王 庫(kù)，劉永花，吳 超，余正東，戴 康

中國(guó)石化中原油田分公司采油四廠，河南濮陽(yáng) 457176

1 加強(qiáng)油藏研究，深化地質(zhì)認(rèn)識(shí)

1.1 構(gòu)造精細(xì)研究

通過(guò)精細(xì)地層對(duì)比及三維地震人機(jī)聯(lián)作構(gòu)造解釋?zhuān)Y(jié)合HDT、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料對(duì)該塊構(gòu)造進(jìn)行精細(xì)研究。大的構(gòu)造格架基本不變，但邊界斷層的位置更加準(zhǔn)確，小斷層組合及展布更加合理，同時(shí)對(duì)文33 沙三上西塊、北部復(fù)雜帶有了新的認(rèn)識(shí)，調(diào)整挖潛方向也更加明確。

1.2 沉積微相及砂體展布規(guī)律研究

文33 塊沙三上主要發(fā)育半深水濁積扇相（主要為中扇亞相）和淺水扇三角洲相（分為三角洲前緣、前三角洲亞相）。三角洲前緣亞相可進(jìn)一步劃分為：水下分流河道、水下分流河道側(cè)翼、水下分流次河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、水下天然堤壩—決口扇以及水下支流間灣等沉積微相。半深湖濁積扇中扇亞相主要發(fā)育有主溝道、分支溝道、溝間和外扇末梢微相。通過(guò)沉積微相研究，本區(qū)微相展布有以下特征：一是物源主要來(lái)自北西、北北東和北北西方向，個(gè)別來(lái)源于南西方向，具有多物源的特點(diǎn)；二是沉積具有多期次的特點(diǎn)。

2 開(kāi)辟現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)，為高壓低滲油藏有效注水開(kāi)發(fā)提供技術(shù)儲(chǔ)備

為提高該油藏開(kāi)發(fā)水平，在室內(nèi)多層水驅(qū)油試驗(yàn)研究及總結(jié)以往經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，提出了200m ～250m 井距逐層上返注水開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)。

2.1 試驗(yàn)?zāi)康?/h3>

試驗(yàn)?zāi)康模?）研究、探討文南油田地質(zhì)條件下注水開(kāi)發(fā)的可行性，尋求這種類(lèi)型油藏開(kāi)發(fā)的有效途徑；2）試驗(yàn)縮小井段，解決層間矛盾的可行性；2）試驗(yàn)縮小井距，解決平面矛盾的可行性；4）尋求合理的開(kāi)發(fā)技術(shù)政策：即合理的層系組合、井網(wǎng)密度、注水方式等。

試驗(yàn)方式：縱向上，將原來(lái)兩套層系（S3 上1-5、S3 上6-10）細(xì)分為兩套井網(wǎng)（S3 上1-3、S3 上4-10）五套層系（S3 上1-3、S3 上4-6、S3 上7、S3 上8、S3 上9-10）從下往上逐層上返注水開(kāi)發(fā)；平面上，注采井距由400-450m 縮小到200-250m，加密調(diào)整。

上返時(shí)機(jī)確定：油井平均單井極限產(chǎn)量2.0t/d、油藏綜合含水94%以后上返。

2.2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果

1996 年開(kāi)始先導(dǎo)試驗(yàn)，從試驗(yàn)結(jié)果證明，在200m ～250m井距、35MPa ～36MPa 的注水壓力下沙三上7-8 砂組可以實(shí)現(xiàn)注水開(kāi)發(fā)，逐層上返注水開(kāi)發(fā)適合該油藏。在先導(dǎo)試驗(yàn)指導(dǎo)下，96 年開(kāi)始分年度編制調(diào)整方案，不斷擴(kuò)大先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的范圍和戰(zhàn)果，密井網(wǎng)基本上由試驗(yàn)區(qū)擴(kuò)展到全區(qū)，至2004 年底，共投入鉆井工作量55 口，轉(zhuǎn)注22 口，注采井?dāng)?shù)比由1∶7.5 提高到1∶2.0，采油速度由0.27%提高到2.37%。

2.3 應(yīng)用相控剩余油評(píng)價(jià)技術(shù)，掌控剩余油分布規(guī)律

隨著油藏細(xì)分層系、逐層上返注水開(kāi)發(fā)的不斷深入，油藏主力層水淹嚴(yán)重，剩余油分布規(guī)律認(rèn)識(shí)難度逐步加大。近幾年在沉積微相研究的基礎(chǔ)上，運(yùn)用小層平面圖和沉積微相圖疊合法，通過(guò)勾繪含水分級(jí)圖來(lái)半定量研究分析水淹狀況及剩余油潛力。通過(guò)相控剩余油研究，認(rèn)為該油藏剩余油主要集中在水下分流河道側(cè)翼微相。

3 應(yīng)用相控井網(wǎng)重組技術(shù)，實(shí)現(xiàn)低滲油藏有效動(dòng)用

該油藏屬高壓低滲油藏，儲(chǔ)層物性差，注水壓力偏高、開(kāi)發(fā)難度大。因此，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，必須對(duì)合理注采井距、合理層段組合以及相控井網(wǎng)的合理配置等進(jìn)行研究，以實(shí)現(xiàn)低滲油藏的有效動(dòng)用。

3.1 合理層段組合研究

室內(nèi)長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，單注單采時(shí)，滲透率對(duì)采收率影響不大；合注單采時(shí)，每個(gè)層的采收率比單注單采時(shí)都有所降低；不同的多層組合開(kāi)發(fā)時(shí)，高滲透層采收率變化不大，組合的層數(shù)越多，低滲透層的采收率降低最多。

統(tǒng)計(jì)該油藏滲透率級(jí)差與吸水厚度關(guān)系，當(dāng)滲透率級(jí)差越小，吸水厚度比例越大，水驅(qū)動(dòng)用狀況越好。根據(jù)室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)分析認(rèn)為：層段組合滲透率級(jí)差在4 倍內(nèi)比較合適。

3.2 合理井距的確定

對(duì)于低滲油藏而言，合理井距主要考慮兩點(diǎn)：一是井網(wǎng)密度必須適應(yīng)儲(chǔ)層連通性，盡可能提高水驅(qū)控制程度和采收率；二是井網(wǎng)密度保證足夠的單井控制儲(chǔ)量。在考慮以上因素的基礎(chǔ)上，立足于沉積微相研究以及見(jiàn)效效果與相控井網(wǎng)的相應(yīng)關(guān)系，研究合理的注采井距。

3.2.1 從井網(wǎng)密度與采收率關(guān)系的角度，分析合理井距

根據(jù)我國(guó)油藏按k/μ 分類(lèi)時(shí)最終采收率與井網(wǎng)密度相關(guān)式繪出采收率與井網(wǎng)密度關(guān)系圖版，根據(jù)本區(qū)滲流物性資料統(tǒng)計(jì)，流度系數(shù)一般在30md/mPa·s ～100md/mPa·s 之間，從上圖可以看出，當(dāng)井網(wǎng)密度為10 口/km2～15 口/km2，采收率增加幅度開(kāi)始減緩，折算井距為258m ～316m。

3.2.2 從滲流能力的角度，分析合理注采井距

通過(guò)低滲油藏資料計(jì)算的注采壓力剖面結(jié)果表明，80%的注采壓差消耗在注采井底30m 范圍內(nèi)，注采井之間的驅(qū)替壓差僅占注采壓差的20%。根據(jù)實(shí)際注采壓力資料，該區(qū)注采井距應(yīng)選擇250m 以內(nèi)。

3.2.3 儲(chǔ)層發(fā)育及連通狀況分析注采井距

該油藏主要油砂體發(fā)育呈南北條帶狀分布，垂直于文33斷層方向延伸寬度較窄，故在該方向要求注采井距較小，而在平行于文33 斷層方向的砂體連通性相對(duì)較好，250m 井距井間連通率可達(dá)80%以上，故在該方向注采井距可相對(duì)大些?？傮w從砂體連通狀況考慮，250m 井距可滿足要求。

3.2.4 從沉積微相角度分析合理井距

對(duì)該油藏不同相帶注采關(guān)系的見(jiàn)效特征進(jìn)行研究，發(fā)現(xiàn)不同相帶注采關(guān)系對(duì)井距要求不同。河道注水、河道采油，合理注采井距在250m ～300m 左右；河道注水、側(cè)翼采油，合理注采井距在200m ～250m 左右；側(cè)翼注水、側(cè)翼采油或側(cè)翼注水、河道采油，合理注采井距應(yīng)縮小到180m ～210m 左右。

3.3 相控剩余油挖潛技術(shù)研究

3.3.1 不同相帶注采井網(wǎng)配置關(guān)系

將40 個(gè)注水見(jiàn)效井組按不同相帶注采井網(wǎng)進(jìn)行研究，結(jié)果表明（見(jiàn)下表），河道注水-河道或側(cè)翼采油見(jiàn)效效果好。

不同相帶見(jiàn)效見(jiàn)水規(guī)律表明，注采井網(wǎng)盡可能選擇河道注水，河道或側(cè)翼采油，對(duì)應(yīng)油井見(jiàn)效效果好。

3.3.2 不同相帶剩余油井網(wǎng)配置研究

1）水下分流河道剩余油

水下分流河道砂巖厚度較大，粒度較粗，泥質(zhì)含量少，水淹程度高，剩余油主要分布于井網(wǎng)未控制區(qū)構(gòu)造高部位及注水未波及區(qū)。

對(duì)于構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單區(qū)域，剩余油飽和度低的的主河道，通過(guò)改變液流方向挖潛水淹區(qū)平面剩余油或水驅(qū)損失形成的剩余油；在剩余油飽和度相對(duì)較高且縱向上疊合性較好的區(qū)域，實(shí)施定向井開(kāi)發(fā)；當(dāng)油水井同處于主河道相帶時(shí)，適當(dāng)拉大注采井距到250m 左右，采取逆古水流方向注水，延長(zhǎng)油井見(jiàn)效期。

2）水下分流河道側(cè)翼剩余油

水下分流河道側(cè)翼微相沉積物粒級(jí)變細(xì)，泥質(zhì)含量增多，物性變差，需要的注水啟動(dòng)壓力較高，從而剩余油較為富集。

這類(lèi)相帶剩余油平面上分布連片。對(duì)該類(lèi)相帶井網(wǎng)進(jìn)行以下調(diào)整：一是注采井距按照200m 部署直井或利用老井側(cè)鉆可兼顧多個(gè)砂體，增加單井控制儲(chǔ)量；二是通過(guò)單砂體、最小自然段、二三類(lèi)層重組等方式實(shí)施層間精細(xì)注采調(diào)整；三是按照河道注水，側(cè)翼采油井網(wǎng)，同時(shí)側(cè)翼油井實(shí)施壓裂引效。

4 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

1）逐層上返注水開(kāi)發(fā)是提高層間非均質(zhì)嚴(yán)重、含油井段長(zhǎng)的低滲油藏開(kāi)發(fā)效果的有效途徑；

2）在沉積微相研究的基礎(chǔ)上進(jìn)行相控剩余油及相控井網(wǎng)重組研究，是高壓低滲油藏開(kāi)發(fā)后期提高采收率的關(guān)鍵；

3）運(yùn)用配套高壓注水、高壓分注及水質(zhì)改造工藝技術(shù)是高壓低滲油藏精細(xì)挖潛取得成功的保障。

[1]李道品.低滲透砂巖油田開(kāi)發(fā).北京：石油工業(yè)出版社，1997.

[2]何生厚、焦方正主編.中國(guó)石油化工股份有限公司油氣田提高采收率技術(shù)座談會(huì)文集2001，北京：中國(guó)石化出版社，2002.

[3]宋萬(wàn)超.高含水期油田開(kāi)發(fā)技術(shù)和方法.北京：地質(zhì)出版社，2003.

[4]何秋軒，等.低滲透油藏注水開(kāi)發(fā)的生產(chǎn)特征及影響因素.油氣地質(zhì)與采收率，2002，2，25(2).

[5]劉月臣主編.中原油田科技論文集，北京：石油工業(yè)出版社，2002，8.

[6]曾聯(lián)波.低滲透砂巖油氣儲(chǔ)層及其滲流特征[J].地質(zhì)科學(xué)，2004，39(1)：11-17.

[7]曾聯(lián)波，漆家福，王永秀.低滲透儲(chǔ)層構(gòu)造裂縫的成因類(lèi)型及其形成地質(zhì)條件[J].地質(zhì)學(xué)報(bào)，2007，28(4)：52-56.