柳自芬

（中國(guó)石化勝利油田分公司東辛采油廠，山東東營(yíng) 257094）

1 油藏概況

Y1砂礫巖油藏位于東營(yíng)凹陷北部陡坡帶，主力含油層為沙四段，含油面積為3.4 km2，埋深為2 560 m ～2 880 m，縱向上為多期扇體疊置，孔隙度為14.2%，滲透率為28×10-3μm2，地質(zhì)儲(chǔ)量為912×104t，屬中豐度低滲透砂礫巖塊狀油藏。該油藏發(fā)現(xiàn)于 1985年，1993年不規(guī)則井網(wǎng)整體壓裂一套井網(wǎng)投入開發(fā)，至2015年底，油井24口，水井9口，單井平均日產(chǎn)油為3.4 t，單井平均日注水為15.2 m3，綜合含水為50.7%，采油速度為0.31%，采出程度為5.8%，累計(jì)注采比為1.02，地層能量下降約一半（砂體連通性差，注水不受效）。該油藏長(zhǎng)期處于低速低效開發(fā)狀態(tài)，整體開發(fā)效果差，2015年重新進(jìn)行地質(zhì)研究，通過精細(xì)地震解釋、地層對(duì)比、測(cè)井儲(chǔ)層評(píng)價(jià)等技術(shù)，把油藏劃分5個(gè)砂層組19個(gè)小層。

2 注采受效特征

砂礫巖儲(chǔ)層為近物源快速沉積的疊加，儲(chǔ)層橫向變化快，內(nèi)部非均質(zhì)性強(qiáng)，相比于常規(guī)砂巖儲(chǔ)層，砂礫巖開采特征最主要的不同就是注水受效不均衡。Y1砂礫巖注采受效主要受控于地層主應(yīng)力走向及井距大小的影響：一是水淹具有明顯方向性，基本上按地層主應(yīng)力方向推進(jìn)水淹；二是注采井距大小影響油井產(chǎn)能，注采井距為150 m～250 m時(shí)油井生產(chǎn)較穩(wěn)定，大于350 m則注不進(jìn)采不出，注采矛盾突出。具體表現(xiàn)為四種特征：

（1）注采方向垂直或斜交地層主應(yīng)力方向，注采井距為180 m～260 m的油井具備一定能量，能夠長(zhǎng)期穩(wěn)定生產(chǎn)，該類型井共6口；

（2）注采方向垂直或斜交地層主應(yīng)力方向，注采井距在250 m以上，油井缺少地層能量，長(zhǎng)期低液生產(chǎn)或間開，該類型井共4口；

（3）注采方向平行于地層主應(yīng)力方向，注采井距小于 300 m，或者注采方向斜交于地層主應(yīng)力方向，井距小于150 m的油井發(fā)生急劇水竄，快速水淹，該類型井共3口；如Y1-35井1998年6月轉(zhuǎn)注，注水4個(gè)月后主應(yīng)力方向上與之相距210 m的Y1-33含水迅速上升，由14.3%升至96.5%，動(dòng)液面由測(cè)不出回升至井口，呈現(xiàn)急劇水竄、水淹的特點(diǎn)；

（4）350 m以內(nèi)無對(duì)應(yīng)水井的油井長(zhǎng)期低能，日產(chǎn)液在2 m3以下，間開或無法正常生產(chǎn)，該類型井共4口。如南部地區(qū)油井Y1-51井與水井Y1-11相距400 m，長(zhǎng)期低能，日產(chǎn)液一直在2 m3以下生產(chǎn)，累產(chǎn)油僅為0.3×104t，生產(chǎn)效果差。

3 提高采收率對(duì)策

相對(duì)常規(guī)砂巖油藏，砂礫巖油藏采收率難以提高的癥結(jié)在于：砂礫巖儲(chǔ)層巖性復(fù)雜，由泥、砂、礫混雜而成，巖性包括泥巖、粉砂巖、砂巖、含礫砂巖、細(xì)礫巖、中粗礫巖，其中物性和含油性較好的為砂巖和含礫砂巖，非均質(zhì)性強(qiáng)，連通性差；再者，油藏埋藏較深，多數(shù)油井產(chǎn)能較低，經(jīng)濟(jì)效益決定了油藏開發(fā)井距較大，井間砂體展布連續(xù)性差，相鄰的油水井之間連通性差，甚至不連通，井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)層的有效控制程度低，儲(chǔ)量動(dòng)用程度差。提高砂礫巖油藏采收率的重點(diǎn)就是提高儲(chǔ)量控制程度，盡量擴(kuò)大有效動(dòng)用程度，擴(kuò)大體積波及效率[1]。Y1砂礫巖油藏各期次油層疊合程度好，主力層位集中，在低油價(jià)條件下，采用一套層系開發(fā)。

3.1 合理井網(wǎng)模式

研究認(rèn)為，注采井網(wǎng)的合理走向主要受物源及地層主應(yīng)力方向的控制。Y1砂礫巖油藏沉積物源為北東向，地層主應(yīng)力近東西向分布，儲(chǔ)層沿主河道物源方向性質(zhì)好，向河道兩邊逐漸變差。針對(duì)Y1地質(zhì)特征，保持物源與地層主應(yīng)力的相對(duì)位置不變，建立地質(zhì)模型，對(duì)不同井網(wǎng)（井距200 m）部署情況進(jìn)行數(shù)值模擬，注水井部署分三種情況：平行物源方向、垂直物源方向和平行主應(yīng)力方向，臨界壓力梯度為0.01 MPa/m，通過壓力變化統(tǒng)計(jì)不同注水井網(wǎng)的動(dòng)用程度。由表1可以看出，沿裂縫方向注水，動(dòng)用程度最大，效果最佳；垂直物源方向注水效果次之；沿物源方向注水效果較差。

表1 不同注水方向動(dòng)用程度

在確定了注水方向后，采用數(shù)值模擬方法對(duì)五點(diǎn)法、矩形、正方形反九點(diǎn)、菱形反九點(diǎn)面積井網(wǎng)進(jìn)行研究，采用油藏實(shí)際注采壓力20 MPa進(jìn)行生產(chǎn)，保持油井井距為200 m。模擬結(jié)果表明，不同面積井網(wǎng)動(dòng)用程度排序?yàn)椋ū?）：五點(diǎn)法＞矩形＞正方形反九點(diǎn)＞菱形反九點(diǎn)，五點(diǎn)法井網(wǎng)動(dòng)用程度最大，建議采用五點(diǎn)法井網(wǎng)部署。

表2 不同井網(wǎng)模式下的動(dòng)用程度

3.2 井距確定

根據(jù)文獻(xiàn)[2]中的計(jì)算公式，在油價(jià)$50/bbl條件下，計(jì)算的Y1砂礫巖油藏經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度和經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度分別為18.9口/km2和13.0口/km2，相對(duì)應(yīng)的合理井距為275 m。根據(jù)低滲透油藏極限控制半徑公式（1），在油藏生產(chǎn)壓差6 MPa，原油黏度1.3 mPa·s，儲(chǔ)層有效滲透率（6.5～11.2）×10-3μm2條件下，計(jì)算生產(chǎn)井極限控制半徑分別為50.8 m～70.3 m，技術(shù)井距為 101 m～140 m；水井注水壓差為 14 MPa，極限控制半徑為90.6 m～138.2 m，技術(shù)井距為181 m～276 m。

式中：r極限為油藏極限控制半徑，m；Pe為地層壓力，MPa；Pw為井底流壓，MPa；K為滲透率，10-3μm2；μ為原油黏度，mPa·s。

3.3 立體均衡注采井網(wǎng)適配技術(shù)［5-7］

3.3.1 壓裂適配井網(wǎng)

Y1砂礫巖油藏技術(shù)井距小于經(jīng)濟(jì)合理井距，井距大，儲(chǔ)層控制程度低。提高采收率的首要條件就是擴(kuò)大儲(chǔ)層控制，可以充分利用壓裂工藝措施溝通生產(chǎn)井間相鄰砂體，提高儲(chǔ)量控制；縱向視各儲(chǔ)層物性差異進(jìn)行壓裂縫長(zhǎng)差異化，均衡注采剖面，提高儲(chǔ)量動(dòng)用，立體改善開發(fā)效果。Y1砂礫巖采用五點(diǎn)面積井網(wǎng)整體部署，充分利用老井，井網(wǎng)走向平行于地層主應(yīng)力方向，井距275 m，生產(chǎn)井縱向采用多段壓裂，單個(gè)壓裂段長(zhǎng)不大于50 m，最大為4段壓裂；油井排內(nèi)有效壓裂半縫長(zhǎng)68 ～87 m，水井排內(nèi)有效壓裂半縫長(zhǎng)0 ～47 m。井網(wǎng)部署時(shí)，考慮井點(diǎn)物性差異，壓裂規(guī)模需要具體優(yōu)化。

3.3.2 徑向水射流適配井網(wǎng)

（1）徑向水射流鉆孔技術(shù)原理及優(yōu)勢(shì)。徑向水射流鉆孔是先用小鉆頭在油層部位的套管上開 20 mm的窗口，然后使用19 mm連續(xù)油管連接帶噴嘴的12.7 mm軟管，借助高壓射流的水力破巖作用在油層中的不同方向上鉆出多個(gè)（直徑 38～50 mm、長(zhǎng)度為100 m左右）小井眼[3]。徑向水射流鉆孔具有4點(diǎn)優(yōu)勢(shì)［4］：①相當(dāng)于小井眼水平井，起到增加泄油面積的目的；②可以形成多層多向多分支徑向孔；③對(duì)儲(chǔ)層改造具有明確的方向性，可以實(shí)現(xiàn)對(duì)實(shí)鉆情況進(jìn)行及時(shí)調(diào)整和補(bǔ)救；④與其他工藝聯(lián)作（如酸化、壓裂、蒸氣驅(qū)、CO2和注聚合物驅(qū)等，效果更加突出）。

（2）徑向水射流適配壓裂井網(wǎng)。針對(duì)Y1砂礫巖油藏層間干擾嚴(yán)重、地層主應(yīng)力方向變化大的問題，利用徑向水射流鉆孔完善井網(wǎng)：①地層主應(yīng)力發(fā)生偏轉(zhuǎn)的區(qū)域，或者由于注采等開發(fā)因素導(dǎo)致地應(yīng)力轉(zhuǎn)向的部分井點(diǎn)，實(shí)施徑向水射流鉆孔代替壓裂，防止壓裂措施造成裂縫轉(zhuǎn)向，保證井網(wǎng)注水流線的一致性；②對(duì)吸水剖面及產(chǎn)液剖面差異大的老油水井，利用徑向水射流鉆孔溝通橫向儲(chǔ)層，改善產(chǎn)液和吸水剖面，達(dá)到均衡驅(qū)替的目的。徑向水射流鉆孔的長(zhǎng)度與密度，由井點(diǎn)儲(chǔ)層物性決定。

3.3.3 立體井網(wǎng)適配

對(duì)于Y1砂礫巖油藏有效厚度大于30 m的儲(chǔ)層，沿北東 60°的地層主應(yīng)力方向部署五點(diǎn)面積井網(wǎng)，生產(chǎn)井采用多段壓裂，一次投產(chǎn)，全井動(dòng)用，壓裂半縫長(zhǎng)視井點(diǎn)物性進(jìn)行差異化優(yōu)化；對(duì)地層主應(yīng)力方向發(fā)生偏轉(zhuǎn)的井點(diǎn)、或者產(chǎn)液和吸水剖面差異大的老井，輔助徑向水射流鉆孔適配井網(wǎng)，鉆孔長(zhǎng)度及密度視井點(diǎn)物性進(jìn)行差異化優(yōu)化。利用多段壓裂技術(shù)與徑向水射流鉆孔相結(jié)合的方式，提高儲(chǔ)量控制程度及動(dòng)用程度，最終提高采收率。

4 開發(fā)技術(shù)應(yīng)用效果

運(yùn)用研究結(jié)果，在充分利用現(xiàn)有老井的基礎(chǔ)上，進(jìn)行了開發(fā)方案調(diào)整，共鉆新井11口，其中油井7口，水井4口。方案調(diào)整后，開發(fā)效果明顯，平均單井日產(chǎn)油量由調(diào)整前的3.4 t上升至6.7 t，采油速度由調(diào)整前的0.31% 上升至1.03%，區(qū)塊含水由調(diào)整前的50.7%下降至37.8%。方案調(diào)整后，采用多級(jí)壓裂及徑向水射流適配井網(wǎng)，注水壓力明顯下降，由調(diào)整前的27.3 MPa下降至19.4 MPa，平均單井日注水量由調(diào)整前的27.3 m3上升到46.8 m3，水驅(qū)動(dòng)用程度由 54%提高至 81%；預(yù)測(cè)采收率由調(diào)整前的11.4%提高到18.3%，提高6.9%。

5 結(jié)論

（1）對(duì)于低滲透砂礫巖油藏，物源方向和地層主應(yīng)力方向不一致時(shí)，注水受效主要受控于地層主應(yīng)力的走向，沿主應(yīng)力方向注水，油井易受效，甚至水淹；垂直主應(yīng)力方向注水，油井整體受效差，受注采井距大小影響大。

（2）砂礫巖儲(chǔ)層中的砂體交錯(cuò)疊置，非均值性強(qiáng)，油層平面展布連續(xù)性差，大井距開發(fā)時(shí)，井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)量控制程度低，注水時(shí)，井網(wǎng)中的水線流向不能很好地匹配地層主應(yīng)力走向，導(dǎo)致水竄、水淹，水驅(qū)動(dòng)用程度低，這是造成砂礫巖油田低效開發(fā)的主要原因。

（3）勝利油田砂礫巖油藏埋藏較深，厚度大，有效開發(fā)此類油藏需要綜合運(yùn)用多段壓裂與徑向水射流鉆孔技術(shù)，對(duì)縱向儲(chǔ)層一次動(dòng)用，平面水流線方向應(yīng)平行地層主應(yīng)力走向；根據(jù)儲(chǔ)層物性差異，改變壓裂裂縫長(zhǎng)度、徑向水射流長(zhǎng)度和鉆孔密度，均衡注采剖面，連通井間砂體，提高儲(chǔ)量控制程度，增加水驅(qū)動(dòng)用，最終提高采收率。

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