裂缝对油田开发的影响

1、2021/3/111第五章 裂缝对油田开发的影响 一、裂缝性油藏主要地质特征一、裂缝性油藏主要地质特征 二、裂缝对井网部署的影响二、裂缝对井网部署的影响 三、裂缝对注水的影响三、裂缝对注水的影响 四、裂缝对压裂改造的影响四、裂缝对压裂改造的影响 五、应用效果五、应用效果2021/3/112裂缝性储层主要地质特征 以构造岩性油藏为主，储层具以构造岩性油藏为主，储层具低孔低渗低孔低渗特征特征 储层或夹层储层或夹层裂缝裂缝发育发育 具有基质孔隙和裂缝具有基质孔隙和裂缝两套非均质性系统两套非均质性系统 可动可动流体饱和度低流体饱和度低 具有储层敏感性和具有储层敏感性和压力敏感性压力敏感性 具有具有启动

2、压力启动压力与与非达西流非达西流渗流特征渗流特征2021/3/113 裂缝与可动油饱和度之间的关系裂缝与可动油饱和度之间的关系 对可动油贡献的主要是孔径较大的对可动油贡献的主要是孔径较大的次生溶蚀孔次生溶蚀孔隙（洞）隙（洞）和和裂缝系统裂缝系统 造成可动油较低的原因主要是造成可动油较低的原因主要是粘土矿物粘土矿物和和毛细管毛细管的吸附作用的吸附作用。岩心岩心核磁共振核磁共振T2驰豫时间谱驰豫时间谱2021/3/1140.000.400.801.200.0010.0020.0030.0040.0050.00Y=3.84 X + 1.46 R2 = 0.86可动流体饱和度（%）裂缝孔隙度（%）储层

3、裂缝孔隙度与可动流体饱和度关系图储层裂缝孔隙度与可动流体饱和度关系图2021/3/115储层裂缝密度与可动流体饱和度关系图储层裂缝密度与可动流体饱和度关系图0.000.400.801.201.6020.0030.0040.0050.0060.0070.00裂缝线密度（条裂缝线密度（条/米）米）Y=26.28X+21.28R2=0.89可动流体饱和度可动流体饱和度(%)平均可动流体饱平均可动流体饱和度为和度为39.4%39.4%2021/3/116可动流体孔隙度（%）0.000.400.801.200.000.400.801.201.60Y=1.06 X + 0.12 R2 = 0.864裂缝孔

4、隙度（%）储层裂缝孔隙度与可动流体孔隙度关系图储层裂缝孔隙度与可动流体孔隙度关系图2021/3/117碳酸盐岩储层：碳酸盐岩储层：粘土矿物粘土矿物类型：类型：蒙脱石、绿泥石和伊利石；蒙脱石、绿泥石和伊利石；粘土矿物含量粘土矿物含量12.53 - 21.6%12.53 - 21.6%，平均，平均20.97%20.97%; ;粘土矿物和毛细管束缚流体饱和度粘土矿物和毛细管束缚流体饱和度61.9-91.3%61.9-91.3%可动流体饱和度为可动流体饱和度为6.1-38.1%, 6.1-38.1%, 平均平均17.5%17.5%可动流体孔隙度为可动流体孔隙度为0.3-2.8%, 0.3-2.8%,

5、平均平均1.3%1.3%岩心分析平均孔隙度为岩心分析平均孔隙度为7.24%7.24%2021/3/118第五章 裂缝对油田开发的影响 一、裂缝性油藏主要地质特征一、裂缝性油藏主要地质特征 二、裂缝对井网部署的影响二、裂缝对井网部署的影响 三、裂缝对注水的影响三、裂缝对注水的影响 四、裂缝对压裂改造的影响四、裂缝对压裂改造的影响 五、应用效果五、应用效果2021/3/119 裂缝性油田井网部署难题是：裂缝性油田井网部署难题是：基质基质低渗透性与低渗透性与裂裂缝缝高导流性之间的矛盾，造成：高导流性之间的矛盾，造成： （1 1）含水上升快，水淹水窜严重，注水效果差，）含水上升快，水淹水窜严重，注水效

6、果差，油层受益效果差；油层受益效果差； （2 2）压力下降快；）压力下降快； （3 3）注水压力上升快，吸水指数下降；）注水压力上升快，吸水指数下降； （4 4）压裂效果越来越差；）压裂效果越来越差； （5 5）容易形成残余油，采收率低；）容易形成残余油，采收率低； （6 6）由于上述原因，使产液量和产油量大幅度）由于上述原因，使产液量和产油量大幅度下降，为了提高产液量，常加大注采比，进一步下降，为了提高产液量，常加大注采比，进一步又造成注水压力上升，水淹水窜的恶性循环。又造成注水压力上升，水淹水窜的恶性循环。 除了水质原因外，更是对地质认识和采取的除了水质原因外，更是对地质认识和采取的相应工

7、艺措施。相应工艺措施。2021/3/1110我国裂缝性油田开发井网我国裂缝性油田开发井网 1 1、正方形反九点注采井网、正方形反九点注采井网（1 1）早期注水井排平行裂缝，如扶余油田，其效）早期注水井排平行裂缝，如扶余油田，其效果是见水时间推迟，但注水井排上的油井水淹仍很果是见水时间推迟，但注水井排上的油井水淹仍很严重；严重；（2 2）早期注水井排方向与裂缝方向呈）早期注水井排方向与裂缝方向呈22.522.5错开，错开，如新立和朝阳沟油田，见水时间进一步推迟，开发如新立和朝阳沟油田，见水时间进一步推迟，开发效果有所改善，但油井见水仍很快，且难以调整；效果有所改善，但油井见水仍很快，且难以调整；

8、（3 3）早期注水井排方向与裂缝方向呈）早期注水井排方向与裂缝方向呈4545错开，错开，待角井水淹后转为注水井，形成与裂缝方向平行的待角井水淹后转为注水井，形成与裂缝方向平行的五点法或线状注采方式，如新民油田。五点法或线状注采方式，如新民油田。 2021/3/1111 平行裂缝方向平行裂缝方向22.522.5错开错开4545错开错开2021/3/1112我国裂缝性油田开发井网我国裂缝性油田开发井网 2 2、不规则三角形面积注水井网、不规则三角形面积注水井网 3 3、矩形井网（五点法），不等井排距沿、矩形井网（五点法），不等井排距沿裂缝线状注水，注水井井距一般应大于油裂缝线状注水，注水井井距一般

9、应大于油井井距，也应大于注水井与油井之间的井井井距，也应大于注水井与油井之间的井距。沿裂缝拉水线，可扩大波及面积和防距。沿裂缝拉水线，可扩大波及面积和防止瀑性水淹。止瀑性水淹。 4 4、菱形井网（五点法）、菱形井网（五点法） ，长轴方向平行，长轴方向平行裂缝方向裂缝方向2021/3/1113 矩形井网矩形井网菱形井网（五点法）菱形井网（五点法）2021/3/1114 通过数值模拟结果比较，在井网密度相近时，矩通过数值模拟结果比较，在井网密度相近时，矩形井网比反九点和变形反九点井网的单井产量、形井网比反九点和变形反九点井网的单井产量、采油速度和采出程度高，见水慢采油速度和采出程度高，见水慢, ,

10、开发效果好。开发效果好。开发指标开发指标反九点开发反九点开发井网井网变形反九点变形反九点开发井网开发井网矩形开发矩形开发井网井网见水时间（天）见水时间（天）36036036036014401440无水期采出程无水期采出程度（度（% %）1.651.651.591.596.586.58靖安油田南区靖安油田南区ZJ60ZJ60实验井区三种井网开发指标对比表实验井区三种井网开发指标对比表2021/3/1115靖安油田南区靖安油田南区ZJ60ZJ60实验井区两种井网开发指标对比表实验井区两种井网开发指标对比表开开发发时时间间( (年年) )单井产油量单井产油量(t/d)(t/d)含水含水(%)(%)采

11、油速度采油速度(%)(%)采出程度高采出程度高(%)(%)原反原反九点九点井网井网矩形矩形井网井网原反原反九点九点井网井网矩形矩形井网井网原反原反九点九点井网井网矩形矩形井网井网原反原反九点九点井网井网矩形矩形井网井网1 15.65.610.010.010.010.02.02.00.370.371.581.580.370.371.01.05 53.83.87.07.034.534.56.06.01.211.211.651.655.875.878.08.010102.12.15.05.066.066.035.035.00.620.621.251.2510.010.014.014.015151.3

12、1.33.03.080.480.462.062.00.360.360.720.7212.312.319.019.019191.01.02.02.085.885.870.070.00.260.260.450.4513.413.421.021.02021/3/1116 不同井网型式示意图不同井网型式示意图 反九点法井网，注水井反九点法井网，注水井排与裂缝方向平行排与裂缝方向平行 五点法井网五点法井网 线性井网，沿东西主裂缝布线性井网，沿东西主裂缝布井，井距为井，井距为150-180m，水井，水井井排距离约井排距离约600m 2021/3/1117菱形井网，菱形长对角线为裂菱形井网，菱形长对角线为裂

13、缝方向缝方向,井距井距450-500m，排距，排距150-180m 反九点法井网，注水井排与裂反九点法井网，注水井排与裂缝方向成缝方向成45 反九点法井网，注水井反九点法井网，注水井排与裂缝方向成排与裂缝方向成22.5, 2021/3/1118不同井网的在开发初期和第不同井网的在开发初期和第1515年末开发指标年末开发指标方案方案6 617175 53.03.02.342.34 11.6211.6214.514.5 84.0584.05 16.8516.85反九点法井网，注水反九点法井网，注水井 排 与 裂 缝 方 向 成井 排 与 裂 缝 方 向 成22.5, 22.5, 方案方案生生产产井

14、井数数注注水水井井数数井井 数数初期初期平均平均单井单井日产日产油油初期初期采油采油速度速度第十五年末开发指标第十五年末开发指标备备 注注累积累积产油产油累积累积产水产水含水含水采出采出程度程度口口口口m3/dm3/d% %10104 4t t10104 4m m3 3% % %方案方案1 117175 53.03.02.29 2.29 11.2011.20 14.9814.98 85.2085.20 16.2416.24 反九点法井网，注水反九点法井网，注水井排与裂缝方向平行井排与裂缝方向平行方案方案2 2111111114.64.62.322.329.799.7916.6116.6185.

15、8085.8014.1914.19五点法井网五点法井网方案方案3 317175 53.03.02.332.3311.7811.7814.3214.3285.5085.5017.0717.07线性井网，沿东西主裂缝线性井网，沿东西主裂缝布井，井距为布井，井距为150-180m150-180m，水井井排距离约水井井排距离约600m600m，方案方案4 417175 53.03.02.342.34 11.7311.73 14.3714.37 85.0585.05 17.0017.00 菱形反九点，菱形长对角菱形反九点，菱形长对角线为裂缝方向线为裂缝方向, ,井距井距450-450-500m500m，

16、排距，排距150-180m150-180m方案方案5 517175 53.03.02.332.33 11.6411.64 14.4014.40 85.3085.30 16.8716.87 反九点法井网，注水反九点法井网，注水井排与裂缝方向成井排与裂缝方向成45452021/3/1119 上述井网的上述井网的地质依据地质依据: :一组裂缝起作用，压裂缝方一组裂缝起作用，压裂缝方向与天然裂缝一致。向与天然裂缝一致。 开发开发井网型式井网型式应主要取决于裂缝组系与方位；应主要取决于裂缝组系与方位； 井排和井距井排和井距应主要取决于裂缝及应主要取决于裂缝及其其缝渗透性各向异缝渗透性各向异性，并与裂缝、

17、基质的渗透率比值有关；性，并与裂缝、基质的渗透率比值有关； 井位井位应主要取决于储渗单元应主要取决于储渗单元； 最优配置方案可通过油藏数值模拟比较来确定。最优配置方案可通过油藏数值模拟比较来确定。2021/3/1120合理井距布置的关键问题：合理井距布置的关键问题：（1 1）必须搞清楚裂缝方向（天然裂缝和人工裂缝）必须搞清楚裂缝方向（天然裂缝和人工裂缝）及其渗透性各向异性评价；及其渗透性各向异性评价；（2 2）确定基质和裂缝渗透率的比值；）确定基质和裂缝渗透率的比值；（3 3）必须考虑压裂方案；）必须考虑压裂方案；（4 4）水平井开发问题，或与直井塔配；）水平井开发问题，或与直井塔配；（5 5

18、）还应综合考虑和适应具体地质因素，包括断）还应综合考虑和适应具体地质因素，包括断层、砂体分布等。层、砂体分布等。 从裂缝性油藏开发地质角度讲，用不规则井网从裂缝性油藏开发地质角度讲，用不规则井网和井距来开发是一种趋势，由裂缝和基质次生孔隙和井距来开发是一种趋势，由裂缝和基质次生孔隙造成的储层严重非均质性的地质特征相一致。造成的储层严重非均质性的地质特征相一致。 2021/3/1121第五章 裂缝对油田开发的影响 一、裂缝性油藏主要地质特征一、裂缝性油藏主要地质特征 二、裂缝对井网部署的影响二、裂缝对井网部署的影响 三、裂缝对注水的影响三、裂缝对注水的影响 四、裂缝对压裂改造的影响四、裂缝对压裂

19、改造的影响 五、应用效果五、应用效果2021/3/1122不同阶段裂缝动态参数的评价与预测不同阶段裂缝动态参数的评价与预测裂缝性油藏中后期井网调整的重要依据裂缝性油藏中后期井网调整的重要依据裂缝动态参数裂缝动态参数096318212412150264108121416地层压力下降值（地层压力下降值（MPa）裂缝开度下降值（微米）裂缝开度下降值（微米）裂缝开度随地层压力下降关系图裂缝开度随地层压力下降关系图2021/3/1123由于不同组系裂缝的渗透率不一致，不同组系由于不同组系裂缝的渗透率不一致，不同组系裂缝的开度随地层压力下降大小也不同，因此，裂缝的开度随地层压力下降大小也不同，因此，在油田

20、的不同开发阶段，不同组系裂缝的渗流在油田的不同开发阶段，不同组系裂缝的渗流性不相同性不相同 裂缝性油藏开发的中晚期必然要进裂缝性油藏开发的中晚期必然要进行井网调整行井网调整裂缝压力敏感性裂缝压力敏感性：随着油田开发和流体压力下随着油田开发和流体压力下降，裂缝开度和渗透率变小，并具有一定的不降，裂缝开度和渗透率变小，并具有一定的不可恢复性。即使后期地层压力回升，裂缝开度可恢复性。即使后期地层压力回升，裂缝开度和渗透率也不可能复原和渗透率也不可能复原 早期温和注水维持早期温和注水维持压力场及不破坏饱和度场十分重要压力场及不破坏饱和度场十分重要2021/3/1124（1 1）造成储层天然裂缝张开，注

21、水沿裂缝快速流动，）造成储层天然裂缝张开，注水沿裂缝快速流动，引起层内水窜和水淹，并容易形成剩余油；引起层内水窜和水淹，并容易形成剩余油；（2 2）容易将泥岩裂缝压开，使夹层吸水严重，油层吸）容易将泥岩裂缝压开，使夹层吸水严重，油层吸水指数下降，水驱效果变差，或出现层间水窜和水淹；水指数下降，水驱效果变差，或出现层间水窜和水淹；（3 3）由于泥岩层近水平成岩裂缝和滑脱裂缝发育，泥）由于泥岩层近水平成岩裂缝和滑脱裂缝发育，泥岩吸水膨胀时，容易导致泥岩层滑动，引起套管变形甚岩吸水膨胀时，容易导致泥岩层滑动，引起套管变形甚至断裂。至断裂。（4）容易造成管外水窜。）容易造成管外水窜。 由于裂缝发育的地

22、层破裂压力下降由于裂缝发育的地层破裂压力下降45-57%45-57%，若注水强，若注水强度大，注入压力容易超过地层破裂压力，后果：度大，注入压力容易超过地层破裂压力，后果：2021/3/1125 应控制注水压力低于地层破裂压力，可有效地应控制注水压力低于地层破裂压力，可有效地控制沿裂缝过早地出现瀑性水淹水窜和泥岩层高控制沿裂缝过早地出现瀑性水淹水窜和泥岩层高吸水现象，提高油层吸水指数和水驱效果。吸水现象，提高油层吸水指数和水驱效果。 地层的破裂压力是现今应力和含裂缝储层岩石地层的破裂压力是现今应力和含裂缝储层岩石抗张强度的函数：抗张强度的函数： ： Pf = 33 - - 1 - P- Pe

23、+ S+ St式中，式中，Pf为地层破裂压力为地层破裂压力,MPa; 、分别为现应力分别为现应力场的最大和最小主应力场的最大和最小主应力,MPa; P为孔隙压力为孔隙压力,MPa, S为含裂缝岩石的抗张强度为含裂缝岩石的抗张强度,MPa。2021/3/1126早期温和注水，维持地层压力早期温和注水，维持地层压力 若注水太晚：（若注水太晚：（1 1）一些裂缝会因地层压力下降过）一些裂缝会因地层压力下降过快而闭合无效；（快而闭合无效；（2 2）使地层压力下降过多而无法）使地层压力下降过多而无法回升；（回升；（3 3）由于注水难度增大，迫使注水压力提）由于注水难度增大，迫使注水压力提高，引起超过地层

24、的破裂压力和裂缝延伸压力。高，引起超过地层的破裂压力和裂缝延伸压力。 若实施早期强行注水，注入水会充填在渗透性较若实施早期强行注水，注入水会充填在渗透性较高或流体压力下降较快的裂缝中，（高或流体压力下降较快的裂缝中，（1 1）造成裂缝）造成裂缝之间不存在压差，使次一级的裂缝和基质孔隙中的之间不存在压差，使次一级的裂缝和基质孔隙中的油封堵而成为剩余油；（油封堵而成为剩余油；（2 2）容易使注入水沿裂缝）容易使注入水沿裂缝快速流动产生暴性水窜水淹，严重影响低渗透油田快速流动产生暴性水窜水淹，严重影响低渗透油田的开发效果。的开发效果。2021/3/1127注水方式注水方式 采用间歇性或采用间歇性或周

25、期周期脉冲式注水，以改变渗流方向。脉冲式注水，以改变渗流方向。在未被开发波及的区块，可钻新的油井，并建立补在未被开发波及的区块，可钻新的油井，并建立补充注水井，提高采收率。充注水井，提高采收率。 行列注水行列注水是国外许多学者推行的一种方法。通过是国外许多学者推行的一种方法。通过对比五点法注水、九点法注水和三排生产井行列注对比五点法注水、九点法注水和三排生产井行列注水的开发指标后认为，面积注水系统的主要优点是水的开发指标后认为，面积注水系统的主要优点是可以保证在开发初期有更高的采油速度。但是，由可以保证在开发初期有更高的采油速度。但是，由于其作用强度过高，对油层水淹动态及采油水平稳于其作用强度

26、过高，对油层水淹动态及采油水平稳定性不利，使非均质条件下面积注水系统的缺点特定性不利，使非均质条件下面积注水系统的缺点特别突出。而行列注水则显示出其优越性，有更好的别突出。而行列注水则显示出其优越性，有更好的开发效果。开发效果。超前注水（长庆特低渗透开发）超前注水（长庆特低渗透开发）2021/3/11280 0101020203030404050509090606030300 0裂缝与驱替方向夹角（度）裂缝与驱替方向夹角（度）采收率（采收率（% %）V=3.75V=3.75V=7.5V=7.5V=15V=15不同裂缝走向和注水速度时的采收率曲线不同裂缝走向和注水速度时的采收率曲线（据微观蚀刻物

27、理模拟实验）（据微观蚀刻物理模拟实验）2021/3/1129 从渗流物理模拟实验结果表明，从渗流物理模拟实验结果表明，裂缝性低渗透油裂缝性低渗透油藏水驱油效率与裂缝方位、驱替速度密切相关，随藏水驱油效率与裂缝方位、驱替速度密切相关，随着裂缝方向与注采井连线方向夹角的增加，水驱油着裂缝方向与注采井连线方向夹角的增加，水驱油效率提高；随着注入驱替速度的增加，水驱油效率效率提高；随着注入驱替速度的增加，水驱油效率变差。变差。 剩余油分布受储层孔隙结构、裂缝方向、渗流方剩余油分布受储层孔隙结构、裂缝方向、渗流方向及驱替速度的控制。在裂缝性低渗透油藏中，裂向及驱替速度的控制。在裂缝性低渗透油藏中，裂缝发

28、育带（尤其是大裂缝系统）附近的低渗透基块缝发育带（尤其是大裂缝系统）附近的低渗透基块弱驱替区以及与主渗流方向大角度相交的弱驱替带弱驱替区以及与主渗流方向大角度相交的弱驱替带是剩余油分布的有利区域。是剩余油分布的有利区域。 2021/3/1130进出裂缝液流前沿低渗透储层渗流规律与剩余油分布物理模拟图低渗透储层渗流规律与剩余油分布物理模拟图（据玉门油田，（据玉门油田，19991999） 2021/3/1131进出低渗透储层渗流规律与剩余油分布物理模拟图低渗透储层渗流规律与剩余油分布物理模拟图（据玉门油田，（据玉门油田，19991999） 2021/3/1132 其它开采方式其它开采方式 对处于开

29、发后期的低渗油藏，可以从水驱动转对处于开发后期的低渗油藏，可以从水驱动转为为消耗方式消耗方式下开采下开采( (如苹果油田如苹果油田) )。 对不适宜注水开发的低渗油藏，可选择对不适宜注水开发的低渗油藏，可选择注气注气开开发方式。通过对瓦何、波卡玛索夫、北瓦尔甘等发方式。通过对瓦何、波卡玛索夫、北瓦尔甘等油田统计，注气比注水的驱油效果提高了油田统计，注气比注水的驱油效果提高了1326%1326%。在注气进行混相驱时，其驱油效率比注水相比提在注气进行混相驱时，其驱油效率比注水相比提高高3243%3243%。在。在Fahud NatihFahud Natih油藏中，采用顶部注油藏中，采用顶部注气方式

30、，实施气气方式，实施气油重力驱替，其效果比水驱得油重力驱替，其效果比水驱得到更高的采收率。到更高的采收率。2021/3/1133由于不同组系裂缝的渗透率不一致，不同组系由于不同组系裂缝的渗透率不一致，不同组系裂缝的开度随地层压力下降大小也不同，因此，裂缝的开度随地层压力下降大小也不同，因此，在油田的不同开发阶段，不同组系裂缝的渗流在油田的不同开发阶段，不同组系裂缝的渗流性不相同性不相同 裂缝性油藏开发的中晚期必然要进裂缝性油藏开发的中晚期必然要进行井网调整行井网调整裂缝压力敏感性裂缝压力敏感性：随着油田开发和流体压力下随着油田开发和流体压力下降，裂缝开度和渗透率变小，并具有一定的不降，裂缝开度

31、和渗透率变小，并具有一定的不可恢复性。即使后期地层压力回升，裂缝开度可恢复性。即使后期地层压力回升，裂缝开度和渗透率也不可能复原和渗透率也不可能复原 早期温和注水维持早期温和注水维持压力场及不破坏饱和度场十分重要压力场及不破坏饱和度场十分重要2021/3/1134b bq qH H fs sb bq qH H fs sCosSinSinSin+ +31r rq qr rq qr rm mm mwHCossHSinsHPi- -+ +- -= =1+不同组系裂缝的开启压力不同组系裂缝的开启压力裂缝开启压力的表达式为：裂缝开启压力的表达式为： 式中，式中，为岩石泊松比；为岩石泊松比；H H为裂缝埋

32、藏深度；为裂缝埋藏深度；q q为裂为裂缝倾角；缝倾角；r rS S为岩石容重；为岩石容重；r rW W为水比重；为水比重；f fs s1 1、f fs s3 3 分分别为现今应力场最大和最小主应力梯度；别为现今应力场最大和最小主应力梯度；b b为现今为现今应力场最大主应力与裂缝走向的夹角。应力场最大主应力与裂缝走向的夹角。2021/3/1135裂缝启动压力计算结果表裂缝启动压力计算结果表井井 号号深度深度( (米米) )裂缝启动压力裂缝启动压力(MPa)(MPa)EWEWNWNWNENESNSN58-12858-1281490.9-1509.91490.9-1509.929.96-30.342

33、9.96-30.3434.4-34.934.4-34.942.8-43.342.8-43.342.6-43.142.6-43.1152-50152-501502.6-1524.81502.6-1524.830.2-30.6430.2-30.6434.7-35.234.7-35.243.1-43.743.1-43.742.9-43.642.9-43.684-12484-1241436.6-1450.31436.6-1450.328.81-29.1528.81-29.1533.2-33.533.2-33.541.2-41.641.2-41.641.0-41.441.0-41.482-12482-1

34、241434.8-1448.61434.8-1448.628.83-29.1128.83-29.1133.1-33.533.1-33.541.2-41.641.2-41.641.0-41.441.0-41.4148-52148-521504.5-1524.81504.5-1524.830.24-30.6430.24-30.6434.8-35.234.8-35.243.2-43.743.2-43.743.0-43.643.0-43.6148-56148-561503.6-1524.61503.6-1524.630.22-30.6430.22-30.6434.7-35.234.7-35.243.1

35、-43.743.1-43.742.9-43.542.9-43.5152-54152-541500.4-1520.61500.4-1520.630.15-30.5630.15-30.5634.7-35.134.7-35.143.0-43.643.0-43.642.9-43.442.9-43.4152-58152-581503.6-1523.21503.6-1523.230.22-30.6130.22-30.6134.7-35.234.7-35.243.1-43.743.1-43.742.9-43.542.9-43.5平均平均/ /29.83-30.2729.83-30.2734.3-34.834

36、.3-34.842.6-43.242.6-43.242.4-43.042.4-43.02021/3/1136示踪剂分析的裂缝参数表示踪剂分析的裂缝参数表入井与产入井与产出井井名出井井名182-54182-54井井182-56182-56井井182-58182-58井井182-60182-60井井182-58182-58井井182-56182-56井井示踪剂最高峰浓度示踪剂最高峰浓度( (/l)/l)84.3584.35152.56152.56219.75219.75示踪剂推进速度示踪剂推进速度(m/d)(m/d)65.2265.2211.0911.0951.6451.64裂缝体积（裂缝体积（m

37、 m3 3）53.7553.75230.37230.3765.9165.91裂缝宽度（裂缝宽度（m m）35.0735.0719.3819.3816.9216.92裂缝高度（裂缝高度（m m）0.180.180.770.770.220.22裂缝渗透率裂缝渗透率( (1010-3-3m m2 2) )1922192258758711741174裂缝方向裂缝方向EWEWEWEWEWEW井距井距(m)(m)300300300300300300东西向裂缝的平均渗透率：东西向裂缝的平均渗透率：499.0 499.0 1010-3-3mm2 22021/3/1137第五章 裂缝对油田开发的影响 一、裂缝性

38、油藏主要地质特征一、裂缝性油藏主要地质特征 二、裂缝对井网部署的影响二、裂缝对井网部署的影响 三、裂缝对注水的影响三、裂缝对注水的影响 四、裂缝对压裂改造的影响四、裂缝对压裂改造的影响 五、应用效果五、应用效果2021/3/1138人工压裂缝人工压裂缝通常认为人工压裂缝的延伸方向总是通常认为人工压裂缝的延伸方向总是垂直垂直于现今地应力场于现今地应力场的最小主应力（的最小主应力（3 3 ）方向展布。）方向展布。裂缝性储层人工压裂缝受现今裂缝性储层人工压裂缝受现今地应力地应力和和天然裂缝天然裂缝制约：制约： 若天然裂缝方位与现若天然裂缝方位与现今地今地应力应力 1 1 的夹角的夹角小于小于临界角，

39、临界角，人工裂缝人工裂缝沿沿天然裂缝扩展而不产生新缝；天然裂缝扩展而不产生新缝； 若若它们的它们的夹角夹角大于大于临界角临界角，人工裂缝人工裂缝垂直于现今地应力垂直于现今地应力的的 3 3 方向扩展，但扩展部位与方向扩展，但扩展部位与早期天然裂缝早期天然裂缝有关。有关。2021/3/1139主要依据：主要依据： （1）岩石的）岩石的变形试验的证据变形试验的证据 （2 2）光弹模拟实验的证据）光弹模拟实验的证据 （3）来自野外露头区的证据）来自野外露头区的证据 （4） NeslonNeslon观点：如果岩石中地应力差值较小观点：如果岩石中地应力差值较小(200(200磅英寸磅英寸2 2) )，压