三十年的开发,已进入中高含水阶段,储层非均质性与主控因素不清成为制约油田稳产和提高采收率的瓶颈问题。本研究旨在通过动态裂缝和复合砂体内部构型精细解剖两个层次[1-4],表征特低渗透油藏中高含水阶段的非均质性,以指导油田开发生产。

1 地质与开发概况

AS，JA油田构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上,总体为西倾的大单斜,地层平缓,倾角仅0.5°左右。生产层位是中生界上三叠系延长组长6段(见图1),为一套内陆拗陷型浅水湖盆三角洲沉积体系,物源方向为东北向。主力开发层段是一套近30～50 m厚的细粒沉积物,主要为水下分流河道、河道侧翼、薄层溢岸砂等沉积砂体类型,平均孔隙度为13.7%,平均空气渗透率为2.29×10-3μm2,属于低孔、特低渗透储层。AS，JA油田开发初期，多采用300～330 m不规则正方形反九点或菱形反九点井网，一套开发层系，并优先射开物性相对好的层段合采生产。目前,油田已进入中高含水阶段,含水率快速上升,采油速度大幅下降,油田稳产面临挑战。

图1 研究区主力开发层段综合柱状图Fig.1 Comprehensive column of mail development layer in research area

2 动态裂缝—中高含水阶段最强的非均质特征

2.1 开发响应

AS，JA等特低渗透油田进入中高含水阶段后,油田开发主要矛盾表现为油井见水具有明显的方向性。从AS老区资料统计来看,因高含水关井或转为注水井的油井有89%位于与原始井网注水井连通的方向,也为现今构造应力场最大水平主应力的方向,其含水呈台阶式上升,与基质驱的油井含水上升规律明显不同(见图2)：相应注水井试井分析表现出裂缝渗流特征;吸水剖面表现为由多段吸水演化为个别段尖峰状吸水;示踪剂监测具有明显的方向性。时间推移试井分析表明,注水过程中，裂缝半长在增加,裂缝半长在200 m以上。试井解释分析的有效渗透率比岩心分析的渗透率高出一到两个数量级。从AS老区试井解释统计分析来看,渗透率平均为10.54×10-3μm2,与基质的渗透率级差为5～8(见图3,4)。

图2 油井开采曲线Fig.2 Oil production curve

图3 孔隙度与渗透率关系Fig.3 Relation between porosity and permeability

图4 裂缝半长与渗透率关系Fig.4 Relation between half of fracture length and permeability

随着开发程度的深入,特低渗透油藏出现新的开发地质属性——动态裂缝[1]，其已成为特低渗透油藏中高含水阶段最强的非均质特性。动态裂缝的形成,加剧了特低渗透油藏中高含水阶段储层的非均质性:裂缝系统与基质渗透率的差异,改变了水驱油渗流的特征,从而影响水驱波及体积。从AS油田加密调整试验区块含水分析来看,区块总体含水体积分数为53.9%,基质孔隙驱含水体积分数只有34%,而裂缝造成的含水体积分数已达到80%以上。

2.2 成因机理

动态裂缝是注水过程中产生的新生、有效的裂缝，并不断增长,受现今地应力场控制,与开发技术政策相关。特低渗透油藏注水开发中，注水井附近憋压,井底压力超过岩层破裂压力时裂缝开启[5-8],并随着注水量的增长和井底压力的升高,不断向油井方向延展,形成动态裂缝,直至与油井压裂缝连通。AS，JA油田油井大多为水力压裂投产,水井为增强注水能力大多采用爆燃、爆炸压裂或者是复合射孔投注。爆燃、爆炸压裂可在近井地带形成径向、多条短小裂缝,不受地应力控制[9]。复合射孔技术可实现射孔和高能气体压裂同时完成,使射孔孔道以裂缝的形式向前延伸扩展,形成多方位裂缝[10-11]。这些小规模裂缝在裂缝推进压力下沿现今最大水平主应力方向延伸,形成动态裂缝渗流通道,影响油田的开发效果。

低渗透油藏普遍有天然裂缝发育,注水开发过程中受现今构造应力场的制约,平行于现今最大水平主应力方向的天然裂缝易于张开、复活或强化。安塞—志靖地区现今构造应力场最大水平主应力方向是北东70°左右。延长组地层受燕山期和喜山期两期古构造应力场影响,发育两组天然裂缝。燕山期最大水平主应力方向是北西向,产生北西向、东西向一组共轭的剪切裂缝;喜山期最大水平主应力方向是北东向,产生南北、北东向一组共轭的剪切裂缝[12-14];燕山期北西向裂缝、喜山期南北向裂缝受到现今构造应力场的遏制。研究区地质露头中观测到的两个方向的裂缝是受燕山期和喜山期两期构造运动的综合影响,不是同一时期形成的[15-17],实测地质露头裂缝方向分别是北东92 °和北东22°(见图5)。从岩心可观测到高角度裂缝(见图6),角度在80°左右,缝长40～70 cm,缝面上可见方解石胶结小团块；成像测井资料分析表明,裂缝倾角主要在71°～85°,裂缝走向集中在北东东—南西西向。水驱开发过程中，注水井井底压力超过裂缝开启压力,天然裂缝由无效缝激活为有效缝并延伸,最终与人工压裂缝沟通形成裂缝渗流通道。

图5 地质露头观测到的裂缝Fig.5 Fracture observed form geology outcrop

压力测试、岩石力学试验和偶极声波测井资料分析表明,AS油田加密调整试验区部分水井井底压力已经达到裂缝破裂、延伸的压力,区块内形成多条动态裂缝渗流通道(见图7)。

图6 岩心观测到的裂缝Fig.6 Fracture observed form core

2.3 综合识别

动态裂缝可从静、动态两方面进行综合识别。一方面,通过古构造应力场演化结合地质露头、岩心观察研究天然裂缝的发育特征;进行现今构造应力场模拟,研究最大、最小水平主应力方向和大小,结合微地震监测资料表征人工压裂缝特征;以岩石力学试验为基础,区分不同岩性的岩石力学性质,建立地层岩石力学剖面,研究裂缝破裂、延伸的压力与注水压力、注水量的关系。另一方面,结合动态裂缝在开发动态上的响应特征(油井含水台阶式上升、注水指示曲线出现拐点、水井试井出现裂缝渗流特征、吸水剖面呈尖峰状吸水、示踪剂监测表现出明显的方向性等),识别出动态裂缝的发育层段。在对动态裂缝进行识别的基础上，进一步研究动态裂缝的形成机理、开启条件与注水开发技术政策的关系,分析其对开发效果和采收率的影响。

3 复合砂体内部构型的精细解剖

复合砂体内部构型相的解剖是储层非均质性表征的一个重要方面,也是解决平面均衡注水和精细分层注水，提高动用程度的地质基础。AS、JA油田主力开发层段为一套浅水湖盆三角洲沉积复合砂体,其内部由不同成因的砂体叠置、拼接形成。复合砂体内部不同成因类型的砂体叠置，拼接及成岩作用的影响造成的物性变化,与动态裂缝综合作用而导致水驱过程中剖面上水淹的程度不同。

3.1 河道砂体规模的定量表征

鄂尔多斯盆地延长组的地质露头资源丰富，出露良好。图8为延安地区谭家河村延长组长6段地质露头砂体的展布剖面。从剖面上可以识别出，研究区发育的砂体类型有水下分流河道砂、溢岸砂体及少量河口坝砂体[18-20]。通过观察测量,水下分流河道砂体宽度普遍小于200～300 m,厚度小于8 m,宽厚比小于30∶1。个别展布范围较大的砂体是河道的摆动方向与剖面出露方位斜交造成的。

图7 研究区含水分布Fig.7 Water cut distribution of research area

图8 延安地区谭家河村延长组长6段地质露头剖面Fig.8 Geology outcrop section of Yanchang Formation, Chang6 segment located in Tanjiahe Village of Yan′an area

以鄂尔多斯盆地东缘地质露头剖面研究为基础,结合加密调整区一百多米井距下密井网资料，对复合砂体内部构型进行精细解剖。图9精细刻画出了复合砂体内部不同成因砂体的叠置、拼接，可将初期开发近30 m的一个开发单元细分为6个砂层。隔层岩性主要是泥岩、泥质粉砂岩;夹层岩性是泥质粉砂岩、钙质砂岩,主河道砂体规模普遍小于200 m。砂体规模定量化研究可为特低渗透油藏中高含水阶段，加密调整井网、井距等开发技术政策的合理制订提供地质依据。

3.2 复合砂体内部构型相

在砂体规模定量刻画和密井网资料精细解剖的基础上,总结出长6段三角洲前缘复合砂体10种内部构型相类型(见图10)。受物源供给及可容空间变化的影响,内部构型相有垂叠、侧叠、堆叠和拼接等类型。主力层以堆叠和侧叠接触为主,非主力层主要以河道砂体与溢岸砂体拼接、孤立状河道砂体为主。复合砂体内部不同构型相类型造成砂体连通性差异,这为平面均衡注水、纵向上精细分层注水提供了地质依据。比如多期河道侧向拼接成连片砂体内要控制注水,河道砂体与溢岸砂体拼接模式则要加强注水。

图9 密井网下复合砂体内部构型相剖面Fig.9 Internal configuration facies profile of compound sand body under dense well patterns

图10 三角洲前缘复合砂体内部构型相类型Fig.10 Types of internal configuration facies of compoundsand body in delta front

4 特低渗透油藏中高含水阶段非均质性对油田开发的意义

4.1 动态裂缝对油田开发的意义

特低渗透油藏中，高含水阶段最强的非均质特征表现为动态裂缝的形成加剧了裂缝系统与基质的渗透率差异。随着开发程度的不断深入,位于现今最大水平主应力方向的油井出现暴性水淹,直至高含水关井。动态裂缝的快速形成,降低了平面波及范围和剖面动用程度。延缓动态裂缝的延伸速度有利于提高波及面积,较慢的裂缝延伸速度甚至能形成比无动态裂缝储层水驱更大的波及面积。而动态裂缝的延伸速度对水驱采收率的影响与开发技术相关。制定合理的注水技术,由强采、强注向温和注水转变,有效控制和利用动态裂缝,扩大波及体积,可提高油藏水驱采收率。特低渗透油田裂缝方向与井网匹配关系是加密调整井网优化的关键。试验区井网型式由井排方向与现今最大水平主应力方向成22.5°夹角的不规则正方形反九点井网加密,调整为沿动态裂缝线状注水(见图11),预计采收率可提高5%以上。

图11 井网示意图Fig.11 Well pattern sketch map

4.2 复合砂体内部构型对油田开发的意义

在裂缝方向与井网关系匹配的基础上,细分砂体成因单元,建立复合砂体内部构型相,通过井网加密和精细分层注水可提高不同类型储层的控制程度和纵向动用程度。AS油田老区早期的一个开发单元进行砂体构型相研究后，被划分为11个砂体成因单元,为中高含水阶段注采系统调整、精细分层注水以及射孔原则提供有效指导。垂直物源方向的砂体结构剖面上，河道砂体宽度普遍小于现今平均井距200 m(见图12)；顺物源方向的砂体结构剖面上，砂体展布范围较大(见图13)。隔、夹层类型主要是泥质隔层和钙质夹层,泥质隔层展布范围较大,钙质夹层基本在井间尖灭(见图14)。试验区井网加密后，井距由300 m变为200 m,对主河道砂体的控制程度平均提高了10.6%,多向受效的比例提高了13.7%。非主力层射开程度和动用程度低,水淹程度较弱。通过井网加密,细分开发层段,进行层系、井网优化，可提高水驱采收率。

图12 研究区垂直物源方向砂体结构剖面Fig.12 Sand body structure section of research area perpendicular to sediment resource

图13 研究区顺物源方向砂体结构剖面Fig.13 Sand body structure section of research area along to sediment resource

图14 隔夹层分布剖面Fig.14 Distribution profile of isolation layer and interlayer

5 结 论

1)动态裂缝是特低渗透油藏注水开发中出现的新的开发地质属性,已成为中高含水阶段最强的非均质特征。它是注水过程中产生的新生、有效的裂缝，并不断增长,受现今构造应力场控制,与开发技术相关。动态裂缝可从静、动态两方面进行综合识别。

2)复合砂体内部构型相研究是储层非均质性表征的一个重要方面。基于地质露头和密井网资料的精细解剖,建立了浅水湖盆三角洲前缘复合砂体垂叠、侧叠、堆叠和拼接等10种构型相类型,为平面均衡注水和精细分层注水等提供地质依据。

3)特低渗透油田裂缝方向与井网匹配关系是加密调整井网优化的关键。制定合理的注水技术,有效控制和利用动态裂缝,可扩大注水波及体积。在缝网关系匹配的基础上,细分砂体成因单元,建立复合砂体内部构型相,通过井网加密和精细分层注水、注采系统调整提高不同类型储层的控制程度和动用程度,可提高水驱采收率。

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