《1 前言》
1 前言
近年来油气勘探开发实践表明, 低渗透储层是我国陆相沉积盆地中的一种重要类型
大庆油田外围主要属于低渗透或特低渗透、储量丰度低的难采储层, 从已投产井看, 油层条件差, 低效井数多, 具有注采比高、成本高、渗透率低、产量低、开发难度和管理难度大等特点。台肇地区就是大庆外围这类低渗储层的典型代表, 自2000年采用300 m井距、反九点面积注水开发以来, 含水和注水压力上升速度快, 水淹水窜严重, 平面矛盾严重, 油井见水不均匀, 低产低效井较多, 采收率低。为此, 在对该区地质进行精细研究的基础上, 开展了裂缝分布规律及其对开发影响的研究, 探索适合这类油田开发的井网和注水调整方案, 为台肇地区综合治理及部署提供地质依据。同时, 对大庆油田外围甚至全国其他地区类似油田的高效合理开发具有指导作用。
台肇地区位于大庆长垣的南侧, 由东部的肇212区块和西部的台105区块组成。构造上台肇地区属于三肇凹陷永乐向斜西翼, 为受近南北向为主的正断层控制的地堑、地垒和断阶相间的构造, 总体上南浅北深。该区主要目的层为下白垩统姚家组一段中下部的葡萄花油层, 油层顶面埋藏深度1 340~1 530 m, 厚度13.3~31.2 m, 主要受北部三角洲沉积体系控制, 三角洲前缘相席状砂、水下分流河道砂体以及滨湖浅水相的沿岸砂坝为其主要储集层, 其平均有效孔隙度为11.3 %~20.1 %, 平均空气渗透率为36.8×10-3μm2, 属中低孔低渗透油层。
《2 储层裂缝分布规律》
2 储层裂缝分布规律
《2.1 储层裂缝的分布特征》
2.1 储层裂缝的分布特征
通过吉林哈达山野外露头、岩心与薄片裂缝观察与分析, 台肇地区葡萄花油层主要发育高角度构造裂缝, 它们成组出现, 切穿深度较大, 具有方向性明显、分布规则及相应的缝面特征。此外, 在泥质岩中还有少量的低角度顺层滑脱裂缝和成岩裂缝, 它们平行层面分布, 并具有擦痕和镜面等特征。根据12口井650多米岩心统计, 裂缝倾角大于70°者占61.4 %, 裂缝倾角为10°~ 30°者占27.3%, 高角度裂缝在不同的岩性中均有分布, 而低角度裂缝主要分布在泥质岩类中。
裂缝的充填程度较弱, 岩心和薄片裂缝中有矿物充填者小于10 %, 主要表现为局部被方解石和石英充填, 表明该区绝大多数裂缝都是属于有效裂缝。裂缝中含油性好, 裂缝中具明显含油者占裂缝总数的1/3以上, 反映裂缝在地层条件下的储渗作用, 它们既是有效的储集空间, 又是主要的和有效的渗流通道, 控制着储层中流体的渗流系统, 对油田注水开发有重要的直接影响。
《2.2 裂缝参数定量描述》
2.2 裂缝参数定量描述
根据地磁和微层面岩心定向
表1 台肇地区葡萄花油层部分岩心裂缝方位数据表 Table 1 The orientation of fractures from cores orientated by geomagnetism and microbedding plane in Putaohua reservoir in Taizhao area
《表1》
| 井号 | 深度/m | 裂缝方位/ (°) | 确定方法 |
| 肇21 | 1491.2 | 92.3, 2.3, 32.3 | 地磁定向 |
| 肇212 | 1520.1 | 272.4, 2.4 | 地磁定向 |
| 源27 | 1455.8 | 310, 70, 10 | 地磁定向 |
| 台105 | 1401.3 | 313.4, 84.7, 49.2 | 地磁定向 |
| 台601 | 1515.7 | 325.5, 15.5 | 地磁定向 |
| 台601 | 1505.6 | 8 | 微层面 |
| 台10 | 1413.0 | 95, 5 | 微层面 |
| 台111 | 1268.8 | 272 | 微层面 |
通过该区657.6 m岩心和273块薄片裂缝的统计, 台肇地区葡萄花油层平均岩心裂缝线密度为0.62条/m, 其中西部的台105区块为0.7条/m, 东部的肇212区块为0.47条/m;微观裂缝的平均面密度为0.23 cm/cm2, 其中台105区块为 0.28 cm/cm2, 肇212区块为 0.21 cm/cm2, 反映台105区块葡萄花油层裂缝比肇212区块发育, 这与用“分形几何方法”计算结果完全一致。台105区块裂缝的平均分数维D值为1.32, 肇212区块裂缝的平均分数维D值为1.20。根据不同部位裂缝的分形几何计算
根据岩心岩石力学层划分及测井曲线对比分析, 裂缝的切穿深度一般小于1 m, 反映裂缝主要在层内发育。根据野外裂缝高度和延伸长度的相关关系, 裂缝在平面上的延伸长度一般小于10.0 m。根据高温高压岩石物理模拟研究, 该区岩心裂缝恢复至地层围压条件下的地下张开度主要为50~100 μm, 微裂缝地下张开度主要为10~20 μm。
利用Monte Carlo逼近法计算
表2 台肇地区葡萄花油层分组裂缝综合评价表 Table 2 Synthetical evaluation of fractures in Putaohua reservoir in Taizhao area
《表2》
| 裂缝方位 | EW向 裂缝 | NW向 裂缝 | NE向 裂缝 | SN向 裂缝 |
| 平均裂缝间距指数I值 | 1.02 | 0.78 | 0.72 | 0.85 |
| 平均裂缝开度/μm | 100 | 70 | 65 | 50 |
| 平均渗透率/10-3 μm2 | 499.0 | 171.2 | 137.0 | 62.4 |
《2.3 影响裂缝发育因素分析》
2.3 影响裂缝发育因素分析
裂缝的发育程度受岩性、层厚、断层、应力等因素影响。整体上, 砂岩中裂缝比泥质岩发育, 随着泥质含量增加, 裂缝发育程度降低。裂缝的分布受岩层控制, 裂缝分布在岩层内, 与岩层垂直, 并终止于岩性界面上。裂缝的间距服从对数正态函数分布, 在一定层厚范围内, 裂缝平均间距与岩层厚度呈较好的线性关系
《2.4 储层裂缝的动态研究》
2.4 储层裂缝的动态研究
台肇地区从2000年开始投产, 采用反九点法面积注水井网, 井排方向为EW向, 井距300 m。经过2年多的注水开发, 在动态上明显地表现出油层天然裂缝发育的特征。根据脉冲试井、示踪剂和注水动态分析, 该区油井见水和水淹以及油井压力变化都具有较为明显的方向性, 在东西向注水井排的油井见水早, 含水上升快, 综合含水和压力高, 而其它方向收效明显变差。反映台肇地区东西向裂缝的连通性和导流性好, 这主要与该区现今地应力作用下裂缝渗透各向异性和注水压力超出东西向裂缝的开启压力有关。在北西西—南东东向现今地应力场作用下, 近EW向裂缝呈拉张状态, 连通性好, 渗透率高。因此, 该区虽然存在4组裂缝, 但目前主要表现出近EW向裂缝为主渗流裂缝的特征。
《图1》
图1 裂缝的平均间距与岩层厚度关系图 Fig.1 The relation of mean fractures spacing and layer thickness
《图2》
图2 台肇地区裂缝密度与断层关系分布图 Fig.2 The relation of fractures density and fault in Taizhao area
《3 裂缝对油田开发的影响》
3 裂缝对油田开发的影响
《3.1 对井网部署的影响》
3.1 对井网部署的影响
裂缝主要通过渗透率各向异性来影响井网部署
表3 不同井网在开发初期和第15年末的开发指标 Table 3 The development index of different well spacing in the initial stages and the end of 15 years
《表3》
| 方案 | 生产井 数/口 | 注水井 数/口 | 初期单井产 油/m3· d-1 | 初期采油 速度/% | 15年末累 积产油/ 104t | 15年末累 积产水/ 104 m3 | 15年末 含水/% | 15年末采 出程度/% | 备注 |
| 五点井网 | 11 | 11 | 4.6 | 2.32 | 9.79 | 16.61 | 85.80 | 14.19 | 300米井网 |
| 矩形井网 | 17 | 5 | 3.0 | 2.33 | 11.78 | 14.32 | 85.50 | 17.07 | 沿裂缝线性注水, 水井井距600m, 油水井排距150~180m |
| 菱形井网 | 17 | 5 | 3.0 | 2.34 | 11.73 | 14.37 | 85.05 | 17.00 | 菱形长对角线方向为裂缝方向, 井距为450~500m, 排距150~180m |
| 反九点井网 | 17 | 5 | 3.0 | 2.29 | 11.20 | 14.98 | 85.20 | 16.24 | 注水井排与裂缝方向平行 |
| 反九点井网 | 17 | 5 | 3.0 | 2.34 | 11.62 | 14.5 | 84.05 | 16.85 | 注水井排与裂缝呈22.5°夹角 |
| 反九点井网 | 17 | 5 | 3.0 | 2.33 | 11.64 | 14.40 | 85.30 | 16.87 | 注水井排与裂缝呈45°夹角 |
《3.2 对注水的影响》
3.2 对注水的影响
裂缝对注水开发效果影响十分显著。根据2个井组的示踪剂测试, 该区裂缝使注入水的平均推进速度达32~65 m/d, 注水后裂缝开启的渗透率可以高达1 920×10-3 μm2 以上, 比注水前裂缝的渗透率高4倍以上, 是储层基质孔隙渗透率的52倍, 反映裂缝对油田注水开发影响十分明显, 它通过控制注入水在地下的流动规律来影响油田开发效果。
根据仿真模型的微观蚀刻渗流实验, 裂缝与井排方向对注水开发效果影响十分明显, 当注采井与裂缝方向平行时, 裂缝加剧了注入水的突进速度, 含水上升速度块, 采收率低。当注采井与裂缝方向垂直时, 注入水首先把油驱向裂缝, 裂缝起集输原油作用, 并使注入水向裂缝两侧扩展, 增大了注入水的波及系数, 提高了采收率
由于低渗透砂岩储层及其泥岩夹层中裂缝较发育, 地层破裂压力下降, 注入压力极容易超过地层破裂压力, 造成储层和泥岩夹层中的裂缝张开和延伸, 使注入水沿裂缝快速流动, 引起层内和层间水淹水窜, 油层吸水指数下降, 水驱效果变差, 并容易形成剩余油。同时, 由于泥岩中近水平成岩裂缝和滑脱裂缝发育, 泥岩吸水时发生膨胀, 还容易导致泥岩层滑动, 引起套管变形甚至断裂现象
《3.3 对压裂的影响》
3.3 对压裂的影响
通常认为, 人工裂缝的展布方向总是垂直于现今地应力场的最小主应力方向扩展
台肇地区现今地应力场的最大主应力方向为北西西-南东东方向, 但该区5口井微地震监测的人工裂缝的方向为东西向, 反映人工裂缝主要是沿东西向天然裂缝扩展的。因此, 对该区非东西油水井连线方向的低效井可以适当加大压裂改造规模, 而对油水井同排的油水井不宜进行压裂。
《4 开发调整对策》
4 开发调整对策
针对台肇地区注水开发过程中暴露出的主要矛盾和实际地质条件, 以肇212断块为例, 运用CMG油藏数值模拟软件, 对该区现有井网加密调整的油藏数值进行模拟研究
方案1是在现有井网条件下, 将注水井排上的高含水油井转注, 形成线性注水以后, 再在油水井对角线打加密井, 转为2排水井夹3排油井的行列注水井网, 排距300 m, 井距300 m, 油水井距212~300 m (图3a) 。调整后油水井数比下降到2.25, 水驱控制程度提高到94.4 %, 比原井网提高了1.5 %, 转注井平均单井日产液量为11 t。方案实施后, 当年可获较好的经济效益;10年评价期末, 采出程度比原方案提高了1.04 %, 当含水为98 %时, 采出程度为24.5 %, 比原方案提高了1.14 %。
根据该区高角度裂缝发育的特点, 方案2为采用钻水平井开发。与直井相比, 水平井井底流体的流速低, 渗流阻力小, 又增加了泄油长度, 从而提高了产能, 增加了阶段采收率。这是经济效益最好的一种方案, 在方案实施当年, 就可获较好的经济效益;10年评价期末, 采出程度比原方案提高1.11 %, 当含水为98 %时, 采出程度为24.98 %, 采出程度比原方案提高了1.52 %。
在含油丰度较大的井区, 可以采用方案3, 即在现有注采井网基础上, 转注2口油井, 并打4口加密油井和4口加密水井, 形成早期利用东西向裂缝、晚期利用北西向裂缝的注采井网 (图3b) 。调整后的油井排井距223.6 m, 注水井排井距335.4 m, 油水井间排间垂直距离134.2 m, 油水井数比降到1.67, 水驱控制程度提高到95.3 %, 比原井网提高了2.4 %。方案实施当年, 可获较好的经济效益;10年评价期末, 采出程度比原方案提高了0.9 %, 当含水为98 %时, 采出程度为25.10 %, 采出程度比原方案提高了1.64 %, 这是采收率最高的一种调整方案。
《5 结论》
5 结论
我国裂缝性低渗透油气藏的储量动用程度低, 开发效果普遍不好, 主要与储层中裂缝的分布及其对开发的影响有关。台肇地区葡萄花油层为大庆
表4 加密调整方案第10年末开发指标对比表 Table 4 The contrast of development index of adjustment scheme at the end of 10 years
《表4》
| 方案 | 日产油/ t·d-1 | 累积产油/ 104t | 日产水/ m3·d-1 | 累积产水/ 104 m3 | 采出程度/ % | 含水/ % | 备 注 |
| 方案0 | 7.9 | 9.23 | 38.9 | 12.26 | 13.38 | 83.1 | 目前反九点面积注水井网 |
| 方案1 | 7.8 | 9.95 | 50.9 | 15.63 | 14.42 | 86.6 | 转注2口井, 加密4口油井 |
| 方案2 | 9.4 | 10.00 | 46.2 | 14.67 | 14.49 | 83.1 | 打1口水平井 |
| 方案3 | 7.5 | 9.85 | 51.4 | 15.93 | 14.28 | 87.3 | 转注2口, 加密4口油井, 4口水井 |
油田外围具有代表性的低渗透储层, 主要发育有近东西向、近南北向、北西向和北东向4组高角度构造裂缝, 其发育程度依次由强变弱。受现今地应力的影响, 该区近东西向裂缝连通性好, 地下张开度和渗透率最大, 是该区的主渗流裂缝方向;其次是北西向、北东向裂缝, 近南北向裂缝渗透性最差。裂缝平均线密度0.62条/米, 地下张开度50~100 μm, 渗透率62.4~499.0×10-3μm2。裂缝的发育程度受岩性、岩层层厚、断层、构造应力等因素的影响。
裂缝是影响低渗透油田开发效果的主要因素, 对低渗透油田井网部署、注水和压裂等方面都有重要的影响, 它是导致该区油井见水早、上升快的主要原因;此外, 微幅度构造、砂体展布造成的储层渗透率非均质性也对开发效果有一定的影响。根据该区的储层地质特征、注水动态特征和油藏数值模拟, 该区适应于用矩形井网和菱形井网开发, 开发效果比现有的反九点井网及五点井网好。由于储层裂缝发育, 降低了地层破裂压力, 注入压力极容易超过地层破裂压力, 注入水沿裂缝快速流动, 引起水淹水窜, 使水驱效果明显变差, 因而在低渗透油田注水开发中, 控制注水压力十分重要。在压裂过程中, 人工裂缝的分布受现今地应力和天然裂缝双重因素控制。
根据裂缝及其渗流特征, 在现有反九点面积注水基础上, 可以采用东西向注水井排高含水油井转注加密调整;由于该区发育高角度裂缝等特征, 可以用水平井进行开发;同时, 考虑油田注水开发过程中各组裂缝渗透性变化情况, 还可以采用早期利用东西向主裂缝、中晚期利用北西向裂缝的调整方案。并可以采取早期温和注水、控制注水压力、转为线性注水方式、开展动态调配水与脉冲式周期注水、进行注采系统和井网加密调整、选择压裂井与控制压裂规模等开发调整对策, 可取得较好的效果。
京公网安备 11010502051620号
