裂縫對(duì)注水開發(fā)的影響

應(yīng)用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料分析裂縫的影響0、松遼盆地南部低滲透砂巖發(fā)育四套高角度構(gòu)造裂縫1） 近東西向裂縫，其實(shí)際滲透率360—416X10-3》m2；（裂縫開度和滲透率最高，動(dòng)態(tài)反映最快）2） 北西向裂縫，其實(shí)際滲透率172—208X10叩m2；3） 北東向裂縫，其實(shí)際滲透率91—106X10叩m2；4） 近南北向裂縫，其實(shí)際滲透率45—57X10叩m2；（裂縫開度和滲透率最小，動(dòng)態(tài)反映最慢）1、 利用油田注水動(dòng)態(tài)資料分析裂縫分布及其滲透性的方法有：示蹤劑、干擾試井、地下水運(yùn)動(dòng)規(guī)律分析、壓力變化等。1） 示蹤劑監(jiān)測(cè)分析裂縫滲流特征---東西方向先后見到示蹤劑而南北方向未見到示蹤劑，表明近東西方向裂縫具有很好的連通性和滲透性，而且示蹤劑的推進(jìn)速度比在基質(zhì)孔隙中的流動(dòng)速度快了一個(gè)數(shù)量級(jí)以上，其滲透率遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于基質(zhì)和裂縫的原始滲透率。反映注水使近東西方向的裂縫開啟以后，示蹤劑在開啟的裂縫中快速流動(dòng)的滲流特點(diǎn)。2） 油井見水和水淹具有明顯的方向性-在注水井東西方向上的油井見水比例較高，含水上升較快。3） 油井含水規(guī)律性明顯 每口油井在見水初期都有4—6個(gè)月時(shí)間的低含水穩(wěn)定期，然后含水率迅速上升，從含水率小于30%到含水率80%的時(shí)間一般為2—3個(gè)月。4） 油井壓力也受水井方向的影響 東西向水井排的油井壓力高，而油井排的油井壓力低。5） 注水井壓力上升比較快 注水初期由于基質(zhì)滲透率相對(duì)較低、裂縫張開度小，注入水在基質(zhì)和裂縫中滲流速度慢，從而使得注水壓力上升較快。6） 注水井油層的吸水指數(shù) 下降2、 裂縫對(duì)開發(fā)井網(wǎng)的影響；我國低滲透油田開發(fā)井網(wǎng)部署大體經(jīng)歷了四個(gè)階段：1） 正方形井網(wǎng)，反九點(diǎn)法注采方式；2） 正方形反九點(diǎn)法面積注水井網(wǎng)，注水井排方向與裂縫方向呈22.5°夾角；3） 正方形反九點(diǎn)法面積注水井網(wǎng)，注水井排方向與裂縫方向呈45°夾角；4） 菱形和矩形井網(wǎng)。吉林油田低滲透裂縫砂巖油藏開發(fā)初期注采井網(wǎng)設(shè)計(jì)方式方式注采井網(wǎng)油田時(shí)間存在問題及特點(diǎn)1正三角形斜反九點(diǎn)注采井網(wǎng)（注水井排與裂縫方向平行）扶余油田泉四段扶余油層1973年油井暴性水淹、注入水上竄造成套管變形、注水波及不均衡。

正方形反九點(diǎn)面積注水（井排方向與裂縫方向錯(cuò)開22.5。角）的注采井網(wǎng)新立油田1983年開發(fā)初期注水井兩側(cè)的油井見水時(shí)間推遲，含水上升慢，采油速率高，但是開發(fā)中期，油井含水上升加快，產(chǎn)量遞減加大，注水井套變?cè)龆?，分注狀況變差，注水壓力咼。正方形反九點(diǎn)面積注水（井排方向與裂縫方向錯(cuò)開45°角）的注采井網(wǎng)新民油田1990年平行裂縫布井，大井距、小排距；菱形反九點(diǎn)法面積注采井網(wǎng)新民油田西部、大情字油田九十年代注水壓力不高，較好地解決了注水困難問題；角井水淹后可實(shí)施轉(zhuǎn)注，也可以形成線狀注水系統(tǒng)。234低滲透油藏開發(fā)注采井網(wǎng)適應(yīng)性分析對(duì)比序號(hào)井網(wǎng)系統(tǒng)優(yōu)點(diǎn)不足1正方形面積井網(wǎng)難以解決滲透率各向異性油藏的方向性見水或水淹矛盾。2菱形反九法井網(wǎng)1）相對(duì)擴(kuò)大了地層主應(yīng)力方向上的注米井距，縮短了垂直主應(yīng)力方向上的井排距，比較有效地改善了平面上各油井的受益程度。2）大大延緩了角井水淹時(shí)間，同時(shí)使邊井的受益程度加大，而且當(dāng)角井的含水較咼時(shí)可以轉(zhuǎn)注，從而形成整排斜對(duì)的矩形五點(diǎn)法注米井網(wǎng)系統(tǒng)。3）針對(duì)滲透率方向性明顯的油藏，菱形反九點(diǎn)法井網(wǎng)比正方形反九點(diǎn)法井網(wǎng)具有定程度的優(yōu)越性；4）具有良好的后期調(diào)整靈活性；初期注采比比較低，在維持地層壓力和提高采油速率方面有定局限性。3矩形五點(diǎn)法井網(wǎng)注米井?dāng)?shù)比咼、注水強(qiáng)度大、初期米油速率較咼?？烧{(diào)整性差通過時(shí)值模擬比較，菱形和矩形井網(wǎng)是目前認(rèn)為適合低滲透油田開發(fā)的較好方案。根據(jù)仿真模型的微觀蝕刻滲流實(shí)驗(yàn)，裂縫與井排放相對(duì)注水開發(fā)效果的影響十分明顯。1）當(dāng)主采井與裂縫方向平行，裂縫加劇了注入水的突進(jìn)速度，含水上升速度快，采收率低。2）當(dāng)主采井與裂縫方向垂直時(shí)，注入水首先把油驅(qū)向裂縫，裂縫起到集輸原油作用，并使注入水向裂縫兩側(cè)擴(kuò)展，增大了注入水的波及稀疏，提高了采收率。（陳炎珍，1994）根據(jù)國內(nèi)外油田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，裂縫形低滲透砂巖油藏適應(yīng)的注采方式（合理注采方式）可以定義為：具有較高的采液（油）速度，較高的采收率和較高的經(jīng)濟(jì)效益。依據(jù)這三點(diǎn)和裂縫性低滲透油田存在的裂縫特點(diǎn)，低滲透油田相應(yīng)適應(yīng)的注采方式應(yīng)滿足：1）利用面積井網(wǎng)的開發(fā)初期優(yōu)勢(shì)，盡可能延長(zhǎng)污水采油期，具有較高的采油速度；2）井網(wǎng)調(diào)整具有靈活性；3）開發(fā)中后期具有較高的惡水驅(qū)控制程度和獲得較高的最終采收率。利用數(shù)值模擬方法，選取扶余油田西區(qū)的實(shí)際數(shù)據(jù)，裂縫的表示方法是X方向是Y方向的5倍。計(jì)算結(jié)果是：1）在井排方向平行于裂縫方向時(shí)，相同含水條件下，線狀注水井網(wǎng)的采出程度高于面積注水井網(wǎng)，且取得較高的最終采收率；2）井網(wǎng)方向與裂縫走向成不同角度時(shí)，在相同含水情況下，與裂縫方向平行的井網(wǎng)方式采出程度好與其他方式，最終采收率可達(dá)到32.1%。3）油田開發(fā)初期采用與裂縫方向成45度的反九點(diǎn)法面積注水滿足開發(fā)初期采油速度的需要，同時(shí)后期可以調(diào)整為東西向線狀注水井網(wǎng)。沿裂縫方向注水的線狀注水方式是裂縫性低滲透砂巖油藏最合理的注采方式。3、 裂縫對(duì)注水效果的影響 由于低滲透儲(chǔ)層基質(zhì)滲透性差，滲流阻力大，使注水井井底壓力不易擴(kuò)散，注入壓力不斷升高。同時(shí)由于低滲透儲(chǔ)層及其泥巖夾層裂縫發(fā)育，地層的破裂壓力下降，不斷升高的注入壓力極易超過地層的破裂壓力，其后果：1） 造成儲(chǔ)層中的天然裂縫張開，使注入水沿裂縫快速流動(dòng)，引起層內(nèi)水淹水竄；比如火燒山油田，裂縫使注入水平均推進(jìn)速度為2.4X104m3/d，示蹤劑監(jiān)測(cè)南北向水竄速度高達(dá)166m/d，最慢為15m/d,水驅(qū)指數(shù)很低。2） 由于泥巖中高角度構(gòu)造裂縫和低角度滑脫裂縫與成巖裂縫發(fā)育，容易將泥巖中的裂縫壓開，使泥巖吸水嚴(yán)重，油層吸水指數(shù)下降，水驅(qū)效率變差，甚至出現(xiàn)層間水淹水竄；3） ，泥巖吸水嚴(yán)重容易破壞泥巖層的壓力平衡，泥巖吸水出現(xiàn)膨脹容易導(dǎo)致泥巖層滑動(dòng)，引起套管變形甚至斷裂。在低滲透砂巖油田開發(fā)中控制好注水壓力低于裂縫延伸壓力，可以有效降低泥巖層的吸水量，提高水驅(qū)效率，防止水淹水竄。4、 裂縫對(duì)油井生產(chǎn)能力的影響低滲透砂巖儲(chǔ)層中存在基質(zhì)孔隙和裂縫，基質(zhì)孔隙控制油氣的富集，裂縫控制油氣的滲流，因此油氣井生產(chǎn)能力取決于孔隙和裂縫之間的相互匹配關(guān)系。只有當(dāng)油氣井同時(shí)鉆遇孔隙和裂縫都發(fā)育地帶時(shí)，才能獲得高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，否則只能造成低產(chǎn)，或雖有早期高產(chǎn)，但穩(wěn)產(chǎn)期較短。裂縫發(fā)育程度影響低滲透層的可動(dòng)油飽和度。5、裂縫滲透率的壓力敏感性特征 在油田開發(fā)過程中，裂縫中的流涕壓力會(huì)逐漸下降，裂縫所受的靜封閉壓力隨之增大，裂縫開度和滲透率變小，并具有一定的不可恢復(fù)性。即使后期注水，地層壓力回升，裂縫開度和滲透率也不可能復(fù)原，這就是裂縫滲透率的壓力敏感性特征。6、裂縫的開度和滲流能力是變化的 在油田開發(fā)的不同階段，各組裂縫的滲流作用會(huì)發(fā)生變化。在油田未開發(fā)階段，儲(chǔ)層裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)中各組裂縫的流涕壓力基本上是一致的。但是隨桌油田開發(fā)，裂縫中流涕壓力下降，裂縫的開度和滲流能力會(huì)發(fā)生變化。由于不同方向裂縫的滲透率和流涕的滲流速度不同，因而各族裂縫中流體壓力的下降速率也不一致。近東西向裂縫因滲透率大，滲流速度快，流體壓力和裂縫開度下降也快，其作用會(huì)越來越??；而其他方向裂縫中流體壓力和裂縫開度下降速率緩慢，到一定開發(fā)階段，其作用會(huì)相對(duì)使勁東西向裂縫增大。在油田開發(fā)中、晚期，北東、北系和近南北方向的動(dòng)態(tài)反映會(huì)越來越明顯，此時(shí)的開發(fā)井網(wǎng)調(diào)整也應(yīng)隨之一致。7、注水對(duì)策沿主滲流裂縫方向線狀注水，可以提高水驅(qū)控制程度1.1%，10年后含水率將下降1.5%，采出程度提高0.4%當(dāng)注采井同時(shí)部署在主滲流裂縫方向上，注入水沿裂縫向油井突進(jìn)，造成油井過早見水或暴性水淹。如果注水井排方向上的油井水淹較快，而非注水井排方向上的油井注水不見效，可以將東西方向油井轉(zhuǎn)注，邊城沿裂縫線狀注水，這樣就可以形成東西向水線，并在東西向壓力差的作用下，迫使向南北向兩側(cè)驅(qū)油，對(duì)控制水淹水竄，提高注水效果有重要作用。根據(jù)井組油藏?cái)?shù)值模擬，將東西向水井排得高含水油井轉(zhuǎn)注變成線狀注水后，水驅(qū)控制程度1.1%，10年后含水率將下降1.5%，采出程度提高0.4%。動(dòng)態(tài)調(diào)配由于基質(zhì)和裂縫的非均質(zhì)性，使不同部位吸水程度不一，因此，可根據(jù)基質(zhì)孔隙和裂縫發(fā)育程度及其匹配關(guān)系，進(jìn)行水的動(dòng)態(tài)調(diào)配，降低強(qiáng)水驅(qū)替區(qū)的注水強(qiáng)度，而提高弱水驅(qū)替區(qū)的強(qiáng)度，以維持水動(dòng)力平衡。周期注水及層間間注由于不同方向裂縫對(duì)注水的影響不同，導(dǎo)致東西向油井水淹和其他方向油井注水不見效，這與注入水沿主滲流裂縫方向產(chǎn)生的單向突進(jìn)有關(guān)。為了改變注入水的這種單向突進(jìn)，可進(jìn)行周期注水以及層間間注，是注水井啟動(dòng)壓力下降，注水量增加，不僅可以擴(kuò)大水驅(qū)波及體積，還可以有效控制含水上升速度，解決平面和層間矛盾，提高注水效果。高含水井實(shí)行關(guān)井見開關(guān)井見開可以改變地下流體的流向，同樣可以使周圍油井注水受效，達(dá)到提高注水效果的目的。對(duì)非東西油水井連線方向的低效井可以適當(dāng)放大壓裂改造規(guī)模，再不引起水淹水竄的前提下，適當(dāng)增加壓裂縫的長(zhǎng)度，可以增加采出程度。但是對(duì)于油水井同排的油水井不宜壓裂。采用早期溫和注水方式根據(jù)油層天然能量低和天然裂縫發(fā)育的特點(diǎn)，為了維持地層能量，又不過早出現(xiàn)注入水沿裂縫水淹水竄，可以采用溫和注水方式。若注水太晚，地層壓力下降，一些裂縫會(huì)因地層壓力下降過快而閉合無效，注水難度增大，注水效果變差。同時(shí)由于裂縫的壓力敏感性，當(dāng)裂縫閉合以后即使后期的壓力回升，裂縫的開度和滲透性也不可能恢復(fù)。若注水強(qiáng)度太大，注入水充填在滲透性好的裂縫中，使次一級(jí)的裂縫和基質(zhì)孔隙中的油被封堵而成為剩余油，同時(shí)，諸如水沿裂縫快速流動(dòng)可產(chǎn)生暴性水淹水竄。而早期溫和注水，控制注水壓力低于裂縫的開啟壓力，對(duì)維持地層壓力，不破壞原始水動(dòng)力廠和飽和度場(chǎng)都有積極意義。8、加密調(diào)整效果分析吉林新立油田某區(qū)塊1985年以300m反九點(diǎn)法面積注水方式投入開發(fā)，1997年以134m井距東西向（偏南4度）線狀注水方案。加密調(diào)整前存在問題是：1） 注水壓力逐年升高，吸水指數(shù)卻在下降，地層壓力下降；2） 油水井井況惡化，油水井套管變形井?dāng)?shù)、變點(diǎn)增多；3） 泥巖吸水嚴(yán)重及注入水上竄，應(yīng)項(xiàng)目的層的有效注水；加密調(diào)整效果評(píng)價(jià)：（不系統(tǒng)）1） 由砂體變化情況個(gè)數(shù)增加，面積變化；2） 調(diào)整前后區(qū)塊日產(chǎn)油、采油速度是升高的。3） 含水上升率、采收率變化分析；吉林扶余油田加密調(diào)整過程及調(diào)整效果分析：扶余油田基礎(chǔ)井網(wǎng)：1970年150---200m正三角形井網(wǎng)溶解氣驅(qū)投入開發(fā)；1973年以夾3排行列注水和反九點(diǎn)法面積注水方式投入開發(fā)；注水井排沿東西向，平行于裂縫；第一次加密：1982--1984年；井距調(diào)整為100-200m及75—150m。新井部署在原老油井中間部位偏北或偏南30—50m。原夾3排中間油井排轉(zhuǎn)注，九點(diǎn)法面積注水水井排油井轉(zhuǎn)注，形成近似線狀注水井網(wǎng)。第二次調(diào)整：1993年至今；主要部署油井，一是新井部署在原老油井中間部位偏北或偏南30—50m，以第一次調(diào)整油井相對(duì)應(yīng),形成線狀注水井網(wǎng)；二是在未加密的油水井排中間，正三角形重心位置（58m）布井，形成兩排水井夾近似鋸齒狀一排油井的線狀注水，原油井排轉(zhuǎn)注。第一次加密調(diào)整的主要原因是由于注入水上竄，造成嚴(yán)重的套管變形；二是注水井排油井水淹；三是注入水波及系數(shù)低，導(dǎo)致水驅(qū)動(dòng)用程度低。這次調(diào)整取得了很好的效果，具體表現(xiàn)在：1）新井網(wǎng)起到了動(dòng)用中低含水層的作用；2）油田水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由調(diào)整前的45.8%提高到調(diào)整后的70%；3）采收率由調(diào)前的20%提高到調(diào)整后的25.8%，提高5.8%；4）調(diào)整后產(chǎn)量遞減速度減緩，使油田又連續(xù)5年穩(wěn)產(chǎn)；5）油水井套變速度得到很好的控制，由每月22.7口下降到1.9口。第二次調(diào)整的目的是延長(zhǎng)油田穩(wěn)產(chǎn)期和提高水驅(qū)最終采收率，增加可采儲(chǔ)量。在剩余油分布規(guī)律及油藏開發(fā)分析的基礎(chǔ)上，先開展試驗(yàn)區(qū)再擴(kuò)大規(guī)模調(diào)整。試驗(yàn)區(qū)取得的效果：1）水洗狀況分析（用水淹層統(tǒng)計(jì)）；2）提高了水驅(qū)控制程度（+9.25%），增加可采儲(chǔ)量（+17.4%），提高了采收率（+3.87%）；3）改善了全區(qū)開發(fā)效果（具體指標(biāo)是產(chǎn)油量上升、綜合含水平穩(wěn)、采油速度提高）。全油田調(diào)整效果評(píng)價(jià)：1）儲(chǔ)量水驅(qū)控制程度（76.9%f84。3%）；2）采收率（27.8% 31.3%）；3）綜合含水得到有效控制（含水上升率控制在-1.8%1.4%）；4）增加可采儲(chǔ)量460萬噸，剩余可采儲(chǔ)量采油速度控