王 利，劉 杰

（1.長江大學，湖北 荊州434023；2.中國石化股份勝利油田分公司清河采油廠，山東 壽光262714）

八面河油田面4區(qū)位于山東省壽光市羊口鎮(zhèn)八面河村，構造位于八面河斷裂構造帶的中部，北鄰面2區(qū)，南接面12區(qū)。本區(qū)含油層多，不同油層具有不同的油水界面。呈現(xiàn)出多油水體系的構造、巖性油藏類型，其中沙四段探明含油面積7.4km2，石油地質儲量675.0×104t，標定采收率23.3%，可采儲量為157.6×104t，現(xiàn)已全部動用。本文充分利用新鉆井、測井等資料，開展儲層特征研究，在此基礎上進行井型、井網及配套工藝的研究，制定合理的改善水驅開發(fā)技術對策，形成綜合調整方案。

1 儲層精細研究

八面河地區(qū)沉積著古生界、中生界、新生界地層。研究區(qū)油層主要分布在新生界地層下第三系沙河街組沙三、沙四段。在地層精細地層對比及細分小層研究的基礎上，開展單砂體沉積微相研究，確定不同微相的物性特征及分布情況，找出合理區(qū)域實施產建。

1.1 重新制定油干水標準，實現(xiàn)儲量外擴

通過油井14－16－X21及14－7－5兩口井的取芯資料及老井測井曲線的精細對比，重新制定了面4－面14區(qū)沙四1砂組油干水的解釋標準（表1），并根據該標準對儲層重新認識，實現(xiàn)儲層外擴，高部位預計新增儲量127.35萬噸。

表1 面4－面14區(qū)沙四段1沙組油干解釋標準

1.2 根據儲層物性，進行儲層分類

面4－面14區(qū)沙四1砂組平面上連片分布的3號、4號、5號小層符合以下標準:①儲層中間無灰、泥質夾層，連續(xù)厚度大于1.0m；②聲波大于330us／m；③自然電位具有一定的幅度差。符合上述標準劃分為Ⅰ類儲層，其余為Ⅱ類，并將各小層物性好的Ⅰ類儲層進行疊合，優(yōu)選2014年產建方案區(qū)。

2 注水開采特征研究

面4－面14區(qū)沙四1砂組儲層物性差，平均滲透率262×10－3μm2，為中低滲透油藏。開發(fā)動用難度大，開發(fā)效果一直較差。面14區(qū)沙四段中低滲透油藏開發(fā)如下特征。

2.1 先期注水好于同期注水

中低滲透油藏，具有壓力梯度和驅動壓差較大、滲流和傳導慢等特點。通過先期注水，能建立有效的壓力驅替系統(tǒng)，有利于提高有效波及體積，同時可有效避免因壓力下降造成的儲層物性變差。

根據中低滲透油藏的采出程度與時間關系擬合曲線可以看出，與同期注水開發(fā)相比，先期注水能夠更好地實現(xiàn)中低滲透油藏的高效開發(fā)（圖1）。

圖1 采出程度與時間關系曲線

由研究區(qū)的實際生產情況來看，先期注水區(qū)油井投產初期日產油達到4t，且穩(wěn)產效果好，投產10個月后日產油仍穩(wěn)定在3.3t；同期注水區(qū)域油井投產初期日產油也能達到2.3t左右，但受層壓力傳導能力差影響，能量不能及時補充，產量遞減快，投產10個月后日產油井下降至1.5t，開發(fā)效果明顯差于先期注水區(qū)油井（圖2）。

圖2 面14區(qū)先期注水與同期注水開發(fā)情況對比圖

2.2 多向注水對應油井生產情況好于單向注水

目前單向注水對應油井見效3口，見效前平均單井日油1.8t，日液3.4m3，見效后日油2.0t，日液11.4m3；多向注水見效油井4口，見效前平均單井日產油3.2t，日液4.9m3，見效后日油5.8t，日液10.6m3，明顯好于單向受效的3口油井。單向注水對應油井見效表現(xiàn)為:液量上升，含水上升，油量下降，動液面回升，例如4－14－X35井、4－16－X35井，增液不增油，效果較差；多向注水對應油井見效表現(xiàn)為:液量油量同步上升，動液面回升，如4－10－X39井、4－10－X33井，增油效果明顯（圖3）。

圖3 多向注水對應油井生產情況歸一化曲線

多向對應油井中4－9－X39井生產特征是個特例，該井雙向對應4－9－X37、4－10－X37，見效初期液面回升，液量油量小幅上升，兩個月后液面進而回升，含水大幅上升，油量呈明顯下降趨勢。分析認為對應兩口井注水強度分別為10.0m3／md、13.6m3／md，注水強度偏大加劇了注入水的突進（圖4）。

圖4 單向注水對應油井生產情況歸一化曲線

2.3 平面上注水推進方向主要受物性影響

沙四一砂組各個單砂體物性較好的區(qū)域在平面上主要分布在兩條北東－南西向的帶狀區(qū)域，由4－10－X37井組示蹤劑監(jiān)測結果顯示注入水主要推進方向是北東向的4－12－X30、4－9－X35、4－10－X35三口井，說明注入水推進主要受儲層物性影響，沿高滲透帶向物性好的方向推進。由各井組注入水推進方向示意圖可以看出各井組注入水推進方向規(guī)律性不強，在平面上無明顯方向性（表2）。

表2 4－10－X37井示蹤劑相應情況 （2012.08.31）

3 沙四段中低滲透油藏開發(fā)技術對策研究

確定了合理注采井距、井型和配套工藝以及措施引效最佳時機:合理的注采井距為200～250m，適合井型為常規(guī)定向井，配套工藝為陶粒（篩砂）預充填，措施引效最佳時機為對應水井累計注水量≥0.4萬方。

3.1 合理的注采井距

由極限半徑公式計算可以得出，面4－面14區(qū)沙四段1砂組極限控制半徑為107m左右，計算出其技術極限井距為215m，同時考慮到儲層物性及配套儲層改造措施的影響，判定面4－面14區(qū)沙四段1砂組合理注采井距為200～250m。

通過數(shù)值模擬與實際生產情況相結合，確定面4－面14區(qū)沙四1砂組合理注采井距為200～250m。

3.2 合理井型的研究

2012年面4－10－X33井區(qū)投產大斜度井9口，初期平均單井日油3.4t，目前日油1.7t；投產定向井3口，初期平均單井日油4.4t，目前日油2.6t；大斜度井平均單井單月產油量64t，略低于定向井平均單月產油量，總體上看大斜度井與常規(guī)定向井產能相當。

選取儲層物性、注水對應條件相似，生產小層一致的大斜度井4－16－X35井和定向井4－14－X35井作對比，2口井的日油能力相當，2口井累產油量和平均單月產油量也相近（表3）。

表3 4－14－X35、4－16－X35生產情況統(tǒng)計表

3.3 配套工藝研究

面4－面14區(qū)沙四段1砂組儲層物性差，灰質含量較重，采用預充填對儲層進行改造，可以有效提高近井地帶的導流能力，進而提高油井產能，改善開發(fā)效果。通過對沙四段油井生產情況進行統(tǒng)計對比，未進行預充填投產油井平均單井日產油2.3t，預充填改造后平均日產油為5.6t，酸化改造后平均日產油3.5t。

儲層預充填改造時，支撐劑的選擇至關重要。為進一步優(yōu)化預充填工藝，改善中低滲透油藏的開發(fā)效果，在研究區(qū)選擇石了英砂及陶粒兩種支撐劑進行預充填試驗。

與石英砂相比，陶粒具有更好的球度和圓度，抗破碎能力也明顯好于石英砂。其缺點為成本較高，由于密度大，對壓裂液的性能及泵送條件要求較高。

在研究區(qū)對4－12－X35的生產情況進行對比分析，發(fā)現(xiàn)該井2012年6月壓裂投產，支撐劑選擇石英砂，2012年8月實施二次壓裂支撐劑改為陶粒，液量、油量均大幅度上升。與之相應的還有4－12－X37。

經過工藝優(yōu)化試驗，優(yōu)選陶粒預充填工藝作為研究區(qū)中低滲透油藏的主導工藝。

3.4 措施引效最佳時機研究

油藏采用先期注水開發(fā)時，油井投產時機的選擇直接影響到先期注水開的發(fā)效果。為了確定最佳投產時機，研究區(qū)選擇2個注采井網相對完善的井組中，摸索出井距200～250m，注水井注水時間半年左右、累注水量達≥0.4萬方油井可見效（油井均實施壓裂措施），表現(xiàn)為動液面回升，液量上升。

4 結論及建議

4.1 研究認識及結論

1）儲層精細研究:重新制定對油干水標準，實現(xiàn)儲量外擴升級，并對儲層實現(xiàn)分類，優(yōu)選了方案區(qū)。

2）總結了面4－面14區(qū)沙四1砂組注水開采特征:先期注水效果好于同期注水，多向注水對應油井生產情況好于單向注水，注水推進方向主要受物性影響。

3）確定了合理注采井距、井型和配套工藝，以及措施引效最佳時機:合理的注采井距為200～250m，適合井型為常規(guī)定向井，配套工藝為陶粒（篩砂）預充填，措施引效最佳時機為對應水井累計注水量≥0.4萬方。

4）截至目前，面4－面14區(qū)沙四1砂老井工作量完成轉注2口，酸化1井次，調參3井次，實施工作量的4口井目前平均單井日產油為2.9t，基本達到研究目的。

4.2 建議

加強面4－面14區(qū)沙四1砂組合理注采比研究:目前面4－面14區(qū)沙四1砂組合理的注采比仍處于摸索階段，下一步需加強相應的研究，實現(xiàn)中低滲透油藏的高效開發(fā)。

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