维普资讯 http://www.cqvip.com 杨庆文等：影响ｂｌＴＺ复杂小断块油田注水开发的地质因素分析 ２９ 蹁 桑小 笈 素分 编写：杨庆文（中原油田分公司国际合作部） 李菊花（胜利油田分公司现河采油厂） 审校：黄正鹏（大庆油田公司设计院） 地震资料无法分辨，在开发早期认识难度较大。 精细构造研究发现，构造等值线存在系统扭动的 地方正是微型小断层分布的部位，根据动态资料验 证，这类５～１５ ｎｌ的微型小断层影响了油层的连通和 注水受效。如在构造等值线系统扭动的ｚ２一ｌ２井一 Ｚ３６井一ｚ２８井注采井组，注水井与采油井的主力吸 水层和主力生产层的砂体对应关系较好，不存在沉积 微相的突变。ｚ２—２８井累积注水２．４×１０ ＩＩ１ ，对应 采油井ｚ２—１２井产量、动液面一直呈下降趋势，产 液量５—６ ｔ／ｄ，动液面在泵口附近。而另一对应采油 主题词 注水开发 小断层 沉积微相 裂缝 稠油环 一井ｚ２—３６井的产量、动液面一直呈上升趋势，产量 由初期的１０ ｔ上升至１４ ｔ左右。 根据以上认识，该油田至少存在３—４条类似的 、概况 微型断层，在地质模型中加人小断层后，地质模型更 ＭＴＺ油田是一个北断南倾的断鼻构造，油层埋深 １６１０～１７１６ ｍ，含油井段最长达１２０多米，垂向上细 接近实际，油藏数值模拟吻合较好。后期调整井的部 署充分考虑了小断层分布位置，避免注采不受效的矛 盾。 分为Ｅ霆、Ｅｆ：、Ｅ 三个砂层组１２个小层。探明含油 面积２．７ ｋｍ２，地质储量５００×１０４ ｔ，储量丰度１８５× ｌＯ４ ｔ／．ｋｍ：，属浅层、中丰度、低一中产能的小型断块 三、沉积微相砂体类型控制垂 向和平面的注水不均匀性 本区Ｅ 、酬和Ｅ坪三个砂层组主要的微相类型 不同。Ｅ 砂体为滨浅湖砂坝沉积，Ｅ科以三角洲前缘 水下分流河道为主，Ｅ砰则以三角洲前缘河口坝和席 状砂沉积为主。无论是垂向上还是平面上，Ｅ 水下 油田。根据开发方案，以Ｅｆ｛、Ｅ砰两套开发层系为 主，Ｅ圬试采层为辅，以３００～３５０ ｎｌ井距滚动实施了 ４０口井。 由于主控断层活动时间长，活动强弱极不均一。 与之伴生有大量的裂缝和微型小断层，同时构造低部 位存在原油稠化带，表明该油田在简单、完整的断鼻 分流河道主体的吸水和产液能力最强，其次为Ｅ砰河 口坝、席状砂体和Ｅ 滨浅湖砂坝砂体主体，水下分 流河道侧缘和滨浅湖砂坝侧缘的吸水和产液能力很 差，有的基本不见效。以Ｅ 砂层组的２、３、４油砂 构造背景下，存在小断层、裂缝、稠油等复杂化因 素，在开发早期还难以认识到对开发的影响程度，因 此也影响油藏地质模型的准确性及开发指标预测。加 强油藏早期的认识，可提高井网部署质量，提高开发 效益。 体最为典型，河道主体的吸水强度为０，７７～４．６５ ｍ３／ （ｄ・ｍ），侧缘则为０～Ｉ．０ ｍ。／（ｄ・ｍ）。这种微相的差 二、微型小断层的识别和 异控制了垂向上和平面上的注水开发非均质程度。 对注水效果的影响 ＭＴＺ油田总体为一北东东向层状断鼻构造油藏， 但在简单、完整的断鼻构造背景下，存在被小断层复 杂化的可能性。精细的地层对比发现５９％的注采井 在Ｅ厶一瓯钻遇断距５～１５ ｎｌ的微型小断层，但三维 四、微裂缝在一定程度上改 善了储层的渗流能力 １。裂缝分布特征 受主控断层长期活动的影响，ＭＴＺ油田伴生有大 维普资讯 http://www.cqvip.com ３０ 国外油田工程 Ｆｏｒｅｉｇｎ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｖｄ・１８ Ｎｏ・９ ２Ｏ０２・９ 表１ 不同微相沉积单元吸水强度对比表 型双重介质油藏的 值应在ｌ０ 数量级，本区窜流 小 层 叫。 叫 叫“ 系数 值的数量级基本在１０－３左右，表明基岩向裂 渗透性砂岩厚度／ ０ ６７／３．２ ０．８—９．１／５．０ ０．６—１３．４／７．０ ．平均厚度（ｍ） 缝很快形成径向流，裂缝渗透率与基岩渗透率比值较 水下分流河道主体 ５ｌ ７３ ７８小。这证明裂缝的渗透性作用并没有起到绝对主导作 ．５ 钻遇率（％） 用。 河道主体吸水强 ０８４—２．６７ ２．１—４．６５ Ｏ．７７—３．２５ ．度［ｍ’／（ｄ・ｍ）］ （２）试油产能（ｐ）变化与试油厚度（Ｈ）相关 河道侧缘吸水强 ０性好，尚未出现由裂缝引起的单井采油强度明显偏大 ．２６一１．０ Ｏ Ｏ一０．５４ 度［ｍ’／（ｄ・ｎ１）］ 现象。 河道主体单层采 油强度（初期） １．５ １．２８一１．５９ １．４１８ （３）注水后水线推进较均匀 低部位油井见水早 ［ｔ／（ｄ・ｎ１）］ 于中高部位，含水也高于中高部位，油井受效多表现 量构造成因的高角度斜交缝和网状剪切缝。取心井中 为液量上升，油量上升或稳定，未产生暴性水淹现 单井单油层发育裂缝１～７条，平均２．４条。高角度 象；部分有裂缝的油井一般表现为生产第一个月产量 斜交裂缝常孤立存在，缝面极少充填物，其分布与岩 采油强度高，但第二、三个月急剧下降，取心见裂缝 石的含油性无关，４４条高角斜交缝中有３８条分布于 的ｚ２—８、ｚ２—１３井尤为突出（见表２），表明油藏渗 含油的砂岩中；网状剪切缝受左旋张扭应力场作用， 流过程中仍以基岩为主；但从受效油井看，具有一定 使岩心局部碎裂，各碎裂段心长０．２３～１．０ ｍ不等， 方向性，可能与裂缝存在有关。 全部发育于厚度＞２ ｎｌ的砂岩油层中。应力场研究认 （４）注水井中隔层不吸水，不存在层间窜流现 为紧贴断层的高部位裂缝方向与断层走向一致，其他 象；物性较差的特低渗干层（ ＜１５％、ｋ＜１．５× 部位油区裂缝方向与断层走向近垂直。 １０一 ｍ２）和非主力层的吸水能力差，吸水强度０～ 表２ ＭＴｚ油田裂缝对油井生产有效期影响特征表 井 号 Ｚ２—８ Ｚ２一ｌ３ Ｚ２一ｌ８ Ｚ２—２２ 层 位 Ｅｆｉ Ｅ 一 Ｅ畦一 Ｅ 一 ‘’ 裂缝类型 高角缝 ３条 ｌ条 ２条 ８条 网状缝 ０．３ ｍ／ｌ处 ０．７５ ｍ／ｌ处 １．２２ ｍ／２处 无 油层有效厚度（ｍ） ７．４ ８．５ ７＿８ ｌ２．３ 投产日期（年．月．日） ｌ９９５．３．１ ｌ９９５．３．１５ ｌ９９５．３．３Ｏ １９９５．７．１６ 第一个月产量（ｔ／ｄ）／采油强度［ （ｄ・ｍ）］ ｌ１．１／１．５Ｏ １６．６／１．９５ ３．ｏ／０．３ｇ ６．６／０．５４ 第二个月产量（ｔ／ｄ）／采油强度［ｔ／（ｄ・ｎ１）］ ８．６／１．１６ ｌ１．８／１．３８ ２．８／０．３６ ４．７／０．３８ 第三个月产量（ｔ／ｄ）／采油强度【ｔ／（ｄ・ｎ１）］ ７．８／ｌ，０５ ９．７／１．１４ ２．１／Ｏ．２７ ５．２／０．４２ 第四个月产量（ｔ／ｄ）／采油强度［ （ｄ・ｍ）］ ５．０／０．６７ ８．２／０．９６ ３．０／０．３８ ５．１／Ｏ．４１ ２。裂缝有效性分析 ０．８４ ｍ ／（ｄ・ｍ）；主力储层的吸水性较好，吸水强度 一般岩心中的裂缝在地层条件下有两种存在方 为１．２～４．６ ｍ’／（ｄ・ｍ），普遍为２．３～３．５ ｍ ／（ｄ・ｍ）， 式，即显裂缝和隐裂缝。显裂缝对注水开发存在沿裂 尚未发现注水层段吸水异常现象。 缝水窜、暴性水淹等危害，而隐裂缝在注水压力低于 （５）裂缝一定程度上可有效地改善地层渗流条 岩石破裂压力的情况下，对注水开发一般不会造成很 件，对油井产量起到增产作用。该油田油井正常生产 大影响。因此，在滚动开发早期，考虑到裂缝可能给 时平均单井采油强度在０．７～０．９ ｔ／（ｄ・Ｉｎ），与类似 油田开发造成的隐患，井网按与裂缝方向呈４５。的交 油田比较，属较高水平。 角部署，但地质模型是否存在双重介质特征未能定 论。通过４年的注水开发研究发现，该区裂缝在地下 五、稠油环带的存在影响边 多为网状隐裂缝形式，局部为显裂缝，对目前开发影 外注水和边缘注水效果 响不大，一定程度上可有效地改善地层渗流条件。主 ＭＴＺ油田为北抬南倾型的断鼻构造，埋藏浅，南 要体现为： 侧水体开阔，有利于油藏与开阔水体之间的氧化反 （１）本区油层空气渗透率均大于有效渗透率，这 应，原油性质分布规律性较明显（见表３）。由上至 与其他裂缝性油藏有明显差别。据１０口井ＭＦＥ测试 下及由构造高部位至低部位原油性质变差，原油稠化 资料统计分析，有７口比值正常在２．８～８．３倍之间， 严重。在油水过渡带原油密度０．９～０．９５２ ｇ／ｃｍ３。粘 仅３口井比值偏小，在１．２５～１．５２倍之间。一般典 （下转第４２页） 维普资讯 http://www.cqvip.com ４２ 国外油田工程 Ｆｏｒｅｉｇｎ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｖｏ１．１８ Ｎｏ・９ 获得变形的三维描述。之后，再把 态对套管错断的波及时间和错断程 强度特别弱，且易于因通常的塑性 视线放在滑移方向、滑移量和滑移 度具有很大影响，而且与油气藏几 流动而变形的情况。地质化学模型 速度上，以便为新井或补救作出明 何形状及油藏压力变化情况共同作 对定量所有这些方法很有必要。确定量的设计决策。 用。这些因素决定着哪个层面会错 最后．必须重申一下在设计过 十五、结论 中发生大的诱发性应力变化都可能 断、错断到什么程度、何时发生。 程和地层应力管理策略中监测所起 定量这些因素的唯一办法是建立三 的重要作用。数据的监测确定了滑 移层段的位置、滑移运动的方向、 无论何时在弱强度层状沉积岩 维地质化学模型。可通过一些策略来实现降低套 速度及幅度。变形数据可用来校正 产生套管错断损坏。热力增产措施 管错断破坏率和破坏速度。较好的 模型，增强其作为管理工具的作 和巨大压实情况几乎不可避免地发 策略包括避开最易发生复杂情况的 用。 生大量的套管错断事故。套管错断 区域、增加穿过敏感地层的套管一 也可能与旧断层复活、高压注水、 井筒系统的可塑性和改变工艺降低 水泥浆压裂注入或大量出砂有关。 资料来源于美国《ＳＰＥ Ｄｒｉｌｌｉｎｇ＆Ｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎ ２００１年６月 错断滑移幅度。在某些情况下，高 岩性地层学条件和原始应力状 强度套管可能有益，但仅限于地层 （收稿日期２００２—０３—２０） 六六六六六六六六六六六六六六六六六素六六素六六六六六呋六六六六六六六六呋六六六六六六六六六六六六六 六 （上接第３０页） 油环影响较大。开发调整中注水井内移，层系内部完 度可达１００—４２２ ｍＰａ・ｓ，甚至更大。在构造低部位油 水过渡带附近存在稠油环，垂向上稠油环厚度１０ １５ ｍ，平面上为１００—１５０ ｍ宽的窄条带。 表３ ＭＴＺ油田原油性质对比表 层系 原油性质 中高部位 低部位（油水界面） 善注采井网，是解决该问题的主要措施。措施后开发 效果明显。 ／＼、缅 匕 六、结论 １、对于构造简单的油藏，及时发现微型小断层， 认识分布规律，有利于精确地质模型的建立和注采井 网部署。 噬 密度（ｇ／ｅａｒ３） ０．８７７３～０．８８７９ 粘度（ｍＰａ・３） ３４．９６～５６．８８ Ｅ ｍＰａ・３） ４０～８９．６４ ０．８９５４（ｚ２—３８井） １３９．７４ ２２３～４２２ 密度（ｇ／ｃｍ３） ０．８７６０～０．８９４４ ０．９１３１～０．９１８４（ｚ２—１７＃） 粘度（密度（ｇ／ｃｍ３） Ｏ．８８２８～０．９０Ｏ９ ０．９０２６～０．９５２Ｏ （ｚ２—２９＃，ｚ２—３１＃） 测不出 ２、沉积砂体微相的变化对注水开发效果的控制 作用较明显，也决定了注采系统的适应性程度。 ３、地下岩石中的裂缝多为网状剪切的隐裂缝， Ｅ 粘度（ｍＰａ・ｓ） ５３．Ｏ～ｌＯ１．２ｌ 稠油层的吸水能力较差。稠油层与正常油层电性 在目前注水压力下，对开发没有明显影响，一定程度 上可有效地改善地层渗流条件。 ４、原油性质由上至下、由高部位至低部位变差 特征差异不明显，预测难度较大。试油在井筒壁上可 见粘度极高的不能流动的稠油，吸水能力也差。典型 的ｚ２—２９井１１号层稠油层（１７６２．１ １７６９．５ ｍ）试 油采不出油，相对吸水比只有２３．１％，而其下的纯 水层物性不如１１号层，相对吸水比可达６４．３％。该 井于１９９５年ｌＯ月注水至今，受稠油环影响其对应油 井注水不受效。 的特点，决定了Ｅｆ｝开发层系的油水过渡带内存在一 条窄的稠油带，对注水开发效果有一定影响。注水井 内移，层系内部调整完善注采井网，是力争恢复采油 速度的主要措施。 参考文献略 （收稿日期２００２—０７—０３） 从注水生产状况来看，Ｅ 和 层系注水井多 为缘内和内部注水井，过渡带的相对稠油带对之影响 较小。而Ｅｆ｝层系注水井均在边外或缘上注水，受稠 六六六六六六六六六六六六素六六六六六 六六六六六素六六六六六六六六六 六六六六六六六六 素 六素六六 ｝