特低渗透砂岩油藏动态裂缝成因及对注水开发的影响——以安塞油田王窑区长6油组为例

安塞油田王窑区长6油组主要发育北东—南西向、近南北向2组天然裂缝,在注水开发过程中,注入水水淹方向与天然裂缝发育方向并不完全一致。在分析天然裂缝发育特征的基础上,结合不同开发阶段的油水井生产动态、吸水剖面和时间推移试井等资料,利用库伦破裂准则和格里菲斯裂缝扩展理论研究动态裂缝成因。结果表明,随着注入水压力的升高,原本无效的天然裂缝选择性开启和方向性扩展、延伸、沟通而形成的动态裂缝造成水淹,研究区动态裂缝的开启压力为20~23 MPa,延伸方向为北东65°~75°,与现今最大水平主应力方向一致。动态裂缝加剧了储层非均质性,造成现今最大水平主应力方向的快速水淹、水窜,降低了平面上和纵向上的动用程度,从而影响了油藏开发效果。     

低渗透油藏注水诱导裂缝特征及形成机理——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例

以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例,在分析低渗透油藏注水开发动态特征的基础上,阐明了注水诱导裂缝的基本特征并研究其形成机理,最后利用数值模拟技术对该区注水诱导裂缝的主要形成机理进行了模拟。注水诱导裂缝指低渗透油藏在长期的注水开发过程中,当注水压力超过各类裂缝开启压力或地层破裂压力而形成的以水井为中心的高渗透性开启大裂缝或快速水流通道。它是低渗透油藏长期注水开发过程中所表现出的新的开发地质属性和最主要的非均质性,对于长期水驱的低渗透油藏来说具有普遍性和必然性。注水诱导裂缝有3种形成机理,当注水压力过高,超过天然裂缝的开启压力使天然裂缝张开、扩展和延伸,或超过地层破裂压力使地层中不断产生新的破裂,或使注水井周围因射孔、压裂等生产或增产措施所导致的不同类型的人工裂缝张开等均可形成注水诱导裂缝。安塞油田长6油藏普遍发育与现今最大水平主应力方向近一致的以雁列式排列的高角度构造剪切裂缝,当注水压力超过这类裂缝的开启压力并使裂缝张开、延伸扩展并相互连通,是该区注水诱导裂缝的主要形成机理。油藏数值模拟表明,随着注水诱导裂缝规模的不断扩大,注水井井底压力相应的表现出连续的不规则的周期性变化。     

鄯善油田地应力、裂缝系统与油田开发

以吐哈鄯善油田为例,分析地应力对低渗透砂岩油田裂缝(包括天然裂缝和人工压裂裂缝)的控制作用,研究地应力对低渗透砂岩油田井网部署和注水开发的影响。认为,古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。     

安塞王窑调整更新井实现近平衡压力安全钻井技术浅析

安塞王窑调整更新井钻井的主要难点,是对长期注水后形成的异常高压机理认识不清,难以真正落实近平衡压力钻井,造成以前调整井钻井经常出现“喷、卡、漏、塌,地层污染严重”等技术难题。本文在分析油藏地质特点,地层裂缝发育走向、注水压力推进方向等因素的基础上,提出王窑区钻井压力预测计算的合理方法,并通过初步试验,取得了较好的效果。     

高压注水井裂缝分析及合理压力界限的确定

油田在高压注水过程中，有些吸水指示曲线出现弯曲现象。采用流度分析和注水过程中引起的地应力变化方法，判定注水过程中是否有裂缝产生，并确定出高压注水的合理压力界限。通过对2口井的计算分析，说明高压注水过程中造成吸水指示曲线弯曲的原因是注入水降低了地层的地应力，使得井底附近有微裂缝产生。通过注水与地层温差引起的地应力变化及注水使孔隙压力增加引起的地应力变化，导致在注水过程中井底附近的地层破裂压力降低。当高压注水时，可控制高压注水压力使之低于地层破裂压力，以防在注水中油层产出裂缝，避免水沿裂缝窜流，影响注水的开发效果。     

特低渗透油田裂缝发育区剩余油分布及调整技术

安塞油田为特低渗透油田,局部裂缝较发育,注水开发后部分油井含水上升快,而周围存在较大范围的低产低效井,降低了注水波及系数,影响油田开发效果。通过研究裂缝发育区水驱油特征并认识其剩余油分布规律,提出挖潜裂缝发育区（ 块） 剩余油的调整技术。现场应用结果表明,该技术能有效地改善油田开发效果。研究过程中,应用微观砂岩模型观察双重孔隙介质模型的水驱油方式,结合裂缝发育区典型井组动态反映、沿裂缝注水试验及检查井的结果,确定安塞油田裂缝发育区水驱油方式主要为裂缝部分基质孔隙驱油,其结果是剩余油大量分布在裂缝侧向,并且主要受油层物性、裂缝发育程度及井网部署方式的控制。提出与裂缝垂直距离约１２０ｍ 加密调整是安塞油田裂缝发育区目前有效的调整方向。图１ 表２ 参１（ 熊维亮摘）     

安塞油田特低渗透油藏有效驱替压力系统研究及注水开发调整技术

安塞油田特低渗透油藏的非均质性较强，注水开发启动压力梯度大，天然微裂缝较发育和油井见水后采液，采油指数下降等因素对注水开发效果的影响日益突出，应用压力叠加原理研究地层压力分布规律，计算注采井间压力及压力梯度分布曲线，结合室内试验及现场测试确定的启动压力梯度值，确定建立有效驱替压力系统的合理排距，开展以强化注水、不稳定注水、沿裂缝线状注水、注水产液剖面调整为主的注采调整以及裂缝侧向加密调整，取得了明显稳产效果。     

裂缝型新肇油田注水开发特征研究

分析了储层天然裂缝和人工裂缝对新肇油田注水开发的影响;将“龟裂系数”和威利公式相结合,对油田不同区块裂缝的发育程度进行对比;根据注水压力的变化,研究了裂缝的开启过程及开启压力;通过线性注水试验,确定了比较适合裂缝发育方向单一油田的合理注采井网。     

安塞特低渗透油田裂缝发育区剩余油分布及调整技术

利用微观砂岩模型观察双重孔隙介质模型的水驱油方式,结合裂缝发育区典型井组动态反映、沿裂缝注水试验及检查井的结果,描述了裂缝发育区水驱油特征,确定安塞油田裂缝发育区水驱油方式主要为裂缝－部分基质孔隙驱油;总结了该类型油田（区块）的剩余油分布规律,认为油层物性、裂缝发育程度以井网部署方式是剩余油分布的主要控制因素;解剖裂缝侧向加密调整效果,提出裂缝发育区（块）剩余油的调整挖潜方向。针对裂缝发育区剩余油     

应用试井方法分析安塞长 6 低渗裂缝型和孔隙—裂缝型注水油藏参数变化特征

以长庆安塞油田王窑中西部长6特低渗裂缝型C井区和孔隙-裂缝型A井区注水油藏为例,利用现有的试井资料分析研究,成功地进行了油水井渗透率平面变化特征、渗透率、表皮系数、地层压力随时间动态变化特征的定性、定量分析。本文方法和结果已进一步用于低渗各类型注水油藏的井间连通情况、分析注采平衡、判断渗流特性,为合理选择注水时机、强度提供依据。     

裂缝性低渗透油藏稳态渗流理论模型

随机分布在储集层中的天然裂缝不同于与油水井相连通的人工裂缝,进行稳态产能方程研究时,在数学上用常规方法难以对其进行处理。用等值渗流阻力法解决了这个难题,建立了裂缝性低渗透油藏稳态渗流的理论模型。可利用该模型来研究天然裂缝参数对产量及压力的影响规律,也可研究人工裂缝参数对压裂直井产量的影响规律。该模型具有对裂缝参数考虑较全、简单实用的特点。计算实例从理论上说明了低渗透油藏中,油水井部署在天然裂缝发育处开发效果较好的原因。     

低渗透裂缝性油藏水力缝延伸特征分析 --以克拉玛依油田百31井区佳木河组油藏为例

在分析百31井区佳木河组油藏天然缝发育特征、现今应力特征、水力缝延伸特征的基础上,重点分析了天然缝和现今地应力对水力缝的影响,归纳了低渗透裂缝性油藏水力缝的分布规律。天然缝发育特征、现今应力场特征不但决定了水力缝分布特征,而且直接影响着压裂施工;百31井区佳木河组油藏油井压裂时水力缝基本上都是沿天然缝延伸或对天然缝进一步改造和沟通;油井射孔段天然缝产状、发育程度、水平应力大小直接影响着压裂施工压力。     

裂缝性油藏注水开发水淹力学机理研究

裂缝性低渗透油藏发育着复杂的裂缝网络,随着注水开采程度的加深,过高的注入压力和过量的注水会引起微裂缝开启、起裂、扩展和相互贯通,在注采连线形成高渗透带,导致注入水单向突进,油井含水上升快,造成油井水淹和窜流严重,降低了油田的最终采收率。针对注水开发过程中储层裂缝系统的演化贯通给油田开发带来的困难,研究分析了天然裂缝内注入水渗流对裂缝起裂的影响,应用岩石断裂力学理论分析了天然裂缝性储层在注水开发过程中裂缝系统的相互作用,研究了注入压力作用下天然裂缝的开启、扩展延伸和相互贯通的力学机理,对天然裂缝性储层注水开发过程中研究裂缝的分布规律、确定合理的注水方式和注水压力、延缓注水 开发过程中油井方向性水窜和水淹速度具有重要的理论指导意义。
     

有限厚度地层中水平缝滤失计算模型研究

压裂液向地层的滤失速度是压裂设计和压后评估分析时确定裂缝几何尺寸最关键的因素之一.现有的水平缝滤失计算模型是针对均质储层而建立的,不能用于裂缝性储层压裂液的滤失计算.基于裂缝性储层的流体渗滤理论,建立了有限厚度裂缝性地层中通过水平缝的压裂液滤失模型,采用付氏正交变换原理对模型进行求解,获得了便于实际应用的解析解.应用表明,裂缝性油藏水平缝滤失速度随滤失时间而降低,但等效的综合滤失系数却随滤失时间的增加而增加.采用滤失速度与滤失时间的平方根成反比的经典滤失理论计算水平缝中受净压力影响的压裂液滤失速度会带来较大误差.论文模型和计算结果对于水平缝的压裂设计具有一定指导意义.     

低渗透储层垂直缝延伸规律研究

随着我国低渗透砂岩油藏越来越多地被发现并投入开发,人们逐步认识到裂缝性低渗透油田开发的特殊性：不仅基质岩块具有低渗透开采的特点,而且由于天然或人工裂缝的存在,大大改变了流体在地层的流场。在注水开发过程中,发现沿裂缝方向有水窜现象,直接影响了注水开发效果。为研究裂缝的延伸规律,首先做了一些假设,根据假设,建立了裂缝延伸模型,然后用标准的四阶Runge-Kutta法可迭代解出裂缝几何尺十、缝中流量分布和压力分布。以安塞油田王窑区长61储层参数为例,设计了不同的方案,对裂缝的延伸规律进行了研究,认为：侧向应力不高、储层致密是造成注水时裂缝张开并大距离延伸的主要原因;裂缝延伸长度与注入量成正比,而与渗透率和裂缝内外压差成反比。建议通过周期性注水来延缓水沿裂缝窜进到油井的时间。     

四川省宜宾地区龙马溪组页岩水力裂缝形态实验研究

水力压裂技术是页岩储层开发中的关键技术之一,如何实现储层改造体积的最大化,是制约当前页岩储层高效开发的技术难题。通过开展水力压裂物理模拟实验,直接观察水力压裂裂缝扩展形态,有助于准确认识裂缝扩展机理。通过对762mm×762mm×914mm四川盆地龙马溪组页岩露头和人工样品开展针对性实验研究,分别考察了天然裂缝,泵注参数(排量、黏度)对该龙马溪组页岩水力压裂裂缝形态的影响,同时采用声发射监测技术,对页岩储层声发射事件分布规律进行分析。结果表明,天然裂缝的存在是实现储层复杂裂缝形态的必要条件之一,其分布形态又决定了水力裂缝形态的复杂程度;对水力裂缝形态的评估需要将施工净压力、排量、黏度三者结合考虑,提高施工净压力有利于形成复杂裂缝,随着施工排量或黏度的增长,净压力呈现先增大后减小的规律,即当排量或黏度过高时,裂缝形态又趋于单一化;声发射监测结果能够客观反映裂缝在三维空间内的扩展趋势,声发射率和振幅与泵注压力曲线趋势一致,出现多个峰值,表明页岩水力裂缝扩展具有明显的非连续特征。本工作为页岩压裂机理研究探索了实验方法,为该区块现场体积压裂工艺设计、改造后评估提供实验依据。     

低渗透油气藏水平井分段多簇压裂簇间距优化新方法

水平井分段多簇压裂中簇间距的大小是决定水平井分段多簇压裂成败的关键因素。为提高低渗透油气藏储层压裂改造效果,需建立合理的簇间距优化模型,而现有的优化方法多以应力反转半径作为最佳间距,并未定量化表征压裂后的储层改造效果。为此,基于弹性力学基础理论和位移不连续法建立了考虑水力裂缝干扰模式下的复杂地应力场计算模型,研究了天然裂缝在复杂地应力场条件下发生张开和剪切破裂形成复杂裂缝网络的规律,再以获得最大缝网波及区域面积为优化目标,形成一种新的簇间距优化方法。研究结果表明:(1)张开的水力裂缝会在其周围产生诱导应力,压裂液的滤失则会导致地层孔隙压力变化,相应的地层孔隙弹性应力也会发生变化;(2)天然裂缝剪切破裂区域与张开破裂区域重叠,且前者要远大于后者,可采用天然裂缝剪切破裂区域面积来表征复杂裂缝网络波及区域的大小。采用该方法指导了现场水平井的簇间距优化设计,实验井压裂后取得了理想的增产效果,为低渗透油气藏水平井分段多簇压裂的簇间距优化设计提供了借鉴和指导。     

火山岩储层水平井分段压裂剪切破裂体积模拟方法

火山岩储层压裂对天然裂缝的有效激活可改善储层渗流能力,提升压裂效果。因此,火山岩储层水平井分段压裂的天然裂缝剪切破裂体积和剪切位移的模拟与表征,对量化储层改造充分程度、优化压裂工艺设计具有重要意义。针对裂缝性火山岩储层水平井分段压裂水力裂缝的动态延伸行为,考虑扩展裂缝对应力-压力场的干扰作用,以此触发天然裂缝的剪切破裂机制,建立了火山岩储层水平井分段压裂剪切破裂体积模拟方法。研究表明:剪切破裂体积随着水平应力差、天然裂缝逼近角、弹性模量、压裂液总量及注入排量的增大而增大,随着天然裂缝内聚力的增大而减小;泊松比对剪切破裂体积的影响不明显。该方法实现了对火山岩储层水平井分段压裂剪切破裂体积的定量模拟与表征,对提高火山岩储层压裂的优化设计及压后效果评估具有重要的理论指导意义和矿场应用价值。     

低渗透油气藏近破裂压力注水的可行性——以北三台油田北十六油藏为例

低渗透油气藏的特点决定了注水启动压差大,注入压力高,欠注问题严重。压裂、酸化、超声波等增注措施均存在增注水量少、有效期短的问题。当注水压力达到地层破裂压力时,在注水井附近易形成微裂缝,提高近井地带地层渗透率,而注入水沿裂缝壁快速滤失,裂缝延伸压力下降,致使裂缝延伸的长度与高度有限,对隔层、套管的影响较小。北16低渗透油气藏通过近破裂压力注水,注水量增加,地层压力回升,注水波及体积增大,油井见效明显,预测采收率提高。