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摘要：本文通过应用地应力和裂缝三种测试方法，研究濮城油田储层裂缝的分布特征，其成果在濮城油田沙三中6-10油藏部署加密调整井位、老井转注、平面注水动态调配和注采调整措施挖潜等方面得到较好的应用，油藏开发效果得到明显改善。
关键词：低渗油藏 人工裂缝 调整 注水开发
一、濮城油田沙三中6-10油藏开发地质概况
沙三中6-10油藏位于濮城构造的东翼濮67断层的上升盘，为一受构造控制的半背斜构造油藏。油藏含油面积6.8km2，有效厚度10.2m，地质储量342×104t，可采储量108×104t，标定采收率31.58%。
储层为砂岩与泥质岩的不等厚互层，厚约230m，砂泥岩互层，砂岩发育，韵律性强，成组性好，单层砂岩厚度一般2～5m，最厚可达10m。物源来自东北方向，北部砂岩发育，厚度大，向南砂岩厚度变薄尖灭，变化趋势由北向南物性变差。灰质、泥质含量高。油藏埋深-3200～-3710m。
油藏为典型低孔低渗储层，孔隙度12.64%；空气渗透率2.3～5.2×10-3?m2。
濮67断层是控制油藏构造形态和油气聚集的主断层，走向NNE，倾向NWW，倾角250～600，活动期长，落差大，一般100～250m，延伸长约9Km。储层特征为微裂缝+孔隙双重介质，原始裂缝较为发育。
进入注水开发后，油井一般进行压裂引效，水井采用高压注水（泵压30-35MPa），一般平均注水六个月后油井见效，初期平均单井日增产10-20t/d，但油井见效后即见水，且含水上升速度很快，一般年含水上升率为10-20%，造成油藏见效后很快进入高含水开发阶段。
二、濮城油田沙三中6-10油藏储层裂缝的分布特征
1.油藏人工水力压裂的形成的裂缝总体方位为NNE，压裂裂缝为一条，一般以井点为中心呈东西两翼展布，裂缝长度最大460m，最小380m，平均为420m。单翼缝长最大可达233m，最短180m，一般为180-220m左右，均为垂直裂缝。
2.总体分析压裂裂缝分布规律，由于濮城油田断层封闭性好、不具有可塑性，因此油藏构造对压裂裂缝的分布形态起到一定的控制作用，尤其是裂缝的发育方位和延伸长度。构造对裂缝的分布形态影响主要以下几个特点：
①在断层破碎带内，压裂裂缝方位明显向最近的大断层走向发生偏转，裂缝延伸长度构造简单地区大大减小，而且构造愈复杂，断块越小此种影响程度越大；
②从裂缝单翼发育状况看，靠近断层的一翼缝长一般比另外一翼裂缝长度要短，该井点愈靠近断层此特征越明显；
③由于压裂裂缝方位反映了岩层的构造最小水平主应力方向，因此对于复杂断块油藏，受断层分布形态不同影响，同一储集层（砂组）不同断块的构造应力场是不完全一致的。这是低渗透断块油田开发调整井设计和注采井网部署的重要依据。
3.储集层物性也对人工水力压裂和造缝长度有一定控制作用，一般在同等构造复杂程度及相同压裂施工规模条件下，储层物性越好，人工裂缝长度相对较长。
4.压裂裂缝分布形态与开发特征的关系
区块压裂裂缝与该油藏I、II级断层走向基本一致，由于断层将油藏切割成数个NE向狭长条带断块，早期开发注采井网的注水主流线与断层走向基本一致，注采井与裂缝方向基本平行，裂缝加剧了注入水沿主流线的突进。因此在油藏开发中油井压裂引效初期效果极其明显，但有效期相对很短，油井易见水和暴性水淹。
5.沙三中6-10油藏高压注水裂缝的主要特点：
①高压注水裂缝是低渗透油田渗滤的必要通道，对于长期注水困难的注水井，高压注水裂缝较短或无裂缝存在；
②由于高压注水裂缝的形成过程具有长期性，因此同压裂裂缝相比，高压注水裂缝的延伸长度更大，一般单翼缝长平均可达210m，而压裂裂缝单翼长度平均只有85m。
③高压注水裂缝的延伸方向受岩层应力方位、沉积微相和注采方向三个因素共同影响，而注采方向主要控制其发育方位。高压注水裂缝一般为两条且均为垂直裂缝。
三、裂缝研究成果在濮城油田开发中的应用及效果
1.合理部署调整井井位
根据不同区块裂缝的分布特片合理部署新井井位，对于油藏调整井井位设计时主要是要求注采井方向与压裂裂缝方向尽可能形成一定的夹角，避开注水主流线。
利用该方法合理部署新井6口，大部都位于高含水开发区，利用裂缝分布规律，将注采方向与压裂裂缝方向形成40°左右的夹角，投产后含水都比较低，取得了高产，且生产一年来含水基本比较平稳。据统计，6口井投产初期日产液量146t/d，日产油量119t/d，含水18.3%。
2.确定最佳注采方案
注水井网与裂缝分布的适应性直接关系到油藏水驱采收率的提高，油藏早期注水开发历史和注水效果的对比已很明显地说明了这个问题。通过油藏裂缝分布特征的研究后，在注采调整完善过程中，消除裂缝对注水的不利影响，改善注水波及效率。
3.优化油井压裂施工设计方案，保证措施的有效率和增产效果
在压裂施工中要合理控制施工排量（2.0-3.0m3/min）和规模，以造较宽、较短缝为主；对于注采方向与裂缝方位夹角较大的采油井，压裂施工时可采用高砂比、大排量、大规模和大加砂量的方式加大造缝长度，保证更大的供油面积，以利获得更好增产效果。
应用该方法我们对油藏的31口压裂井实施了优化设计，取得了比较好的增产效果，平均有效期达到96d。
4、实施平面注水动态调配，提高注水利用率
对于裂缝形成注水主流线造成采油井严重水淹的注采井组，对注水井采取动关、降低注入强度和周期注水等方式控制油井无效产液量；强化其它方向注水井注入量，促使油井多向受效。根据油藏裂缝分布规律我们实施平面注水动态调配共56井次，对应采油井见效明显，含水均有一定程度的降低，年累计增产油量0.5×104t，减少无效和低效注水量共3.2×104m3，效果明显。
5.指导注采调整措施挖潜
很长时间以来认为主力层已在全区内强水淹，已无大的挖潜余地。2002年以来我们进行了主力层平面挖潜试验，通过裂缝研究后发现，由于裂缝形成注水主流线的存在，如果井点离裂缝主流线尚有一定井距，主力层应该有潜力。今年8月补开7-147井S3Z6主力层后，日产液量41.2t/d，日产油量11.9t/d，含水71.1%，日增产油量10.2t/d。
四、结论
1.裂缝分布特征的研究成果找到了油藏多年来困扰注水开发效果差的主要根源，为提高和改善油藏注水整体开发水平指明了方向；
2.人工裂缝和天然裂缝的存在对油藏水淹规律和剩余油分布起一定的控制作用，进一步深化裂缝对早期油藏注水的影响，精细认识油藏剩余油分布规律和潜力，是今后该油田开发调整和各类措施挖潜的关键所在；
3.对于低渗裂缝性油藏，注水主要是保持地层压力，合理控制注水强度，做好平面注水调配精细注采管理是油藏注水开发的重点。
关键词：低渗油藏 人工裂缝 调整 注水开发
一、濮城油田沙三中6-10油藏开发地质概况
沙三中6-10油藏位于濮城构造的东翼濮67断层的上升盘，为一受构造控制的半背斜构造油藏。油藏含油面积6.8km2，有效厚度10.2m，地质储量342×104t，可采储量108×104t，标定采收率31.58%。
储层为砂岩与泥质岩的不等厚互层，厚约230m，砂泥岩互层，砂岩发育，韵律性强，成组性好，单层砂岩厚度一般2～5m，最厚可达10m。物源来自东北方向，北部砂岩发育，厚度大，向南砂岩厚度变薄尖灭，变化趋势由北向南物性变差。灰质、泥质含量高。油藏埋深-3200～-3710m。
油藏为典型低孔低渗储层，孔隙度12.64%；空气渗透率2.3～5.2×10-3?m2。
濮67断层是控制油藏构造形态和油气聚集的主断层，走向NNE，倾向NWW，倾角250～600，活动期长，落差大，一般100～250m，延伸长约9Km。储层特征为微裂缝+孔隙双重介质，原始裂缝较为发育。
进入注水开发后，油井一般进行压裂引效，水井采用高压注水（泵压30-35MPa），一般平均注水六个月后油井见效，初期平均单井日增产10-20t/d，但油井见效后即见水，且含水上升速度很快，一般年含水上升率为10-20%，造成油藏见效后很快进入高含水开发阶段。
二、濮城油田沙三中6-10油藏储层裂缝的分布特征
1.油藏人工水力压裂的形成的裂缝总体方位为NNE，压裂裂缝为一条，一般以井点为中心呈东西两翼展布，裂缝长度最大460m，最小380m，平均为420m。单翼缝长最大可达233m，最短180m，一般为180-220m左右，均为垂直裂缝。
2.总体分析压裂裂缝分布规律，由于濮城油田断层封闭性好、不具有可塑性，因此油藏构造对压裂裂缝的分布形态起到一定的控制作用，尤其是裂缝的发育方位和延伸长度。构造对裂缝的分布形态影响主要以下几个特点：
①在断层破碎带内，压裂裂缝方位明显向最近的大断层走向发生偏转，裂缝延伸长度构造简单地区大大减小，而且构造愈复杂，断块越小此种影响程度越大；
②从裂缝单翼发育状况看，靠近断层的一翼缝长一般比另外一翼裂缝长度要短，该井点愈靠近断层此特征越明显；
③由于压裂裂缝方位反映了岩层的构造最小水平主应力方向，因此对于复杂断块油藏，受断层分布形态不同影响，同一储集层（砂组）不同断块的构造应力场是不完全一致的。这是低渗透断块油田开发调整井设计和注采井网部署的重要依据。
3.储集层物性也对人工水力压裂和造缝长度有一定控制作用，一般在同等构造复杂程度及相同压裂施工规模条件下，储层物性越好，人工裂缝长度相对较长。
4.压裂裂缝分布形态与开发特征的关系
区块压裂裂缝与该油藏I、II级断层走向基本一致，由于断层将油藏切割成数个NE向狭长条带断块，早期开发注采井网的注水主流线与断层走向基本一致，注采井与裂缝方向基本平行，裂缝加剧了注入水沿主流线的突进。因此在油藏开发中油井压裂引效初期效果极其明显，但有效期相对很短，油井易见水和暴性水淹。
5.沙三中6-10油藏高压注水裂缝的主要特点：
①高压注水裂缝是低渗透油田渗滤的必要通道，对于长期注水困难的注水井，高压注水裂缝较短或无裂缝存在；
②由于高压注水裂缝的形成过程具有长期性，因此同压裂裂缝相比，高压注水裂缝的延伸长度更大，一般单翼缝长平均可达210m，而压裂裂缝单翼长度平均只有85m。
③高压注水裂缝的延伸方向受岩层应力方位、沉积微相和注采方向三个因素共同影响，而注采方向主要控制其发育方位。高压注水裂缝一般为两条且均为垂直裂缝。
三、裂缝研究成果在濮城油田开发中的应用及效果
1.合理部署调整井井位
根据不同区块裂缝的分布特片合理部署新井井位，对于油藏调整井井位设计时主要是要求注采井方向与压裂裂缝方向尽可能形成一定的夹角，避开注水主流线。
利用该方法合理部署新井6口，大部都位于高含水开发区，利用裂缝分布规律，将注采方向与压裂裂缝方向形成40°左右的夹角，投产后含水都比较低，取得了高产，且生产一年来含水基本比较平稳。据统计，6口井投产初期日产液量146t/d，日产油量119t/d，含水18.3%。
2.确定最佳注采方案
注水井网与裂缝分布的适应性直接关系到油藏水驱采收率的提高，油藏早期注水开发历史和注水效果的对比已很明显地说明了这个问题。通过油藏裂缝分布特征的研究后，在注采调整完善过程中，消除裂缝对注水的不利影响，改善注水波及效率。
3.优化油井压裂施工设计方案，保证措施的有效率和增产效果
在压裂施工中要合理控制施工排量（2.0-3.0m3/min）和规模，以造较宽、较短缝为主；对于注采方向与裂缝方位夹角较大的采油井，压裂施工时可采用高砂比、大排量、大规模和大加砂量的方式加大造缝长度，保证更大的供油面积，以利获得更好增产效果。
应用该方法我们对油藏的31口压裂井实施了优化设计，取得了比较好的增产效果，平均有效期达到96d。
4、实施平面注水动态调配，提高注水利用率
对于裂缝形成注水主流线造成采油井严重水淹的注采井组，对注水井采取动关、降低注入强度和周期注水等方式控制油井无效产液量；强化其它方向注水井注入量，促使油井多向受效。根据油藏裂缝分布规律我们实施平面注水动态调配共56井次，对应采油井见效明显，含水均有一定程度的降低，年累计增产油量0.5×104t，减少无效和低效注水量共3.2×104m3，效果明显。
5.指导注采调整措施挖潜
很长时间以来认为主力层已在全区内强水淹，已无大的挖潜余地。2002年以来我们进行了主力层平面挖潜试验，通过裂缝研究后发现，由于裂缝形成注水主流线的存在，如果井点离裂缝主流线尚有一定井距，主力层应该有潜力。今年8月补开7-147井S3Z6主力层后，日产液量41.2t/d，日产油量11.9t/d，含水71.1%，日增产油量10.2t/d。
四、结论
1.裂缝分布特征的研究成果找到了油藏多年来困扰注水开发效果差的主要根源，为提高和改善油藏注水整体开发水平指明了方向；
2.人工裂缝和天然裂缝的存在对油藏水淹规律和剩余油分布起一定的控制作用，进一步深化裂缝对早期油藏注水的影响，精细认识油藏剩余油分布规律和潜力，是今后该油田开发调整和各类措施挖潜的关键所在；
3.对于低渗裂缝性油藏，注水主要是保持地层压力，合理控制注水强度，做好平面注水调配精细注采管理是油藏注水开发的重点。