毕业设计论文裂缝性砂岩油藏的注水开发动态分析

西安石油大学本科毕业设计（论文）裂缝性砂岩油藏的注水开发动态分析前言我国不少裂缝性低渗透砂岩油藏在注水开发、工艺技术等方面已经积累了丰富的经验，而对油藏进行注水开发动态特征分析，可以在油田中起到修正认识、指导调整、辅助决策等重要作用 。因此，为了增强裂缝性低渗透砂岩油藏开发的科学、合理性，改善开发效果，提高经济效益，分析此类油藏注水开发的动态特征，具有十分重要的意义。 对于裂缝性低渗透砂岩油藏，选取扶余油藏为主要分析对象。扶余油田为渗透率较低的砂岩储层，储层中发育着明显方向性的裂缝。由低渗透砂岩油藏的特点所决定，在油田开发中需要进行注水来补充地层能量，但在采取工艺措施的同时，又会加剧方向性裂缝，产生水窜、水淹、套变等不同于其它类型油藏的特殊现象。如何针对本类型油藏特点，对注水开发主要的动态特征进行分析，并在此基础上，掌握一定的动态分析的基本概念、方法和内容，以及裂缝对注水开发的影响，这些是论文的主要内容。 论文学习和借鉴了大量的参考资料，引用了大量的生产动态资料，文中的所有图、表均为自己所做，并经过反复推敲，最后成文。但难免有错误甚至谬误，希望老师提出批评意见，以便使论文更加完善。1.概述1.1开发动态分析概念油藏注水开发动态分析，就是通过开发过程中取得的各种资料，经归纳整理，对整个油藏的动态变化进行经常的对比分析工作，从中找出各种变化之间的相互关系，研究各种变化因素对油藏开发工作和生产工作的影响，把多种现象有机地联系起来，认识油藏的内部的变化及运动规律，从而提出制订油藏开发政策和编制调整方案的依据。通过分析及时掌握油、水在油层内的运动状况，找出它们在平面、层间、层内存在的矛盾，采取有效措施，充分发挥注入水的驱油作用，使油藏具有旺盛的生产能力，不断改善开发效果，提高油藏的水驱采收率。1.2开发动态分析在油田开发中的作用和地位一个油田，从投入开发直至枯竭，动态分析工作始终在其中发挥着重要的作用。其重要作用大致体现在四个方面：一、 确定基础。既牢靠地建立油田的地质基础。通过各种可靠的动、静态资料，运用已掌握的经验方法和理论，得出一整套动态参数的变化规律，在油藏静态描述的基础上完成油藏的动态描述，使开发决策建立在客观实际的地质基础之上。二、 修正认识。既不断地修正人们对油田地下的地质特征、流体分布、油气资源利用状况的认识，作到对油田开发心中有数。三、 指导调整。油田开发的过程是一个不断调整、不断完善的过程。油田开发的任何一项调整措施都必须有明确的目的性、很强的针对性和科学的预见性，不论是开发调整，还是单井措施都是如此。四、 辅助决策。连同精细的地质描述和科学的规划预测一起，为油田开发决策者门当好参谋，确定开发调整的主攻方向，安排部署。1.3开发动态分析目的、方法和要求1.3.1油田开发动态分析的主要目的.为科学合理地开发好油田服务通过分析和掌握油田中各油藏的动态参数在油田开发过程中的变化特点和变化规律，对那些不符合开发规律和影响开发效果的部分及时进行调整，进而达到较高的最终采收率，科学合理开发油田的目的。.为完成原油生产计划和提高油田经济效益服务石油是国家的战略资源，原油生产必须最大限度地满足国民经济发展的需要。动态分析应找出油田调整的潜力所在，尽可能使油田实现生产目标；使处于稳产期的油田努力延长稳产期；使处于递减期的油田尽可能少递减或不递减。1.3.2开发动态分析的基本方法 动态分析的方法是灵活多样的，常用的有理论分析方法、经验分析方法、模拟分析方法、系统分析方法、类比分析法等，可以多种方法综合采用，相互弥补。总之，要搞清楚油藏动态变化的特点和规律、存在的问题和影响因素。.理论分析法运用数学的、物理的和数学物理方法等理论手段，结合采用实验室分析方法，对油田动态参数变化的现象。建立数学模型，考虑各种边界条件和影响因素，推导出理论公式，绘制出理论曲线，如常用的渗透率曲线、含水上升率曲线、毛管压力曲线等，指导油田开发和调整。.经验分析法 一方面可以通过大量的现场生产数据资料，采用数理统计方法推导出经验公式指导应用，另一方面也可以靠长期的实践经验，建立某两种生产现象之间的数量关系，同样可以指导生产实践。.模拟分析法 这是近年来随计算机技术发展而产生的一种新方法。可以分区块建立物理模型，进而建立数学模型，应用数学上的差分方法把模型分为若干个节点进行计算，模拟出今后一段时间内各动态参数的变化结果，为调整部署增加预见性。.系统分析法 有两种不同的系统分析法。把井或油藏按开发时间顺序分为不同开发阶段，系统地连续地分析油水井或油藏参数的变化，及其在不同阶段的特点，从而总结出不同阶段的规律分析其变化的实质性因素，从而进一步启示人们去正确的进行操作和运行。.类比分析法 就是把具有相同或接近性质的油田（或区块）放在一起对比分析。常常把地质特点相近的油藏采用相同的指标来比较其开发效果的好坏，以便总结经验教训，指导开发调整。 上述分析方法的结果都可以通过文字叙述、曲线和图表形式表达出来。1.3.3开发动态分析要求.基础资料要求做到全、准、实用“全”指必须有详细的静态地质描述数据和系统的动态监测资料。静态资料不全，人们对油藏构造的认识不会正确，不会有全面了解；动态资料不连续或缺某些项目，则不利于人们全面地、连续地认识油藏各动态参数的变化，找不出规律性，也就无法对油藏进行有效的开发和调整。“准”指各项资料必须真实、可靠，必须达到取资料技术的要求，不真实、可靠的资料等于没有资料。因此，不合格或存在有疑问的资料必须及时复测，才能有效的防止动态分析判断误入歧途，导致开发调整的失败和资金上的浪费。“实用”指在满足动态分析需要的前提下，应最大限度的减少取资料的项目和数量。.分析结果要求达到“五个清楚”通过动态分析，要求达到油藏开采的动态变化趋势清；开发中存在的主要问题清；现阶段调整挖潜的基本做法和效果清；进一步调整的对象和目标清；开发调整的工作部署清。1.4开发动态分析的发展和展望动态分析随着油田开发的不断深入而不断发展，随着油藏静态描述技术、采油工艺技术和油田测试技术的不断发展而发展。开发动态分析又与上述几项技术的发展相辅相成，相互促进。动态分析不断给地质、采油工艺、油田测试技术的发展提出方向和课题，各项技术发展完善后又给动态分析提供了更为先进的手段和更为丰富详实的材料，促进动态分析向更高、更深、更广的层次发展。.从生产动态到开发动态即由最初的产量、含水、压力的“老三点”式的生产动态分析逐步发展到对吸水、产液能力变化的分析；对各种增产增注措施对最终开发效果的影响分析；对注采井网适应性的分析等诸多方面。.从井组动态到油藏动态 从以注水井为中心的注采井组的分析发展到从宏观上可以从沉积相的观点出发，以单砂体为单元来分析研究开采动态，完善注采系统，提高水驱储量动用程度。随着层系细分加密调整的进行，多套层系油水井之间的相互影响越来越得到深入研究，得到不断完善和最大程度的有效利用，来最大限度的提高水驱采收率。.从解释动态到预测动态 通过大量的实验室研究和现场实验人们已经基本掌握了油藏各动态参数在常规开采过程中的变化规律。.从单一学科的简单分析到多学科多专业的综合分析已在原有的油层物理、流体力学和现场开发实验中认识到的简单动态参数变化规律引入了统计数学、物理化学、地球物理、开发地震、生物科学的概念，使开发动态分析的内容和手段都大大的丰富。在开发实践中，石油地质、地球物理、测井、试井、采油工艺、油藏工程、计算机应用等诸多专业相互渗透又相互结合，促进了开发动态分析的快速发展。2.开发动态分析常用的基础资料动态分析就是根据油藏开发过程中，从不同学科，不同角度出发所测取的大量的有关油藏及其变化的资料，进行综合的分析、判断和论证，从中掌握开发的客观规律，指导油藏的调整和开发。 由此，可以看出，建立一套齐全准确的动、静态资料，是动态分析的基础。应用齐全准确的资料进行全方位的分析和了解，减少片面性和盲目性，是得出正确结论的保证。2.1.油藏地质资料2.1.1油层状况资料 油层是油田开采的对象，反映油层状况的各种资料是通过钻井、测井等手段取得的，再经过各种处理和计算，以数值的形式提供给开发工作者使用。.小层数据 反映单井钻遇油层的有关状况。包括钻遇的所有油层自上而下的顺序，分别记载各小层的层号、深度（m）、有效厚度（m）、渗透率 (m2)、地层系数（m2.m）等数据。.射孔资料 反映单井打开油层的有关情况。一口井钻遇的油层是根据开发原则和层系组合原则进行射孔的。进行开采状况分析时必须对射孔状况全面了解。 一口井的射孔资料应包括：射孔层号、射孔深度（m）、射开油层的砂岩厚度（m）、有效厚度（m）、射孔工艺等。.油层连通状况资料 反映了井组各个小层之间的平面连通关系，是注水开发的重要基础资料。2.1.2油藏构造及储层特征资料 油层的发育状况往往受构造控制，因此，必须了解油藏的构造形态和与储层的关系及储层特征。 反映油藏构造及储层特征的静态资料主要有：.构造类型 构造类型是油藏类型的重要决定因素。了解油藏类型，首先要了解油藏的构造类型。.构造特点 针对具体油藏的构造形态，要了解油藏构造的构造要素。如：闭合高度、闭合面积、倾向及倾角等。这些资料对注水开发是很重要的。.断层资料 了解断层性质（正断层还是逆断层）和断层走向、延伸长度、断距大小，以及断层对油藏的影响。.储层与围岩情况 储层的层位，生成的地质年代，生、储、盖组合方式，岩石性质，储层岩石的形成环境等。.储层的物理性质 储层岩石的结构和构造，粘土矿物在储层孔隙系统内的分布类型和对孔隙度、渗透率的影响，岩石的孔隙性和孔隙结构，以及岩石的渗透率。2.1.3油藏流体性质资料 油藏流体性质不同开采效果会不同。而流体性质在开发过程中不是一成不变的，动态分析必须了解原始流体性质，掌握开发过程中流体性质的变化，从中发现问题，解决问题。 流体性质资料主要有原油性质、油田水性质、天然气性质等。.原油性质 资料主要包括：饱和压力、体积系数、地下粘度、密度、含蜡量、含胶量、凝固点、原始气油比、压缩系数、溶解系数、含硫量、油层温度等。.油田水性质 资料主要包括：水型、总矿化度、主要离子含量等。.天然气性质 资料主要包括：相对密度、组成成分及含量等。2.2.生产动态资料 油田开发是一个相当长的过程，经历不同的开发阶段和时期，始终贯穿着一个科学循环，既实践认识再实践再认识。这个实践认识过程，就是动态分析对油田大量的、多学科资料的分析和整理的过程，从整理、分析中得出认识，不断的调整，最终获得较高的采收率。 开发实践的认识过程，就是依靠开发过程中所有反映油田变化的信息进行开发动态分析的过程。生产动态资料是记录生产信息的资料，主要有：2.2.1单井生产数据 每口井从一开始投入生产，每天的生产状况的变化都反映了油藏地下的动态。对于单井生产信息需要进行去粗取精，去伪存真的分析，整理出有价值、有意义、有代表性的资料存档，作为动态分析的基础资料。.采油井单井资料 一般是以月为基本单元，以年为一个循环过程整理资料，主要项目包括：当月生产时间（d），日产油量（t），日产水量（m3）（与日产油量对应的值）,含水率（%），油管压力（MPa），套管压力（MPa），气油比（m3/t），地层压力（MPa），流动压力（MPa），当月产油量（104t），月产水量（104t），从投产至记录时的总累积产油量（104t），总累积产水量（104t）等。.注水井单井资料 注水井资料也是以月为单元，以年为一个循环过程。内容有：月注水天数，注水方式，注水泵压（MPa），注水井油管压力（MPa），注水井套管压力（MPa），日注水量及月注水量（m3），记录时刻的累积注水量（m3）。若是分层注水井，还应填写分层注水层段，每段实注水量。2.2.2产油量数据 有采油井数（采油井又分为自喷井数、抽油机井数、电泵井数）以及相应的开井数，日平均单井日产油量（t），油藏月平均日产油量（t），月产油量（t），年产油量（104t），累积产油量（104t）。2.2.3产水量数据 有开井数，层系（区块）月平均日产水量（m3），月产水量（m3），年产水量（m3），累积产水量（104 m3），记录时刻的综合含水率（%），含水上升率（%）。2.2.4注水数据 内容有总井数，开井数，层系（区块）月平均注水量（m3），平均单井日注水量（m3），月注水量（104 m3），年注水量（104 m3），累积注水量（104 m3）。2.2.5注采平衡数据 月注采比，年注采比，累积注采比，年亏空体积（104 m3），累积亏空体积（104 m3）。对于亏空体积若注小于采则记录正值，表示地下亏空，若注大于采则记录负值，表示地下存入一定量的体积。2.2.6油层压力数据 测压井数，平均静压（MPa），平均流动压力（MPa），生产压差（MPa），总压差（MPa）。2.2.7其它综合数据 采液指数t/MPa.d，采油指数t/MPa.d，水驱指数，存水率，采油速度（%），采出程度（%），综合递减率（%）。 以上为动态分析所需的主要资料，还包括一些试井、测井、取心资料，这里不再详尽的叙述。3.低渗透砂岩油藏储层裂缝 低渗透砂岩油藏一般都存在着不同程度的裂缝，它的发育情况及在油田开发中的作用是一个非常重要的问题，在很大程度上决定着这类油藏的开发效果，因此，对裂缝问题，必须加强研究，深化认识，才能找出正确的开发对策。3.1.裂缝分布的普遍性 3.1.1低渗透砂岩油藏均发育天然裂缝 以吉林油区为例，吉林油区以中、低渗透砂岩油藏为主，其中多数油藏储层中都发育着天然裂缝。扶余油田是最早投入开发的油田，也是裂缝矛盾暴露最早的油田。其它如新立、新木、乾安油田储层裂缝都比较发育。 .扶余油田：根据24口取心井1948m岩心的观察，共发现裂缝948条，平均每米岩心发育裂缝（简称线密度）0.487条。其中，储油层泉头组地层中线密度为0.28条/米；储层之上的青山口组底部地层为灰黑色泥页岩，其中的裂缝线密度为2.2条/米。 .乾安油田：根据6口井337.7米岩心裂缝情况的观察，共发现裂缝237条，裂缝总长为154.98米，平均每米岩心中发育裂缝0.7条，裂缝长度0.46米。 .新立油田：根据9口井的岩心观察，裂缝也比较发育，平均裂缝线密度为：青山口组底部0.48条/米，泉头组第四段0.27条/米，泉头组第三段0.15条/米。 上述岩心观察数据表明，吉林油区多数低渗透砂岩油藏裂缝是比较发育的，具有一定的普遍性。 3.1.2裂缝分布于油藏中每个部位.凡是取心井都可以见到裂缝。上述几个油田油层中广泛发育裂缝。从岩心观察资料来看，每口取心井都可以见到裂缝，说明裂缝在平面上分布是很普遍的。下面列出新立油田和乾安油田不同岩性裂缝密度统计表（表1、表2），从中可以看出每口取心井均不同程度的见到了裂缝。 .纵向上各个层位均可见到裂缝。裂缝除在平面上分布普遍外，在纵向上分布也很普遍。表3列出扶余油田各层段裂缝数量统计情况，从表3中可以看出，主要目的层泉四段每个小层都有裂缝发育，其下部的泉三段地层和其上的青一段下部地层中均有裂缝发育。表1 新立油田泉四段不同岩性裂缝密度统计表 表2 乾安油田不同岩性裂缝密度统计表表3 扶余油田各层段裂缝数量统计表3.2.裂缝发育规律3.2.1裂缝发育与岩性的关系裂缝发育程度与岩石性质有密切的关系。岩性是影响储层裂缝发育的内部因素,岩石中脆性成份高,颗粒细,孔隙度低,在相同应力作用下,其裂缝更发育。值得注意的是,在一些低渗透砂岩储层的泥岩夹层中,由于含钙质、白云质等脆性成份,极大地提高了泥岩的脆性程度,使泥岩中裂缝较发育。脆性岩石受力易破裂产生裂缝，而柔性岩石则相反。若把岩石按从柔性到脆性划分为泥岩、砂岩、钙质砂岩来看，其线密度是逐级增大的。扶余油田储层中，泥岩为0.05条/米、砂岩为0.27条/米、钙质砂岩为1.69条/米；新立油田泥岩为0.1条/米、砂岩为0.23条/米、钙质砂岩为0.88条/米。3.2.2裂缝与沉积微相的关系沉积微相通过控制不同部位低渗透砂岩储层的岩石成份、粒度及层厚来控制其裂缝发育程度。例如：对松辽盆地大安油田下白垩统泉头组岩心裂缝统计,在河流三角洲沉积相的水道间和前缘席状砂等微相,由于岩石颗粒细,砂体单层厚度小而累积厚度大,其裂缝最发育;其次是分支河道和河口坝等微相,岩石颗粒变粗,单层厚度变大,因而虽然其累积砂体厚度大,但裂缝的整体发育程度变差;而在泛滥淤泥和河漫滩等微相中,以泥质沉积为主,裂缝发育最差，见表4。表4 大安油田扶余油层不同沉积微相中裂缝密度分布表沉积微相三角洲前缘席状砂、水道间分支河道、河口坝泛滥淤泥相河漫滩相宏观裂缝线密度/条每米微观裂缝面密度 1.43 0.521.120.28 0.55 0.240.520.21宏观裂缝密度据24口取心井500多米岩心统计,微观裂缝密度据117块薄片统计。3.2.3裂缝与构造关系在不同构造部位,由于局部应力分布的不均一性,使其裂缝的发育程度不同。在褶皱构造中,轴部、倾伏端等构造主曲率较大部位,应力集中,裂缝密度大;而在翼部等构造主曲率较小的部位,裂缝发育程度相对较弱。在断层附近,由于应力分布的分带,使裂缝分布具分带性。在断裂带附近的应力扰动带,通常是裂缝发育带。裂缝在断层上盘一般较下盘更发育。在由断层组成的各种断块中,以“地堑式”断块中裂缝最发育,其次为“书斜式”断块,而“地垒式”断块中裂缝发育相对较弱，见表5。表5 大安油田断层不同部位岩心裂缝密度分布表裂缝密度断层上盘断层下盘地堑式断块书斜式断块地垒式断块裂缝线密度/条每米单位岩心裂缝层厚度/米0.950.570.770.551.010.610.910.560.750.543.2.4裂缝与应力和岩石力学性质关系对火烧山油田和大安油田18块细砂岩和粉砂岩在三轴岩石力学实验仪上作破坏和非破坏性试验发现,当岩石受力达到其破坏强度的50%时,开始产生扩容现象张裂缝;受力到破坏强度的70%时,开始在一些缺陷部位沿主压应力方向产生微破裂;受力到破坏强度的80%时,开始出现较大尺度破裂;达到破坏强度时,在微裂缝发育的软弱面产生宏观破裂。在近地表条件下,岩石主要为脆性破坏,形成张性破裂随着围压增大,岩石向半脆性甚至半延性破坏转变,并形成张剪性和剪切破裂。3.3.裂缝的类型.根据裂缝产状与层面关系，可以分为四种类型：垂直裂缝、水平裂缝、斜裂缝、不规则裂缝。从统计资料来看，吉林几个油田都是以垂直裂缝为主。乾安油田垂直裂缝占裂缝总数的80%左右，扶余、新立油田也以垂直裂缝为主。.根据裂缝的力学性质，可以分为张裂缝和剪裂缝两种。张裂缝：裂面粗糙，凹凸不平。一般延伸不远，有时砂岩中裂缝遇到泥砾不能切穿而是饶过。在钙质砂岩中，裂缝面上常见有地蜡及地沥青等充填物。青一段底部灰黑色页岩中的裂缝，常充填有方解石脉。张裂缝在扶余油田比较发育，乾安油田砂岩中较多见。剪裂缝：裂面平直、光滑，一般无充填物。裂面产状多近于垂直，有时成组出现，裂面互相平行，密度大。此种裂缝在新立油田比较发育，乾安油田泥岩中也较多见。有时裂缝延伸较长，可以穿过不同岩性层面。.根据破裂的成熟度分为隐裂缝与显裂缝。在岩石强度实验过程中可观察断裂发生的过程。当应力接近而尚未达到断裂条件时，就可以观察到微小裂缝的发生。随着应力的进一步增加，在延伸方向上的隐裂缝逐渐连接成较大的裂隙，如果应力进一步增加，最后形成真正有错距的断裂。根据上述过程，可以把这几种类型的破裂看成是不同成熟程度的破裂。随着应力的增加，破裂的成熟度也在增加，首先是隐裂缝，进而是显裂缝，最后形成断裂。隐裂缝：隐裂缝的缝面是闭合的，其裂缝宽度很小，在孔隙直径的数量级以内。单条隐裂缝延伸不远，宏观上方向性的较高渗透率是定向的众多的隐裂缝所提供的。隐裂缝虽然有略高于基质孔隙的渗透能力，但差别并不大，是在同一个数量级之内。显裂缝：显裂缝和隐裂缝相反，其缝面是开启的，显裂缝延伸较远，其裂缝宽度超过岩石的孔径，所提供的渗透率超过了岩石基质孔隙的渗透率。显裂缝是由隐裂缝发展而成的，它的成熟度高于隐裂缝，但尚未达到断裂的程度。根据裂缝的成熟度，有裂缝的储层也分为两类：一类是隐裂缝型的，一类是显裂缝型的。前者有一定发育程度的隐裂缝，但基本上没有显裂缝。后者显裂缝相当发育，当然也会有相当数量的隐裂缝，这两种储层在开发动态上有明显的区别。3.4.裂缝的可变性 在油田开发过程中，由于经常需要采取诸如注水、压裂等一系列的措施，将使裂缝的原始状态发生变化，这就是裂缝的可变性。 扶余和新立油田在注水开发过程中，当注入压力超过一定界限后，产生了注入水沿裂缝水窜、甚至暴性水淹等情况，这时裂缝渗透率由从属地位转变成主导地位，发生了质的变化。原来分布范围很小而且闭口的隐裂缝串连起来成为开口的显裂缝了。隐裂缝串连成显裂缝是不可逆的，开口则是部分可逆的。注水压力减小后，裂缝可以闭合起来，但是要完全闭合到原始状况是很难的。裂缝开口的大小与注水压力的大小是相联系的。由隐裂缝变成显裂缝，其转折点是裂缝的延伸压力，这个压力可以在压裂施工中，利用瞬时停泵压力来计算。3.5.构造裂缝的定向性 定向性是指同一组构造裂缝的空间方位集中程度和占优势的空间方位，其中最重要的是走向。 吉林油区各个裂缝型低渗透砂岩油藏其裂缝分布的重要特点就是裂缝走向为东西向，这主要是由注水开发动态中反映出来的。如扶余油田中71井注水22小时，注水22立方米，其西面的中70井就被水淹了，类似情况还有很多，这是单井资料。另外，从大范围来看，据1978年末统计，扶余油田312口东西向油井中，有见水井281口，占东西向总井数为90%。其中水淹井183口，占58.7%，高含水井37口，占11.9%。而同期的1497口南北向油井中，水淹井仅为55口，占南北向总井数的3.7%。这些数据表明，油层东西方向的渗流能力远大于南北方向，间接证明了油层裂缝走向为东西向。 乾安油田开发井网井排方向为NE800，虽然与裂缝方向避开了一定角度，另外，开发初期还采取了注水井不压裂的措施，减缓了水淹速度，但水井周围近东西向的油井见水速度仍比其它方向快的多。 该油田自1986年初开始注水，至1990年底，东西向油井已有90%见水，且大部分为高含水或已关井，不包括水淹关井的油井，综合含水已达70%以上，而南北向油井有50%见效，含水稳定在15%以内。 新立、新木乃至新民油田，都有类似情况的发生，说明吉林油区构造裂缝有很强的定向性，都存在着走向近东西向的隐裂缝。它的形成不是偶然的，而是由于区域性的近东西向挤压力影响而造成的。由于构造应力有区域上的一致性，所形成的裂缝方向也大致相近。3.6.裂缝在油田注水开发中的作用 显裂缝对油田开发既有有害的方面，也有有利的方面。有利方面表现在它能增加油层的出油能力和吸水能力，有害方面表现在裂缝提供高渗透通道从而导致严重降低注入水的波及系数。另外，有些隔层裂缝发育成敏感性隔层，敏感性隔层进水不仅导致旁路水窜，造成注入水的浪费，而且常会引起套管变形，影响油井生产，直至油井报废。 在有隐裂缝的油田，开发中要想抑制裂缝的有害方面，应力争在低于裂缝延伸压力的条件下开发油田。如果条件不允许，注水压力超过裂缝延伸压力的界限时，就会使隐裂缝型油藏变成显裂缝型油藏。这时研究裂缝的走向十分重要，应力争采用沿裂缝线状注水的方式来开采。扶余油田在经历了大规模的水窜和暴性水淹后，采用沿裂缝线状注水的方法进行调整改造，油田生产出现新的稳产形势，注入水确实在从注水线进入两侧基质块内驱油，起到了提高波及系数的良好作用。 沿裂缝线状注水时，注水压力可以略高于油层的裂缝延伸压力，但是决不能超过敏感隔层的进水压力，这样才能有效的防止旁路水窜和套管变形的发生，保证油井的正常生产。3.7.早期裂缝的识别方法 如上所述，裂缝对油藏的开发效果产生重大的影响，因此，搞清楚裂缝的规律是裂缝性低渗透砂岩油藏开发的首要任务之一。而且，只有早期识别裂缝的规律，才能掌握油田开发的主动权。 研究裂缝，主要应搞清它对油田开发的影响，重点研究三个问题：一是裂缝的发育程度；二是裂缝的性质，是隐裂缝还是显裂缝？其转化条件如何？三是裂缝延伸方面，是否是单向的？若是单向的，其延伸方向是什么方向？ 3.7.1观察岩心 观察岩心是直观的确切的识别方法，因而也是最常用的基本方法。通过观察岩心，可以看到垂直裂缝的延伸长度，推断裂缝的规模，裂面特征，光滑程度，充填物情况等，据此可以推断裂缝的力学性质。另外，如果含油砂岩中钻遇裂缝，那么裂缝面上的含油显示与岩石新鲜断口上含油显示有助于判断裂缝的开闭性，若含油显示相同，属于闭口裂缝。如果裂缝面油迹显示明显高于新鲜面，则裂缝在地下就是开口的，属于显裂缝。观察岩心要注意的问题是机械作用也能改变裂缝，不要以为岩心上所有裂缝都能代表地下状态，要认真鉴别那些是地下存在的天然裂缝。 3.7.2测井方法识别裂缝 .井温测井：井温曲线是用井温仪对井内温度进行测量得到随井深变化的一条曲线。井温曲线是一条自上而下由低到高的倾斜线。在裂缝带地层处，由于泥浆或注入水大量漏裂缝识别测井入地层，在漏失层附近短期内难以恢复其地层温度，因而造成井温下降的异常变化。 .裂缝识别测井；裂缝识别测井是用高分辨率地层倾角测井仪测量的4条电导率曲线以及两条双井径曲线和1号极板相对方位角曲线识别地层裂缝和裂缝方向。 .声波测井：声波测井对于裂缝比较敏感，曲线产生跳跃，可判断裂缝的埋藏深度。 3.7.3井斜测量法 钻井过程中遇到裂缝容易沿裂缝方向发生井斜，通过做井斜图，找出主要的井斜方向，既为裂缝延伸方向。扶余、乾安等油田作过此项工作，取得一定效果。 此项工作应注意一点，即应把因断层而产生的井斜资料舍去不用。若地层倾角大时，此方法也应慎用。 3.7.4岩石剩余磁测量法 对有裂缝的岩心进行剩余磁测量达到定向的目的。此方法可以确定裂缝的方向。 3.7.5动态观察 动态观察方法虽然是一种间接的方法，但是它却比其它方法有更重要的意义。因为它与油田开发关系更密切，可以估量裂缝作用的大小，判断裂缝的延伸方向可靠。4.扶余裂缝性低渗透砂岩油藏注水开发动态特征分析4.1.油藏动态分析的主要内容 油藏动态特征分析的主要内容包括以下几点： 分析油藏开发初期主要生产层的地质特征（包括油层发育和分布，油、气、水层分布及相互关系，油层孔隙度、渗透率、饱和度的变化及其特点，断层、裂缝的发育程度及油层流体特性等）； 分析油、水井投产和投注后各项开发指标（综合含水、产油量、采液指数等）的变化，得出油藏注水开发随时间的变化规律；根据油藏水驱特征及其它计算方法，分析油藏地质储量，确定油藏采收率和可采储量；根据油藏注水开发简况，分析油藏注水方式、注采压力，提出最佳注水方式以及合理的压力控制范围； 分析注水开发各阶段（低含水期开采阶段、稳产阶段、高含水期开采阶段）动态参数的主要变化，分析出现的问题，提出相应的措施；4.2.油藏主要地质特征油藏主要储油目的层扶余油层，属于泉头组第四段地层，基本岩石类型是细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、泥岩等，泉头组第四段地层厚度为60100m,多数井在7090 m之间。厚度变化的总趋势是东南厚，向西北减薄。泉四段砂岩厚度一般为3050m，平均38m左右，单井钻遇砂岩层数一般为1024层，平均16层，单层砂岩厚度一般在1.56m，平均2.6m左右。扶余油田处于扶余号构造上，从泉头组顶面（即扶余油层顶面）构造形态看，是一个被断层复杂化了的多高点穹窿背斜。4.2.1.储层物性油藏为砂岩孔隙储油，孔隙类型主要是粒间孔隙，次要的有长石的溶蚀孔隙，最大孔喉半径的变化范围为2.823.5m，有效孔隙度一般为22%26%，油田东区略高，西区较低，空气渗透率一般在10010-350010-3m2，平均18010-3m2，油层的原始含油饱和度一般在70%75%，平均73%。4.2.2储层裂缝（第二章已叙述，在此不在重复）4.2.3流体分布扶余油田油层砂岩发育，无气顶，油、水分布受构造和岩性控制。由于储油砂体大面积连片，油层也大面积连片分布，具有以下几个特点：.扶余油层在构造范围内广泛含油，含油面积大，约842。其中第砂岩组含油面积最大，组含油边界逐渐向内缩小。油田西部纯含油区面积大，过度带面积小；而东部则相反，纯含油区面积小，分布在几个局部高点上，而油水过度带面积较大。.油水分布明显受构造控制，含油边界与构造线吻合。在构造高点部位整个储油目的层含油，油层厚度大，如土城子高点，八家子高点，四家子高点，其泉四段和泉三段顶部的储油层都含油；而处在小向斜部位或地堑部位的储油层只有部分含油，向下过度为油水同层和水层。.重力分异作用显著，整个储油层段垂向上油水分布受重力分异作用的控制，由上而下依次为纯含油段、油水同层段、纯水段。油田中、西区纯油底界均在海拔-320米。油田的东区变化较大，一般在-245-310米，油气水在纵向上的分布也有反常现象。从构造发育历史分析，嫩江组沉积后的燕上运动使得扶余构造发生倾侧变位，由原来的西高东低变为东高西低，东区由于断层而抬起，使得油气重新平衡，含油底界抬高，边水内侵，造成各砂岩组的油水界线交叉，互切构造线，纵向上出现“顶水”或“夹层水”的假象。.油水过度段在纵向上延续较长，据大量岩心的含油产状和试油资料验证，过度段一般延续6080米，而过度段的中、下部尽管岩心的含油产状较好，但试油多产水，仅出少量油或油花。4.2.4流体性质.地面脱气原油性质密度：一般0.860.872g/cm3，平均0.868 g/cm3；粘度：一般1931mPa.s；含蜡：18%23%；凝固点：一般1721，平均20.5；含胶质和沥青质：19.9%。.地层原油性质粘度：2124mPa.s；饱和压力：3.6MPa；原始气油比：1518m3/t；溶解系数：一般3.75 m3/（m3. MPa）；密度：0.8320.876 g/cm3；体积系数：1.05压缩系数：一般3.610-48.310-4 MPa-1；.天然气性质甲烷含量：98.62%；乙烷含量：0.86%；丙烷含量：0.05%；密度：0.00078 g/cm3。.地层水性质总矿化度：一般40006000mg/L；pH：7；密度：1.0053 g/cm3；4.2.5原始油层压力及温度原始油层压力一般为44.8 MPa，平均约4.4 MPa，压力系数一般为11.1，平均为1.05。油田不同地区的油层压力基本一致，属于正常地层压力。油层温度为3235。4.2.6储量含油面积：84km2；有效厚度：10.3m；有效孔隙度：25%；原始含油饱和度：73%；原油密度：0.87 g/cm3；体积系数：1.05；原油地质储量：13240104t；丰度：155.8104t.4.3.油藏注水开发指标动态分析4.3.1综合含水、产油量.综合含水动态分析扶余油田经过弹性驱、溶解气驱阶段开采后，于1973年开始全面注水。到1996年左右已进入高含水期采油阶段，1995年末的综合含水为86.8%，根据油田实际资料统计得到综合含水随时间的变化规律。综合含水是随着地下水饱和度的增高而上升的。在理论上，它与油水粘度比和油水两相渗透率比值有关，对于一个已确定的油层来说，油水粘度比是一个定值，那么含水率的变化主要就取决于两相渗透率比值的变化。实践表明：任何一个水驱油藏，含水率与采出程度之间存在一定的内在关系。童宪章导出的水驱曲线关系式如下：上式是描述含水率与采出程度的基本关系式，是一条大致S型曲线，能够适应一般的油藏，既中等原油粘度和渗透率的油藏。当然在实际生产过程中，含水的变化还要受到油层非均质性、油层性质等因素影响，但主要是反映在含水率与采出程度的关系中，含水率的变化规律是由驱替系列曲线来描述的，不同类型的油藏具有不同的曲线形态，万吉业把含水与采出程度曲线的形态分成五种类型，见图1，每个类型各对应一个数学表达式，见表6。图1 采出程度与含水率关系曲线类型图表6 水驱系列线性方程公式表采出程度与含水率关系曲线类型驱替系列方程线性公式应用条件油水粘度比渗透率级差 凸型曲线高粘度比大到较大 凸型S形间过渡曲线高到中高粘度比较大 S形曲线中高到中粘度比一般 S形凹型间过渡曲线中到低粘度比较小 凹型曲线低粘度比较小到小 经统计（表7），扶余油田含水率与采出程度的变化规律符合S型曲线（图2）。其数学表达式为：相关系数：r=0.96313最终采收率：ERU=23.95%图2 扶余油田采出程度与含水率关系曲线扶余油田采油二厂西十三站综合含水与采出程度的变化规律也呈S型形态，见图3。图3 西十三站fw-R曲线 表7 扶余油田开发综合数据表时间年产油量104t综合含水%采出程度%地层压力MPa197084.63.41.224.401971114.34.82.083.041972126.74.23.032.611973133.79.24.042.391974115.617.64.922.151975111.226.05.762.171976122.830.46.692.091977132.637.07.692.191978134.648.88.712.041979126.058.09.662.231980111.961.110.512.34198196.262.411.232.34198295.964.911.962.301983102.064.112.732.261984102.773.413.502.301985100.676.414.262.541986100.578.015.022.65198799.880.415.772.84198893.681.916.482.97198988.683.917.153.03199085.284.717.793.12199184.485.618.433.26199283.786.319.073.04199385.385.319.713.06199482.686.220.342.91199583.986.820.972.76数值模拟计算的各个不同井网的方案其含水率与采出程度的关系曲线基本都符合S型曲线，见图4。由此得出结论：裂缝性低渗透砂岩油藏的综合含水随时间变化的规律是S型曲线形态，其数学表达式是：图4 数值模拟不同方案fw-R曲线.产油量动态分析扶余油田的产量随着不同的开发阶段而变化较大。开采初期为弹性驱和溶解气驱，产量由上升到下降，地层压力也急剧下降，由于地下能量的不足和大量释放，势必导致产量的下降。为保持和恢复油层能量，就必须依靠人工的方法来补充能量。扶余油层润湿性为亲水型，从1973年开始油田全面转为注水开发，地层能量得到补充，产量开始回升。由于扶余油田的裂缝普遍带有方向性，受此影响，注水后又出现了新矛盾，水窜、套变严重，再度影响产量。在治理套变、防止水窜的前提下，1982年全面开展了调整，打了一大批调整井，重新布一套井网，使产量上升，并连续多年保持高产稳定，含水达80%以后，产量又趋递减。开采时间较长的中二队产量变化也如此，见图5、表7。扶余油田的产量不稳定是晚期注水所致，如果是早期注水，产量应该如何变化？统计了与扶余油田属同一类型早期注水的新立油田产油量的变化规律，见图6、表8。由图可见，新立油田的产量由迅速上升到平稳。虽然开采时间较短，还反映不出变化规律的全过程，但也基本可以看出产油量变化的趋势。因此，裂缝性低渗透砂岩油藏的产油量的变化规律基本符合上升平稳递减的规律。图5 扶余油田中二队年产油量与时间关系曲线表8 新立油田产油量、综合含水统计表时间年产油量104t综合含水%采出程度%19814.761.40.1819828.023.60.37198312.267.30.67198424.1810.71.25198543.5511.92.30198651.3316.83.54198763.6021.35.08198870.6124.16.79198969.2727.88.46199064.028.910.01199159.12811.44199253.23312.73199349.73413.93199446.535.615.05199542.941.916.09图6 新立油田年产量与采出程度关系曲线4.3.2采油指数、采液指数 采油指数、采液指数反映了单位压差下油井日产能力的大小，其数学表达式分别为：JO采油指数；JL采液指数；qo 日产油，t；qL日产液量； 影响采油指数、采液指数的因素很多：原油粘度、油层的水淹程度、油层的脱气情况等，但其变化规律主要还是随着含水饱和度的变化而变化的。统计了扶余油田采油指数、采液指数与含水率的关系，见图七。由图可见，采油指数的变化是：含水在60%以前，每上升10%的含水率，采油指数平均下降9.2%；含水60%以后，每上升10%的含水，采油指数平均下降11.2%，下降速度略有加快。采油指数的总趋势是随着含水的上升，下降速度逐步加快。采液指数在含水60%以前，变化不大，由缓慢下降到缓慢上升，含水60%以后，上升幅度加大。图7 扶余油田采油、采液指数与含水关系曲线4.4.油藏水驱特征动态分析4.4.1水驱曲线特征分析水驱曲线是水驱开发油田采出液中产油量和产水量的关系曲线。注水开发油田利用水驱曲线计算和确定油田储量和采收率，评价开发效果，还可以预测油藏开发的未来动态，在国内外得到比较广泛的应用。扶余油田是开发多年的老油田，水驱特征曲线早已出现直线段，选取1986年12月1988年3月为应用期，用水驱特征曲线计算，采收率25.8%，可采储量为3254104t。.注水井排方向与裂缝方向平行的线状注水井网：扶余油田是裂缝型砂岩油藏，裂缝普遍发育，如果沿着裂缝方向部署注水井排就可以较好的利用裂缝的高吸水能力，使注入水沿注水线进入两侧孔隙内驱油，波及系数大，驱油效果好。如扶余油田西二站、西五站、东三站，这些站都是沿裂缝方向部署注水井排的站。西二站：选取1989.61991.12为应用期，用水驱特征曲线计算采收率为30.2%，而波及系数是根据谢尔卡夫公式求出：式中：ER对应井网密度的水驱最终采收率； ED驱油效率，扶余取0.397 F井控面积，10-2km2/井； a系数，一般情况下对于某一具体油藏为常数，但扶余油田是裂缝型砂岩油藏，在不同的井网方式下，a值不同； e-af波及系数，a值小，e-af大。 根据上式求出西二站的a值为0.116。 东三站： 选取1986.121991.12为应用期，用水驱特征曲线计算采收率为28.6%，a值为0.222（见表九，图8）。表9 东三站水驱特征曲线数据表时间累积产油104t累积产水104m3时间累积产油104t累积产水104m31977.637.26455.73681984.1261.255.991977.1239.57567.16261985.663.0862.461978.641.6728.72911985.1264.5268.741978.1243.776710.66181986.665.9175.421979.645.545412.66491986.1267.3782.751979.1247.257115.50181987.668.789.761980.648.750118.61141987.1270.0596.481980.1250.056521.02081988.671.3081103.36621981.651.181723.18391988.1272.5278110.16881981.1252.496126.19631989.673.7034118.04991982.653.70529.77471989.1274.898125.26841982.1255.3533.721990.676.0331132.44871983.656.8537.791990.1277.1245139.82931983.1258.4642.771991.678.2320148.83461984.660.1049.231991.1279.3246158.1657.其它井网：与上述沿裂缝线状注水方式不同的井网，东九站可以作为一个例子，东九站采用的是四点法面积注水方式。调整前选取1919.121983.6为应用期，用水驱特征曲线计算采收率为5.3%。a值为0.403；调整后选取1988.61991.12为应用期，经计算采收率为12%，a值为0.408（见表10，图九）。图8 东三站水驱特征曲线表10 东九站水驱特征曲线数据表时间累积产油104t累积产水104m3时间累积产油104t累积产水104m31978.61.79191.1061985.1214.7017.041978.122.96031.86361986.615.8719.321979.63.19822.69211986.1217.0822.131979.124.47113.30181987.618.2925.491980.65.2183.9191987.1219.4529.571980.125.78074.47341988.620.619934.53091981.66.37575.38661988.1221.756339.56331981.126.85895.94031989.622.842444.6821982.67.33266.78751989.1223.886649.80811982.127.8707.5201990.624.912954.91861983.68.3108.1901990.1225.908759.55091983.129.3409.401991.626.869764.38161984.610.7710.991991.1227.897869.65521984.1212.0712.791985.613.3714.78图9 东九站水驱特征曲线 从结果来看，东九站无论是调整前和调整后其采收率都低于西二站和东三站，而a值都比着两个站大，波及系数小。表11 扶余油田不同区块采收率统计表站名西二站西五站东三站东九站井控面积10-2km2/井2.351.6671.4795.02.935调前调后采收率，%30.229.928.65.312调前调后a值0.1160.1700.2220.4030.4080.4055调前调后调前、调后平均值 从以上计算结果来看，结论都是一致的，沿着裂缝方向部署注水井排，采收率高，波及系数大。 所以说沿裂缝方向线状注水是适应扶余油田地质特点，满足补充能量，改善开发效果的一种好的注水方式。4.4.2经验公式分析 用国内外的八个经验公式来计算扶余油田水驱采收率，具体公式及计算结果见表12。表12 计算水驱油藏采收率经验公式表公式编号来源发表时间公式形式采收率单 位扶余油田结果ER，%1美国1955小数19.152美国1967小数41.43小数20.864