储层示例
低渗透储层致密、易碎，在构造应力作用下容易产生天然裂缝，一般为剪切裂缝和拉伸裂缝。在一定埋深下，储层中的天然裂缝是闭合的。当围岩压力变化或注水压力高于地层破裂压力时，裂缝张开，造成油井水窜(如文13-20井)。注入水沿裂隙水流动时具有明显的方向性。文13-83、文13-100、文13-97井的示踪剂监测结果表明，水驱具有明显的方向性。文13-83、文13-100井的主水淹方向与水平最大主应力方向基本一致，文13-97井的主水淹方向与水平最大主应力方向基本垂直平行。定向驱必然影响注水波及体积和注水利用率。人工裂缝一般沿水平最大主应力方向延伸，由于支撑剂的作用，导流能力高于天然裂缝。合理控制人工裂缝的长度、宽度和高度对提高注水波及系数至关重要。
岩心水驱实验结果表明(表5-4-1)，裂缝走向与注水方向成90°时，水驱效率最高(64.32%)；当裂缝走向平行于注水方向时，水驱油效率最低(42.50%)，远低于无裂缝时(58.72%)。当裂缝走向与注水方向夹角为45°时，水驱效率为57.16%。由于有两组基本垂直的天然裂缝和人工裂缝，在注采井网部署时，油水井连线与最大主应力约为45°，以提高驱油效率。
表5-4-1裂缝和水驱效率统计表
(2)文13北座
裂缝的存在对注水开发有利也有弊。当注入点和生产点同时部署在裂缝系统上时，注入水将沿着裂缝冲到生产井，导致油层过早见水或突然水淹。根据裂缝水窜的基本规律，如果在裂缝系统上部署注水井，沿裂缝注水，向裂缝两侧驱油，将提高注水波及系数，改善油田开发效果。
1.油水运动规律
结合动态资料，将储层物性和构造裂缝有机结合起来，可以分析注采井网的合理性和油水运动规律
以排液产油较好的文13-28井为例，从物性图(图5-4-7)可以看出，文13-15井和文13-20井在52个亚砂层的注水起到了很好的补充能量的作用。注水井和生产井之间有很好的对应关系。从注水井到生产井，不仅仅是沿着物性增加的方向，也可以是沿着裂缝的方向(图5-4-8)，或者是从低洼处注水，从高处排水。因此，文13-28井排水良好。同时也可以看出，文13-15井的注水对文13-28井也起到了很好的驱油效果。
文13-35井和文13-36井，包括文13-30井、文13-34井、文13-37井和文13-39井，为物性增加和压裂方向。
图5-4-7北沙三中52层渗透率等值线图13
图5-4-8北沙三中72层顶部裂缝分布图，文13
2.不同发育时期裂缝对发育的影响。
在低渗透油藏中，裂缝对油藏开发的影响主要表现在两个方面:一是提高单井产能，二是裂缝与注采井网的配置关系，防止注入水沿裂缝水窜，造成油井爆发式水淹[146]。文东沙三中油藏由于压力异常高，储层欠压实，天然裂缝普遍张开，一般不采用压裂生产。但随着开发，地层压力下降，天然裂缝逐渐闭合。此时，所有油井基本上都开始进行压裂改造，形成人工裂缝。在发育初期，天然裂缝不闭合，天然裂缝对发育的影响占主导地位。此时部署注采井网，主要考虑天然裂缝对水驱效果的影响，油水井连线与天然裂缝垂直或大角度相交。低含水期地层压力高，基本上存在垂直的天然裂缝和人工裂缝。注采井网部署时，油水井连线最大主应力为45°左右。开发中后期，地层压力进一步降低到静态水柱压力附近，天然裂缝基本闭合。这个时候，人工骨折是主导因素。注采井网部署主要考虑人工裂缝对水驱效果的影响，油水井连线与人工裂缝垂直或大角度相交，即油水井连线与最大水平主应力方向垂直或大角度相交。
文13-37井组是两条裂缝(天然裂缝和人工裂缝)对注水开发影响的典型实例(图5-4-9)。箭头指文东断层走向，天然裂缝平行文东断层，人工裂缝垂直文东断层。文13-33油井与文13-37注水井连线与人工裂缝方向大致平行。文1991井5月投产，初期日产油8.5t，含水33.1%，6个月后含水上升到65438。油井正文13-45与注水正文13-37的连线与天然裂缝方向呈小角度相交。文13-45井5月1991日产油40t以上，含水26%。一年后日产油下降20t左右，含水率上升到76%，含水率上升很快。而油井正文13-35避开了天然裂缝和人工裂缝的方向，日产油量和含水率变化相对稳定。
图5-4-9 13-37井组示意图
3.有效注水量与裂缝的关系
为了分析平面裂缝对注水开发的影响，利用油水井历史资料进行区块注水开发反演，分析了文13北块沙河街组72砂层注采井的反应情况，得到以下认识:
1)文13自1989年华北注水开发以来，注入水在平面上的流动有很大不同，主要表现在以下现象:
A.文13-7井自1988年6月注水以来，对应的文13-3井一直未见明显注水效果；
B.文13-3井和文13-13井注水后，文13-8井效果一直不明显；
C.文13-24井注水后，老井文13-15效果不明显；
D.文13-37井注水后，文13-35井效果仍不明显；
e、文13-13、文13-17井注水后，文13-10效果仍不明显；
F.文13-14井高含水高液量水淹(1993 46.8/9.2/80.4%)，受文13-13井和文13-25井注水影响较大。
G.文13-45井高含水、高液量水淹(1993 66/3.8/94.3%)，受文13-37井影响较大，受文13-38井注水影响较小；
H.文13-7井、文13-11井注水，文13-5井见效；
一、文13-11井注水，文13-6井、文13-18井效果显著；
J.文13-24井注水，文13-22井效果明显；文13-30井注水，文13-26井效果明显，但对文13-36井影响不大。
2)水井注水导致油井突然水淹也说明裂缝对注水开发效果影响很大。如文13-37井，1991 5月，文13-33井，1991 9月突然出水，日产液增加到33.4t/d，含水率从20%左右增加到61.1%增加到19966文13-37对应的另一口油井文13-45，8月份突然出水，日产液60.5t/d，日产油30.1t/d，从基本无水突然上升到50.2%。这种见水和水驱速度大大超过油井平均注水6 ~ 8个月后的平均堵塞速度，其中裂缝导流起了重要作用。
3)文13北块注水井排与天然裂缝大致垂直，位于天然裂缝附近的采油井有效见水后液量较大。据统计，这些井在见效初期平均日产液可达50.6t/d，部分井在见效高峰期日产液甚至超过1.20t/d。但后期由于高含水，大部分气举井停止注气(生产压差变得很小)，导致区块产液量下降。可以看出，文13北低渗透区块由于天然裂缝发育，在注水过程中裂缝的导流能力相当强。
4)见到注水效果后，注采连通方向与裂缝方位成一定角度或较大角度的注水井组中的采油井，含水高产期相对较长，水驱速度较慢。
文13-27井于1992年4月见水(48/36.5/24%)，1993年9月含水上升(120.1/20.8/82.7%)。36636.86868666666
文13-12井受文13-1l、文13-13、文13-25三口注水井控制，8月1989见水。1991的4月含水率上升(70.2/33.4/52.4%)，1995的2月含水率上升(54.8/14.5/73.5%)。
5)文13北块近年来注水过程中累积注采比大、储水量高的主要原因可能是裂缝的存在成为注入水渗流和储存的主要通道。由于大部分气举生产井停止注气，依靠自注生产，注入水主要集中在天然裂缝周围，油井压力释放太慢，导致区块地层压力高(约45MPa)。
文13-18井前期主要受文13-11注水井影响。井19912月文13-18高含水(51.87/7.2/86.2%)和1993文10 2月文13。1997底，文13-18用φ 38泵撑起，日产液152.9t/d，含水99.1%。根据分析，认为可能是文13-24井注水造成的(累计注水量26.780080706井文13-41，1999，3月沙河街组72主力地层得到补充。初期油压18MPa，日产液180m3/d，含水率99.5%。据分析，可能是文13-24井和文6544井。这两口油井位于裂缝附近，长期注水形成高压水淹区。
统计各井的压裂压力、总产油量、总注水量、年产油量、年注水量，并做出相应的等值线图。
4.破裂压力与裂纹的关系
通过破裂压力分析，发现有五条东北低值薄条带:
①文13-6井、文13-16井、文13-24井、文13-22井、文13-32井；②文13-7井、文13-5井、文13-12井、文13-40井；③新汶13-29井、汶13-34井、汶13-37井、汶13-44井；④文13-26井。⑤文13-36井、文13-57井、文13-255井、文13-257井，其中有四个高值区。破裂压力低值区与裂缝有很好的相关性。
5.产液量与裂缝的关系
年产油量分析:该区年产油量较大的井分布在文13-16、文13-23、文13-22三个区域；文13-5井、文13-12井、文13-28井带；文13-43井、新文13-29井、文13-44井、文13-45井。其方向与破裂压力低值区和破裂方向一致。
年注水量分析:该区年注水量较大的井分布在三个区域:文13-2井、文13-24井、文13-32井；文13-7井、文13-9井、新文13-15井带；文13-31井、文13-30井、文13-57井。其方向与破裂压力低值区和破裂方向一致。