大庆油田有限责任公司第九采油厂敖古拉采油作业区 黑龙江大庆
摘要：裂缝性油藏有着较强的非均质性，较强的应力敏感性，进行常规注水时容易发生水窜和较严重的水淹，且很难开发出基质中的原油。对于裂缝性油藏的开发，可以通过能量的补充使地层压力保持，能有效改善开发效果。同时还可通过对井距和排距的调整来保证效果。
关键词：裂缝性油藏；裂缝方向；井排方向
对于裂缝性双重介质油藏的开发存在一定的特殊性，本文主要是通过对其开发中的影响因素进行分析来探讨合理的开采方式。首先是对开采方式、裂缝方向和井排方向以及注采方式进行对比分析，在结合实际生产来对结果进行分析。结果表面，对于裂缝性油藏，要想获得较好的开发效果，可采取油水井交错布置进行补充能量开采，水井的部署沿裂缝方向。
1 油藏裂缝特征识别
1.1 岩芯观察法识别裂缝特征 油藏裂缝最直接有效的预测和观察方法是岩芯观察法，通过对岩芯宏观和微观的观察，可获取岩芯裂缝多项参数，为裂缝特征研究提供基础数据；另外，岩芯观察法还可作为其他方法的辅助手段，检验预测结果的准确性。
以A油田为例，对该油田的6口油井的岩芯取样观察，发现其中的5口油井有垂直裂缝，这充分说明该地区油层裂缝的发育较为充分，且以高角度裂缝为主，斜交缝偏少。据此，可预测储层裂缝方位主要为垂直缝和高角度裂缝。野外地质露头表明该地区裂缝发育主要有东西向和南北向两组，且东西向裂缝发育程度较高，两组裂缝间距大、延伸远、涉及范围较广，属于稳定的区域裂缝；同时局部地区有北东向和北西向共轭裂缝，但发育程度和规模较小。
1.2 示踪剂测试技术识别裂缝特征 示踪剂测试技术是将示踪剂注入到注水井中，然后监测周围油井示踪剂浓度情况，再绘制出浓度――时间曲线图，对该曲线进行数值分析后获取地层有关的物理性质参数，从而为油藏地质特征的预测、堵剂用量的确定提供参考；同时还可对油层是否存在高渗透层或大孔道提供必要的辅助数据。利用示踪剂测试技术时，应根据监测井组的动静态资料设计合适的检测方案，并以此作为选择、制备示踪剂的主要依据；注入示踪剂后，在周围生产油井中进行取样、制样，通过专业的实验分析，检测样品中示踪剂的含量，为绘制示踪剂浓度变化曲线提供数据，再结合地质油田的动静态资料，最终确定示踪剂的流动方向、速度、波及情况等各类信息。
在实际生产中，常用的示踪剂为同位素示踪剂，利用该类示踪剂可获取油田井的如下信息：①井组中油井与水井之间的连同情况；②是否存在高渗透带或裂缝；③对井组各井方向高渗透水层的地质参数进行定量分析；④判断井组的流动能力。通过以上四方面信息的获取，可对地质裂缝或高渗透通道的平面或纵向分布情况进行精确判断；利用示踪剂水推速度的差异，确定地质高低；利用同一井组，不同井距油井间示踪剂的时间、峰值浓度、流动能力的不同，判断井组裂缝的分布特征。
1.3 水驱前缘测试识别裂缝特征 油气藏自身活动可诱发轻微地震，如流体在孔隙、裂隙内的流动；天然气聚集或运移过程中引发应力积累和释放；火驱采集时加热诱发岩石破裂；流体排出时地层下沉等。当地震发生时，可通过震源的确定描述地下渗透状况，从而为油气资源的开发提供指导。根据摩尔――库伦准则，孔隙压力升高时也会诱发微地震，因此，向油气田井组注水，可诱发微地震，对其进行监测即可获取重要的地质参数信息，这就是水驱前缘测试技术识别地质裂缝特征的原理。
以B油田为例，该油田对8个注采井组进行了水驱前缘测试，各井组所得水驱波及面积均不相同，这为解释该地区地质特征提供了重要参考。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆测试结果表明，压力升高之前，裂缝方向主要为北东走向；压力升高后，北西走向出现了新的裂缝；西部地区多数井平面矛盾比较明显，而中、东部地区大部分井组则表现出纵向非均质性较强的特征；这说明地层压力对裂缝发育影响较大，应在油藏开采过程中谨慎对待。
2、注采方式
对于裂缝性油藏的开发需要进行外部能量补充，使得地层能量得以保持。在注水的过程中，裂缝同时产生着有利和不利影响，着就需要在进行井网部署时充分考虑裂缝因素，避免其不利影响，发挥有利作用[8]。对采出程度和含水量进行分析，可得出以下结论。如果采出程度相同，相间注水的含水量最高，相邻注水其次，线状注水为最低，所以，为获得更好的开发效果可采取线状注采井网。相关研究发现，在渗透率方面，基质远低于裂缝，垂直裂缝有着更大的驱油阻力，采油井见效比相对困难。
3、实例应用
选取某油气藏为实验对象，该油气藏为缝洞型构造，压溶缝、溶蚀缝合构造缝最为发育，且发育晶间和晶内微溶孔，该储集层较为有利。在储集空间主要是裂缝，裂缝内填充油水云母、硅质、高岭石、白云石和泥质，基质孔隙度为4.8～15.2%，为特低渗储层，平均渗透率为0.025*10-3～1.120*10-3μm？。储集物性在裂缝的发育下得到改善，在进行试油后证实为较好。地面和地下原油密度分别为0.9201g/cm？和0.9126 g/cm？，地面原油的黏度为69.56mPa.s，，含蜡亮为4.02%，沥青质和胶质含量为23.86%，原油凝固点为-5°C。
对于裂缝的分布和识别进行多种方法的研究，对裂缝的发育情况进行了解，在该断块古生界储集空间为裂缝、溶洞和溶孔，类型主要是裂缝-孔隙型，走向为北东-南西。
在对含油储量和范围进行确定的基础上建立三维地质模型，在特定油藏中，唯一确定的是地质参数，但是对于地质的认识上，还不能确定地质参数，这就使得油藏数值模拟历史拟合存在多解。对单井和区块进行历史拟合来获得裂缝参数，进一步优化地质模型，为下一步的开发方式提供更好依据。
在此油藏中，根据实际情况，优化计算井距。在计算的过程中设定整个油藏的产出液量为相同值，同时设定单井的极限含水量为98%，然后再对井距进行计算。
从计算的结果可以看出，井距处于250m到350m之间时，越大的井距得到的采出程度越高，而当井距处于400m到500m时，采出程度则会随着井距的增大而降低，在井距为350m时可得到最高的采出程度。对于排距的设计，如果同意采出程度，排距为100m时得到最长的无水采油期，且含水量上升得最慢。所以对于排距的选择，选为100m左右时最为合适。在此方案的设置下，总投产12口油井，初期基本不含水，在开采半年后的含水量低于10%，开发效果较好。
4 结语
裂缝性双重介质油藏有着较强的非均质性，较强的应力敏感性，进行常规注水时容易发生水窜和较严重的水淹，且很难开发出基质中的原油，但对于此类油藏的开发又有着较为重要的意义。相对于常规油藏，裂缝性双重介质油藏更难开发，且开发的效果较差，当前面对的问题是需要克服存在的技术难题，合理高效的进行开发[1]。在对裂缝性油藏进行注水开发中存在几个关键因素，如注采井网的部署是否优化，特别是裂缝方向和井排方向的优化[2]。在裂缝性油藏的开发中，国内外学者和从业人员通过数值模拟对渗吸采油机理进行分析，探讨了开发效果受开发方式的影响程度。
参考文献
[1]张金铸.油田水驱油藏注采井网失控原因研究[J].中国科技信息 2014（2）：59-60
[2]杨正明.张仲宏，刘学伟，等. 聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油现场试验[J].石油学报 2014（1）：99-106
论文作者:崔振涛
论文发表刊物:《基层建设》2018年第7期
论文发表时间:2018/5/22
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