趙向原，曾聯(lián)波，胡向陽，朱圣舉

[1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 2. 中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京 102249；3. 中國石油 長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，西安 710018]

由于地下地質(zhì)條件所決定，我國陸上低滲透油氣資源相當豐富，在松遼盆地、渤海灣盆地、鄂爾多斯盆地、柴達木盆地、塔里木盆地和準噶爾盆地等盆地中均有分布，比例均在50%以上。其中，鄂爾多斯盆地低滲透資源規(guī)模比例最大，達到90%，低滲透油藏已經(jīng)成為目前勘探開發(fā)工作的主要對象和儲量增長的主體，是我國油氣發(fā)展的主流[1-3]。對上述盆地內(nèi)不同地區(qū)的低滲透儲層所開展的研究發(fā)現(xiàn)，這類儲層中均普遍不同程度的發(fā)育天然裂縫，且以高角度構(gòu)造裂縫為主，具有多期次、多組系的特點[4-8]，裂縫的存在對注水開發(fā)產(chǎn)生了至關(guān)重要的影響[9-12]。一方面，低滲透油藏儲層基質(zhì)滲透率低、滲流能力差，僅依靠基質(zhì)滲流能力和儲層天然能量不能形成工業(yè)油流，裂縫的存在改善了儲層的滲流能力和流體的流動狀況，增大了滲流截面，是這類油藏有效開發(fā)的關(guān)鍵；另一方面，低滲透油藏進入開發(fā)中后期以后，由于長期注水，當注水井注水壓力大于天然裂縫開啟壓力或地層破裂壓力，會導致儲層中天然裂縫開啟、擴展甚至相互連通，或者在儲層中形成規(guī)模較大的新的破裂，最終形成注水誘導裂縫，嚴重影響注水開發(fā)效果。注水誘導裂縫的形成是低滲透油藏在長期注水開發(fā)過程中新表現(xiàn)出的最嚴重非均質(zhì)性，給油田的進一步挖潛帶來困難。研究注水誘導裂縫特征并對其進行準確識別，對低滲透油藏的高效開發(fā)具有重要意義。

1 研究區(qū)概況

鄂爾多斯盆地為一個疊合的克拉通坳陷盆地[13]，盆地由伊盟隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、伊陜斜坡、天環(huán)坳陷和西緣沖斷帶等6個一級構(gòu)造單元構(gòu)成[14]。安塞油田W地區(qū)位于伊陜斜坡的中東部，構(gòu)造平緩，為一西傾單斜，地層傾角0.5°左右，平均地層坡降6～8 m/km。由于差異壓實作用，在局部形成起伏較小(隆起幅度10～20 m)且軸向為近東西或北東-西南向的鼻狀隆起，對油氣富集具有一定的控制作用[15]。受北東方向物源影響，該地區(qū)三疊系延長組沉積了一套典型的坳陷盆地河流-三角洲-湖泊相沉積體系[16]，該套地層自上至下分為長1—長10十個油層組。其中長6為主力油層，由于受到沉積、成巖及后期構(gòu)造改造作用影響，儲層致密且非均質(zhì)性嚴重，儲層平均有效孔隙度為11%～15%，孔隙滲透率為(1～3)×10-3μm2，為典型的低孔特低滲透砂巖油藏。

W地區(qū)長6油藏于1983年經(jīng)壓裂后獲得工業(yè)油流后，1986年開辟了3個開發(fā)試驗井組，后又進行了先導性開發(fā)試驗和工業(yè)化開發(fā)試驗，于1990年全面投入注水開發(fā)，1997至2000年，油田進入開發(fā)調(diào)整治理階段。整個開發(fā)歷程先后經(jīng)了開發(fā)前期準備、規(guī)模開發(fā)與產(chǎn)能建設、產(chǎn)量遞減與綜合治理等幾個階段，目前已經(jīng)進入注水開發(fā)中后期。由于儲層中發(fā)育一定數(shù)量的天然裂縫，經(jīng)多年注水開發(fā)以后，該區(qū)一些井組的油井出現(xiàn)明顯的方向性高含水或嚴重水淹，水淹規(guī)模甚至連通了幾個井組，注采矛盾十分突出，嚴重影響了注水開發(fā)效果。

構(gòu)造裂縫在低滲透砂巖油藏開發(fā)中起到的作用最大[17]。根據(jù)相似露頭、巖心裂縫觀察及成像測井解釋，按照裂縫的成因類型可知，W區(qū)長6儲層主要以發(fā)育構(gòu)造剪切裂縫為主，具有分布規(guī)則、產(chǎn)狀穩(wěn)定、縫面平直光滑、延伸較長、發(fā)育范圍廣、與層面垂直的特點(圖1a,b)。研究表明，這些構(gòu)造裂縫主要是在燕山期和喜馬拉雅期古構(gòu)造應力場作用下形成[8,18]。該區(qū)構(gòu)造裂縫方位以NEE-SWW，NE-SW及NW-SE向為主，發(fā)育程度依次減弱，且絕大多數(shù)為高角度裂縫，其中傾角大于60°的裂縫占80%以上。裂縫縱向高度一般小于1.8 m，主要在單巖層內(nèi)發(fā)育(圖1c)，只有極少數(shù)切穿巖層。露頭觀察單條裂縫平面延伸長度一般不超過20 m，若干單條裂縫在平面上呈雁列式排列構(gòu)成一條延伸較遠的裂縫帶，相鄰兩單條裂縫之間并不相互連通，而是存有較小的間距(圖1d)。巖心裂縫統(tǒng)計表明，有10%左右的天然裂縫被方解石局部充填，其他裂縫無充填，且無充填裂縫一般含油性較好，反映了該地區(qū)絕大多數(shù)裂縫為有效裂縫，裂縫在儲層中能夠起到儲集空間和滲流通道的作用。

2 注水誘導裂縫及其形成機理

2.1 注水誘導裂縫概念

早在20世紀80年代，國內(nèi)外學者就對注水開發(fā)所引起的地層破裂或誘導產(chǎn)生的裂縫開展了研究。J.Hagoort等[19]提出當注水井注水壓力超過地層破裂壓力時，就會形成延伸較長的水力裂縫，進而影響注水波及系數(shù)，并通過用來模擬水力壓裂縫增長的數(shù)學模型模擬了注水所導致的裂縫延伸過程。M.C.T.Kuo等[20]利用地表注水壓力等數(shù)據(jù)對注水引起的裂縫擴展機理進行了研究，指出隨著注水時間的持續(xù)，注水壓力數(shù)據(jù)表現(xiàn)出周期性變化，這種變化指示了注水過程中裂縫的不斷延伸擴展，并根據(jù)水力壓裂縫擴展理論計算了裂縫延伸長度和時間間隔，同時結(jié)合動態(tài)資料對裂縫延伸方位進行了分析。T.K.Perkins和J.A.Gonzalez[21]研究了由于注入水水溫低于油藏溫度從而導致巖層溫度降低，引起巖層應力的下降，進而導致巖層發(fā)生破裂產(chǎn)生誘導裂縫，并提出相應方法估算裂縫長度及井底壓力等參數(shù)。Peter等[22]以Valhall油田為例，研究注水井在高于破裂壓力下注水誘生裂縫的形成機理，研究過程中利用水力壓裂軟件模擬動態(tài)裂縫延伸過程，綜合考慮了二維濾失、流體流度、注水區(qū)儲層壓縮性、巖石和流體熱效應等因素。Steven等[23]認為注水井因注水壓力及水平地應力的影響，在儲層中會形成注水生長裂縫，且裂縫的規(guī)模會發(fā)生變化，在研究過程中建立模型模擬了裂縫的變化對注入水滲流場的影響。

圖1 W地區(qū)長6儲層構(gòu)造裂縫分布特征Fig.1 Characteristics of the tectonic fractures in Chang 6 reservoir,W areaa.A5井，埋深1 058.28 m，細砂巖，觀察到一條高角度構(gòu)造裂縫，裂縫面平直；b.A1井，埋深1 155.60 m，細砂巖，觀察到一條近直立的高角度構(gòu)造裂縫，縫面平直光滑；c.延河露頭長6地層天然裂縫,主要在單巖層內(nèi)發(fā)育；d.延河露頭長6巖層,平面上可見構(gòu)造裂縫呈 雁列式排列，裂縫延伸較遠，組系特征明顯。

國內(nèi)方面，郭恩昌等[24]研究注水過程中地層溫度和壓力的改變對井底周圍地應力的影響，認為長期注水開發(fā)會導致油田地應力發(fā)生變化，且對裂縫的形成和延伸產(chǎn)生影響。李中林等[25]從注水井動態(tài)資料入手，對吸水指示曲線、吸水剖面和試井等資料進行了綜合分析，指出高壓注水過程中熱力誘生裂縫(動態(tài)縫)吸水是低滲透砂巖油藏注水井的一個主要特征，并就裂縫吸水機埋進行了探討。郭倫文[26]在計算誘導裂縫周圍應力場分布的基礎上，分析了水平方向誘導應力對滲透率的影響，得出裂縫面處滲透率與應力的關(guān)系，并進一步研究注水過程中流度、注水速度、井底壓力、溫度和注水水質(zhì)對誘導裂縫動態(tài)行為規(guī)律的影響，認為誘導裂縫的延伸與誘導應力大小密切相關(guān)，高速注水可導致裂縫延伸。劉洪等[27]認為過高的注水壓力和過量的注水會引起儲層微裂縫開啟、擴展和相互貫通，在注采連線上形成高滲透條帶，導致注入水單向突進，油井含水上升快，造成油井水淹，并利用巖石斷裂力學理論研究了注入壓力作用下天然裂縫開啟、擴展延伸和相互貫通的力學機理。曾聯(lián)波等[28]、劉洪濤等[29]、陳淑利等[30]研究了大慶油田低滲透砂巖儲層裂縫的分布特征及對開發(fā)的影響，以及注水開發(fā)中后期地應力場的變化，認為低滲透儲層中不同組系天然裂縫在注水開發(fā)過程中因注水壓力變化存在一定的開啟順序。韓忠英等[31]研究了裂縫擴展注水技術(shù)中的裂縫擴展規(guī)律，認為在裂縫擴展過程中，縫內(nèi)壓力呈不規(guī)則周期性變化，隨著注水量增加，壓力上升的速度越來越快；注水量越高，裂縫越容易擴展；隨著注水時間增加，初始濾失系數(shù)越小，裂縫越容易擴展；濾失系數(shù)減小越快，裂縫擴展越快，半縫長增量越小。

上述所介紹相關(guān)研究成果的主要是圍繞注水造成的儲層壓力和溫度發(fā)生變化這兩類機制所產(chǎn)生的誘導裂縫所開展的研究，而本文所研究的注水誘導裂縫主要是針對第一類機制，即由于注水引起地層壓力發(fā)生變化所誘導產(chǎn)生的裂縫。筆者在充分調(diào)研并總結(jié)前人研究成果基礎上，結(jié)合對鄂爾多斯盆地低滲透油藏注水開發(fā)過程中誘導產(chǎn)生裂縫的成因機制及其特征所開展的研究，認為注水誘導裂縫(waterflood induced fracture)是指低(特低)滲透油藏在長期的注水開發(fā)過程中，當注水壓力超過裂縫開啟壓力或地層破裂壓力而形成的以水井為中心的高滲透性開啟大裂縫或快速水流通道。注水誘導裂縫有以下4個基本特征：①注水誘導裂縫主要表現(xiàn)為張性裂縫，裂縫規(guī)模大、延伸長，縱向上不受單層控制，平面上可延伸幾個甚至上十個井距，遠大于單條天然裂縫的規(guī)模；②注水誘導裂縫的延伸方位一般與油藏主滲流裂縫方向或者現(xiàn)今地應力的最大水平主應力方向近一致；③注水誘導裂縫的形成是一個動態(tài)過程，隨著低滲透砂巖油藏的注水開發(fā)和注入壓力提高，注水誘導裂縫規(guī)模將不斷擴展和延伸，對注水開發(fā)的影響也越大；④沿注水誘導裂縫方向的滲透率高，注入水沿該裂縫通道快速流動，極易造成裂縫方向的快速水竄和油井水淹，而裂縫兩側(cè)注入水波及范圍小，驅(qū)油效率較差。

2.2 注水誘導裂縫形成機理

由于儲層中天然裂縫的發(fā)育具有較強的非均質(zhì)性，各注水井周圍的裂縫發(fā)育程度和分布特征均存在一定差別。根據(jù)不同注水井周圍的裂縫發(fā)育情況，認為注水誘導裂縫主要有以下形成機理。

1) 機理一

當注水井周圍天然裂縫發(fā)育，且裂縫走向與現(xiàn)今最大水平主應力之間的夾角小于某個范圍時，此時天然裂縫開啟壓力小于地層破裂壓力，若注水壓力超過天然裂縫的開啟壓力，使得天然裂縫張開、擴展和不斷延伸，便形成注水誘導裂縫。形成條件可以表示為：

pws>pi

(1)

Hfσ1sinθsinβ+Hfσ3sinθcosβ

(2)

式中：pws為注水井注水壓力(折算到地下)，MPa；pi為裂縫開啟壓力，MPa；ν為巖石泊松比，無量綱；H為裂縫埋藏深度，m；θ為裂縫傾角，(°)；ρs為巖石容重，kg/m3；ρw為水的比重，kg/m3；fσ1,fσ3分別為現(xiàn)今應力場的最大主應力和最小主應力梯度，MPa/m；β為現(xiàn)今地應力方向與裂縫走向的夾角，(°)；η為地層壓力系數(shù)，無量綱；g為重力加速度，N/kg。

2) 機理二

當注水井周圍不發(fā)育天然裂縫時，或發(fā)育一定數(shù)量的天然裂縫，但裂縫走向與現(xiàn)今最大水平主應力之間的夾角大于某一值時，此時裂縫開啟壓力將大于地層破裂壓力。若注水壓力超過地層破裂壓力，會導致地層發(fā)生新的破裂，且隨著注水的持續(xù)破裂規(guī)模將不斷擴大，最終形成注水誘導裂縫。形成條件可以表示為：

pws>3σ3-σ1+σ2-p0

(3)

式中：σ1和σ3分別為現(xiàn)今應力場最大主應力和最小主應力，MPa；p0為地層壓力，MPa；σt為巖石抗張強度，MPa。

需要說明的是，由于儲層中天然裂縫的非均質(zhì)性，某一注水誘導裂縫的產(chǎn)生并不一定是單一機理下的結(jié)果，可能是上述兩種機理交替作用下的結(jié)果。上述機理中，關(guān)于在一定的現(xiàn)今地應力場條件下天然裂縫開啟壓力和地層破裂壓力之間的關(guān)系研究，筆者在文獻[9]中有所介紹。

3 注水誘導裂縫識別方法

注水誘導裂縫的形成是一個動態(tài)過程，這一過程跨越一定的時間尺度(可能從數(shù)月至數(shù)年之久)，這種特殊性也就要求在分析其形成過程時需要更多地依靠各類動態(tài)資料，并在不同的時間節(jié)點上進行匹配性對比分析，同時還要依靠地質(zhì)資料和各類監(jiān)測資料進行驗證，是一項綜合性極強的工作。判定注水誘導裂縫是否形成并分析其特征需綜合以下幾個方面進行。

1) 油井逐漸表現(xiàn)出方向性高含水特征

在一定的范圍內(nèi)，隨著注水開發(fā)進程的不斷推進，某些井組在某一方向上逐漸表現(xiàn)出高含水甚至水淹，而其他方向(如水淹井與注水井連線兩側(cè)的油井)含水率相對較低。出現(xiàn)上述現(xiàn)象的主要原因是由于在裂縫性油藏中，注水開發(fā)后注入水易沿著裂縫方向竄流，因此導致裂縫方向上的油井見水較快，而位于裂縫兩側(cè)的油井由于缺少裂縫導流能力而表現(xiàn)為見水緩慢。在同時發(fā)育多組天然裂縫的地區(qū)，由于現(xiàn)今地應力場作用，使得各組天然裂縫存在一定的開啟順序[28-30]，注水過程中同樣也會使得油井注水見效及水淹特征也具有明顯的方向性，而這一優(yōu)勢方向一般為現(xiàn)今地應力最大水平主應力方向。

2) 方向性水淹井含水率變化曲線呈現(xiàn)出階梯狀上升

生產(chǎn)井含水率變化曲線類型大致可分為3種類型：①孔隙型見水，水井與油井之間為孔隙型滲流，注入水向四周推進較為均勻，前緣水線推進速度較慢，油井受效后穩(wěn)產(chǎn)期較長，含水上升速度緩慢，開發(fā)效果最好；隨著含水率的逐漸上升，產(chǎn)油量逐漸下降。②裂縫型見水，初始階段油井產(chǎn)量及含水穩(wěn)定，后期油井含水率在短時間內(nèi)呈階梯狀急劇上升至高含水，而相應的產(chǎn)能急劇下降。③孔隙-裂縫型見水，生產(chǎn)井見水特征介于以上兩種類型之間，水線推進速度、油井含水上升速度快于孔隙型但慢于裂縫型，水驅(qū)油效果相對較好；一般情況下，該類型生產(chǎn)井投產(chǎn)初始階段含水率可能處于很低的水平，隨后表現(xiàn)出逐漸呈漸高的趨勢，含水率波動性較大，主要是由于儲層中存在高滲帶，同時發(fā)育一定數(shù)量的規(guī)模不大的裂縫，裂縫在油水井之間并沒有起到主導滲流的作用，具有一定的驅(qū)油效果。對于1)中的方向性水淹井來說，若含水率變化曲線表現(xiàn)出了裂縫型見水特征，則說明裂縫在油水井之間起到了連通作用，形成了裂縫性水竄通道。

3) 試井解釋儲層具有裂縫滲流特征

即使井筒附近天然裂縫發(fā)育時，注水過程中，在現(xiàn)今地應力場作用下也并不一定形成裂縫性滲流通道，通過試井分析可以判斷裂縫是否開啟并形成了裂縫性高滲帶。經(jīng)過較長時間注水以后，若試井分析儲層有效滲透率比巖心分析滲透率值高出1～2個數(shù)量級，則說明井筒附近出現(xiàn)了明顯的裂縫性滲流特征。此外，試井解釋雙對數(shù)曲線形態(tài)可以較好的反映儲層的滲透性特征[32-33]，如早期測試資料的壓力變化曲線和壓力導數(shù)曲線重疊在一起，曲線呈斜率為“1”的直線形態(tài)，說明早期測試資料受井筒儲集效應影響比較嚴重；隨后兩條曲線均開口，呈現(xiàn)“1/2”斜率線上升，表明具有明顯的裂縫-無限傳導的滲流特征，注入水主要沿裂縫單向驅(qū)替。

4) 高含水油井對應的注水井吸水剖面逐漸表現(xiàn)為指狀吸水特征且注水指示曲線出現(xiàn)拐點

對注水井來說，隨著注水時間不斷持續(xù)，在不同時間點測定的吸水剖面上逐漸表現(xiàn)出吸水段越來越不均衡，如在某些部位逐漸表現(xiàn)出尖峰狀(或指狀)吸水特征，吸水層厚度不斷減小，但吸水比不斷增大，則說明在注水井附近出現(xiàn)了高滲通道。若同時注水井注水指示曲線出現(xiàn)拐點，且在拐點之前隨著注水壓力的增大，注水量逐漸增大，吸水指數(shù)為一個定值；當注水壓力超過拐點壓力，即使注水壓力增加不大，注水量也急劇增大，吸水指數(shù)較拐點以前明顯增加，則表明地層中的高滲通道為裂縫開啟并發(fā)生了延伸擴展，或地層中產(chǎn)生了新的破裂，致使油層吸水能力增加，即產(chǎn)生了注水誘導裂縫。

5) 示蹤劑測試顯示受效井方向性明顯

示蹤劑測試是確定井間連通性及連通程度的有效手段[34-35]。注水井注入示蹤劑，在一定時間范圍內(nèi)檢測周圍井的受效情況并對受效井示蹤劑濃度進行解釋計算。通過分析各受效井示蹤劑濃度及處在與注水井不同距離上的各受效井的示蹤劑受效時間等來綜合判斷井間連通性，同時配合其他信息可以進一步確定注水誘導裂縫的形成及分布情況。測試過程中，凡是檢測到示蹤劑的井均說明這些井與注水井之間是連通的，而這些受效井中解釋示蹤劑濃度越大的，則說明該井與注水井之間的連通性越好；若示蹤劑受效井與注水井之間距離較大且受效時間短，則說明示蹤劑在該井與注水井之間的流動速度大，反映出井間連通性越好。通過該方法雖然確定了井間的連通性及連通程度，但若想進一步確定這種連通性是否是裂縫性的，還需要結(jié)合動態(tài)資料及試井資料加以判斷。如示蹤劑測試判斷某油井與注水井連通性較好，同時通過試井分析該油井具有裂縫性滲流特征且含水率變化曲線表現(xiàn)為裂縫型見水，則說明該井與注水井之間存在裂縫性滲流通道。

6) 水驅(qū)前緣擴散具有明顯的方向性

水驅(qū)前緣微地震監(jiān)測可以測定水驅(qū)前緣的擴散情況[36]。注水井在注水過程隨著流體的不斷流動和擴散，流體前緣壓力及孔隙流體壓力會發(fā)生變化，使地層中原來閉合的裂縫張開或誘發(fā)產(chǎn)生新的裂縫，從而引發(fā)微地震現(xiàn)象。這些微地震發(fā)生時會產(chǎn)生一系列向四周傳播的微震波，微震波可以被事先布置在被監(jiān)測井周圍不同位置的檢波器接收到，根據(jù)波到達不同檢波器的時間差，就可確定微地震震源位置，進而繪制出水驅(qū)前緣位置。特低滲透油藏長期注水過程中，受天然裂縫方向、布井方向及現(xiàn)今地應力場等綜合影響，儲層具有強烈的非均質(zhì)性，導致儲層各個方向上注水推進速度不同，因而存在一定的優(yōu)勢滲流方向。通過對水驅(qū)前緣進行監(jiān)測可以明確注入水有效區(qū)、優(yōu)勢滲流區(qū)及水流密集區(qū)的范圍與方向，了解井間非均質(zhì)性情況，進而結(jié)合其他手段可以進一步對注水誘導裂縫進行識別。

需要說明的是，在判定注水誘導裂縫形成及分析注水誘導裂縫特征的過程中，上述六個方面并非要同時具備的，只要同時滿足其中幾個方面即可。如在一個特低滲透油田或油區(qū)范圍內(nèi)，經(jīng)過長期注水開發(fā)以后一旦形成注水誘導裂縫，一般都會表現(xiàn)出特征1)，但對于每個井組范圍來說，還需要進一步結(jié)合特征2)，3)，4)，5)進行判斷，其中在沒有5)的情況下還可以選擇6)。此外，上述幾個方面主要用于判定井間注水誘導裂縫的形成并分析其特征，若要進一步對注水誘導裂縫進行表征，還需要進一步結(jié)合巖心分析測試、裂縫識別及預測、測井(常規(guī)測井、特殊測井及生產(chǎn)測井)解釋等手段。

4 應用實例

下面以鄂爾多斯盆地安塞油田W地區(qū)A0井組為例(圖2)，依據(jù)上述方法對該井組的注水誘導裂縫進行判定并分析其基本特征。

根據(jù)注水井A0不同時間的吸水剖面來看(圖3)，早期吸水剖面呈現(xiàn)出很強的非均質(zhì)吸水特征(1991-06-28)，吸水段主要集中在下部，剖面中部出現(xiàn)了指狀吸水，反映井筒附近局部存在高滲帶或天然裂縫；后期由于采取了堵水及補孔等措施，吸水相對較為均勻(1994-05-25至2000-11-06)；至2001-04-19時的吸水剖面監(jiān)測結(jié)果看，再次出現(xiàn)了指狀吸水特征，表現(xiàn)為吸水層厚度逐漸減小且吸水量不斷增大，反映了經(jīng)過長時間注水開發(fā)以后，注水井周圍再次產(chǎn)生高滲通道，水驅(qū)非均質(zhì)性嚴重。此外，A0井注水指示曲線存在明顯的拐點(圖4)，拐點出現(xiàn)后吸水指數(shù)遠遠超過拐點出現(xiàn)前的吸水指數(shù)，指示注水井周圍地層中產(chǎn)生的新的吸水空間應為裂縫性水竄通道，致使油層吸水能力增加。為了進一步判定該井組的裂縫性滲流通道的展布特征，需要結(jié)合其他手段進一步進行論證。由于構(gòu)造裂縫方位以NEE-SWW、NE-SW及NW-SE向為主，且現(xiàn)今最大水平主應力方向為NEE-SWW向[32]，分析可知NEE-SWW為該區(qū)主滲流方向。下面對比分析該井組主滲方向、側(cè)向及與主滲方向垂直方向上的注水動態(tài)特征，以進一步確定注水誘導裂縫的形成及分布特征。

圖2 W地區(qū)A0井組不同方向連井線Fig.2 Well cross sections in different directions of Well A0 group in W area

圖3 W地區(qū)注水井A0不同時間吸水剖面Fig.3 Water injection profile of Well A0 at different times in W area

含水率變化曲線特征方面，主滲方向上，A18井生產(chǎn)動態(tài)曲線的含水率呈現(xiàn)出階梯狀上升，反映出裂縫型見水特征，A1井投產(chǎn)較晚，投產(chǎn)便直接表現(xiàn)出80%以上的高含水，無法判斷見水類型(圖5)；側(cè)向上，A17井含水率呈逐年上升趨勢，屬于典型的孔隙型見水，A2井投產(chǎn)較晚且投產(chǎn)時也為高含水，同樣無法判斷其見水類型；垂直主滲方向上，Z16井投產(chǎn)至1995年11月以前，含水率較低，隨后含水率開始緩慢上升，表現(xiàn)出孔隙型見水特征，至2004年1月時含水率已高達90%以上，2005年7月該井開始轉(zhuǎn)注成為注水井，A3井于Z16井轉(zhuǎn)注5年后投產(chǎn)，投產(chǎn)后含水率連續(xù)數(shù)月均在60%以下，并沒有表現(xiàn)出明顯水淹特征，可判斷Z16與A0井之間可能并不存在裂縫性滲流通道，轉(zhuǎn)注前Z16井水淹并不是A0井注水造成的。

對比不同方向上的油井含水率變化曲線特征可初步判斷在主滲方向上出現(xiàn)了裂縫性滲流通道，可進一步通過試井和水驅(qū)前緣監(jiān)測資料加以驗證。試井解釋方面，對比A1井和A2井壓力雙對數(shù)曲線形態(tài)發(fā)現(xiàn)，A1井具有裂縫-無限傳導滲流特征，而A2井具有均質(zhì)油藏的特征(不屬于裂縫性滲流)(圖6)。水驅(qū)前緣監(jiān)測顯示，在正常注水時，優(yōu)勢滲流方向不明顯，但在增壓注水后，其優(yōu)勢滲流方向明顯，注水前緣向北東東向和南西西向擴展，注水見效區(qū)的長度與寬度比越來越大(表1)。由以上可綜合判斷，在A0-A1-A18井連線上已經(jīng)形成了注水誘導裂縫。

圖4 W地區(qū)A0井注水指示曲線Fig.4 Water injection index curve of Well A0 in W area

通過各類測試資料可知，A0注水井注水壓力超過20.2 MPa(折算到地下)，而目的層段裂縫開啟壓力平均為19.3 MPa，地層平均破裂壓力超過27.2 MPa。可見，注水壓力超過了裂縫開啟壓力，致使天然裂縫開啟并延伸擴展是該井組形成注水誘導裂縫的主要原因。分析該井組注水誘導裂縫特征發(fā)現(xiàn)，它的規(guī)模已經(jīng)超過了兩個井距，延伸或展布方向與該區(qū)現(xiàn)今地應力最大水平主應力方位基本一致，其滲透率較高，注入水沿該裂縫通道發(fā)生快速竄流，造成注水誘導裂縫延伸方向上的油井發(fā)生水淹。此外，對注水誘導裂縫上的A1巖心進行了大量取樣，開展滴水試驗和沉降實驗以鑒別巖心含水或含油程度，來分析注水誘導裂縫的縱向規(guī)模。根據(jù)近200塊樣品的實驗結(jié)果可知，A1井油層厚度約為22.0 m，其中水洗厚度為10.7 m，水淹厚度占總厚度的48%，縱向上水淹層同時包含了幾個單砂層，注水誘導裂縫形成以后嚴重影響了剖面動用程度(圖7)。

5 結(jié)論

1) 注水誘導裂縫是指低(特低)滲透油藏在長期的注水開發(fā)過程中，當注水壓力超過裂縫開啟壓力或地層破裂壓力而形成的以水井為中心的高滲透性開啟大裂縫或快速水流通道。它是低滲透油藏在長期注水開發(fā)過程中所表現(xiàn)出的最嚴重非均質(zhì)性，對注水開發(fā)效果影響較大。

2) 受注水因素及多種地質(zhì)因素綜合影響，注水誘導裂縫主要為張性裂縫，其規(guī)模大、延伸長、滲透率高、縱向上不受單層控制。延伸方位一般與油藏主滲流裂縫方向或者現(xiàn)今地應力的最大水平主應力方向近一致，并隨低滲透油藏注水而發(fā)生動態(tài)變化。

3) 通過各類生產(chǎn)動態(tài)及監(jiān)測資料可以對注水誘導裂縫進行識別。若油井逐漸表現(xiàn)出方向性高含水或水淹，其含水率變化曲線呈現(xiàn)出階梯狀上升，且試井解釋儲層具有裂縫滲流特征，同時水淹井對應的注水井吸水剖面逐漸表現(xiàn)為指狀吸水特征且注水指示曲線出現(xiàn)拐點，通過示蹤劑監(jiān)測或水驅(qū)前緣監(jiān)測油水井之間表現(xiàn)出良好的連通關(guān)系，則可判定在油水井之間形成了注水誘導裂縫。

圖5 W地區(qū)A0井組不同井生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.5 Production performance curves of different wells of Well A0 group in W areaa.A18井；b.A1井；c.A17井;d.A2井;e.Z16井；f.A3井

圖6 W地區(qū)A1井(a)與A2井(b)壓力雙對數(shù)擬合曲線Fig.6 The double logarithmic pressure curve of well A1(a)and A2(b)in W area

監(jiān)測參數(shù)1h正常注水3h升壓注水8h升壓注水水驅(qū)前緣尺度注水有效區(qū)長度/m543．20534．00685．10注水有效區(qū)寬度/m514．80376．20496．80注水有效區(qū)高度/m30．5530．5530．55水驅(qū)前緣方位水流密集區(qū)方位北東、北西北東東北東東優(yōu)勢滲流區(qū)方位北東、北西北東-南西北東-南西滲流有效區(qū)方位北東、北西北東-南西北東-南西統(tǒng)計優(yōu)勢方位北東79．4°北東78．1°北東78．9°

圖7 W地區(qū)A1井單井綜合評價成果Fig.7 Composite evaluation results of Well A1 in W area

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