裂缝性低渗透油藏渗流特征及开发实践

裂缝性低渗透油藏渗流特征及开发实践表明，影响油田开发效果的因素主要有两个方面，一是储层裂缝参数，另一个是井网部署。裂缝参数包括裂缝方向、导流能力及密度（视线密度）；井网因素包括两排水井夹油井排数和注采井方向与裂缝走向夹角。而以前国内外裂缝性低渗透油藏在井网部署时，几乎都采用了正方形井网、反九点注水方式。尽管一些裂缝性油藏在部署井网时为了避免裂缝对开发的不利影响，将井排方向与裂缝方向部署成一定角度，结果仍然造成与平行裂缝走向部署开发井的相似结果，即处在裂缝系统上的注采井的油井见水早，含水上升快，甚至暴性水淹，而垂直于水井排的油井注水收益差。物理模拟、数值模拟和现场试验都说明：裂缝性低渗透油藏最好的开采方式是沿平行裂缝方向注水，沿垂直裂缝方向驱油，即线状注水方式裂缝性低渗透油藏合理井网是菱形井网与矩形五点井网，最优井网为两排水井夹两排油井（即扁四点法），其注采方向与裂缝走向有夹角，对单向裂缝渗透率与基质渗透率比值越大其夹角越小，对具体油田应视油井产能和裂缝渗透率与基质渗透率比值大小而定；对两垂直缝，其注采井与裂缝走向的夹角为45°。裂缝性低渗透油藏井网系统与裂缝系统的合理配置关系是注水井沿裂缝方向布置，即，正方形五点法-井排方向与裂缝方向夹角为0°；正方形反九点法-井排方向与裂缝方向夹角45°；七点井网法-井排方向与裂缝方向夹角0°。这主要是因为：（1） 避免了油井处在主裂缝走向上，极大地减小了水淹井的可能性，也就有效地避免了因油井水淹而出现的严重的后果。（2） 考虑裂缝的规模，主要有裂缝的方向和发育程度（视线密度）。（3） 菱形井网可改善平面上各油井的均匀受效程度，采油速率优势逐渐明显。低渗透油田人工压裂缝在很大程度上受现代地应力场制约，但在裂缝较发育的储层中，人工压裂缝的延伸方向除了与现代应力场最大水平主应力有关外，还受储层中天然裂缝的影响。[4]三肇凹陷扶、杨储层人工缝以垂直缝为主。一般情况下，沿最大水平主应力方向延伸，但在多组天然裂缝发育情况下，裂缝对岩石抗张强度各向异性的影响使人工裂缝的取向偏离最大水平主应力方向。[4]从三肇地区扶、杨储层各油田裂缝发育程度来看•，榆树林油田裂缝发育程度很差，岩心统计裂缝发育频率仅为01012条/m,人工裂缝方向并不受天然裂缝方向的影响，如树32井区古地磁测试天然裂缝以近南北为主，但位于树32井区的树62-61井实测人工缝形态（三圆相交定位法）不受天然裂缝影响，而沿区域最大水平主应力方向，即近东西向延伸;同时受岩性等因素的影响，人工缝在井孔两侧呈不对称状。与此相反朝阳沟油田、头台油田裂缝相对发育岩心统计发育频率分别为01046条/m、01057条/m,实测人工裂缝在局部地区受天然裂缝的影响延伸方向与Rx方向有一定的偏差，如翻110-36井实测人工缝形态（微地震法）在井孔西侧沿区域最大水平主应力即近东西向延伸,而在井孔东侧则受天然裂缝的影响，沿近南北向延伸。⑷王秀娟，孙贻铃,庞彦明。三肇地区扶、杨储层裂缝和地应力分布特征及对注水开发的影响。大庆石油地质与开发：2000，19（5）,9-12WangXiujuanSunYiling,PangYanming。Distributionofthefracturesandgroundstressinfuyangreservoirofsanzhaoareaanditseffectonwaterfloodingdevelopment古地应力场形成了不同组系的构造裂缝，而不同组系的构造裂缝对油田注水开发的影响大小，则受现代应力场制约[5]，三肇地区现代应力场的区域最大水平主应力方向为NE80b~110b,即近东西向。在现代应力场作用下，必然是近东西向裂缝的开度最大渗透率最大,为最有效裂缝。其次是北西向和北东向裂缝,近南北向裂缝的开度和渗透率最小。因此，在油田开发中近东西向裂缝中流体的渗流速度最快,东西方向的动态反映最明显，如:头台油田开发初期37口水淹井,其中东西向有32口，占86.5%。HILLITRR.DoseTheSituStressFieldControlTheOrientationofOpenNaturalFracturesInSub-SurfaceReservoirs?/12thAsegEtA1GeophysConf（SydneyAustralia,勿3-2797）Procl实际上裂缝油田控制注水压力并不是使岩层不破裂,而是控制不同方向裂缝组系的张开度。对于天然裂缝不发育或裂缝与最小水平主应力方向一致的地区可适当提高注水压力，而对于天然裂缝具有多向性或天然裂缝与最小水平主应力方向不一致，并且最大、最小水平主应力差别较小的储层而言，控制适当的注水压力是非常必要的。[4]低渗透油田开发井网部署或开发方案调整不仅仅要依据天然裂缝发育方向，更重要的是要依据不同油田或区块的地应力分布情况进行。[4]裂缝、地应力研究应始于油田开发的前期工程并贯穿于油田开发的全过程。构造应力场与天然裂缝的形成、分布及发育程度有关，现今应力场则不仅影响天然裂缝在地下的赋存状态及有效性，而且控制了人工压裂裂缝的形态和延伸方向。低渗透油田的合理开发，应考虑现今地应力状态下的天然裂缝和人工压裂缝的综合影响，开发时，注水压力应低于地层破裂压力，不应沿天然裂缝方向和最大水平主应力方向部署注采井。[6]当天然裂缝方向与现代应力场最大水平主应力方向平行时，天然裂缝在地下的开度最大,连通性最好，裂缝对流体的导流能力也最强。当天然裂缝方向与最大水平主应力方向垂直时裂缝开度最小，连通性最差，对流体的导流能力也最弱。当天然裂缝方向与最大水平主应力方向有一定夹角时，裂缝开度、连通性及对流体的导流能力居中，且夹角越大，对流体的导流能力也越弱。对都善油田有天然裂缝的岩芯所做的三轴力学实验结果也同样表明，压力增加到一定数值时,岩芯首先沿原破裂面方向产生破裂。天然裂缝与最大水平主应力方向夹角越小人工压裂时，天然裂缝越容易压开,即人工压裂缝沿天然裂缝产生而不会产生新缝；当天然裂缝与最大水平主应力方向夹角很大时，人工压裂缝将沿最大水平主应力方向延伸。当天然裂缝方向与现代应力场最大水平主应力方向平行时，天然裂缝在地下的开度最大,连通性最好，裂缝对流体的导流能力也最强，且人工压裂缝沿天然裂缝方向延伸。地应力研究对低渗透油田注水开发具指导意义。注水开发时，注水压力应低于地层破裂压力;井网部署时，不应沿天然裂缝方向和最大水平主应力方向部署注采井。张莉，岳乐平,杨亚娟。都善油田地应力、裂缝系统与油田开发。石油与天然气地质，1999，20（4）:30-32[6]ZhangLi,YueLeping,YangYajuan.In-situstress,fracturesystemandoil-fielddevelopinShanshanoilfield.OIL&GASGEOLOGY，1999，20（4）:30-32裂缝性低渗透油藏最突出的特点有3个：一是储层存在天然裂缝，裂缝具有方向性，且不同油田其裂缝发育程度不同；二是裂缝渗透率较基质高，裂缝是储层的主要渗流通道，基质则是储层的主要储积空间；三是若注采井处在裂缝系统上，油水运动受裂缝控制，出现不均匀性。分析结果表明：加密井的布署应全面综合考虑。1、 认真分析加密井区的应力场方位及数值，确立最大最小应力方向，确定哪些方向的裂缝易开启或已开启。2、 根据区块临界开启压力分布状况，结合目前邻近水井的注水压力及注水状况及裂缝的开启顺序，确立该水井已开启裂缝的方向及规模，避免直接钻遇该方向的裂缝。3、 根据龟裂系数法及岩心观察确定该区块的裂缝发育密度，预测待钻井点的裂缝发育情况及与相邻近的水井裂缝的搭接关系，避免因多向裂缝搭接而造成的水淹。4、对裂缝相对发育区，提早进行关井泄压，以避免因地下压力过高而使钻井部位出现裂缝天然裂缝在压裂时活动与否，主要取决于地应力差、岩石和天然裂缝的抗张强度及裂缝与最大主应力方向间的夹角等因素;在压裂造缝时要充分考虑现今应力场特征、岩石和天然裂缝的力学特征及其组合规律。[]李玉喜，肖淑梅.储层天然裂缝与压裂裂缝关系分析[J].特种油气藏,2000,7(3):26-29在人工压裂造缝时，由于天然裂缝的抗张强度小于岩石的抗张强度，因此若条件合适，天然裂缝会优先张开并相互连通形成压裂裂缝，使压裂裂缝不再严格地沿着最大主应力方向延伸，并控